06_境外及港澳台调查报告_part04.md
06_境外及港澳台调查报告 · 整合分片 part04
本片含 90 份报告。
| FD06354 | 2024_JP_TokyoFD_TokyoFireWhitePaper_2024.pdf | 2024 | ||||
| FD06355 | 2024_日本_東京消防庁_危険物施設等事故概要_火灾报告.pdf | 2024 | ||||
| FD06356 | 2024_日本_東京消防庁_危険物行政現況_火灾报告.pdf | 2024 | ||||
| FD06357 | 2025_JP_FDMA_2025_Ofunato_Wildland_Fire_Cause_Investigation_Report.pdf | 2025 | ||||
| FD06358 | 2025_JP_FDMA_2025_WhitePaper_Release.pdf | 2025 | ||||
| FD06359 | 2025_日本_大阪市消防局_消防年報_火灾报告.pdf | 2025 | ||||
| FD06360 | 2025_日本_東京消防庁_危険物施設等事故概要_火灾报告.pdf | 2025 | 焊接/动火 | |||
| FD06361 | 2025_日本消防厅_大船渡市林野火災原因調査報告_火灾报告(日文).md | 2025 | 纵火 | |||
| FD06362 | 2026_JP_FDMA_2026_OsakaDotonbori_FinalReport_Notice.pdf | 2026 | ||||
| FD06363 | 1983_美国_油 储罐 安全 Study - Oil Tank Safety Study__最终报告.pdf | 1983 | ||||
| FD06364 | 1992_美国_SodiumHydrosulfide:_PreventingHarm-_Sodium_Hydrosulfide_Preventing_Harm__最终报告.pdf | 1992 | ||||
| FD06365 | 1998_美国_ManagementChange-_Management_of_Change__安全通报.pdf | 1998 | ||||
| FD06366 | 1998_美国_Morton_International_公司_失控_化学品反应-_Morton_International_Inc._Runaway_Chemical_Reaction__调.pdf | 1998 | 化工/石化 | |||
| FD06367 | 1998_美国_West 肥料 爆炸 与 火灾 - West Fertilizer Explosion and Fire__最终报告_7.pdf | 1998 | 燃气/爆炸 | |||
| FD06368 | 1998_美国_sierra-chemical-co-high-explosives-accident.pdf | 1998 | ||||
| FD06369 | 1998_美国_sonat-exploration-co-catastrophic-vessel-overpressurization.pdf | 1998 | ||||
| FD06370 | 1999_美国_Concept_Sciences_Hydroxylamine爆炸-_Concept_Sciences_Hydroxylamine_Explosion__最终报告.pdf | 1999 | 燃气/爆炸 | |||
| FD06371 | 1999_美国_Tosco_Avon_炼油厂_Petroleum_Naphtha火灾-_Tosco_Avon_Refinery_Petroleum_Naphtha_Fire__最终报告.pdf | 1999 | 化工/石化 | |||
| FD06372 | 1999_美国_tosco-avon-refinery-petroleum-naphtha-fire.pdf | 1999 | ||||
| FD06373 | 2000_美国_Didion Milling 公司 爆炸 与 火灾 - Didion Milling Company Explosion and Fire__最终报告_4.pdf | 2000 | 燃气/爆炸 | |||
| FD06374 | 2000_美国_Sonat_Exploration_公司_Catastrophic_VesselOverpressurization-_Sonat_Exploration_Co._Catast.pdf | 2000 | ||||
| FD06375 | 2000_美国_bio-lab-inc-conyers-fire-and-chemical-release.pdf | 2000 | ||||
| FD06376 | 2001_美国_Bethlehem_Steel_公司_气体_Condensate火灾-_Bethlehem_Steel_Corporation_Gas_Condensate_Fire__最终报.pdf | 2001 | ||||
| FD06377 | 2001_美国_bp-amoco-thermal-decomposition-incident.pdf | 2001 | ||||
| FD06378 | 2002_美国_BP_Amoco_热_分解事故-_BP_Amoco_Thermal_Decomposition_Incident__最终报告.pdf | 2002 | ||||
| FD06379 | 2002_美国_Cuisine_Solutions_氨泄漏-_Cuisine_Solutions_Ammonia_Release__最终报告.pdf | 2002 | 燃气/爆炸 | |||
| FD06380 | 2002_美国_Motiva_Enterprises_Sulfuric_Acid_储罐爆炸-_Motiva_Enterprises_Sulfuric_Acid_Tank_Explosion.pdf | 2002 | 燃气/爆炸 | |||
| FD06381 | 2002_美国_first-chemical-corp-reactive-chemical-explosion.pdf | 2002 | ||||
| FD06382 | 2002_美国_third-coast-industries-petroleum-products-facility-fire.pdf | 2002 | ||||
| FD06383 | 2003_美国_CTA_Acoustics_粉尘_爆炸_与火灾-_CTA_Acoustics_Dust_Explosion_and_Fire__最终报告_2.pdf | 2003 | 燃气/爆炸 | |||
| FD06384 | 2003_美国_IsotecSigma_Aldrich_Nitric_Oxide爆炸-_Isotec_Sigma_Aldrich_Nitric_Oxide_Explosion最终报告.pdf | 2003 | 燃气/爆炸 | |||
| FD06385 | 2003_美国_Technic_公司_Ventilation_System爆炸-_Technic_Inc._Ventilation_System_Explosion__最终报告.pdf | 2003 | 燃气/爆炸 | |||
| FD06386 | 2003_美国_West_Pharmaceutical_服务_粉尘_爆炸_与火灾-_West_Pharmaceutical_Services_Dust_Explosion_and_Fire.pdf | 2003 | 燃气/爆炸 | |||
| FD06387 | 2003_美国_cta-acoustics-dust-explosion-and-fire.pdf | 2003 | ||||
| FD06388 | 2003_美国_d-d-williamson-and-co-catastrophic-vessel-failure.pdf | 2003 | ||||
| FD06389 | 2003_美国_hayes-lemmerz-dust-explosions-and-fire.pdf | 2003 | ||||
| FD06390 | 2004_US_CSB_Formosa_Plastics_Vinyl_Chloride_Explosion_Investigation_Report.pdf | 2004 | ||||
| FD06391 | 2004_美国_DPC_Enterprises_Glendale_氯气泄漏-_DPC_Enterprises_Glendale_Chlorine_Release__调查报告.pdf | 2004 | 燃气/爆炸 | |||
| FD06392 | 2004_美国_D_DWilliamson&_公司_Catastrophic_VesselFailure-_D.D.Williamson&_Co._Catastrophic_Vesse.pdf | 2004 | ||||
| FD06393 | 2004_美国_Removal_Hazardous_Material_from_PipingSystems-_Removal_of_Hazardous_Material_from_Piping.pdf | 2004 | ||||
| FD06394 | 2004_美国_giant-industries-refinery-explosions-and-fire.pdf | 2004 | ||||
| FD06395 | 2004_美国_sterigenics-ethylene-oxide-explosion.pdf | 2004 | ||||
| FD06396 | 2005_US_CSB_BP_Texas_City_Refinery_Explosion_and_Fire_Investigation_Report.pdf | 2005 | ||||
| FD06397 | 2005_美国_BP America ( Texas City ) 炼油厂 爆炸 - BP America (Texas City) Refinery Explosion__最终报告.pdf | 2005 | 化工/石化 | 燃气/爆炸 | ||
| FD06398 | 2005_美国_BP America ( Texas City ) 炼油厂 爆炸 - BP America (Texas City) Refinery Explosion__最终报告_2.pdf | 2005 | 化工/石化 | 燃气/爆炸 | ||
| FD06399 | 2005_美国_BP America ( Texas City ) 炼油厂 爆炸 - BP America (Texas City) Refinery Explosion__最终报告_4.pdf | 2005 | 化工/石化 | 燃气/爆炸 | ||
| FD06400 | 2005_美国_BP America ( Texas City ) 炼油厂 爆炸 - BP America (Texas City) Refinery Explosion__最终报告_5.pdf | 2005 | 化工/石化 | 燃气/爆炸 | ||
| FD06401 | 2005_美国_praxair-flammable-gas-cylinder-fire.pdf | 2005 | ||||
| FD06402 | 2006_美国_Bethune_Point_Wastewater_工厂爆炸-_Bethune_Point_Wastewater_Plant_Explosion__调查报告.pdf | 2006 | 厂房/车间 | 燃气/爆炸 | ||
| FD06403 | 2006_美国_Synthron_化学品爆炸-_Synthron_Chemical_Explosion__最终报告.pdf | 2006 | 化工/石化 | 燃气/爆炸 | ||
| FD06404 | 2006_美国_Universal_Form_Clamp_公司_爆炸_与火灾-_Universal_Form_Clamp_Co._Explosion_and_Fire__最终报告.pdf | 2006 | 燃气/爆炸 | |||
| FD06405 | 2006_美国_acetylene-service-company-gas-explosion.pdf | 2006 | ||||
| FD06406 | 2006_美国_bethune-point-wastewater-plant-explosion.pdf | 2006 | ||||
| FD06407 | 2006_美国_cai---arnel-chemical-plant-explosion.pdf | 2006 | ||||
| FD06408 | 2006_美国_partridge-raleigh-oilfield-explosion-and-fire.pdf | 2006 | ||||
| FD06409 | 2006_美国_synthron-chemical-explosion.pdf | 2006 | ||||
| FD06410 | 2007_US_CSB_T2_Laboratories_Reactive_Chemical_Explosion_Investigation_Report.pdf | 2007 | ||||
| FD06411 | 2007_美国_BPAmerica(_Texas_City)_炼油厂爆炸-_BPAmerica(Texas_City)_Refinery_Explosion__最终报告_2.pdf | 2007 | 化工/石化 | 燃气/爆炸 | ||
| FD06412 | 2007_美国_EQ_Hazardous_Waste_工厂_爆炸_与火灾-_EQ_Hazardous_Waste_Plant_Explosions_and_Fire__最终报告.pdf | 2007 | 厂房/车间 | 燃气/爆炸 | ||
| FD06413 | 2007_美国_barton-solvents-explosions-and-fire.pdf | 2007 | ||||
| FD06414 | 2007_美国_valero-mckee-refinery-propane-fire.pdf | 2007 | ||||
| FD06415 | 2008_CSB_2008_Imperial_Sugar_Dust_Explosion_and_Fire_Investigation_Report.pdf | 2008 | ||||
| FD06416 | 2008_美国_Bayer CropScience Pesticide Waste 储罐 爆炸 - Bayer CropScience Pesticide Waste Tank Explosion__最终报告.pdf | 2008 | 燃气/爆炸 | |||
| FD06417 | 2008_美国_Bayer CropScience Pesticide Waste 储罐 爆炸 - Bayer CropScience Pesticide Waste Tank Explosion__最终报告_3.pdf | 2008 | 燃气/爆炸 | |||
| FD06418 | 2008_美国_allied-terminals-fertilizer-tank-collapse.pdf | 2008 | ||||
| FD06419 | 2008_美国_barton-solvents-flammable-liquid-explosion-and-fire.pdf | 2008 | ||||
| FD06420 | 2009_CSB_2009_Caribbean_Petroleum_CAPECO_Tank_Terminal_Explosion_and_Fires_Investigation_R.pdf | 2009 | ||||
| FD06421 | 2009_美国_Bayer CropScience Pesticide Waste 储罐 爆炸 - Bayer CropScience Pesticide Waste Tank Explosion__最终报告_2.pdf | 2009 | 燃气/爆炸 | |||
| FD06422 | 2009_美国_CITGO_炼油厂_氢氟_Acid_泄漏_与火灾-_CITGO_Refinery_Hydrofluoric_Acid_Release_and_Fire__最终报告.pdf | 2009 | 化工/石化 | 燃气/爆炸 | ||
| FD06424 | 2009_美国_Kleen_Energy_Natural_气体爆炸-_Kleen_Energy_Natural_Gas_Explosion__最终报告.pdf | 2009 | 燃气/爆炸 | |||
| FD06425 | 2009_美国_veolia-environmental-services-flammable-vapor-explosion-and-fire.pdf | 2009 | ||||
| FD06426 | 2010_CSB_2010_Kleen_Energy_ConAgra_Gas_Blow_Explosion_Urgent_Recommendation.pdf | 2010 | ||||
| FD06427 | 2010_美国_BP America ( Texas City ) 炼油厂 爆炸 - BP America (Texas City) Refinery Explosion__最终报告_3.pdf | 2010 | 化工/石化 | 燃气/爆炸 | ||
| FD06431 | 2010_美国_E_I_DuPont_De_Nemours_公司_Fatal_Hotwork爆炸-_E._I._DuPont_De_Nemours_Co._Fatal_Hotwork_Expl.pdf | 2010 | 燃气/爆炸 | |||
| FD06432 | 2010_美国_Horsehead_Holding_公司_Fatal_爆炸_与火灾-_Horsehead_Holding_Company_Fatal_Explosion_and_Fire__最.pdf | 2010 | 燃气/爆炸 | |||
| FD06433 | 2010_美国_Macondo Blowout 与 爆炸 - Macondo Blowout and Explosion__最终报告_3_2.pdf | 2010 | 燃气/爆炸 | |||
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| FD06435 | 2010_美国_Macondo Blowout 与 爆炸 - Macondo Blowout and Explosion__最终报告_4.pdf | 2010 | 燃气/爆炸 | |||
| FD06436 | 2010_美国_Macondo Blowout 与 爆炸 - Macondo Blowout and Explosion__最终报告_5.pdf | 2010 | 燃气/爆炸 | |||
| FD06437 | 2010_美国_Macondo Blowout 与 爆炸 - Macondo Blowout and Explosion__最终报告_6.pdf | 2010 | 燃气/爆炸 | |||
| FD06438 | 2010_美国_Seven_Key_Lessons_Prevent_Worker_Deaths_During_Hot_Work_于_与_Around储罐-_Seven_Key_Lessons.pdf | 2010 | ||||
| FD06439 | 2010_美国_conagra-natural-gas-explosion-and-ammonia-release.pdf | 2010 | ||||
| FD06440 | 2010_美国_e-i-dupont-de-nemours-co-fatal-hotwork-explosion.pdf | 2010 | ||||
| FD06441 | 2010_美国_packaging-corporation-storage-tank-explosion.pdf | 2010 | ||||
| FD06442 | 2010_美国_texas-tech-university-chemistry-lab-explosion.pdf | 2010 | ||||
| FD06443 | 2011_美国_Hoeganaes 公司 Fatal 闪燃 火灾 - Hoeganaes Corporation Fatal Flash Fires__最终报告.pdf | 2011 | ||||
| FD06444 | 2011_美国_Hoeganaes 公司 Fatal 闪燃 火灾 - Hoeganaes Corporation Fatal Flash Fires__最终报告_2.pdf | 2011 | ||||
| FD06445 | 2011_美国_Texas_Tech_University_Chemistry_Lab爆炸-_Texas_Tech_University_Chemistry_Lab_Explosion__最终.pdf | 2011 | 燃气/爆炸 | |||
| FD06446 | 2011_美国_油 储罐 安全 Study - Oil Tank Safety Study__最终报告_2.pdf | 2011 | ||||
| FD06447 | 2012_CSB_2012_Chevron_Richmond_Refinery_Pipe_Rupture_and_Fire_Regulatory_Report.pdf | 2012 |
FD06354 | 2024_JP_TokyoFD_TokyoFireWhitePaper_2024.pdf
分类:06_境外及港澳台调查报告 | 年份:2024 | 地域: | 严重程度: | 场所: | 起火原因: | 来源格式:pdf
White Paper on TOKYO Fire Service 2024 令和6年版 東京の消防白書 2024
まえがき 東京消防庁は、昭和23 年3 月7 日に発足して以来、都民の生命、身体及び財産を 災害から守るため、災害活動はもとより、地域の皆様と一体となって各種取組を推進し てまいりました。本年は、年始から石川県能登半島において最大震度7 を観測した地 震や東京国際空港における航空機火災など、大規模な災害が立て続けに発生しており、 消防機関へ求められる職責の重さを改めて痛感しております。 さて、令和5 年中の当庁管内の災害状況は、火災件数が4,330 件であり、これは 過去10 年間で3 番目に多い件数となります。一方、救急出場件数は918,311 件と前 年比で約4 万6 千件増加して過去最多を更新し、連日続いた夏の猛暑に加え、インフ ルエンザの流行等の要因により救急需要が格段に増大しました。増大する救急需要に 対しては、非常用救急小隊の運用に加え、緊急性が高いと思われる傷病者に対して優 先的に救急車を向かわせる「重症対応救急小隊」の運用を試行するとともに、「救急車 ひっ迫アラート」というキーワードを用いて、救急車の適時適切な利用を強く呼びかけ るなど、全庁を挙げて対応してまいりました。今後も真に救急車を必要とする傷病者に いち早く救急車を向かわせることができるよう、119 番通報受付体制及び救急出場体 制の強化を図り、増大する救急需要に的確に対応してまいります。 また、令和5 年は、関東大震災から100 年という節目の年であったことから、過去 から得た教訓を踏まえて地域住民、町会・自治会、事業所、学校等、地域の様々な主 体に対して積極的な防火防災訓練の実施を促すとともに、消防署が中心となって地域の 各主体同士が連携した共助体制の構築に努め、地域の防災力向上を図りました。さらに、 災害対応力をより一層強化するため、消防救助機動部隊が有する機能を都内の地域の 特性に合わせて再整理し、車両の増強や配置転換を行いました。今後も首都直下地震 や激甚化する自然災害等に的確に対応するため、共助・公助体制の強化に努めてまい ります。 東京消防庁では、職員が一致団結し、あらゆる災害に対して万全の体制を整え、 100 年先も都民が安全・安心に暮らせる東京の実現に向けて邁進してまいりますので、 今後とも当庁の行政運営に対するご支援、ご協力を賜りますようお願いいたします。 令和6 年9 月 東京消防庁 消防総監吉田 義実
特集 ダイアリー .......................................................................................................................................2 東京消防ダイアリー2023 ~1年を振り返る~ 特集 災害の記録 ....................................................................................................................................4 大規模航空機火災 / 大規模倉庫の大火災に挑む! / 激しく延焼中 火災に立ち向かう / 安全・確実に救助する / 陸と水 空と山 命を救う確かな連携 特集 救急・防災・予防 ...........................................................................................................18 令和5年救急出場件数 過去最多件数を更新! / 適切に処置 迅速に搬送 / 真摯に安全性を確かめる / 身近に接して理解を深める 地域の防災は皆で担う! / 育てる!将来を担う防災リーダー 特集 施設・装備 .................................................................................................................................. 30 新庁舎完成 ・国分寺消防署 ・福生消防署 ・清瀬消防署 他5所 消防力の充実強化 ・救出救助車(全地形活動車) 小型救助用重機(油圧ショベル) ・はしご車(40m 級) 指揮隊車(小型) 特集 消防団 ................................................................................................................................................. 36 特集 能登半島地震発生に伴う緊急消防援助隊派遣 ... 40 特集 東京国際消防防災展2023 ..........................................................................44 特集 消防特別警戒 .........................................................................................................................46 ・『G7 広島サミット』開催に伴う応援部隊の派遣 ・『東京マラソン2023』開催に伴う消防特別警戒 ・『THE ROAD RACE TOKYO TAMA 2023』開催に伴う消防特別警戒 1 2 3 4 5 6 7 8 トピックス 東京の消防白書2024 目次 まえがき 目次
東京の消防白書 2024 目次 第1 節 火災の現況と近年の傾向 ~火災の恐ろしさを知る~ 1 火災の状況....................................................................................................................................................................54 2 火災による死傷者の状況......................................................................................................................................58 (1)火災による死者 (2)火災による負傷者 3 主な出火原因別発生状況..................................................................................................................................... 59 4 建物用途別の火災状況............................................................................................................................................61 5 住宅火災の現況.......................................................................................................................................................... 62 (1)住宅火災の状況 (2)住宅火災による死者の状況 (3)住宅用火災警報器等の設置状況 第2 節 消防活動の現況 ~精強な消防部隊とその活動~ 1 火災出場の状況...........................................................................................................................................................67 (1)出場件数(車両数)・出場人員、活動時間 (2)救助・避難誘導人員 2 救助活動の状況..........................................................................................................................................................68 (1)出場件数(車両数)・出場人員 (2)事故種別状況・救助人員 3 危険排除等の状況.................................................................................................................................................... 69 4 緊急確認の状況.......................................................................................................................................................... 70 5 救護活動(PA 連携)の状況..................................................................................................................................71 第3 節 救急活動の現況 ~救急出場の状況と「#7119」の有効活用〜 1 救急出場の状況.......................................................................................................................................................... 73 (1)救急活動総括表 (2)過去5 年間の推移 (3)日別最多出場件数 (4)地域別救急出場件数 (5)活動時間・距離 (6)事故種別ごとの出場件数 (7)月別・時間帯別出場件数 2 救護・搬送人員の状況 ......................................................................................................................................80 (1)救護・搬送人員過去5 年間の推移 (2)搬送人員 数字で見る令和5 年中の 東京消防庁管内の災害動向等 第1章 [ 統計データ]
(1)救命講習受講者の推移 (2)応急手当の状況 (3)応急手当実施者 4 「♯7119」東京消防庁救急相談センターの現況...................................................................................84 (1)受付状況 (2)救急相談の内訳 (3)相談対象者の年齢 第4 節 防災活動の現況 ~地域防災力の向上へ向けて~ 1 防火防災訓練の実施状況.....................................................................................................................................86 (1)防火防災訓練 (2)総合防災教育 2 住まいの防火防災診断の実施状況................................................................................................................. 87 3 日常生活事故の発生状況...................................................................................................................................... 88 (1)令和5 年中の概要 (2)乳幼児(5歳以下)の事故発生状況 (3)高齢者(65 歳以上)の事故発生状況 4 家具類の転倒・落下・移動防止対策の実施状況と実施率...............................................................92 (1)家具類の転倒・落下・移動防止対策の実施率 (2)近年発生した地震に伴う家具転対策実施状況と負傷状況 5 災害時支援ボランティアの状況......................................................................................................................... 94 (1)登録者数 (2)活動項目別の件数・参加者数 第5 節 予防活動の現況 ~火災を未然に防ぐために~ 1 火災予防査察の現況...............................................................................................................................................96 (1)立入検査実施状況 (2)行政措置と違反対象物の公表制度の状況 (3)優良防火対象物認定表示制度(優マーク制度)の状況 (4)各種点検報告の状況 2 建物数の推移と防火管理者選任状況等.....................................................................................................101 (1)建物数の推移 (2)防火管理者選任状況 3 事業所における自衛消防訓練の状況..........................................................................................................106 4 危険物行政の現況..................................................................................................................................................106 (1)施設区分別にみた危険物施設の実態 (2)事故種別ごとの発生状況 (3)発生要因別の事故発生状況 (4)施設区分別の事故発生状況 (5)危険物施設等の事故事例
東京の消防白書 2024 目次 第1 節 組 織 ~セーフ シティ東京を担う~ 1 東京消防庁の概要...................................................................................................................................................114 (1)東京消防庁のあゆみ (2)消防の任務 (3)重点施策・予算 2 組織体制.......................................................................................................................................................................117 (1)階級・職員定数 (2)組織図 (3)東京消防庁管轄区域 (4)東京消防庁管轄区域(方面別) (5)消防車両等の配置状況 第2 節 安全推進体制 ~安全文化の更なる醸成を目指して~ 1 安全推進部創設の経緯.......................................................................................................................................128 2 東京消防庁安全憲章の制定............................................................................................................................128 3 安全を推進するための様々な取組み......................................................................................................... 130 (1)3層の体制による会議体 (2)安全教育 (3)安全評価 4 安全技術課の沿革.................................................................................................................................................131 5 調査研究......................................................................................................................................................................131 6 安全に関する調査分析........................................................................................................................................132 (1)職務内事故の調査分析 (2) 組織の安全文化を測るための調査分析 7 火災鑑定等................................................................................................................................................................133 (1)火災鑑定 (2)危険物判定試験 (3)危険物確認試験 (4)分析測定 第3 節 消防活動体制 ~あらゆる災害に的確に対応~ 1 出場体制...................................................................................................................................................................... 134 (1)火災 (2)救急 (3)救助 (4)大規模災害 (5)危険排除 (6)緊急確認 (7)PA 連携 2 消火活動...................................................................................................................................................................... 136 (1)ポンプ隊 (2)特別消火中隊 (3)はしご隊 (4)指揮隊 3 救助活動...................................................................................................................................................................... 138 (1)特別救助隊 (2)水難救助隊 (3)山岳救助隊 (4)消防救助機動部隊(通称:ハイパーレスキュー) (5)航空消防救助機動部隊(通称:エアハイパーレスキュー) (6)即応対処部隊 東京消防庁の組織と活動 第2章
(1)地域特性 (2)水害が起こる危険性 (3)東京消防庁の活動体制 (4)水防活動 (5)関係機関との連携 (6)NBC 災害への対応 6 航空消防...................................................................................................................................................................... 145 (1)航空隊の概要 (2)航空隊の現況 (3)航空隊の活動 7 港湾消防.......................................................................................................................................................................149 (1)東京港について (2)港湾における関係機関との連携体制 (3)東京港の消防体制 (4)災害の事例紹介 8 指令管制.......................................................................................................................................................................151 (1)災害救急情報センター (2)119 番通報の仕組み 9 消防応援...................................................................................................................................................................... 156 (1)応援協定 (2)緊急消防援助隊 (3)国際消防救助隊 10 訓練体制...................................................................................................................................................................159 (1)消防活動技術訓練効果確認 (2)消防救助技術大会 第4 節 救急活動 ~一人でも多くの命を救うために~ 1 救急活動体制............................................................................................................................................................162 2 救急医療機関との連携体制.............................................................................................................................163 3 救急車の適時・適切な利用.............................................................................................................................164 (1)「#7119」東京消防庁救急相談センター (2)東京版救急受診ガイド 4 応急手当の普及体制.............................................................................................................................................166 5 患者等搬送事業者..................................................................................................................................................168 第5 節 防災行政 ~自助・共助と備えの大切さ~ 1 震災等の自然災害対策.........................................................................................................................................170 (1)震災対策基本方針 (2)地震火災に関する調査研究 (3)室内安全対策 (4)防火防災訓練 (5)災害時支援ボランティア (6)震災対策以外の基本方針 2 住宅防火対策.............................................................................................................................................................182 (1) 出火防止対策 (2)住宅用防災機器等の普及促進 3 日常生活事故防止対策........................................................................................................................................186 (1)こどもの事故防止対策 (2)高齢者の事故防止対策 (3)季節の事故に関する事故防止対策 (4)社会的関心が高い事故及び重大事故防止対策
東京の消防白書 2024 目次 4 要配慮者の安全対策.............................................................................................................................................188 (1)要配慮者の居住環境の安全化 (2)要配慮者及び支援者の防災行動力の強化 (3)要配慮者の安全を確保する通報制度 5 自主防災組織の育成指導...................................................................................................................................193 (1)女性防火組織 (2)消防少年団 (3)幼年消防クラブ 6 消防水利...................................................................................................................................................................... 196 (1)東京消防庁の水利整備基準 (2)水利整備事業 (3)消防水利の維持管理 第6 節 予防行政 ~建物の安全性を確保~ 1 建物の設計段階からの防火安全................................................................................................................... 198 (1)消防同意 (2)建物の使用・変更等の届出 (3)消防用設備等の設置・変更等の届出 (4)火気設備・電気設備等の設置・変更等の届出 (5)使用検査・中間検査 2 危険物規制.................................................................................................................................................................202 (1)危険物施設の規制と保安管理 (2)危険物施設における自然災害対策の推進 (3)ガスの保安対策と届出 3 火災予防査察............................................................................................................................................................204 (1)立入検査 (2)行政措置 (3)安全・安心情報の発信 (4)点検報告制度 4 防火防災管理............................................................................................................................................................209 (1)防火防災管理制度 (2)自衛消防隊及び自衛消防訓練 (3)事業所からの迅速な119 番通報制度 5 資格試験と講習........................................................................................................................................................219 (1)消防設備士 (2)危険物取扱者 (3)自衛消防技術試験と自衛消防技術認定証の交付 (4) 防火・防災管理講習 (5)防災センター要員講習 (6)自衛消防業務講習 (7)防火管理技能講習 (8)消防設備点検資格者講習と免状の交付 (9)防火安全技術講習 (10)石油機器技術管理講習 6 火災調査......................................................................................................................................................................224 (1)火災調査の目的 (2)火災調査体制 (3)火災調査業務 第7 節 広報広聴活動 ~都民のニーズに合わせた広報~ 1 広報活動の概要.......................................................................................................................................................229 (1)主な広報媒体 (2)主な広報行事
(1)都民相談窓口 (2)消防に関する世論調査・インターネット調査 (3)イベント会場におけるアンケート 第8 節 消防学校 ~消防人を育てる~ 1 消防学校の沿革・役割........................................................................................................................................234 (1)消防学校の沿革 (2)消防学校の目的 2 学校教養......................................................................................................................................................................236 (1)初任教育 (2)幹部研修 (3)専科研修 3 委託教養......................................................................................................................................................................239 (1)委託研修 (2)受託研修 第9 節 装備工場 ~昼夜を問わず消防隊をサポート~ 1 装備工場のあゆみ..................................................................................................................................................240 2 業務内容......................................................................................................................................................................240 (1)確実な機器を災害現場へ (2)所属支援体制 3 大規模災害等への支援........................................................................................................................................241 第10 節 国際化への対応 ~グローバルな消防へ~ 1 国際協力......................................................................................................................................................................242 (1)国際緊急援助隊(JDR) (2)海外消防関係者等への対応 2 国際会議への参加..................................................................................................................................................244 3 東京都在住または滞在中の外国人への対応 ........................................................................................245 (1)安全・安心に関する情報の発信 (2)コミュニケ―ション支援ツール
東京の消防白書 2024 目次 第1 節 組 織 ~地域を守る消防団~ 1 消防団の概要............................................................................................................................................................249 2 特別区消防団の体制等........................................................................................................................................250 (1)設置 (2)任務 (3)活動体制 (4)主な行事 (5)施設・装備資機材 (6)消防団の充実強化を図る制度 (7)消防学校が実施している学校訓練 3 多摩・島しょ地域の消防団の体制等.........................................................................................................256 (1)各市町村主催による教育訓練 (2)東京都消防訓練所が実施している教育訓練 第2 節 活 動 ~地域防災力の要~ 1 活動状況(統計)....................................................................................................................................................258 (1)出場件数 (2)警戒件数 (3)教育訓練件数 2 活動事例......................................................................................................................................................................259 (1)災害活動 (2)教育訓練 (3)消防特別警戒 (4)消防演習 (5)総合防災教育等 消防団の組織と活動 第3章 附属資料1 各種諮問機関等.................................................................................................................................266 1 火災予防審議会 (1)人命安全対策部会 (2)地震対策部会 2 救急業務の適正な推進に関する機関等 (1)東京消防庁救急業務懇話会 (2)東京都メディカルコントロール協議会 附属資料2 見学・体験施設の紹介..................................................................................................................268 消防博物館 防災館 附属資料3 統計表......................................................................................................................................................273 附属資料4 職員採用情報......................................................................................................................................332 附属資料
キュータのQ&A 1 119 番通報したとき、気をつけることは何?................................................................................155 2 応急手当をして、症状が悪化したら、責任を問われるの?...................................................167 3 VR 防災体験車や防火防災訓練の情報はどこで知ることができるの?...........................177 4 住宅用火災警報器の交換の時期はいつ頃なの?............................................................................183 5 一人暮らしのおじいちゃんのお家が、火事になったらどうしよう… ............................188 6 消防用設備の維持管理はどうするの?.................................................................................................208 7 防火管理者って何?..........................................................................................................................................209 コラム 1 熱中症の予防対策を!.......................................................................................................................................74 2 救急機動部隊............................................................................................................................................................76 3 救急車ひっ迫アラート.......................................................................................................................................76 4 デイタイム救急隊..................................................................................................................................................79 5 セルフスタンドで安全に給油するためのポイント.......................................................................110 6 特別救助隊員 ~どんな状況であっても助ける~.......................................................................141 7 ヘリポート記号ⒽとⓇの違い.....................................................................................................................147 8 聴覚や発語に障がいのある方への対応.................................................................................................155 9 東京都ドクターヘリとの連携.....................................................................................................................167 10 心肺そ生を望まない傷病者への対応について.................................................................................169 11 「東京マイ・タイムライン」..........................................................................................................................179 12 新宿消防署機動査察隊活動中! ~今日も繁華街地域の防火安全のために~..........207 13 「ネットで自衛消防訓練」...............................................................................................................................214 14 防災センター要員とは…...............................................................................................................................223 15 〜身近な製品からの火災事例〜................................................................................................................228 YouTube 東京消防庁公式チャンネル 1 【ティモンディ】住宅火災への備え やればできる!..................................................................64 2 知ろう!! 日常に潜む危険(こども編).....................................................................................................89 3 気をつけよう!日常生活事故(高齢者屋外編)..................................................................................91 4 気をつけよう!日常生活事故(高齢者屋内編)..................................................................................91 5 【家具転対策PV】その時家具が凶器になる!(戸建住宅編)...................................................92 6 東京消防庁紹介ビデオ ~SPIRITS ~ ..................................................................................................114 7 東京消防庁航空消防救助機動部隊 活動紹介.................................................................................145 8 【Live119】あなたのスマホが命を救う!..........................................................................................154 9 救急車の適時・適切な利用の啓発...........................................................................................................164 キュータのQ&A、コラム YouTube 東京消防庁公式チャンネル
東京の消防白書 2024 目次 東京の消防白書のアンケートにご協力ください! 東京消防庁では、今後、東京の消防白書をより親しみをもってご覧になっ ていただけるよう、ご意見を募集しています。 右記のQRコードから東京消防庁公式アプリにログインし、 アンケートフォームにご入力ください。 今後の東京の消防白書作成に活用させていただきます。 入力はこちらから↑ 10 東京消防庁救急相談センター.....................................................................................................................164 11 優マーク制度PV「優マークマン(3D)」15 秒ver..................................................................206 12 花は咲く(東日本大震災).............................................................................................................................230 13 音楽隊カラーガーズ隊PR 動画.................................................................................................................230 14 消防学校の1日-寮生活から授業の様子までー............................................................................236 15 実科査閲-消防学校学生による訓練の様子-.................................................................................236 16 消防団に入ろう!! .............................................................................................................................................249
東京消防ダイアリー2023 令和5年東京消防出初式挙行(1月) 令和5年東京消防出初式挙行(1月) ★春の火災予防運動 ★東京マラソン2023開催 に伴う消防特別警戒 ●救急隊の機動的運用の本格運用開始 (八王子消防署、町田消防署) ◆飛火により複数の建物に延焼拡大した 第2出場火災 ★危険物安全週間 ★東京国際消防防災展 2023開催 1月 2023 3月 2023 4月 2023 5月 2023 6月 2023 2月 2023 ★令和5年東京消防出初式 ★文化財防火デー 東京消防庁安全憲章の制定(2月) 東京消防庁安全憲章の制定(2月) 春の火災予防運動(3月) 春の火災予防運動(3月) 文化財防火デー 文化財防火デー(1月) (1月) ●東京消防庁安全憲章の制定 ◆建物10棟を焼損した第2出場 火災 ★G7広島サミット開催に伴う 消防特別警戒 ◆工事現場のクレーン車が車 両3台の上に横転した救助 活動
〜1年を振り返る〜 ★秋の火災予防運動 ●総合震災消防訓練 ◆乗用車が歩道に突っ込み複 数傷者が発生した救助活動 ★救急医療週間 ◆建築工事現場での墜落により複 数の傷者が発生した救助活動 「救急車ひっ迫アラート」初発表(7月) 「救急車ひっ迫アラート」初発表(7月) 7月 2023 9月 2023 10月 2023 11月 2023 12月 2023 8月 2023 ◆災害等 ★イベント等 ●施策等 凡例 凡例 ●救急小隊(赤羽、小平、国分寺)、 デイタイム救急小隊(成城、向島、 八王子、町田)増隊 ★危機管理産業展2023 ★隅田川花火大会開催に 伴う消防特別警戒 ●救急車ひっ迫アラート 初発表 ◆爆発により複数の傷者 が発生した建物火災 ◆要救助者発見まで時間 を要した第2出場火災 秋の火災予防運動(11 月) 秋の火災予防運動(11 月) 総合震災消防訓練(11 月) 総合震災消防訓練(11 月) 救急小隊及びデイタイム救急小隊増隊(10月) 救急小隊及びデイタイム救急小隊増隊(10月) ★防災週間 ◆三連はしごを活用 して複数の要救助 者を救助した建物 火災 ●持続可能な執行体制構築に向けたプ ロジェクトチーム設置 ◆アーケード街で発生した第2出場火災 特 集 1 ダイアリー
54 ページ 火災の現況と近年の傾向は 大規模 規模 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 4
航空機火災 航空機火災 特 集 2 災害の記録 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 5
令和6年1月2日 東京国際空港で発生した航空機火災現場 ▶これまでに経験したことのない大規模な航空機火災であ り、都内から115 の部隊が集結し消防活動にあたった。 ▶航空機燃料を積載しているため、延焼拡大危険に配慮し て屈折放水塔車や無人走行放水装備を活用して遠距離か ら放水を実施した。 ▶海水を活用して大量の水利を確保し、長時間に渡り消火 活動を実施した。 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 6
特 集 2 災害の記録 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 7
大規模倉庫の 大規模倉庫の 令和6年3月9日 瑞穂町箱根ヶ崎で発生した倉庫火災現場 ▶大規模倉庫(延7,500㎡)が全焼する火災であり、都内 から84 の部隊が集結し、消防活動にあたった。 ▶急激な延焼拡大危険及び収容物の荷崩れ危険の恐れのあ る現場であり、重機、無人走行放水装備、大量放水装備 等を活用して対応した。 ▶覚知から鎮火までに長時間(30 時間以上)を要する活動 であった。 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 8
大 特 集 2 災害の記録 火災に挑む! 火災に挑む! White Paper on TOKYO Fire Service 2024 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 9
し く 延 焼 中 し く 延 焼 中 激 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 10 10
火 災 に 立 ち 向 か う 火 災 に 立 ち 向 か う 62 ページ 住宅火災の現況は 特 集 2 災害の記録 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 11 11
67 ページ 消防活動の現況は White Paper on TOKYO Fire Service 2024 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 12 12
特 集 2 災害の記録 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 13 13
68 ページ 救助活動の状況は 安 確 全 ・全 ・ 実 に実 に White Paper on TOKYO Fire Service 2024 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 14 14
救 助 す る 救 助 す る 特 集 2 災害の記録 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 15 15
138 ページ 水難救助隊は 命を救う 命を救う と 陸 水 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 16 16
145 ページ 航空消防は 139 ページ 山岳救助隊は 確かな連携 確かな連携 と 特 集 2 災害の記録 山 空 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 17 17
700,000 750,000 800,000 850,000 900,000 950,000 平成27 年 平成28 年 平成29 年 平成30 年 令 759,802 777,382 785,184 818,062 東京消防庁救急相談センター 病院? 救急車? 迷ったら… 電話で相談! 東京版救急受診ガイド ネットでガイド! 過 件 918,311件 918,311 令和5 年 救急出場件数 真に緊急を要する方の救命につなげるために、 救急車の適正利用にご協力を! White Paper on TOKYO Fire Service 2024 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 18 18
令和元年 令和2 年 令和3 年 令和4 年 令和5 年 872,075 825,929 720,965 743,703 4 万 6 千 件 約 増 加 ( 前 年 比 ) 過去最多件数を更新! 過去最多件数を更新! 過去最多件数を更新! 特 集 3 救急 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 19 19
72 ページ 救急活動の現況は 適切に処置 切に処置 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 20 20
迅 特 集 3 救急 速に搬送 速に搬送 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 21 21
安 建築物中間検査 建築物中間検査 繁華街特別査察 繁華街特別査察 真摯に 真摯に 全性を 全性を 198 ページ 予防行政は White Paper on TOKYO Fire Service 2024 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 22 22
火災調査 火災調査 地下タンク貯蔵所中間検査 地下タンク貯蔵所中間検査 移動タンク貯蔵所立入検査 移動タンク貯蔵所立入検査 確かめる 確かめる 特 集 3 予防 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 23 23
接して して 身近に 身近に White Paper on TOKYO Fire Service 2024 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 24 24
特 集 3 予防 理解を深める 理解を深める 229 ページ 広報広聴活動については White Paper on TOKYO Fire Service 2024 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 25 25
地域の防災は 地域の防災は White Paper on TOKYO Fire Service 2024 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 26 26
皆 特 集 3 予防・防災 で担う! で担う! 86 ページ 防火防災訓練については White Paper on TOKYO Fire Service 2024 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 27 27
てる! てる! 育 194 ページ 消防少年団については White Paper on TOKYO Fire Service 2024 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 28 28
特 集 3 防災 将来を担う 将来を担う 防災リーダー 防災リーダー White Paper on TOKYO Fire Service 2024 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 29 29
国分寺消防署 国分寺消防署 福生消防署 福生消防署 庁舎完成 庁舎完成 新 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 30 30
清瀬消防署 清瀬消防署 令和5年中に完成した東京消防庁の新庁舎一覧 国分寺消防署 福生消防署 清瀬消防署 赤羽消防署 志茂出張所 特 集 4 施設 120 ~121 ページ 東京消防庁管轄区域は White Paper on TOKYO Fire Service 2024 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 31 31
救出救助車 救出救助車(全地形活動車) (全地形活動車) 今後高確率で発生が予想されている首都直下地震において、木造密集地域及び倒壊建物で瓦 礫が散乱した過酷な環境下での火災に対し、2台1組で効果的な消防活動を行うことを目的とし た車両です。ホースを積載・延長可能な2人乗りの小型ホース延長車と動力消防ポンプを積載し た4人乗りの小型送水車で構成され、1,000 m先に毎分500L以上の遠距離送水が可能です。 車両概要 ホ ー ス 積 載 状 況 動 力 消 防 ポ ン プ 積 載 状 況 ク ロ ー ラ ー 装 着 時 ウ イ ン チ ・ 牽 引 支 持 金 具 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 32 32
消 防 力 の 充 実 消 防 力 の 充 実
化 強 小型救助用重機 小型救助用重機 (油圧ショベル) (油圧ショベル) 特 集 4 装備 震災時における救助活動や各種災害現場等で使用する小型の油圧シ ョベルで、災害現場の状況によって3種類のアタッチメント(バケット、 油圧式つかみ機、油圧式削岩機)を選択して使用することができます。 車両概要 ブ レ ー ド 赤 色 警 光 灯 油 圧 式 削 岩 機 装 着 時 前 照 灯 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 33 33
はしご車 はしご車(40m級) (40m級) 伸縮水管付き先端バスケット方式の40 m級のはしご車で、火災現場、救助活動 現場等で主に高所からの人命救助を目的とした外国製のはしご車です。バスケット は許容荷重4名(又は360㎏)で、放水量が毎分1,000Lのリモコンノズルを装備 しています。 車両概要 は し ご 全 伸 梯 時 の 様 子 バ ス ケ ッ ト 放 水 銃 背 当 て 部 分 に 空 気 呼 吸 器 を 積 載 可 能 な 構 造 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 34 34
指揮隊車 指揮隊車(小型) (小型) 特 集 4 装備 各種の災害現場において指揮拠点等として運用することを目的とした車両です。 走破性が高い四輪駆動の5人乗りワンボックス型で、現場指揮板及び資機材収納棚 等を積載し、車両上部にルーフキャリア(耐荷重50㎏)等を装備しています。 車両概要 ル ー フ キ ャ リ ア 現 場 指 揮 板 等 収 納 場 所 指 揮 隊 表 示 灯 立 て ( 演 習 旗 立 て と 兼 用 ) 126 ~127 ページ 消防車両等の配置状況は 昇 降 用 は し ご White Paper on TOKYO Fire Service 2024 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 35 35
わが街は わが街は 自ら 自ら る 守 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 36 36
消防団 消防団 249 ページ 消防団の概要については 特 集 5 消防団 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 37 37
共に歩む に歩む 地域と 地域と White Paper on TOKYO Fire Service 2024 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 38 38
特 集 5 消防団 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 39 39
丸となり 丸となり 輪島市河井町 輪島市河井町 (朝市通り) (朝市通り) 能登半島地震発生に伴う緊急消防援助隊派遣 一 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 40 40
救助する 救助する 珠洲市仁江町 珠洲市仁江町 特 集 6 能登半島地震 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 41 41
輪島市渋田町 輪島市渋田町 能登半島地震発生に伴う緊急消防援助隊派遣 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 42 42
輪島市名舟町 輪島市名舟町 輪島市町野町寺山地区 輪島市町野町寺山地区 特 集 6 能登半島地震 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 43 43
東京国際消防防災展2023 防災力を高める 防災力を高める White Paper on TOKYO Fire Service 2024 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 44 44
国 内 最 大 級 の 防 災 イ ベ ン ト 国 内 最 大 級 の 防 災 イ ベ ン ト 特 集 7 東京国際消防 防災展2023 技術と体験 術と体験 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 45 45
『G7広島サミット』開催に伴う 『G7広島サミット』開催に伴う 有事に 有事に えて えて 消防特別警戒 備 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 46 46
応援部隊の派遣 応援部隊の派遣 最善を尽くす 最善を尽くす 特 集 8 消防特別警戒 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 47 47
『東京マラソン2023』 『東京マラソン2023』 開催に伴う消防特別警戒 開催に伴う消防特別警戒 消防特別警戒 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 48 48
『THE ROAD RACE 『THE ROAD RACE TOKYO TAMA 2023』 TOKYO TAMA 2023』 開催に伴う消防特別警戒 開催に伴う消防特別警戒 特 集 8 消防特別警戒 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 49 49
chapter 1 数字で見る令和5年中の 東京消防庁管内の災害動向等 [統計データ] 第 1 章 ● 第1節 火災の現況と近年の傾向〜火災の恐ろしさを知る〜 ● 第2節 消防活動の現況〜精強な消防部隊とその活動〜 ● 第3節 救急活動の現況〜救急出場の状況と「#7119」の有効活用〜 ● 第4節 防災活動の現況〜地域防災力の向上へ向けて〜 ● 第5節 予防活動の現況〜火災を未然に防ぐために〜
第1章 ダイジェスト 数字で見る令和5年中の
第1 節 火災の現況と 近年の傾向 ~火災の恐ろしさを知る~ 第1 節では、最近10 年間の火災件数、 焼損床面積、火災による死傷者数だけで はなく、地域別や建物の用途別の火災件数 をランキングで表示しています。 また、主な火災原因、住宅火災の状況 や住宅用火災警報器の設置状況など、都 民の皆様が火災から身を守るために必要な データを掲載しています。 東京消防庁管内では、高層ビルでの火災や台風や集中豪雨に対する対応など、都市 型災害をはじめとした様々な災害に対応しています。また、救急活動においては、出場 件数が918,311件となり、これは救急隊が34 秒に1回出場していることになります。 ここでは、火災、消防活動、救急活動、防災及び予防活動の現況について、統計データ に基づき説明しています。 ※本書に掲載されている小数点の数値については四捨五入しており、個々の数値の和が合計と一致しない場合があります。 第2 節 消防活動の現況 ~精強な消防部隊とその活動~ 第2 節では、火災、救助、ガソリン等の流 出などに出場する危険排除、自動火災報知設 備等が作動した際に出場する緊急確認、必要 に応じてポンプ隊が救急現場に出場するPA 連 携について、主に出場件数や出場車両数及び 出場人員についてのデータを掲載しています。 0 8,000 16,000 24,000 32,000 40,000 平成26 年平成27 年 平成28 年 平成29 年 平成30 年 令和元年 令和2 年 令和3 年 令和4 年 令和5 年 (件) 4,000 5,000 6,000 7,000 (件) 8,000 3,000 焼損床面積 火災件数 18,295 16,136 4,089 3,953 3,939 3,694 4,805 4,433 4,205 3,982 16,448 21,974 4,330 17,316 20,719 18,604 17,529 20,750 23,478 (m2) 3,973 火 災 件 数 焼 損 床 面 積 54 ページ 67 ページ ■ 図表1-2-1 出場件数(車両数)・出場人員、活動時間の状況 令和5 年 令和4 年 前年比 出場件数(車両数) 7,763 件(69,685 台) 7,283 件(66,714 台) 480 件(2,971 台) 出場人員 284,960 人 273,116 人 11,844 人 活動時間 平均1 時間11 分 平均0 時間56 分 15 分 ■ 図表1-1-1 最近10 年間の火災件数 及び焼損床面積の推移 第
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東京消防庁管内の災害動向等
第5 節 予防活動の現況 ~火災を未然に防ぐために~ 第5 節では、東京都内の一般住宅を除 く建物数の推移、東京の特徴でもある高 層建築物数、建物が完成した後の安全性 を図るための各種点検報告の提出数の推 移等についてのデータを掲載しています。 第3 節 救急活動の現況 ~救急出場の状況と「♯7119」 の有効活用~ 第3 節では、過去5 年間の救急出場件 数の推移をはじめ、日別、地域別の救急 件数をランキングで表示しています。 また、高齢者の搬送人員の推移や熱中 症による搬送人員の推移など、社会情勢に 応じた項目等についてのデータを掲載して います。 96 ページ 86 ページ 72 ページ 第4 節 防災活動の現況 ~地域防災力の向上へ向けて~ 第4 節では、来たるべき災害に備えるため の防火防災訓練の実施状況、家具類の転倒・ 落下・移動防止対策の実施状況及び乳幼児や 高齢者の日常生活における事故種別状況など、 都民生活に関係する内容についてのデータを 掲載しています。 ■ 図表1-3-12 初診時程度別搬送人員 重篤 1.7% 重症 4.4% 死亡0.9% 軽症 54.2% 中等症 38.7% 搬送人員 774,370 人 [統計データ] ■ 図表1-4-1 防火防災訓練の訓練種別ごとの人員 その他 127件 14.5% 幼稚園等 34件 3.9% 福祉施設等 (入所) 92件 10.5% 学校等 28件 3.2% 特定 用途複合 213件 24.3% 事務所等 166件 18.9% ホテル等 217件 24.7% 877件 ■ 図表1-5-5 優良防火対象物・建物の内訳 第
章 ・ 数 字 で 見 る 令 和 5 年 中 の 東 京 消 防 庁 管 内 の 災 害 動 向 等 1 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 53 0 100,000 200,000 300,000 500,000 400,000 (人) ※:一度の訓練で複数の訓練種別を行っている場合があります。 431,633 416,409 294,668 236,115 57,258 28,505 27,164 386,578 そ の 他 の 訓 練 救 出 ・ 救 助 訓 練 出 火 防 止 訓 練 通 報 連 絡 訓 練 身 体 防 護 訓 練 応 急 救 護 訓 練 避 難 訓 練 初 期 消 火 訓 練
第1章 数字で見る令和5年中の ~火災の恐ろしさを知る~ ○ 火災件数は4,330 件(前年比377 件増加)で、令和元年以来4,000 件を超える ○ 火災による死者は86 人(前年比3 人減少)で、高齢者の占める割合が高い ○ 主な出火原因は、1 位:たばこ、2 位:放火(疑いを含む)、3 位ガステーブル等 令和5 年中の東京消防庁管内の火災件 数は4,330 件で、前年と比べ377 件増加 しています。火災件数は減少傾向で推移し ており、平成25 年まで5 千件台でしたが、 平成26 年には4 千件台となり、平成30 年から令和4 年にかけては4 千件前後で 推移し、令和5 年は令和元年以来4 千件 を超えています。 焼損床面積は、17,316㎡と前年と比べ 4,658㎡減少しています。(図表1-1-1) 火災による死者は、86 人と前年と比べ 3 人減少しています。(図表1-1-2) 1 火災の状況 第1 節 火災の現況と近年の傾向 0 8,000 16,000 24,000 32,000 40,000 平成26 年平成27 年 平成28 年 平成29 年 平成30 年 令和元年 令和2 年 令和3 年 令和4 年 令和5 年 (件) 4,000 5,000 6,000 7,000 (件) 8,000 3,000 焼損床面積 火災件数 18,295 16,136 4,089 3,953 3,939 3,694 4,805 4,433 4,205 3,982 16,448 21,974 4,330 17,316 20,719 18,604 17,529 20,750 23,478 (m2) 3,973 火 災 件 数 焼 損 床 面 積 ■ 図表1-1-1 最近10 年間の火災件数及び焼損床面積の推移 4〜9ページ トピックス 第
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東京消防庁管内の災害動向等 [統計データ] 火災種別でみると、 「建物火災」 ※は3,057 件で前年と比べ207 件増加し、火災全体 の7 割以上を占めています。次いで、「その 他の火災」が1,045 件で前年と比べ136 件増加しています。(図表1-1-3) ※「建物火災」とは、建物またはその収容物が焼損した火災をい います。 50 100 150 平成26 年 平成27 年 平成28 年 平成29 年 平成30 年 令和元年 令和2 年 令和3 年 令和4 年 (人) 令和5 年 108 86 86 86 89 94 95 83 79 86 ■ 図表1-1-2 最近10 年間の火災による死者の推移 ■ 図表1-1-3 火災の状況 令和5 年 令和4 年 前年比 火災件数 4,330 件 3,953 件 377 件 火災種別 建物 3,057 件 2,850 件 207 件 林野 7 件 3 件 4 件 車両 218 件 187 件 31 件 船舶 2 件 3 件 ▲1 件 航空機 0 件 0 件 0 件 その他 1,045 件 909 件 136 件 治外法権 1 件 1 件 0 件 管外からの延焼火災 0 件 0 件 0 件 火災による死者 86 人 89 人 ▲ 3 人 火災による負傷者 750 人 742 人 8 人 焼損床面積 17,316 m2 21,974 m2 ▲ 4,658 m2 焼損棟数 3,444 棟 3,259 棟 185 棟 り災世帯数 2,662 世帯 2,499 世帯 163 世帯 損害額 5,088,948,564 円 5,466,720,488 円 ▲ 377,771,924 円 第
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令和5 年中の「その他の火災」の2 大 出火原因である「放火(疑いを含む)」と 「たばこ」をみると、「放火(疑いを含む)」 は430 件で前年と比べ49 件増加し、最 近10 年間で最も多く発生した平成26 年 の808 件と比べるとおよそ5 割少なくなっ ています。「たばこ」は前年と比べ71 件 増加の309 件で、最近10 年間では200 ~300 件前後で増減を繰り返しながら推 移しています。また、「その他の火災」に 占めるそれぞれの割合をみると、「放火(疑 いを含む)」は減少傾向で推移する中、令 和5 年は最近10 年間で4 番目に低い割 合(41.1%)となっており、対して「たばこ」 は増加傾向で推移し、最近10 年間で2 番 目に高い割合(29.6%)となっています。(図 表1-1-4) ■ 図表1-1-4 最近10 年間のその他の火災(放火(疑いを含む)・たばこ)の推移 年 別 その他の火災 火災件数(件) 放火(疑いを含む) の火災件数(件) 放火(疑いを含む) 火災の占める割合(%) たばこの 火災件数(件) たばこ火災の 占める割合(%) 平成26 年 1,463 808 55.2 275 18.8 平成27 年 1,204 590 49.0 279 23.2 平成28 年 934 456 48.8 215 23.0 平成29 年 1,148 511 44.5 311 27.1 平成30 年 1,046 412 39.4 272 26.0 令和元年 969 373 38.5 295 30.4 令和2 年 809 350 43.3 207 25.6 令和3 年 901 364 40.4 259 28.7 令和4 年 909 381 41.9 238 26.2 令和5 年 1,045 430 41.1 309 29.6 前 年 比 136 49 ▲ 0.8 71 3.4 第
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第1章 ■ 図表1-1-5 区市町村別火災件数上位5 位 23 区 令和元年 令和2 年 令和3 年 令和4 年 令和5 年 区 件数 区 件数 区 件数 区 件数 区 件数 1 新宿区 216 足立区 183 港区 213 港区 199 港区 281 2 世田谷区 212 港区 181 新宿区 199 新宿区 181 新宿区 215 3 足立区 190 新宿区 180 世田谷区 196 大田区 世田谷区 173 足立区 211 4 港区 176 世田谷区 169 大田区 175 世田谷区 198 5 大田区 171 大田区 168 足立区 174 江戸川区 160 大田区 173 多摩地区 令和元年 令和2 年 令和3 年 令和4 年 令和5 年 市町村 件数 市町村 件数 市町村 件数 市町村 件数 市町村 件数 1 八王子市 159 八王子市 147 八王子市 173 八王子市 166 八王子市 163 2 町田市 104 町田市 103 町田市 112 町田市 130 町田市 143 3 調布市 府中市 59 立川市 57 立川市 73 立川市 63 府中市 76 4 調布市 三鷹市 53 府中市 69 調布市 59 青梅市 64 5 三鷹市 53 調布市 53 武蔵野市 54 立川市 56 ■ 図表1-1-6 区市町村別火災件数の状況(令和5 年中) ※火災件数の色分け : 0~9件 10~49件 50~99件 100~149件 150件~ 葛飾区 葛飾区 江戸川区 江戸川区 墨田区 墨田区 江東区 江東区 足立区 足立区 荒川区 荒川区 台東区 台東区 中央区 中央区 123 123 123 166 166 166 92 92 92 167 167 167 211 211 211 64 64 64 95 95 95 134 134 134 北区 北区 文京区 文京区 港区 港区 品川区 品川区 板橋区 板橋区 豊島区 豊島区 新宿区 新宿区 79 79 79 79 79 79 165 165 165 281 281 281 138 138 138 148 148 148 107 107 107 215 215 215 清瀬市 清瀬市 東村山市 東村山市 東大和市 東大和市 武蔵村山市 武蔵村山市 羽村市 羽村市 青梅市 青梅市 日の出町 日の出町 瑞穂町 瑞穂町 奥多摩町 奥多摩町 19 19 23 23 10 10 23 23 16 16 64 64 12 12 10 10 5 立川市 立川市 国分寺市 国分寺市 国立市 国立市 多摩市 多摩市 昭島市 昭島市 日野市 日野市 町田市 町田市 八王子市 八王子市 檜原村 檜原村 福生市 福生市 あきる野市 あきる野市 56 56 31 31 16 16 35 35 49 49 35 35 143 143 163 163 17 17 2 28 28 西東京市 西東京市 武蔵野市 武蔵野市 三鷹市 三鷹市 調布市 調布市 東久留米市 東久留米市 小平市 小平市 小金井市 小金井市 府中市 府中市 51 51 55 55 42 42 37 37 49 49 48 48 32 32 76 76 千代田区 千代田区 中野区 中野区 目黒区 目黒区 大田区 大田区 練馬区 練馬区 杉並区 杉並区 世田谷区 世田谷区 狛江市 狛江市 渋谷区 渋谷区 70 70 70 173 173 173 120 120 120 111 111 111 198 198 198 12 12 163 163 163 72 72 72 注:区市町村別火災件数は、治外法権及び管外からの延焼火災を含みます。 注:区市町村別火災件数は、治外法権及び管外からの延焼火災を含みます。 第
章 ・ 数 字 で 見 る 令 和 5 年 中 の 東 京 消 防 庁 管 内 の 災 害 動 向 等 1 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 57 第1 節・火災の現況と近年の傾向
令和5 年中の火災による死者(自損行 為を除く)は71 人で、前年と比べ4 人 減少しています。(図表1-1-7) また、死者の発生状況を年齢別にみる と、65 歳以上の「高齢者」が49 人(69.0%) で、火災による死者の7 割近くを占めてい ます。(図表1-1-8) ■ 図表1-1-7 火災による死者 令和5 年 令和4 年 前年比 火災による死者 86 人 89 人 ▲3 人 自損行為を除く 71 人 75 人 ▲4 人 高齢者(65 歳以上) 49 人(69.0%) 54 人(72.0%) ▲5 人 高齢者以外 22 人(31.0%) 21 人(28.0%) 1 人 自 損 行 為 15 人 14 人 1 人 2 火災による死傷者の状況 (1) 火災による死者 0 20 40 60 80 100 120 (人) 高齢者以外(自損行為を除く) 高齢者(自損行為を除く) 注:年齢不明の死者は、「高齢者以外」に含めています。 令和3 年 54 21 75 令和4 年 49 22 71 令和5 年 平成26 年平成27 年平成28 年平成29 年平成30 年 令和元年 令和2 年 53 21 74 57 19 76 56 16 72 56 35 91 64 14 78 53 26 79 46 22 68 45 20 65 ■ 図表1-1-8 火災による高齢者の死者数の推移 第
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第1章 令和5 年における主な出火原因別の1 位は「たばこ」、2 位は「放火(疑いを含む)」、 3 位は「ガステーブル等」となり、1 位と 2 位の順位が昨年から入れ替わっています。 (図表1-1-10) 1 位の「たばこ」は661 件発生し、前 年より92 件増加しています。2 位の「放火 (疑いを含む)」は639 件発生し、前年よ り38 件増加しています。3 位の「ガステー ブル等」は376 件発生し、前年より45 件 増加しています。(図表1-1-11) 3 主な出火原因別発生状況 15.3% 56.6% 8.7% 2.6% 2.0% 14.8% その他(注2) 2,452 件 火災件数(注1) 4,329 件 ガステーブル等 376 件 114 件 大型ガスこんろ 件 コンセント 87 661 件 たばこ 放火(疑いを含む) 639 件 ■ 図表1-1-10 火災件数に占める主な出火原因(ワースト5)の状況 注1 : 火災件数4,329 件は、 治外法権火災及び管外からの延焼火災を除いています。 注2 : その他の内訳は、「差込みプラグ」、「コード」などとなっています。 注3 : グラフの小数点にあっては四捨五入しているため、個々の数値の和が100% とならないことがあります。 火災による負傷者は750 人で、前年と 比べ8 人増加しています。 負傷者750 人を負傷程度別にみると、 全体の約6 割が「軽症」です。残りの約 4割は、入院が必要とされる中等症以上で、 「重篤」が9 人(1.2%)、「重症」が95 人 (12.7%)、「中等症」が159 人(21.2%) となっています。(図表1-1-9) (2) 火災による負傷者 令和5 年 令和4 年 前年比 火災による負傷者 750 人 742 人 8 人 負傷程度別 内 訳 重 篤 9 人( 1.2%) 17 人( 2.3%) ▲8 人 重 症 95 人(12.7%) 76 人(10.2%) 19 人 中等症 159 人(21.2%) 175 人(23.6%) ▲16 人 軽 症 487 人(64.9%) 474 人(63.9%) 13 人 ※負傷程度別の説明は73 ページ参照 ■ 図表1-1-9 火災による負傷者数 第
章 ・ 数 字 で 見 る 令 和 5 年 中 の 東 京 消 防 庁 管 内 の 災 害 動 向 等 1 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 59 第1 節・火災の現況と近年の傾向
4 位以下をみると、「大型ガスこんろ」が 114 件(前年比18 件増加)、「コンセント」 が87 件(同2 件減少)、「差込みプラグ」 が82 件(同1 件増加)、「コード」が68 件 (前年比同件数)などとなっています。また、 火災件数4,329 件に占める「たばこ」の割 合は、最近10 年間で500 ~600 件台で 推移し、令和5 年中は15.3% と前年と比 べ0.9 ポイント増加しています。「放火(疑 いを含む)」の割合は、最近10 年間減少 傾向で推移し、割合は14.8%と前年と比 べ0.4 ポイント減少しています。「ガステー ブル等」については300 件台で推移し、 割合にあっては8.7%となっています。(図 表1-1-12) 0 500 1,000 1,500 2,000 2,500 3,000 3,500 (件) 令和3 年 平成26 年 平成27 年 平成28 年 平成29 年 平成30 年 令和元年 令和2 年 令和4 年 令和5 年 641 590 1,381 1,027 881 896 508 583 710 664 586 399 361 601 569 331 639 661 376 415 691 457 363 360 705 651 305 641 689 347 ガステーブル等 放火(疑いを含む) たばこ ■ 図表1-1-11 主な出火原因ワースト3 の件数推移 ■ 図表1-1-12 主な出火原因(令和5 年中の上位10 位) 年/ 前年比 26 27 28 29 30 元 2 3 4 5 前年比 1 た ば こ 710 664 586 691 651 689 508 583 569 661 92 2 放火(疑いを含む)1,381 1,027 881 896 705 641 641 590 601 639 38 3 ガステーブル等 415 457 363 360 305 347 399 361 331 376 45 4 大型ガスこんろ 110 118 110 95 98 110 72 90 96 114 18 5 コンセント 48 53 59 59 56 56 59 86 89 87 ▲ 2 6 差込みプラグ 59 47 64 64 64 85 62 82 81 82 1 7 コ ー ド 45 57 61 74 57 62 60 53 68 68 0 8 電気ストーブ 104 75 85 100 71 85 69 85 89 67 ▲ 22 9 ロ ウ ソ ク 56 40 48 46 41 42 31 40 36 38 2 10 火 遊 び 76 72 33 49 31 21 20 26 20 38 18 第
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第1章 4 建物用途別の火災状況 ■ 図表1-1-13 建物用途別の火災状況(令和5 年中の住宅火災を除く上位8位 ※) 年 別 住宅火災 住宅火災内訳 飲食店 事務所等 物品販売店舗等 住宅 共同住宅等 平成26 年 1,694 634 1,060 296 123 113 平成27 年 1,675 615 1,060 339 121 87 平成28 年 1,497 539 958 345 126 103 平成29 年 1,597 579 1,018 318 151 110 平成30 年 1,484 539 945 330 142 94 令和元年 1,543 583 960 368 175 112 令和2 年 1,553 564 989 244 155 116 令和3 年 1,617 600 1,017 288 162 117 令和4 年 1,606 588 1,018 289 141 110 令和5 年 1,669 578 1,091 363 182 114 前 年 比 63 ▲ 10 73 74 41 4 令和5 年中の「建物から出火した火災」 ※ は2,975 件で、前年と比べ197 件増加し ています。 住宅・共同住宅等の居住用途から出火し た火災は、建物から出火した火災の半数以 上となる1,669 件発生しています。 内訳をみると、 「共同住宅等」が1,091件 (前年比73 件増加)、 「住宅」が578 件(同 10 件減少)となっています。居住用途以 外の建物から出火した火災は1,306 件発 生し、前年と比べ134 件増加しています。 用途別にみると、「飲食店」が363 件(前 年比74 件増加)と最も多く、次いで「事 務所等」が182 件(同41 件増加)、「物品 販売店舗等」が114 件(同4 件増加)な どとなっています。(図表1-1-13、14) ※「建物から出火した火災」とは、火元の用途が建物の火災で、火災種別の「建物火災」の件数とは異なります。 ※令和5年中の住宅火災を除く上位8 位の「学校」と「倉庫」並びに「病院」と「駅舎等」は同件数になります。 年 別 工場・ 作業場 ホテル・ 旅館等 学校 倉庫 病院 駅舎等 建物から出火した 火災( 合計) 平成26 年 84 33 27 10 13 22 2,878 平成27 年 95 26 29 17 20 18 2,827 平成28 年 89 37 33 15 17 21 2,681 平成29 年 84 36 31 11 24 14 2,730 平成30 年 90 19 40 15 21 16 2,609 令和元年 85 30 51 15 20 20 2,811 令和2 年 64 21 25 20 27 27 2,598 令和3 年 74 26 24 20 26 25 2,720 令和4 年 93 51 30 18 24 31 2,778 令和5 年 80 62 29 29 20 20 2,975 前 年 比 ▲ 13 11 ▲ 1 11 ▲ 4 ▲ 11 197 第
章 ・ 数 字 で 見 る 令 和 5 年 中 の 東 京 消 防 庁 管 内 の 災 害 動 向 等 1 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 61 第1 節・火災の現況と近年の傾向
5 住宅火災の現況 43.9 56.1 令和5 年 令和3 年 令和4 年 平成26 年 平成27 年 平成28 年 平成29 年 平成30 年 令和元年 令和2 年 (%) 35 40 45 50 55 60 65 住宅火災 住宅火災以外の建物から出火した火災 59.5 59.4 56.9 54.9 45.1 58.9 59.3 55.8 58.5 40.2 40.6 41.1 40.8 44.2 41.5 57.8 42.2 43.1 ■ 図表1-1-14 建物から出火した用途別割合の推移 10〜11ページ トピックス 令和5年中に発生した火災件数は4,330 件で、このうち住宅火災は1,669 件です。 住宅火災は前年と比べて63 件増加してお り、最近10 年間の住宅火災件数は、1,500 件台から1,600 件台で推移しています。(図 表1-1-15) (1) 住宅火災の状況 (件) 1,000 3,000 2,000 4,000 5,000 6,000 7,000 0 建物から出火した火災件数 住宅火災件数 総火災件数 2,720 2,878 2,827 2,681 2,730 2,609 1,597 1,484 1,497 1,675 1,694 1,617 3,939 4,805 4,433 3,982 4,205 3,973 2,811 1,543 4,089 平成26 年 平成27 年 平成28 年 平成29 年 平成30年 令和元年 令和2年 令和3年 令和4年 令和5年 2,778 1,606 3,953 2,975 1,669 4,330 2,598 1,553 3,694 ※住宅火災には、複合用途の住宅部分、共同住宅、寄宿舎を含みます。 ※治外法権及び管外からの延焼火災は、総火災件数のみ計上します。 ■ 図表1-1-15 最近10年間の住宅火災の件数等の推移 第
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第1章 住宅火災以外の 建物から出火した 火災件数 1,306 件 住宅火災件数 1,669 件 住宅578 件 共同住宅1,091 件 43.9% 56.1% 65.4% 34.6% ■ 図表1-1-16 令和5 年中の建物から出火した火災の内訳 こんろ 378 件 22.6% たばこ 237 件 14.2% 放火 100 件 6.0% ストーブ 83 件 5.0% その他 787 件 47.2% 火遊び 8 件 0.5% ロウソク 34 件 2.0% コード 42 件 2.5% ■ 図表1-1-17 出火原因別住宅火災件数 1,669 件中 また、住宅火災の内訳は「住宅」が 578 件(34.6%)、「共同住宅」が1,091 件 (65.4%)でした。(図表1-1-16) 令和5 年中の住宅火災の出火原因をみ ると、「こんろ」が378 件(22.6%)と最 も多く、次いで「たばこ」が237件(14.2%)、 「放火」が100 件(6.0%)、「ストーブ」 が83 件(5.0%) となっており、これら上位 を合わせると全体に占める割合は約5 割と なっています。 「ストーブ」83 件のうち、58 件が電気 ストーブによるものです。また、使用中の こんろの放置や寝たばこ、ストーブ付近に 可燃物を置かないことに留意してください。 (図表1-1-17) 第
章 ・ 数 字 で 見 る 令 和 5 年 中 の 東 京 消 防 庁 管 内 の 災 害 動 向 等 1 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 63 第1 節・火災の現況と近年の傾向
【ティモンディ】 住宅火災への備え やればできる! (2) 住宅火災による死者の状況 共同住宅 30 人 住宅 37 人 44.8% 55.2% 67 人 ■ 図表1-1-19 住宅用途別死者数の内訳 令和5 年中の自損行為を除く火災によ る死者は71 人で、前年に比べ4 人減少し ています。そのうち住宅火災による死者は 67人で、前年に比べ4 人減少しています。 自損行為を除く火災による死者のうち住宅 火災による死者の占める割合は9 割以上と なっています。(図表1-1-18) また、住宅火災の死者を用途別でみると、 住宅で37人(55.2%)、共同住宅で30 人 (44.8%)の死者が発生しており、住宅の 割合が高くなっています。(図表1-1-19) 0 20 40 60 80 100 120 (人) 住宅火災の死者 65 歳以上の住宅火災の死者 火災による死者 平成26 年 平成27 年 平成28 年 平成29 年 平成30年 令和元年 令和2 年 令和3 年 令和4 年 令和5 年 54 58 50 44 42 69 71 69 61 59 66 67 49 72 71 78 79 68 65 74 83 91 53 71 76 53 52 48 71 75 ■ 図表1-1-18 最近10 年間の住宅火災による死者数の推移 ※ 住宅火災には、複合用途の住宅部分、共同住宅、寄宿舎を含みます。 第
章 ・ 数 字 で 見 る 令 和 5 年 中 の 東 京 消 防 庁 管 内 の 災 害 動 向 等 1 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 64
第1章 ■ 図表1-1-21 出火原因別死者の割合 さらに年齢別住宅火災による死者発生状 況は、65歳以上の高齢者が48人(71.6%) と全体の約7 割を占めていることから高齢 者居住環境の安全化を図ることが必要不 可欠です。当庁では地域が一体となって 要配慮者の安全・安心を確保するための 取組として、住まいの防火防災診断(87、 188 ページ参照)を実施しています。 また、性別でみると、男性が48 人 (71.6%)、女性が19 人(28.4%)となっ ています。高齢者に注目してみると、男性 が32 人(66.7%)、女性が16 人(33.3%) となっています。(図表1-1-20) 住宅火災による死者67 人を出火原因別 にみると、「たばこ」が14 人(20.9%)と 最も多く、次いで「ストーブ」が9人(13.4%) となっています。(図表1-1-21) ■ 図表1-1-20 男女別死者発生状況 年 齢 性 別 合計(人) 割 合 男 性 女 性 0 ~5 歳 0 0 0 0% 6 ~19 歳 0 0 0 0% 20 ~64 歳 16 3 19 28.4% 65 歳以上 32 16 48 71.6% 合計(人) 48 19 67 100% 割 合 71.6% 28.4% 100% — たばこ 14 人 20.9% ストーブ 9 人 13.4% ロウソク 4 人6.0% 放火 6 人 9.0% コード 4 人 6.0% こんろ 6 人 9.0% その他 24 人 35.8% 67 人 第
章 ・ 数 字 で 見 る 令 和 5 年 中 の 東 京 消 防 庁 管 内 の 災 害 動 向 等 1 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 65 第1 節・火災の現況と近年の傾向
令和5 年における住宅用火災警報器等 (自動火災報知設備及びスプリンクラー設 備を含む。)の設置率は88.8%です。 すべての住宅に設置が義務化された平成 22 年以降、設置率は大幅に上昇しており、 現在では80% 台後半で推移しています。 (図表1-1-22) 設置から10年が経過した住宅用火災警 報器は、電子部品の劣化や電池切れなどに より、突然火災を感知しなくなるおそれが あります。今動いている住宅用火災警報器 も、10年を目安に本体交換しましょう。 また、住宅用火災警報器は本体のボタン を押したり、付属のひもを引くことで簡単 に作動確認をすることができます。半年に 1回以上作動確認を行い、維持管理に努め ましょう。 ■ 図表1-1-22 住宅用火災警報器等設置率の推移 (3) 住宅用火災警報器等の設置状況 5年 3年 4年 21年 平成19年20年 23年 25年 26年 28年 24年 22年 27年 29年 30年令和元年2年 (%) 0 20 40 60 80 100 89.4 86.0 87.8 88.8 33.8 24.3 48.1 79.4 80.6 79.3 81.5 79.2 87.3 88.5 86.9 85.2 88.8 住宅用火災警報器 東 京 消 防 庁 「ボタンを押す」 または 「ひもを引く」で 簡単点検! 定期的な点検・交換を! 点検方法はこちら ボタンを 押す ひもを 引く ピーピー ピーピー または 第
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第1章 令和5 年中の消防隊の火災出場件数(誤 報等を含む)は7,763 件、出場した消防車 両等は69,685 台、出場人員は284,960 人でした。平均すると1 件に対して消防車 両等約9 台、消防職員約37人が出場して います。(図表1-2-1、2) 令和5 年中の火災における救助人員は131 人で前年比3 人増加しています。(図表1- 2-3) ~精強な消防部隊とその活動~ ○ 火災出場件数は7,763 件。1 件の火災出場において、平均して消防車両約9 台、 消防職員約37人が出場 ○ 救助活動の出場件数は28,155 件。1 件の救助活動において、平均して消防車両 約3台、消防職員約14 人が出場 1 火災出場の状況 第2節 消防活動の現況 ■ 図表1-2-1 出場件数(車両数)・出場人員、活動時間の状況 令和5 年 令和4 年 前年比 出場件数(車両数) 7,763 件(69,685 台) 7,283 件(66,714 台) 480 件(2,971 台) 出場人員 284,960 人 273,116 人 11,844 人 活動時間 平均1 時間11 分 平均0 時間56 分 15 分 ■ 図表1-2-3 火災における救助人員・避難誘導人員の状況 令和5 年 令和4 年 前年比 消防隊による救助 131 人 128 人 3 人 消防隊による避難誘導 90 人 110 人 ▲20 人 ■ 図表1-2-2 主な消防車両等の火災出場状況 区 分 出場延べ数 区 分 出場延べ数 ポンプ車 41,115 台 指揮隊車 7,186 台 化学車 3,213 台 はしご車 5,387 台 救助車 4,210 台 消防ヘリコプター 32 機 (1) 出場件数(車両数)・出場人員、活動時間 (2) 救助・避難誘導人員 12〜13ページ トピックス 第
章 ・ 数 字 で 見 る 令 和 5 年 中 の 東 京 消 防 庁 管 内 の 災 害 動 向 等 1 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 67 第2節・消防活動の現況
令和5 年中の救助出場件数は28,155 件で前年比997 件増加しました。救助人員は減少 していますが、出場隊数は増加しています。(図表1-2-4) 2 救助活動の状況 ■ 図表1-2-4 出場件数(車両数)・救助人員・出場人員の状況 令和5 年 令和4 年 前年比 出場件数(車両数) 28,155 件(95,630 台)27,158 件(90,590 台) 997 件(5,040 台) 救助人員 18,114 人 18,358 人 ▲244 人 出場人員(DMAT ※含む) 393,133 人 371,787 人 21,346 人 ※専門的なトレーニングを受けた医師や看護師が医療資器材を携えて災害現場へ赴き、その場で救命処置等を行う災害医療派遣チーム。 (1) 出場件数(車両数)・出場人員 令和5 年中の事故種別ごとの出場件数 及び救助人員は図表1-2-5及び図表1- 2-6のとおりです。「建物・工作物」、 「交通」 の区分の合計が9割以上を占めています。 建物・工作物とは、建物等における事故 のことをいいます。救急要請の119 番通報 を受け、救急隊が出場したものの、右の(例) のような場合は建物・工作物の救助活動に 分類されるため、件数が多くなっています。 (例) ・玄関が施錠されているなど、消防隊によ る破壊等を行わなければ、傷病者に接触 できない場合 ・搬送路が狭あいであるなど、救急隊3 名 のみでは救急現場から救急車までの搬送 が困難であり、消防隊の応援が必要な 場合 (2) 事故種別状況・救助人員 ■ 図表1-2-5 事故種別ごとの出場件数 その他 900 件 山岳 233 件 火災 104 件 機械 111 件 ガス 87 件 崩壊 13 件 建物・工作物 21,807 件 77% その他 2,127 件 8% 交通 4,221 件 15% 出場件数 28,155 件 墜落 409 件 水難 269 件 電気 1 件 14〜15 ページ トピックス 第
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第1章 危険排除等とは、危険物や毒劇物等が 流出した場合に、火災の発生防止及び人的 被害の軽減を図ることや、自然現象による 危険を除去するために行う消防活動のこと です。活動内容は「危険排除」、 「応急措置」、 「警戒」等に分けられます。 令和5 年中の危険排除等の出場につい ては図表1-2 -7及び図表1-2 -8 の とおりです。 交通事故でガソリン等が流出した場合も 「危険排除」に該当するため、件数が多く なっています。 3 危険排除等の状況 ■ 図表1-2-7 出場件数(車両数)・出場人員の状況 令和5 年 令和4 年 前年比 出場件数(車両数) 6,418 件(17,807 台) 5,309 件(14,521 台) 1,109 件(3,286 台) 出場人員 77,307 人 63,162 人 14,145 人 ■ 図表1-2-6 事故種別ごとの救助人員 その他 516 人 水難 173 人 崩壊 10 人 建物・工作物 11,948 人 66% その他 1,333 人 7% 交通 4,833 人 27% 救助人員 18,114 人 電気 1 人 山岳 178 人 墜落 173 人 火災 131 人 機械 70 人 ガス 81 人 第
章 ・ 数 字 で 見 る 令 和 5 年 中 の 東 京 消 防 庁 管 内 の 災 害 動 向 等 1 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 69 第2節・消防活動の現況
緊急確認とは、火災と紛らわしい火煙 等または自動火災報知設備等が作動(ベ ル鳴動)した旨の通報があった場合、緊 急に現場を確認する消防活動のことです。 令和5 年中の区分別の内訳は図表1- 2 -9 のとおりです。「ベル鳴動」が9割 以上を占めています。(図表1-2-9) 4 緊急確認の状況 ■ 図表1-2-8 活動内容別出場件数の内訳 応急措置 182 件 3% 警戒 1,163 件 18% 危険物 1,941 件 危険排除(3,779 件)の内訳 火気取扱 180 件 毒物劇物 221 件 電気 354 件 異臭等 137 件 ガ ス 944 件 その他 1,294 件 20% 危険排除 3,779 件 59% 出場件数 6,418 件 RI 2 件 ■ 図表1-2-9 緊急確認区分別の内訳 その他 349 件 3% 怪煙偵察 498 件 5% ベル鳴動 9,712 件 92% 出場件数 10,559 件 第
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第1章 救護活動(PA連携)※とは、必要に応じ てポンプ隊等が救急現場に出場し、救急 隊と連携して傷病者の救出、救護処置を行 う活動のことです。 救護活動(PA連携)の区分をみると、 「救命」、「搬送困難」の順となっています。 (図表1-2-11) 5 救護活動(PA連携)の状況 ■ 図表1-2-12 出場件数(車両数)の状況 ■ 図表1-2-10 出場件数(車両数)・出場人員の状況 令和5 年 令和4 年 前年比 出場件数(車両数)171,515 件(174,053 台)165,670 件(167,941 台) 5,845 件(6,112 台) 令和5 年 令和4 年 前年比 出場件数(車両数) 10,559 件(16,897 台) 10,349 件(16,748 台) 210 件(149 台) 出場人員 77,576 人 77,287 人 289 人 ■ 図表1-2-11 PA連携区分別の内訳 遅延1,880 件 1% 搬送困難 25,324 件 15% 出場件数 171,515 件 加害・傷害 1,225 件 1% 繁華街 3,592 件 2% 直近 2,615 件 1% 救命 136,879 件 80% PA 連携出場 ※ PA 連携とは、ポンプ車(Pumper) と救急車(Ambulance)が同時に 出場するものであり、双方の頭文字 から「PA」と名前をつけたものです。 重症患者に対して救命処置を行う 場合や、階段・通路などが狭いため に傷病者の搬送が難しい場合、近く にある消防署の救急車が出場してし まった場合など、救急隊のみでは対 応が困難な事態に備えるため、救急 車に加えてポンプ車などの消防車が 同時に出場し、連携した活動を行う ものです。 第
章 ・ 数 字 で 見 る 令 和 5 年 中 の 東 京 消 防 庁 管 内 の 災 害 動 向 等 1 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 71 第2節・消防活動の現況
第3節 救急活動の現況 区 分 総数 交通事故 火災事故 運動競技事故 自然災害事故 水難事故 労働災害事故 出場件数(件) 918,311 42,507 3,514 5,414 14 568 5,518 搬送人員(人) 774,370 38,034 618 5,329 5 259 5,399 区分 総数 交通事故 火災事故 運動競技事故 自然災害事故 水難事故 労働災害事故 令和5 年 774,370 38,034 618 5,329 5 259 5,399 令和4 年 708,695 36,662 584 4,547 4 261 5,118 増 減 数 65,675 1,372 34 782 1 ▲2 281 増 減 率 9.3% 3.7% 5.8% 17.2% 25.0% ▲0.8% 5.5% ※割合、構成比(率)、増減率等の割合を示す数値及び指数を示す数値については、少数第2位又は3位を四捨五入しています。したがって、 内訳の合計は必ずしも総数に一致しません。 ● 搬送人員数の前年比較 【人】 急病 531,121 68.6% 急病 629,395 68.5% 一般負傷 142,610 18.4% 一般負傷 162,950 17.7% 搬送人員 774,370 出場件数 918,311 それ以外 20,698 2.7% 交通事故 38,034 4.9% 転院搬送 41,907 5.4% それ以外 40,645 4.4% 転院搬送 42,814 4.7% 交通事故 42,507 4.6% ● 救急出場件数の事故種別の内訳 ● 事故種別救急活動状況 ● 救護人員 【人】 区 分 救 護 人 員 総 数 搬 送 現場処置 令和5 年 775,669 774,370 1,299 令和4 年 710,381 708,695 1,686 増 減 数 65,288 65,675 ▲387 増 減 率 9.2% 9.3% ▲23.0% ● 隊別出場件数上位10 隊【件】 救急隊名 件 数 1 日平均 大久保救急 4,639 12.7 世田谷救急 4,185 11.5 芝 救 急 4,098 11.2 新宿御苑第2救急 4,075 11.2 城東第2救急 4,073 11.2 戸 塚 救 急 4,038 11.1 八王子第2救急 4,023 11.0 新宿御苑第1救急 4,019 11.0 神 田 救 急 4,008 11.0 日本橋救急 3,988 10.9 〜救急出場の状況と「#7119」の有効活用〜 18〜21 ページ トピックス ● 高齢者搬送人員 【人】 65 歳以上計65 歳~74 歳 75 歳以上 令和5 年 403,813 90,860 312,953 令和4 年 376,868 88,116 288,752 増 減 数 26,945 2,744 24,201 増 減 率 7.1% 3.1% 8.4% 区 分 総 数 交通事故 火災事故 運動競技事故 自然災害事故 水難事故 労働災害事故 令和5 年 918,311 42,507 3,514 5,414 14 568 5,518 令和4 年 872,075 41,101 3,354 4,616 8 565 5,241 増 減 数 46,236 1,406 160 798 6 3 277 増 減 率 5.3% 3.4% 4.8% 17.3% 75.0% 0.5% 5.3% ● 出場件数の前年比較 【件】 第
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第1章 1 救急出場の状況 一般負傷 自損行為 加害 急病 転院搬送 資器材等輸送 医師搬送 その他 162,950 7,332 5,475 629,395 42,814 618 168 12,024 142,610 5,081 4,007 531,121 41,907 — — — 一般負傷 自損行為 加害 急病 転院搬送 142,610 5,081 4,007 531,121 41,907 129,783 4,525 3,711 482,080 41,420 12,827 556 296 49,041 487 9.9% 12.3% 8.0% 10.2% 1.2% ● 程度別搬送人員 【人】 区 分 搬送人員 重症以上 中等症 軽 症 総 数 774,370 54,923 299,724 419,723 100.0% 7.1% 38.7% 54.2% 急 病 531,121 39,978 211,783 279,360 100.0% 7.5% 39.9% 52.6% 一般負傷 142,610 3,263 45,737 93,610 100.0% 2.3% 32.1% 65.6% 転院搬送 41,907 8,416 29,802 3,689 100.0% 20.1% 71.1% 8.8% 交通事故 38,034 1,118 7,045 29,871 100.0% 2.9% 18.5% 78.5% それ以外 20,698 2,148 5,357 13,193 100.0% 10.4% 25.9% 63.7% ● 回転翼航空機による救急 活動状況【件】 区 分 件 数 令和5 年 336 令和4 年 306 増 減 数 30 ● 救急出場件数が3,500 件 以上の救急隊【隊】 区 分 隊 数 令和5 年 89 令和4 年 42 増 減 数 47 ● 救急活動状況 区 分 救急隊数 ※ 1 日平均 1 隊平均 ※ 1 隊1 日平均 ※ 出場頻度 令和5 年 274 隊 2,516 件 3,352 件 9.2 件 34 秒に1 回 令和4 年 271 隊 2,389 件 3,218 件 8.8 件 36 秒に1 回 ※各年の救急隊数はデイタイム救急を含まない12月31日現在の隊数です。 ■ 図表1-3-1 救急活動総括表 一般負傷 自損行為 加害 急病 転院搬送 資器材等輸送 医師搬送 その他 162,950 7,332 5,475 629,395 42,814 618 168 12,024 150,587 6,664 5,257 599,469 42,990 712 181 11,330 12,363 668 218 29,926 ▲176 ▲94 ▲13 694 8.2% 10.0% 4.1% 5.0% ▲0.4% ▲13.2% ▲7.2% 6.1% ・死亡 …… 初診時死亡が確認されたもの ・重篤 …… 生命の危険が切迫しているもの ・重症 …… 生命の危険が強いと認められたもの ・中等症 … 生命の危険はないが入院を要するもの ・軽症 …… 軽易で入院を要しないもの (1) 救急活動総括表 第
章 ・ 数 字 で 見 る 令 和 5 年 中 の 東 京 消 防 庁 管 内 の 災 害 動 向 等 1 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 73 第3節・救急活動の現況
■ 図表1-3-2 過去5 年間の出場件数等の推移 ■ 図表1-3-4 過去5 年間の熱中症救急搬送人員数 令和元年から令和5 年まで過去5 年間の東京消防庁の救急出場件数の推移及び令和4 年 中における全国の出場件数は次のとおりです(令和5 年4 月1日現在、全国救急隊数5,359 隊、救急車台数(非常用含む)6,591台)。 夏季における日別出場件数の上位5 位のうち、第4 位が令和5 年の記録に更新されました。 それ以外では、冬季に出場件数が増加する傾向があります。(図表1-3-3、4) 年 搬送人員(人) 令和元年 6,094 令和2年 5,955 令和3年 3,594 令和4 年 6,321 令和5 年 7,517 区 分 令和元年 令和2年 令和3年 令和4 年 令和5 年 全国(R4) 出場件数(件) 825,929 720,965 743,703 872,075 918,311 7,229,572 1 日平均件数(件) 2,263 1,970 2,038 2,389 2,516 19,807 出場頻度(秒) 38 44 42 36 34 4.4 水分補給は こまめに計画的に! のどが渇いてから水分補給 をするのではなく、意識的に 水分補給を心がけましょう。 暑さに身体を 慣らしていく! ウォーキングなど運動をす ることで汗をかく習慣を身に 付けるなど、暑さに強い体を つくりましょう。 高温・多湿・ 直射日光を避ける! エアコン等を利用して、室 内の温度を調整しましょう。 また、服装を工夫して通気を 良くしたり帽子や日傘を使用 しましょう。 熱中症の予防対策を! コ ラ ム ■ 図表1-3-3 日別上位出場件数(夏季5 位、夏季以外5 位) 順位 年月日 出場件数(件) 熱中症疑い 最高気温 1 平成30 年7 月23 日(月) 3,382 熱中症疑い(411 人) 39.0℃ 2 令和4 年7 月1 日(金) 3,274 熱中症疑い(390 人) 37.0℃ 3 令和4 年7 月2 日(土) 3,188 熱中症疑い(321 人) 35.2℃ 4 令和5 年7 月18 日(火) 3,170 熱中症疑い(276 人) 37.5℃ 5 令和4 年6 月30 日(木) 3,150 熱中症疑い(404 人) 36.4℃ 順位 年月日 出場件数(件) 気候の特徴 1 令和4 年1 月7 日(金) 3,140 最低気温-3.5℃(積雪9cm) 2 令和5 年12 月30 日(土) 2,989 最低気温4.4℃(積雪0cm) 3 令和5 年12 月28 日(木) 2,964 最低気温4.4℃(積雪0cm) 4 令和5 年12 月27 日(水) 2,963 最低気温4.3℃(積雪0cm) 5 令和5 年12 月29 日(金) 2,932 最低気温2.2℃(積雪0cm) 5 令和5 年12 月31 日(日) 2,932 最低気温5.8℃(積雪0cm) (2) 過去5 年間の推移 (3) 日別最多出場件数 第
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第1章 23 区で救急出場件数が多いのは世田谷区、多摩地区で救急出場件数が多いのは八王子市 となっています。各区市町村別の救急出場件数は、「附属資料4 統計表(312 ページ)」を ご覧ください。 ■ 図表1-3-5 地域別出場件数上位5 位 23 区 令和元年 令和2年 令和3年 令和4 年 令和5 年 区 件数 区 件数 区 件数 区 件数 区 件数 1 世田谷区 45,424 足立区 41,227 足立区 42,443 足立区 50,057 世田谷区 51,224 2 足立区 45,334 世田谷区 40,501 世田谷区 41,962 世田谷区 48,574 足立区 50,469 3 大田区 41,758 大田区 37,167 大田区 38,446 大田区 43,440 大田区 46,672 4 江戸川区 38,391 江戸川区 35,550 江戸川区 36,020 江戸川区 41,464 江戸川区 42,748 5 練馬区 37,413 練馬区 34,035 練馬区 35,595 練馬区 41,072 練馬区 42,208 多摩地区 令和元年 令和2年 令和3年 令和4 年 令和5 年 市区町 件数 市区町 件数 市区町 件数 市区町 件数 市区町 件数 1 八王子市 30,643 八王子市 27,735 八王子市 28,521 八王子市 34,139 八王子市 35,170 2 町田市 21,975 町田市 19,763 町田市 20,950 町田市 24,628 町田市 25,925 3 府中市 13,039 府中市 11,451 府中市 11,584 府中市 13,837 府中市 14,572 4 立川市 11,963 立川市 10,717 立川市 11,111 立川市 13,167 立川市 14,023 5 調布市 11,725 調布市 10,468 調布市 11,069 調布市 12,690 調布市 13,561 ■ 図表1-3-6 区市町村別救急出場件数(概数)の状況(令和5 年中) ※救急出場件数の色分け : (単位:百件) (単位:百件) 0~9件 10~99件 100~199件 200~399件 400件~ 葛飾区 葛飾区 江戸川区 江戸川区 墨田区 墨田区 江東区 江東区 足立区 足立区 荒川区 荒川区 台東区 台東区 中央区 中央区 北区 北区 文京区 文京区 千代田区 千代田区 港区 港区 品川区 品川区 板橋区 板橋区 豊島区 豊島区 中野区 中野区 新宿区 新宿区 目黒区 目黒区 大田区 大田区 練馬区 練馬区 杉並区 杉並区 世田谷区 世田谷区 西東京市 西東京市 武蔵野市 武蔵野市 三鷹市 三鷹市 調布市 調布市 狛江市 狛江市 東久留米市 東久留米市 清瀬市 清瀬市 小平市 小平市 小金井市 小金井市 府中市 府中市 東村山市 東村山市 立川市 立川市 国分寺市 国分寺市 国立市 国立市 多摩市 多摩市 東大和市 東大和市 武蔵村山市 武蔵村山市 昭島市 昭島市 日野市 日野市 町田市 町田市 八王子市 八王子市 羽村市 羽村市 青梅市 青梅市 日の出町 日の出町 瑞穂町 瑞穂町 奥多摩町 奥多摩町 檜原村 檜原村 福生市 福生市 あきる野市 あきる野市 渋谷区 渋谷区 324 324 324 427 427 427 202 202 202 341 341 341 505 505 505 147 147 147 207 207 207 154 154 154 252 252 252 147 147 147 152 152 152 259 259 259 256 256 256 369 369 369 238 238 238 207 207 207 394 394 394 159 159 159 467 467 467 422 422 422 319 319 319 512 512 512 120 120 92 92 104 104 136 136 44 44 79 79 49 49 113 113 63 63 146 146 98 98 140 140 66 66 44 44 93 93 53 53 45 45 73 73 100 100 259 259 352 352 31 31 36 36 75 75 10 10 20 20 6 2 45 45 227 227 227 (4) 地域別救急出場件数 第
章 ・ 数 字 で 見 る 令 和 5 年 中 の 東 京 消 防 庁 管 内 の 災 害 動 向 等 1 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 75 第3節・救急活動の現況
救急需要に合わせ、 待機場所を変更する救急隊 消防署に待機している通常の救急隊と 違って、時間帯等によって変化する救急需 要に合わせ、待機場所を変更する救急隊 です。救急需要の高い場所付近に待機す ることで、早く現場に駆けつけることがで きるとともに、感染症、NBC災害、多数 傷病者等、様々な救急事案に対応します。 令和元年10 月に部隊を拡充し、日中は 丸の内及び幡ヶ谷の各エリアに、夜間は新 救急機動部隊 コ ラ ム 救急車ひっ迫アラートとは 救急要請が増加し、非常用救急小隊の 編成が必要となる場合等、救急出場体制 のひっ迫度合いをお伝えするとともに、救 急車の適時・適切な利用を強く訴えかけ ることを目的としています。 令和5年中の東京消防庁救急隊の出場 件数は、前年から46,236 件増え、918,311 件でした。また、救急搬送された方のう ち初診時医師により軽症(軽易で入院を要 さないもの)と判断された割合は54.2% で半数以上を占めています。 救急車がひっ迫すると…? 救急出場件数が過去最多の令和5年は、 救急車が現場に到着するまでに平均で9 分54 秒かかっています。 救急車の要請が多く、近くの救急車が 出場している場合、遠くにいる救急車が 出場することになり、到着までに時間がか かる場合があります。 救急車ひっ迫アラート コ ラ ム 宿及び六本木の各エリアにそれぞれ2隊の 救急隊が待機しています。 重症以上 重症以上 7.1% 7.1% ▲ 救急搬送された人の半数以上が軽症です ▲ 救急車ひっ迫アラート ↓救急車ひっ迫アラートが発令されていないことを示 しています ↓救急車ひっ迫アラートが発令されていることを示し ています ↓救急車ひっ迫アラートを発令する可能性が高まって いることを示しています 第
章 ・ 数 字 で 見 る 令 和 5 年 中 の 東 京 消 防 庁 管 内 の 災 害 動 向 等 1 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 76
第1章 ■ 図表1-3-8 事故種別出場件数 帰 署 ( 所 ) 病 院 引 揚 搬 送 連 絡 再 出 場 準 備 救 急 処 置 医 師 引 継 病 院 到 着 搬 送 開 始 現 場 到 着 入 電 出 場 28分30秒 9分54秒 50分34秒 9分15秒 31分39秒 112分56秒 12分11秒 40分54秒 21分29秒 12.8km 4.7km 4.5km 3.6km 117分22秒 14分20秒 ■ 図表1-3-7 救急活動時間と走行距離 令和5 年中の救急隊が入電してから帰署(所)するまでの救急活動平均所要時間は117 分 22 秒で、平均走行距離は12.8Kmです。(図表1-3-7) 急病、一般負傷、交通事故で全救急出場件数の約9 割を占めています。 (図表1-3-8) 事故種別 件数 割合 急病 629,395 68.5% 一般負傷 162,950 17.7% 交通事故 42,507 4.6% それ以外 83,459 9.1% 合計 918,311 100.0% 「それ以外」の内訳 件数 割合 転院搬送 42,814 51.3% 自損行為 7,332 8.8% 労働災害事故 5,518 6.6% 加害 5,475 6.6% 運動競技事故 5,414 6.5% 火災事故 3,514 4.2% 資器材等輸送 618 0.7% 水難事故 568 0.7% 医師搬送 168 0.2% 自然災害事故 14 0.0% 上記以外 12,024 14.4% 急病 68.5% 一般負傷 17.7% それ以外 9.1% 交通事故 4.6% 出場件数 918,311 件 (5) 活動時間・距離 (6) 事故種別ごとの出場件数 第
章 ・ 数 字 で 見 る 令 和 5 年 中 の 東 京 消 防 庁 管 内 の 災 害 動 向 等 1 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 77 第3節・救急活動の現況
60,000 65,000 70,000 75,000 80,000 85,000 90,000 95,000 1,950 2,100 2,250 2,400 2,550 2,700 2,850 3,000 総出場件数 1 日平均件数 1 月 2 月 3 月 4 月 5 月 6 月 7 月 8 月 9 月 10 月 11 月 12 月 1 日平均 出場件数 ■ 図表1-3-9 月別出場件数 ■ 図表1-3-10 時間帯別出場件数 ア 月 別 イ 時間帯別 月 出場件数 1 日平均 1 月 76,281 2,461 2 月 64,022 2,287 3 月 69,815 2,252 4 月 68,324 2,277 5 月 74,250 2,395 6 月 77,746 2,592 7 月 89,022 2,872 8 月 86,411 2,787 9 月 79,673 2,656 10 月 75,165 2,425 11 月 73,583 2,453 12 月 84,019 2,710 合計 918,311 2,516 0 10,000 20,000 30,000 40,000 60,000 (件) 50,000 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 (時台) 4 時台 10 時台 時間帯 出場件数 構成比(%) 0 時台 28,551 3.1 1 時台 23,749 2.6 2 時台 20,891 2.3 3 時台 18,379 2.0 4 時台 18,164 2.0 5 時台 20,722 2.3 6 時台 25,156 2.7 7 時台 31,695 3.5 8 時台 41,432 4.5 9 時台 50,296 5.5 10 時台 52,933 5.8 11 時台 51,295 5.6 12 時台 49,953 5.4 13 時台 49,329 5.4 14 時台 47,731 5.2 15 時台 46,851 5.1 16 時台 47,366 5.2 17 時台 47,429 5.2 18 時台 46,153 5.0 19 時台 44,802 4.9 20 時台 43,465 4.7 21 時台 40,966 4.5 22 時台 37,488 4.1 23 時台 33,515 3.6 合計 918,311 100.0 (7) 月別・時間帯別出場件数 第
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第1章 デイタイム救急隊の概要 ○現場到着時間を分析すると、夜間と比較し、日中は長くなる 傾向にあります。 ⇒日中の救急需要が多い地域で現場到着時間を短縮 ○令和元年5月に池袋消防署で運用を開始し令和6年4月1日 現在、12隊で運用しています。 ○育児休業期間終了後等の救急資格を保有する職員が、職場復帰後、すぐに交替制 (24時間)の救急隊へ勤務することは必ずしも容易ではありません。 ⇒交替制勤務が困難な救急資格を有する職員の活躍 ○池袋デイタイム救急隊に電気救急車(EV)を初めて導入 車両には、電動ストレッチャー等を備え、体格の大きな傷病者や重体重の傷病者への 対応力を強化しています。 運用イメージ(1 隊5 名配置の一例) デイタイム救急隊 コ ラ ム 〇運用時間 平日の8時30分から17時15分までの間 〈凡例〉育短…育児短時間勤務等の取得者 5名配置構成例 8:30 17:15 ★交替要員 ★交替要員 ➊隊長 ➋隊員 ➌機関員
育短 ▲ 車両 ▲ 電動ストレッチャー 第
章 ・ 数 字 で 見 る 令 和 5 年 中 の 東 京 消 防 庁 管 内 の 災 害 動 向 等 1 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 79 第3節・救急活動の現況
令和元年 令和2 年 令和3 年 令和4 年 令和5 年 450,000 500,000 550,000 600,000 650,000 700,000 750,000 800,000 500 700 900 1,100 1,300 1,500 1,700 1,900 現場処置人員 搬送人員 現場処置人員 搬送人員 令和5 年中の搬送人員(医療機関等へ搬送した人員)は774,370 人、現場処置人員(救 急現場で救急処置を実施したが、医療機関へ搬送しなかった人員)は1,299 人となり、合わ せた救護人員は775,669 人となっています。(図表1-3-11) ア 初診時程度 搬送人員のうち半数以上が軽症で、中 等症と軽症を合わせると9 割を超えていま す。(図表1-3-12) 2 救護・搬送人員の状況 ■ 図表1-3-11 救護・搬送人員の推移【人】 ■ 図表1-3-12 初診時程度別搬送人員 令和元年 令和2年 令和3年 令和4 年 令和5 年 搬送人員 731,900 625,639 630,287 708,695 774,370 現場処置人員 942 897 1,120 1,686 1,299 救護人員計 732,842 626,536 631,407 710,381 775,669 初診時程度 搬送人員(人) 割合 軽症 419,723 54.2% 中等症 299,724 38.7% 重症 34,282 4.4% 重篤 13,546 1.7% 死亡 7,095 0.9% 搬送人員計 774,370 100.0% 重篤 1.7% 重症 4.4% 死亡0.9% 軽症 54.2% 中等症 38.7% 搬送人員 774,370 人 (1) 救護・搬送人員過去5 年間の推移 (2) 搬送人員 第
章 ・ 数 字 で 見 る 令 和 5 年 中 の 東 京 消 防 庁 管 内 の 災 害 動 向 等 1 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 80
第1章 0~2 (人) 女 男 3~5 6~14 15~19 20~29 30~39 40~49 50~59 60~64 65~69 70~74 75 以上 0 45,000 90,000 135,000 180,000 令和元年 令和2 年 令和3 年 令和4 年 令和5 年 指数[令和元年=100] 90 100 110 120 80 70 高齢者 高齢者のうち75 歳以上 高齢者以外 100 90 88 101 109 89 89 105 98 84 106 95 81 ■ 図表1-3-13 年齢層別・性別搬送人員 ■ 図表1-3-14 高齢者搬送人員の推移 イ 年齢層 令和5 年の搬送人員を年齢層別でみると、75 歳以上の割合が最多となっています。 (図表1-3-13) ウ 高齢者搬送人員過去5 年間の推移 65 歳以上の高齢者の搬送人員は、403,813 人で、全搬送人員の52.1%を占めています。 (図表1-3-14) 年齢 0 ~2 3 ~5 6 ~14 15 ~19 20 ~29 30 ~39 40 ~49 50 ~59 60 ~64 65 ~69 70 ~74 75 以上 男 14,750 9,445 14,075 8,654 32,535 25,558 29,779 42,493 21,705 21,789 32,982 138,114 女 11,563 6,356 8,159 9,153 40,053 27,583 24,258 31,087 13,351 13,523 22,566 174,839 合計 26,313 15,801 22,234 17,807 72,588 53,141 54,037 73,580 35,056 35,312 55,548 312,953 令和元年 令和2年 令和3年 令和4 年 令和5 年 全搬送人員 731,900 625,639 630,287 708,695 774,370 高齢者 383,856 342,085 337,224 376,868 403,813 高齢者のうち75 歳以上 286,061 256,451 254,273 288,752 312,953 高齢者以外 348,044 283,554 293,063 331,827 370,557 高齢者の割合 52.4% 54.7% 53.5% 53.2% 52.1% 第
章 ・ 数 字 で 見 る 令 和 5 年 中 の 東 京 消 防 庁 管 内 の 災 害 動 向 等 1 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 81 第3節・救急活動の現況
50,000 100,000 150,000 200,000 250,000 300,000 (人) 174,263 令和5 年 R2.3.2~R2.6.30 新型コロナウイルス 感染症の影響により 講習を一時中止 145,267 令和4 年 128,241 令和3 年 239,667 令和元年 95,303 令和2 年 応急手当指導員講習 ※ 1,016 患者等搬送乗務員講習 ※ 705 現場派遣員講習 ※ 708 応急手当普及業務 実施状況 340,302 人 応急手当普及員講習 ※ 2,151 普通救命講習※ 129,250 人 38.0% 応急救護講習 163,610 人 48.1% 上級救命講習※ 42,862 人 12.6% その他 4,580 人 1.3% ■ 図表1-3-15 救命講習(普通救命講習 ※・上級救命講習 ※・応急手当普及員講習 ※)
受講者数 ※再講習を含む。 ■ 図表1-3-16 応急手当普及業務実施状況 令和5年中は、救命講習(普通救命講習 ※・ 上級救命講習 ※・応急手当普及員講習 ※)の 受講者数は174,263 人となりました。また、 応急救護講習等を含めると340,302 人と なりました。(図表1-3-15、16) 救急現場に居合わせた人(バイスタン ダー)の目撃がある心臓機能が停止した 傷病者に対しバイスタンダーが胸骨圧迫 やAED 等による応急手当を実施した場合 (11.5%)と実施しなかった場合(4.0%) では、傷病者の1ヶ月後の生存率は約3倍 の差が生じています(令和5 年中)。救命 講習を受講し、応急手当の知識を身につけ ましょう。 3 都民等による応急手当の実施状況 (1) 救命講習受講者の推移 第
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第1章 除細動304 件 1.0% 固定処置 152 件 0.5% 人工呼吸 339 件 1.2% 異物除去 441 件1.5% AED 装着、心電図測定 1,538 件 5.3% 移動(危険回避)692 件2.4% 保温・冷却970 件3.3% 在宅療法・既往における処置対応 859 件3.0% 止血・創傷処置 2,263 件 7.8% 観察・バイタルサイン 測定等 7,430 件25.5% 胸骨圧迫 (心マッサージ) 5,623 件 19.3% 体位管理 3,970 件 13.6%応急手当の内容 29,089 件 気道確保 279 件 1.0% その他 4,229 件 14.5% その他 その他 285 人 1.2% 消防職員・消防団員 175 人 0.7% 警察官 493 人 2.1%
友人・近隣者 790 人 3.3% 集客施設等関係者 1,472 人 6.2% 職場・学校関係者 1,132 人 4.7% 第三者(通行人等) 2,429 人 10.2% 福祉関係者 3,130 人 13.1% 家族 5,903 人 24.7% 医療従事者 7,497 人 31.4% 応急手当 実施者の内容 23,895 人 医療機関スタッフ 589 人 2.5% その他 ■ 図表1-3-18 応急手当実施者 都民等による応急手当を実施者別にみると、医療従事者に次いで家族が2番目に多くなっ ています。大切な人の命を救うために救命講習を受講しましょう。(図表1-3-18) ■ 図表1-3-17 都民等による応急手当の内容 傷病者に対して、家族、友人、近隣者などにより、救急隊が到着するまでの間に、 29,089 件の応急手当が実施されています。(図表1-3-17) (2) 応急手当の状況 (3) 応急手当実施者 第
章 ・ 数 字 で 見 る 令 和 5 年 中 の 東 京 消 防 庁 管 内 の 災 害 動 向 等 1 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 83 第3節・救急活動の現況
■ 図表1-3-19 受付状況 過去3 年間の受付状況は次のとおりです。 令和5 年は、歴代最多件数を記録しました。(図表1-3-19) 4 「#7119」東京消防庁救急相談センターの現況 急な病気やけがをした際に、病院へ行くか、救急車を呼ぶべきか迷った時や、どこの病院 に行ったらよいのか分からない時などに電話で相談を受け、緊急受診の要否や適応する診療 科目、診察可能な医療機関等について相談者にアドバイスを行います。 年 次 総受付 医療機関案内 救急相談 相談前 救急要請 その他 相談後救急要請 令和5 年 467,267 件 161,460 件 303,102 件 54,201 件 2,269 件 436 件 令和4 年 439,507 件 175,822 件 262,036 件 42,674 件 824 件 825 件 令和3年 362,392 件 124,228 件 236,757 件 38,755 件 719 件 688 件 (1) 受付状況 第
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第1章 不明 6,986 件 2.3% 60 歳~74 歳 29,692 件 9.8% 45 歳~59 歳 43,805 件 14.5% 15 歳~29 歳 52,398 件 17.3% 30 歳~44 歳 50,422 件16.6% 75 歳以上 47,563 件 15.7% 0 歳~14 歳 72,236 件 23.8% 合計 303,102 件 発熱24,380 件 8.0% 嘔気・吐き気8,356 件 2.8% 四肢・顔面外傷13,192 件 4.4% 発熱(小児)13,467 件 4.4% 腹痛22,047 件 7.3% 頭痛11,414 件 4.2% 頭部外傷(小児)10,335 件 3.4% 胸痛9,244 件 3.0% 呼吸困難8,731 件 2.9% その他 170,441 件 55.8% 令和5 年中 救急相談 303,102 件 めまい・ふらつき11,495 件 3.8% ■ 図表1-3-20 救急相談の内訳比 ■ 図表1-3-21 相談対象者の年齢構成比 令和5 年中の救急相談の内訳は次のとおりです。発熱に関する相談が最も多く、令和5 年 中は成人と小児を合計し約12%を占めます。(図表1-3-20) 令和5 年中の相談対象者の年齢構成比 は次のとおりです。0 歳から14 歳の相談 対象者の割合が多くなっています。(図表1 -3-21) 75 歳以上の相談対象者の年齢構成比は 15.7%となっていますが、救急車で搬送し た方の年齢構成比は75 歳以上の方が全体 の40.4%を占めています。 (81ページ参照) 救急車を呼ぶか迷ったときは「#7119」 をご利用ください。 (2) 救急相談の内訳 (3) 相談対象者の年齢 第
章 ・ 数 字 で 見 る 令 和 5 年 中 の 東 京 消 防 庁 管 内 の 災 害 動 向 等 1 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 85 第3節・救急活動の現況
0 100,000 200,000 300,000 500,000 400,000 (人) ※:一度の訓練で複数の訓練種別を行っている場合があります。 431,633 416,409 294,668 236,115 57,258 28,505 27,164 386,578 そ の 他 の 訓 練 救 出 ・ 救 助 訓 練 出 火 防 止 訓 練 通 報 連 絡 訓 練 身 体 防 護 訓 練 応 急 救 護 訓 練 避 難 訓 練 初 期 消 火 訓 練 ■ 図表1-4-1 防火防災訓練の訓練種別ごとの人員 ~地域防災力の向上へ向けて~ 1 防火防災訓練の実施状況 第4節 防災活動の現況 令和5 年度中の東京消防庁管内におけ る防火防災訓練の実施件数及び参加者は 10,062 件、1,073,817人でした。また、 訓練種別では「初期消火訓練」が最も多く、 「避難訓練」、「応急救護訓練」と続いてい ます。(図表1-4-1) (1) 防火防災訓練 26〜27ページ トピックス 第
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第1章 2,432 (件) 6,241 令和元年度 令和2 年度 令和3 年度 令和4 年度 令和5 年度 0 1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000 7,000 1,350 1,717 761 東京消防庁では、災害発生時における高 齢者、障害者などの被害の軽減を図るため、 平成25 年度から災害発生時に支援が必要 な方のお宅を協力機関と連携して消防職員 が訪問し、火災・地震・日常生活事故等の 危険性をチェックし、アドバイスを行う住 まいの防火防災診断を管内の全消防署で 実施しています。令和5 年度は1,350 件 の実施となり、前年度より1,082 件減少し ています。(図表1-4-3) 2 住まいの防火防災診断の実施状況 ■ 図表1-4-2 総合防災教育の実施状況 ■ 図表1-4-3 住まいの防火防災診断の実施件数 令和5 年度中の東京消防庁管内におけ る総合防災教育※の実施件数及び人員は、 5,834 件、632,000 人でした。教育機関 等と連携を図り、授業で行う防災教育のほ か、児童の引き取り訓練や地域イベントな どあらゆる機会を活用した総合防災教育を 行っています。(図表1-4-2) ※総合防災教育とは、様々な災害や事故から身を守 るための発達段階に応じた防災教育をいいます。 件数(件) 人員(人) 保育所・幼稚園 1,012 66,557 小学校 2,143 323,987 中学校 1,115 68,442 高等学校 315 99,909 大学 102 16,715 特別支援学校 106 10,697 その他 1,041 45,693 合 計 5,834 632,000 (2) 総合防災教育 第
章 ・ 数 字 で 見 る 令 和 5 年 中 の 東 京 消 防 庁 管 内 の 災 害 動 向 等 1 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 87 第4節・防災活動の現況
115,000 120,000 125,000 130,000 135,000 140,000 155,000 150,000 145,000 救 急 搬 送 人 員 ( 人 ) 139,710 144,767 127,382 123,445 153,602 年 令和元年 令和2 年 令和3 年 令和4 年 令和5 年 救急搬送人員(人) 144,767 127,382 123,445 139,710 153,602 前年比 100.2% 88.0% 96.9% 113.2% 109.9% 5 年間平均 137,781 人 ■ 図表1-4-4 年別の救急搬送人員 3 日常生活事故の発生状況 ア 年別救急搬送人員 東京消防庁管内では、日常生活事故により令和元年から令和5 年までの5 年間に、 688,906人が救急搬送されています。令和5 年中は153,602 人が救急搬送されています。 (図 表1-4-4) イ 年齢層別救急搬送人員 年齢層別(5 歳単位)の救急搬送人員を みると、65 歳以上の高齢者が90,495 人 と全体の半数以上を占めています。また、 若い世代をみると、乳幼児(5 歳以下)の 救急搬送人員が9,124 人とこども(12 歳 以下)の事故のうち約6 割を占めています。 (図表1-4-5) (1) 令和5 年中の概要 第
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第1章 知ろう!! 日常に潜む危険(こども編) 90 歳以上 85~89 歳 80~84 歳 75~79 歳 70~74 歳 65~69 歳 60~64 歳 55~59 歳 50~54 歳 45~49 歳 40~44 歳 35~39 歳 30~34 歳 25~29 歳 20~24 歳 15~19 歳 10~14 歳 5~9 歳 0~4 歳 救急搬送人員(人) 2,000 4,000 6,000 8,000 10,000 12,000 14,000 16,000 18,000 22,000 20,000 6,828 3,626 5,301 6,498 5,906 3,220 4,106 3,375 8,199 18,620 11,305 3,373 3,593 4,727 20,902 18,461 14,379 6,796 4,387 0 500 1,000 1,500 2,000 2,500 0 歳 1 歳 2 歳 3 歳 4 歳 5 歳 1,168 救急搬送人員(人) 1,594 1,495 2,140 925 1,802 (2) 乳幼児(5歳以下)の事故発生状況 ■ 図表1-4-6 年齢別救急搬送人員 ■ 図表1-4-5 年齢層別救急搬送人員 ア 乳幼児の年齢別救急搬送人員 令和5 年中の乳幼児の事故を年齢別に みると、1 歳児の救急搬送人員が2,140 人と最も多く、次いで2 歳児が1,802 人 となっています。(図表1-4-6) 第
章 ・ 数 字 で 見 る 令 和 5 年 中 の 東 京 消 防 庁 管 内 の 災 害 動 向 等 1 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 89 第4節・防災活動の現況
(%) (人) 0 500 1,000 1,500 2,000 2,500 3,000 3,500 0 10 20 30 40 50 60 70 2,428 2,395 1,109 743 358 336 207 51 31 救急搬送人員(人) 中等症以上の割合 10.3 12.4 11.4 9.6 20.4 8.7 9.2 3.9 58.1 事故種別 ころぶ 落ちる ものが つまる等 ぶつかる やけど はさむ はさまれる 切る 刺さる かまれる 刺される おぼれる 救急搬送人員 2,428 人 2,395 人 1,109 人 743 人 358 人 336 人 207 人 51 人 31 人 中等症以上の割合 10.3% 12.4% 11.4% 9.6% 20.4% 9.2% 8.7% 3.9% 58.1% ■ 図表1-4-7 乳幼児の事故種別ごとの救急搬送人員 イ 乳幼児の事故種別ごとの救急搬送人員 乳幼児の事故で最も多いのは「ころぶ」事故で、2,428 人が救急搬送されています。中等 症以上の割合が最も高いのはお風呂などで「おぼれる」事故で、約6 割と突出して高くなって います。また、「やけど」の事故でも約2割が中等症以上と診断されています。 (図表1-4-7) ※ 事故種別が「その他」、「不明」を除く ※ 中等症とは、生命に危険はないが入院を要するもの 第
章 ・ 数 字 で 見 る 令 和 5 年 中 の 東 京 消 防 庁 管 内 の 災 害 動 向 等 1 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 90
第1章 気をつけよう! 日常生活事故(高齢者屋外編) 気をつけよう! 日常生活事故(高齢者屋内編) 60,000 65,000 70,000 75,000 80,000 85,000 90,000 95,000 令和3年 令和4年 令和2年 76,707 (人) 83,905 83,345 90,495 73,610 令和5年 令和元年 ■ 図表1-4-8 高齢者の年別の救急搬送人員 イ 高齢者の事故種別ごとの救急搬送人員 高齢者の事故で最も多いのは「ころぶ」事故で、事故全体の約7 割を占める67,054 人が 救急搬送されています。中等症以上の割合が最も高いのはお風呂などで「おぼれる」事故で、 約97%と突出して高くなっています。また、高齢者は他の年代と比べ、重症化しやすくなって います。(図表1-4-9) ア 高齢者の年別救急搬送人員 令和5年中の日常生活事故による救急搬送人員は90,495人で令和4年と比較すると7,150 人増加しています。(図表1-4-8) 0 10,000 20,000 30,000 40,000 50,000 60,000 70,000 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 (人) (%) 67,054 7,429 1,644 1,237 514 460 354 245 214 39.8 45.1 53.6 21.7 18.1 97.2 39.5 11.8 29.4 事故種別 ころぶ 落ちる ものが つまる等 ぶつかる 切る・刺さる おぼれる はさむ はさまれる かまれる 刺される やけど 救急搬送人員 67,054 人 7,429 人 1,644 人 1,237 人 514 人 460 人 354 人 245 人 214 人 中等症以上の割合 39.8% 45.1% 53.6% 21.7% 18.1% 97.2% 39.5% 11.8% 29.4% 救急搬送人員(人) 中等症以上の割合 ■ 図表1-4-9 高齢者の事故種別ごとの救急搬送人員 ※ 事故種別が「その他」、「不明」を除く ※ 中等症とは、生命に危険はないが入院を要するもの (3) 高齢者(65 歳以上)の事故発生状況 第
章 ・ 数 字 で 見 る 令 和 5 年 中 の 東 京 消 防 庁 管 内 の 災 害 動 向 等 1 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 91 第4節・防災活動の現況
【家具転対策PV】 その時家具が凶器になる!(戸建住宅編) 平成22 年 平成23 年 平成24 年 平成25 年 平成26 年 平成27 年 平成28 年 平成29 年 平成30 年令和元年令和2 年令和3 年 70 60 50 40 30 (%) 令和4 年令和5 年 59.0 62.2 57.3 47.0 53.6 58.6 58.0 56.1 66.6 57.6 65.6 63.6 62.6 60.1 ■ 図表1-4-10 家具転対策実施率(東京都内) 4 家具類の転倒・落下・移動防止対策の実施状況と実施率 平成30 年6 月に最大震度6 弱を観測 した「大阪府北部を震源とする地震(以下、 大阪府北部地震)」及び同年9 月に最大 震度7 を観測した「平成30 年北海道胆振 東部地震(以下、北海道地震)」の被災地 域を対象に、家具転対策の実施状況及び 負傷状況等のアンケート調査を実施しまし た。 消防に関する世論調査によると、令和5 年中の家具類の転倒・落下・移動防止対 策(以下、「家具転対策」という。)の実施 率は、「すべての家具類に実施している」及 び「一部の家具類に実施している」を合算 すると60.1%で、東日本大震災の発災前年 (平成22 年)と比較すると13.1ポイント 増加しています。(図表1−4−10) また、「倒れる可能性のある家具類がな い、または家具を置いていない」と回答し た方は10.0%で、昨年の7.6%から2.4 ポ イント増加しています。 その結果、家具転対策を実施していた方 は、大阪府北部地震では33.5%、北海道 地震では31.0%でした。 また、大阪府北部地震でけがをした方 の約14%が、家電製品及び家具類の収容 物の落下等により負傷しており、北海道地 震でけがをした方の約11%が、家具類の 収容物の落下等により負傷しています。さ (1) 家具類の転倒・落下・移動防止対策の実施率 (2) 近年発生した地震に伴う家具転対策実施状況と負傷状況 第
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第1章 らに、散乱した室内を片づける際に、割れ た食器やガラスによりけがをした方もそれ ぞれの地震において3割以上存在しており、 家具類の転倒等に起因するけが人の割合が 高いことが確認されました。地震時にけが をしないために、家具類を固定すること及 び収容物が散乱しない対策等を実施するこ とが重要です。(図表1-4-11、12) ▲ 集中収納・収納方法の工夫 ▲ レイアウトの工夫 ▲ 家具転対策器具で固定 第
章 ・ 数 字 で 見 る 令 和 5 年 中 の 東 京 消 防 庁 管 内 の 災 害 動 向 等 1 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 93 第4節・防災活動の現況 n=22 n=9 揺れによる つまずき、転倒 27.3% 揺れによる つまずき、転倒 11.1% 落下物 13.6% 落下物 11.1% 割れた食器・ ガラス類 36.4% 割れた食器・ ガラス類 33.3% その他 9.1% その他 33.3% 不明 13.6% 不明 11.1% 大阪府 北部地震 北海道地震 ■ 図表1-4-12 大阪府北部地震、北海道地震における負傷原因割合 実施している 33.5% n=659 n=761 大阪府 北部地震 未記入 8.6% 実施していない 57.8% 実施している 31.0% 北海道地震 未記入 7.6% 実施していない 61.4% ■ 図表1-4-11 大阪府北部地震、北海道地震における家具転対策実施状況
新 規 登 録 者 数 総 登 録 者 数 (人) 800 700 600 500 400 300 200 100 0 16,000 14,000 12,000 10,000 8,000 6,000 4,000 2,000 0 (人) 令和2 年 令和3 年 平成29 年 平成30 年 令和元年 令和4 年 令和5 年 14,784 507 14,442 429 14,015 4,287 3,781 557 281 314 3,383 184 3,298 264 年代別 登録者数 10 代 195人 6 % 20 代 508人 16% 30 代 106人 3% 40 代 244人 7% 50 代 562人 17% 60 代 724人 22% 70歳以上 959人 29% ■ 図表1-4-13 総登録者数と新規登録者数の推移 ■ 図表1-4-14 年代別登録者数 5 災害時支援ボランティアの状況 災害時支援ボランティアの登録者数は、「東京消防庁災害時支援ボランティアのあり方検討 委員会」での検討内容を踏まえ、登録の一斉更新を行った結果、令和5 年12 月末現在 3,298 人となりました。 新規登録者数は、令和4 年中の184 人に対し、令和5 年中は264 人と増加しています。(図 表1-4-13) ア 年代別の登録者数 年代別登録者数を見ると、60 代以上の 方が多く、全体の51% を占めており、年 代の高い方々も多く活躍されています。(図 表1-4-14) (1) 登録者数 第
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第1章 その他 328 人10% 会社員 1,191 人 36% 公務員 74 人2% 主婦 282 人 9% 無職 366 人 11% 学生 626 人 19% 自営業 431 人 13% 職業別 登録者数 ■ 図表1-4-15 職業別登録者数 令和5 年中にボランティアが参加した活動の件数は、全体で941 件あり、延べ3,914 人が ボランティア活動を行いました。また、活動項目別件数、参加者数ともに「行事・訓練参加」 が最も多くなっています。(図表1-4-16) イ 職業別登録者数 登録者のうち、最も多い職業は会社員で、 全体の36% を占めています。次いで学生 19%、自営業が13% となっています。学 生の登録については、総合防災教育や救命 講習受講者への募集に応じて登録した事例 が多くあります。また、部活動やサークル 単位でまとめて登録している学校もありま す。(図表1-4-15) ■ 図表1-4-16 活動項目別件数、参加者数 (2) 活動項目別の件数・参加者数 (件) 50 100 150 200 300 250 (人) 300 600 900 1,200 1,500 1,800 行事・訓練参加 都民指導 講習会 会議 自主訓練 募集・広報活動 その他 ■ 令和5 年件数 285 275 189 61 36 84 11 ■ 令和5 年人数 1,186 744 770 619 225 258 112 第
章 ・ 数 字 で 見 る 令 和 5 年 中 の 東 京 消 防 庁 管 内 の 災 害 動 向 等 1 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 95 第4節・防災活動の現況
立入検査は、消防法に基づき消防職員 が建物や危険物施設に立ち入り、火災予 防上の観点から検査をするものです。 令和5 年中は、建物( 住宅、長屋を除く) や危険物施設( ガソリンスタンドなど) に対 し、37,419 件の立入検査を実施しました。 立入検査件数は、令和2 年以降、新型コ ロナウイルス感染症拡大に伴い大きく減少 していましたが、昨年は感染拡大前の令和 元年と同程度実施しました。 その他にも災害出場後の立入検査7,638 件、確認検査1,496 件、繁華街査察3,194 件、会場管理立入検査( 催物など)141 件 を実施しました。 立入検査の執行は、査察員715 人、ポ ンプ隊1,224 隊で実施しています。(図表 1-5-1) 1 火災予防査察の現況 〜火災を未然に防ぐために〜 第5 節 予防活動の現況 (1) 立入検査実施状況 ■ 図表1-5-1 立入検査件数の推移 危険物施設の 立入検査 建物の 立入検査 令和2年 令和元年 令和3年 25,000 30,000 35,000 1,210 1,111 1,407 36,389 28,922 29,854 40,000 5,000 0 10,000 15,000 20,000 (件) 45,000 30,033 30,033 31,064 31,064 37,796 37,796 令和4年 1,289 31,264 32,553 32,553 1,437 35,982 令和5年 37,419 37,419 第
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第1章 ■ 図表1-5-3 違反事項通知を受けた資格者数の推移 ■ 図表1-5-2 警告・命令件数の推移 0 200 100 400 300 500 令和4年 120 120 88 88 32 32 220 220 令和3年 令和2年 令和元年 (件) 99 99 86 86 117 117 307 307 148 148 458 458 命令 警告 令和5年 0 10 20 30 40 50 60 (人) 令和4年 令和2年 令和3年 令和元年 令和5年 消防設備士 危険物取扱者 27 12 21 13 19 16 10 11 12 19 ア 警告・命令 立入検査等を実施した建物や危険物施 設において消防法令違反を確認した場合、 違反者に対して違反を是正するように指導 しています。 是正する意思が見られない違反者に対し ては、必要に応じて警告により強く指導し たり、さらに消防法に基づき命令を行って います。 警告・命令件数の推移については、図 表1-5-2のとおりです。令和5年中に おける警告件数は220件、命令件数は88 件となっています。 イ 危険物取扱者・消防設備士への違反事項通知 危険物取扱者・消防設備士の資格者が消防法令違反に係る行為を行っていた事実を確認し た場合、資格者に対して違反事項通知を行い、再発しないよう指導しています。 違反事項通知を受けた資格者の推移については、図表1-5-3のとおりです。 (2) 行政措置と違反対象物の公表制度の状況 第
章 ・ 数 字 で 見 る 令 和 5 年 中 の 東 京 消 防 庁 管 内 の 災 害 動 向 等 1 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 97 第5節・予防活動の現況
ウ 違反対象物の公表制度の状況 公表制度は、建物(住宅、長屋を除く) を利用する方がご自身で建物の安全情報 を入手し、利用を判断できるよう、消防機 関が立入検査で把握した違反に関する情報 を提供するものです。公表対象となる違反 は、屋内消火栓設備、スプリンクラー設備 または自動火災報知設備の未設置による 設置義務違反(重大違反)と建物関係者 により繰り返された防火管理、消防用設備 の維持管理等に係る違反(複数管理義務 違反)があります。 各年で公表された建物数の推移につい ては、図表1-5-4のとおりです。違反 が公表されている建物関係者に対して速や かに違反が是正されるよう指導を徹底して います。 優良防火対象物認定表示制度は、建物 の関係者からの申請に基づき、高い防火安 全性を消防署長が認めた場合に、認定証 を建物に表示できる制度です。 令和5年12月末日 における認定優良防 火対象物は877件で、 用途別の内訳は図表1 -5-5のとおりです。 優良防火対象物認定 表示制度の詳細は、 206ページを参照して ください。 ▲ 優良防火対象物認定証 ※統計上の端数処理を行っているため、内訳の 合計が100%とならない場合があります。 ■ 図表1-5-4 各年の違反が公表されている建物数の推移 (棟) 0 50 100 150 令和3年 令和2年 令和元年 19 19 21 56 31 63 重大違反 60 令和4年 18 72 99 令和5年 複数管理義務違反 その他 127件 14.5% 幼稚園等 34件 3.9% 福祉施設等 (入所) 92件 10.5% 学校等 28件 3.2% 特定 用途複合 213件 24.3% 事務所等 166件 18.9% ホテル等 217件 24.7% 877件 ■ 図表1-5-5 優良防火対象物・建物の内訳 (3) 優良防火対象物認定表示制度(優マーク制度)の状況 第
章 ・ 数 字 で 見 る 令 和 5 年 中 の 東 京 消 防 庁 管 内 の 災 害 動 向 等 1 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 98
第1章 ■ 図表1-5-6 消防用設備等点検報告の内訳 (件) 0 50,000 100,000 150,000 200,000 250,000 300,000 350,000 400,000 64 令和2年 令和元年 令和3年 (%) 65 66 67 68 69 70 71 72 報告件数 未報告件数 令和4年 254,019 114,811 68.9 368,830 令和5年 266,751 107,803 71.2 374,554 246,433 239,503 238,904 116,050 116,148 107,316 68.0 67.3 69.0 362,483 355,651 346,220 報告率 ア 消防用設備等点検報告制度 消防用設備等点検報告制度は、建物の 関係者が建物に設置されている消火器、 自動火災報知設備及びスプリンクラー設備 などの消防用設備を資格者に点検させる か、または自ら点検し、その結果を消防署 長に報告する制度です。 令和5 年12 月末日における点検が必 要な建物数は374,554 棟で、報告件数は 266,751 件でした(報告率=71.2%)。点 検が必要な建物数は年々増加しています。 消防用設備等点検報告制度の詳細は 208 ページを参照してください。(図表1- 5-6) イ 防火対象物点検報告制度 防火対象物点検報告制度は、平成13 年 の新宿区歌舞伎町ビル火災を機に制定され た制度で、法令で定める要件に該当する建 物とその建物に入居しているテナントの管 理者が、防火管理に関する事項を資格者に 点検させ、その結果を消防署長に報告す るものです。点検の結果が3 年間優良で、 申請による審査で認められた場合には、そ の後の3 年間の点検が免除されます。これ を「特例認定」といいます。 令和5 年12 月末日における点検が必要 な建物及びテナントは108,863 件(特例認 定件数3,938 件を除く)で、報告件数は 60,105 件でした(報告率=56.8%)。点検 が必要な建物数は年々増加していますが、 点検報告率はほぼ横ばいの状態です。(図表 1-5-7) 防火対象物点検報告制度の詳細は208 ページを参照してください。 (4) 各種点検報告の状況 第
章 ・ 数 字 で 見 る 令 和 5 年 中 の 東 京 消 防 庁 管 内 の 災 害 動 向 等 1 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 99 第5節・予防活動の現況
ウ 防災管理点検報告制度 防災管理点検報告制度は、法令で定め る大規模な建物とその建物に入居している テナントの管理者が地震やテロ災害による 被害の軽減に関する事項を資格者に点検さ せ、その結果を消防署長に報告するもので す。点検の結果が3 年間優良で申請によ る審査で認められた場合には、その後の3 年間の点検が免除されます。これを「特例 認定」といいます。 令和5 年12 月末日における点検が必要 な建物及びテナントは42,383 件(特例認 定件数2,566 件を除く)で、報告件数は 31,488 件でした(報告率=75.8%)。点検 が必要な建物数は年々増加しています。(図 表1-5-8) 防災管理点検報告制度の詳細は208 ページを参照してください。 ■ 図表1-5-7 防火対象物点検報告の内訳 0 2 4 6 8 10 12 (万件) 40 45 50 55 60 (%) 令和2年 令和元年 令和3年 令和4年 令和5年 55,936 55,222 55,227 4,469 4,573 4,717 51,566 53,585 52,947 111,971 113,380 112,891 53.9 52.7 53.1 報告率 報告件数 特例認定件数 未報告件数 58,088 4,185 50,228 112,501 60,105 3,938 48,758 112,801 55.4 56.8 ※報告率は特例認定件数を含みます。 ■ 図表1-5-8 防災管理点検報告の内訳 (件) 0 5,000 10,000 15,000 20,000 25,000 30,000 35,000 40,000 45,000 令和2年 令和元年 令和3年 (%) 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 令和5年 9,521 10,516 10,040 報告件数 特例認定件数 未報告件数 30,415 29,633 29,746 2,964 3,311 2,999 76.9 75.8 77.5 43,419 43,460 42,266 報告率 令和4年 10,980 30,943 2,755 75.4 44,678 10,895 31,488 2,566 75.8 44,949 ※報告率は特例認定件数を含みます。 第
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第1章 2 建物数の推移と防火管理者選任状況等 令和5 年12 月末日現在、当庁管内の建物(住宅、長屋を除く)は450,277 棟、ホテル 施設数は5,755 事業所あり、令和元年の423,209 棟、4,858 事業所と比較して27,068 棟 (6.4%)、897 事業所(18.5%)増加しています。(図表1-5-9) ■ 図表1-5-10 建物用途の内訳 建物数450,277 棟のうち、共 同住宅等187,694 棟(41.7%)、 非特定用途複合(共同住宅と事 務所の複合施設など)76,963 棟 (17.1%)、特定用途複合(商業 施設と飲食店の複合施設など) 65,937 棟(14.6%)が全体の7 割 を占めています。(図表1-5-10) 訪日外国人の増加や旅館業法の規制緩和等により、近年、ホテル施設数が増加傾向にあり ます。 ※統計上の端数処理を行っているため、内訳の合計が100%とならない場合があります。 ■ 図表1-5-9 建物数(住宅、長屋を除く)とホテル施設数の推移 ※ホテル施設数は、消防法施行令別表第一5項イ[旅館、ホテル、宿泊所その他これらに類するもの]の事業所件数を計上 (万棟) (棟) 令和元年 令和3年 令和2年 令和4年 令和3年 令和5年 430,061 423,209 4,858 5,172 建物数(住宅、長屋を除く) 436,857 5,150 ホテル施設数 48 46 44 42 40 50 443,532 3,000 4,000 5,000 6,000 3,500 4,500 5,500 5,263 5,755 450,277 (1) 建物数の推移 その他 (工場や学校など 単独の用途) 16.6% 共同住宅等 41.7% 非特定 用途複合 17.1% 特定用途複合 14.6% 事務所等 10.0% 450,277 棟 第
章 ・ 数 字 で 見 る 令 和 5 年 中 の 東 京 消 防 庁 管 内 の 災 害 動 向 等 1 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 101 第5節・予防活動の現況
当庁管内の建物は、高層・大規模化、深層化が進んでおり、現在も都内では複数の再開発 計画が進められ、大規模な建物が建設されています。 ※消防法では、高層建築物を高さ31m を超える建築物と定義していますが、より高層化を表現するため21 階建て(おおむね 60 m)以上の建物数を計上しました。 ■ 図表1-5-11 21階建て以上、地下4階以下の建物数の推移 (件) 令和2年 令和元年 令和3年 令和4年 400 500 600 700 800 900 1,000 令和5年 880 891 868 838 523 905 523 523 519 520 21階建て以上の建物数 地下4階以下の建物数 第
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第1章 スプリンクラー設備や自動火災報知設備を設置している建物数が増加しているのは、スプ リンクラー設備が必要となる11 階建て以上または31 mを超える建物が増加していることや、 近年の消防法令改正により小規模社会福祉施設に自動火災報知設備やスプリンクラー設備、 ホテルに自動火災報知設備、小規模診療所にスプリンクラー設備が設置されたことが要因と なっています。 ■ 図表1-5-12 スプリンクラー設備、自動火災報知設備設置の建物数の推移 18,000 19,000 20,000 (件) (件) 令和2年度 令和元年度 令和3年度 令和4年度 17,500 18,500 19,500 245,000 220,000 225,000 230,000 235,000 240,000 20,500 250,000 令和5年度 19,322 19,322 18,841 18,841 18,322 18,322 232,944 232,944 230,268 230,268 227,830 227,830 自動火災報知設備設置の建物数 スプリンクラー設備設置の建物数 19,887 19,887 20,371 20,371 235,556 235,556 238,520 238,520 第
章 ・ 数 字 で 見 る 令 和 5 年 中 の 東 京 消 防 庁 管 内 の 災 害 動 向 等 1 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 103 第5節・予防活動の現況
一般取扱所とは発電設備やボイラー設 備、塗装工場などで指定数量以上の危険 物の消費、塗装などを行うものをいいます。 東日本大震災以降、企業が災害時の事 業継続や早期復旧を目的として、非常用発 電設備や燃料備蓄用のタンクを設置する傾 向にあります。 ■ 図表1-5-13 発電設備を有する建物数と危険物施設(一般取扱所)数の推移 令和2年 令和元年 令和3年 令和4年 16,500 17,000 17,500 18,000 19,000 18,500 19,500 (件) 2,500 2,550 2,600 2,650 2,700 2,750 2,800 2,850 20,000 2,900 (件) 令和5年 20,500 2,692 2,692 2,698 2,698 2,664 2,664 危険物施設(一般取扱所)数 発電設備を有する建物数 20,359 20,359 2,724 2,724 2,763 2,763 19,751 19,751 19,456 19,456 19,055 19,055 20,101 20,101 ※危険物施設(一般取扱所)数は、各年度末の数値です。 ▲ 危険物タンクの設置時の状況 第
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第1章 令和5 年度末の防火管理者の選任が義 務となる管理権原者数は392,327 であり、 近年は義務となる事業所の増加などにより 年々増加しています。令和5 年度末の防 火管理者の選任届出率は81.8%、消防計 画の届出率は77.9% でした。(図表1-5- 14、15) ■ 図表1-5-14 防火管理者選任状況の推移 ■ 図表1-5-15 消防計画届出状況の推移 0 100,000 200,000 300,000 400,000 70 75 80 85 90 319,373 320,484 318,013 317,081 386,341 389,576 384,566 382,090 選任届出率
管理権原者数 ※ 防火管理者 選任届出済数 82.7 82.3 82.7 83.0 (%) (人) 令和3年度 令和2年度 令和元年度 令和4年度 320,777 392,327 81.8 令和5年度 0 100,000 200,000 300,000 400,000 70 75 80 85 90 303,395 304,928 301,625 300,555 386,341 389,576 384,566 382,090 消防計画届出率
管理権原者数 消防計画届出済 対象物数 78.5 78.3 78.4 78.7 (%) (人) 令和3年度 令和2年度 令和元年度 令和4年度 305,632 392,327 77.9 令和5年度 ※管理権原者とは、消防法第8条に定める防火対象物の管理について権原を有する者をいいます。 (2) 防火管理者選任状況 第
章 ・ 数 字 で 見 る 令 和 5 年 中 の 東 京 消 防 庁 管 内 の 災 害 動 向 等 1 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 105 第5節・予防活動の現況
自衛消防訓練は、百貨店、病院、ホテル、劇場、地下駅舎などの不特定多数の人が出入り する事業所では、年2 回以上実施することが義務付けられています。 令和2 年には新型コロナウイルス感染症の影響により訓練実施回数が減少しましたが、令 和3 年の訓練実施回数は令和元年と同水準まで回復し、令和4 年以降はさらに増加してい ます。(図表1-5-16) 3 事業所における自衛消防訓練の状況 ■ 図表1-5-16 自衛消防訓練実施状況 合計 (延回数) 総合 訓練 部 分 訓 練 その他 延べ訓練 参加人員 (百人) 延べ指導 出向人員 (人) 通報 消火 避難 令和元年 151,860 105,656 2,397 11,191 21,714 10,902 86,205 40,611 令和2 年 134,831 91,987 2,306 10,375 20,680 9,483 68,200 10,956 令和3 年 150,828 97,447 2,388 13,375 25,035 12,583 81,853 12,327 令和4 年 164,592 102,432 2,561 16,469 28,077 15,053 83,190 28,756 令和5 年 176,247 111,071 2,588 17,890 28,997 15,701 87,176 35,442 危険物施設は、それぞれ の施設形態ごとに区分され ています。令和5 年度末現 在の危険物施設を区分別に みると、地下タンク貯蔵所 が3,016 施設と最も多く、 次いで一般取扱所の2,763 施設、屋内貯蔵所の1,616 施設の順となっています。 (図表1-5-17) 4 危険物行政の現況 ■ 図表1-5-17 危険物施設の施設区分別構成 危険物 施設数 12,378 屋内貯蔵所 1,616 13.1% 屋内タンク貯蔵所 1,150 9.3% 屋外タンク貯蔵所 303 2.4% 地下タンク 貯蔵所 3,016 24.4% 簡易タンク貯蔵所 9 0.1% 移動タンク 貯蔵所 1,476 11.9% 屋外貯蔵所 147 1.2% 給油取扱所 1,566 12.7% 販売取扱所 260 2.1% 移送取扱所 11 0.1% 一般取扱所 2,763 22.3% 製造所 61 0.5% (1) 施設区分別にみた危険物施設の実態 第
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第1章 ■ 図表1-5-18 事故種別ごとの発生状況 年別 合計 火災(件) 流出(件) その他(件) 死者(人) 負傷者(人) 令和元年 122 28 23 71 0 16 令和2 年 123 24 19 80 0 11 令和3 年 124 33 20 71 0 3 令和4 年 118 38 22 58 0 11 令和5 年 151 32 30 89 1 17 前 年 比 33 ▲6 8 31 1 6 ※「前年比」欄の「▲」は減少を示しています。 令和5 年中に発生した危険物施設等 ※1 における事故件数は151 件で、前年と比べ て33 件増加しています。火災事故が32 件(前年比6 件減少)、流出事故が30 件 (前年比8 件増加)、その他の事故 ※2 が 89 件(前年比31 件増加)となっていま す。これら危険物施設等における事故で、 死者は1 人(前年比1 人増加)、負傷者 が17 人(前年比6 人増加)発生してい ます。(図表1-5-18) ※1 危険物施設等…製造所等、運搬車両、少量危 険物貯蔵取扱所、指定可燃物貯蔵取扱所、無許可・ 無届施設 ※2 その他の事故…火災又は流出を併発していな い場合で、危険物施設等の規制部分が破損した 事故等 (2) 事故種別ごとの発生状況 事故を発生要因別(図表1-5-19)にみると、劣化や破損などの物的要因が92 件(60.9%) で最も多く、次いで維持管理、操作確認不十分などの人的要因が39 件(25.8%)、その他の 要因が20 件(13.2%)となっています。(図表1-5-20) ■ 図表1-5-19 発生要因と発生原因 要因 原因 人的要因 維持管理不十分 誤操作 操作確認不十分 操作未実施 監視不十分 物的要因 腐食疲労等劣化 設計不良 故障
施工不良 破損 その他の 要因 放火等 交通事故 類焼
地震等災害 不明・調査中 ■ 図表1-5-20 事故の発生要因 令和5年中 の事故 151件 その他の要因 20件 13.2% 人的要因 39件 25.8% 物的要因 92件 60.9% (3) 発生要因別の事故発生状況 第
章 ・ 数 字 で 見 る 令 和 5 年 中 の 東 京 消 防 庁 管 内 の 災 害 動 向 等 1 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 107 第5節・予防活動の現況
火災事故32 件を発生要因別にみると、 人的要因が16 件(50.0%)で最も多く、 次いで物的要因が8件(25.0%)、その他 の要因が8 件(25.0%)となっています。 (図表1-5-21) 流出事故30 件を発生要因別にみると、 人的要因が16 件(53.3%)で最も多く、 次いで物的要因が10 件(33.3%)、その他 の要因が4 件(13.3%)となっています。 (図表1-5-22) ■ 図表1-5-22 流出事故の発生要因 令和5年中 の流出事故 30件 その他の要因 4件 13.3% 人的要因 16件 53.3% 物的要因 10件 33.3% ■ 図表1-5-21 火災事故の発生要因 令和5年中 の火災事故 32件 その他の要因 8件 25.0% 人的要因 16件 50.0% 物的要因 8件 25.0% その他の事故89 件を発生要因別にみる と、物的要因が74 件(83.1%)で最も多く、 次いでその他の要因が8 件(9.0%)、人的 要因が7 件(7.9%)となっています。(図表 1-5-23) ■ 図表1-5-23 その他の事故の発生要 因 令和5年中 のその他事故 89件 その他の要因 8件 9.0% 人的要因 7件 7.9% 物的要因 74件 83.1% 施設区分別事故発生状況をみると、給 油取扱所が95 件(前年比34 件増加)で 最も多く全体の半数以上を占め、次いで一 般取扱所が15 件(前年比1 件増加)、少 量危険物貯蔵取扱所が14 件(前年同件 数)、指定可燃物貯蔵取扱所が11件(前年 比6件減少)などとなっています。ガソリ ンスタンド(給油取扱所)の事故の多くは、 施設利用者の車両の運転操作ミス等によ る物損事故です。ガソリンスタンド内では 安全運転を心掛けましょう。(110 ページ 参照)(図表1-5-24) (4) 施設区分別の事故発生状況 第
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第1章 給油取扱所において利用客が給油中に出 火した火災事故事例 発生年月 令和5 年4 月 施設区分 給油取扱所(セルフ) 被害状況 バイク 概 要 セルフ式の給油取扱所にお いて、給油中にバイクが焼損した事故です。 従業員が消火器を使って初期消火を実施し ています。 出火原因は、ガソリンを給油中に発生した (5) 危険物施設等の事故事例 ▲ 給油作業中に給油口付近から炎が出ている様子 ▲ バイクの焼損状況 ■ 図表1-5-24 施設区分別の事故発生状況 給油取扱所 一般取扱所 少量危険物貯蔵取扱所※ 指定可燃物貯蔵取扱所 地下タンク貯蔵所 移動タンク貯蔵所 運搬車両 屋外タンク貯蔵所 屋内タンク貯蔵所 高圧ガス関連設備 (件) 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 火災 流出 その他 13 78 4 95 4 4 7 15 6 8 14 2 4 11 11 1 1 1 1 7 3 3 112 12 11 ※少量危険物貯蔵取扱所は無届施設における事故4 件を含む。 可燃性蒸気に静電気の火花放電が引火し、 出火した可能性が考えられます。 同一事故は、給油キャップを開ける前に静 電気除去シートに触れ、静電気を除去して から給油を始めることで防止することがで きます。 なお、本件を含め、令和5 年中の人的要 因による給油取扱所の事故が17 件発生し ております。 第
章 ・ 数 字 で 見 る 令 和 5 年 中 の 東 京 消 防 庁 管 内 の 災 害 動 向 等 1 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 109 第5節・予防活動の現況
第1章 第5節・予防活動の現況 スタンド内は安全運転!急発進、急ハンドルは危険! スタンド内は、様々な機器や他の車もあり、運転には十分な注意が必要で す。急発進、急ハンドルは避けましょう。 案内標示に従いながら駐車!エンジンOFF! 矢印などの誘導に従い、白線などで示された場所 に停車し、必ずエンジンを停止しましょう。 静電気除去シートにタッチ! 給油キャップを開ける前に静電気除去シートに触れ、静 電気を除去してから給油を始めましょう。 正しい操作で給油! 給油口の奥まで差し込み、レバーを確実に握って給油をしましょう。 注ぎ足し給油をしない! 満タンになると、給油は自動的に停止します。吹き こぼれをしないよう注ぎ足しはやめましょう。 給油キャップの置き忘れに注意! 給油口からガソリン等の燃料やその可燃性蒸気が漏れないよう給油キャッ プは忘れずに締めましょう。 自分で容器にガソリンを入れない! セルフスタンドでは、顧客自ら容器にガソリンを入れる行為は禁止されてい ます。容器へは、ガソリンスタンドの従業員が行う必要があります。 なお、容器に入れて購入する時には、従業員に よる本人確認(運転免許証の掲示など)、ガソリ ンの使用目的の確認が行われます。 その1 その2 その3 その4 その5 注ぎ足し禁止! その6 その7 セルフスタンドで安全に給油するためのポイント コ ラ ム エンジン停止! 第
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chapter 2 東京消防庁の組織と活動 第 2 章 ● 第1 節 組織 ~セーフ シティ東京を担う~ ● 第2 節 安全推進体制 ~安全文化の更なる醸成を目指して~ ● 第3 節 消防活動体制 ~あらゆる災害に的確に対応~ ● 第4 節 救急活動 ~一人でも多くの命を救うために~ ● 第5 節 防災行政 ~自助・共助と備えの大切さ~ ● 第6 節 予防行政 ~建物の安全性を確保~ ● 第7 節 広報広聴活動 ~都民のニーズに合わせた広報~ ● 第8 節 消防学校 ~消防人を育てる~ ● 第9 節 装備工場 ~昼夜を問わず消防隊をサポート~ ● 第10節 国際化への対応 ~グローバルな消防へ~
東京消防庁の組織と活動 第1 節 組織 ~セーフ シティ東京を担う~ 第1 節では、東京消防庁の成り立ちや 約18,700 人を擁する組織体制、多種多 様化する災害に対応する専門部隊の紹介 や2,033 台の消防車両等の概要や配置状 況などについて 説明しています。 首都東京には、約1,400 万人の都民が生活しています。東京 消防庁では、その都民生活の安全・安心を守るため、日夜、全 職員が一丸となって消防行政を推進しています。 第2 章では、東京消防庁の組織や消防活動体制及び東京消 防庁の施策や日々の活動内容等について説明しています。 114 ページ 第2 節 新たな安全推進体制 ~安全文化の更なる醸成を目指して~ 第2節では、新たに創設された「安全推 進部」を中心とした当庁の新たな安全推 進体制、安全に向けた 分析・検証業務などに ついて説明しています。 128 ページ 第3 節 消防活動体制 ~あらゆる災害に的確に対応~ 第3節では、火災などの災害区分に応じた 出場体制、実際の消火活動及び救助活動等 について説明しています。さらに、水災など の特殊災害対策、航 空消防や港湾消防な どの活動等についても 説明しています。 134 ページ 第2 章 ダイジェスト 第4 節 救急活動 ~一人でも多くの命を救うために~ 第4節では、東京消防庁の救急隊数や救 急隊員数、「♯7119」の利用などの救急車 の適正利用や各種救命講習などの応急手当 の普及体制等について説明しています。 162 ページ 第
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第10節 国際化への対応 ~グローバルな消防へ~ 第10 節では、海外で発生した大規模災害 に消防隊員を派遣する国際消防救助隊、国際 会議等へ参加するための職員派遣及び海外消 防関係者の視察や研修の受入れなどの国際協 力などについて説明しています。 242 ページ 第6 節 予防行政 ~建物の安全性を確保~ 第6 節では、建物が完成した時に行う使 用検査、建物が完成した後の各種点検報告、 防火管理な どの一連の 予防行政に ついて説明 しています。 198 ページ 第7 節 広報広聴活動 ~都民のニーズに合わせた広報~ 第7 節では、東京消防庁が各種施策等を 正しく都民の皆様に伝え、理解と協力を得る ことができるように実施している広報活動や 都民の皆様の意見や要望等を伺い、消防行 政に反映させる ための広聴活動 について説明し ています。 229 ページ 第8 節 消防学校 ~消防人を育てる~ 第8 節では、職務上必要な基礎知識、 技能の習得、強じんな体力等の錬成を行う 初任教育、部隊指揮、統率力等の監督者と しての必要な能力伸長を図る幹部教育及び レスキュー隊や救急救命 士等になるための専科研 修を行っている消防学校 について説明しています。 234 ページ 240 ページ 第9 節 装備工場 ~昼夜を問わず消防隊をサポート~ 第9 節では、日々、消防隊を支援している 装備工場の整備業務、消防署に対する点検整 備の技術指導や 緊急消防援助隊 等としての活動 支援について説 明しています。 第5 節 防災行政 ~自助・共助と備えの大切さ~ 第5 節では、防災訓練や家具転対策など の震災対策、住宅火災に的を絞った住宅防 火対策、こども、高齢者及び要配慮者の日 常の生活事故防止対策など、都民生 活に直結する当庁の活動に ついて説明しています。 170 ページ 第
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東京消防庁の組織と活動 (1)東京消防庁のあゆみ 東京の消防は、明治13 年6月、当時の内 務省に公設常備消防機関として「消防本部」 が設置されたことに始まります。その後、 昭和23 年3 月「消防組織法」が施行され、 自治体消防制度の発足とともに特別区(23 区)の存する区域の消防行政は、東京都(知 事)が一体的に管理することになり「東京 消防庁」が設置されました。 一方、多摩地域においては市町村単位で 消防の任務を果たしてきましたが、行政需要 の増大等に伴い、東京都は昭和35 年以降、 逐次消防事務の受託を開始し、現在、受託 市町村数は25 市 3 町1村となっています。 (2)消防の任務 消防組織法の第1 条で「消防は、その施 設及び人員を活用して、国民の生命、身体 及び財産を火災から保護するとともに、水 火災又は地震等の災害を防除し、及びこれ らの災害による被害を軽減するほか、災害 等による傷病者の搬送を適切に行うことを 任務とする。」とあり、東京消防庁では、都 民の生命、身体及び財産を災害から守るた めに、火災の予防、警戒及び消火をはじめ 交通事故や労災事故等における救助、救急 業務を行っています。 また、震災対策、水防活動、その他都民 生活の安全を守る業務など、幅広い分野に わたって防災活動を実施しています。 (3)重点施策・予算 ア 令和6 年度政策展開の方向性 毎年、全国各地で災害が頻発する中、本 年は年始から能登半島地震、羽田空港の航 空機火災といった大規模な災害が相次いで 発生しています。当庁は、このような様々 な災害への対応をはじめ、増大を続ける救 急需要、大規模・複雑化する建築物など、 消防行政を取り巻く各課題に的確に対応し、 都民の安全安心を確保していかなければな りません。 このため、火災、水災はもとより、首都 直下地震、火山噴火に伴う降灰被害、国際 情勢を踏まえた武力攻撃災害等、あらゆる 災害に対し万全の体制を構築するとともに、 関係機関と連携した防火防災訓練等の推進 や消防団員の活動能力を向上させることで、 自助・共助・公助の連携を強化し、地域防 東京消防庁職員定数:18,773 人、消防署数:81署 消防車両等:2,033 台 ~セーフ シティ東京を担う~ 第2章 第1節 組織 1 東京消防庁の概要 第
章 ・ 東 京 消 防 庁 の 組 織 と 活 動 2 第
章 ・ 東 京 消 防 庁 の 組 織 と 活 動 2 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 114 東京消防庁紹介ビデオ~SPIRITS ~
災力をより一層高めていきます。 また、増大する救急需要に対応するため、 救急活動体制の充実強化及び救急隊員の労 務負担軽減を図っていきます。さらに、危 険性に応じた効果的な火災予防業務の推進 や、全庁一丸となった人材の確保・育成、 不断の業務改善等に注力することにより、 絶えず消防行政の質を向上させていきます。 こうした社会情勢等を踏まえ、特に重点 的に取り組むべき施策を東京消防庁重点施 策として、また、安全文化の更なる醸成に 向けた重点的に取り組むべき施策を東京消 防庁安全推進施策として、それぞれ策定し ました。 イ 予算 令和6 年度の東京都一般会計予算は、 5.1%増の8 兆4,530 億円で、過去最大と なりました。しかし、都財政は、元来、景 気動向に左右されやすい不安定な構造にあ り、世界的な金融引締めに伴う影響や、中 国経済の先行き懸念による海外景気の下振 れリスクの影響を考慮すると、先行きを見 通すことは困難な状況にあります。 こうした中、深刻化する気候危機や少子 高齢化、国際競争力の低下など、先送りし 令和6 年度東京消防庁重点施策 第1 震災等あらゆる災害への消防活動能力の向上 第2 一人でも多くの命を救うための救急活動体制の強化 第3 自助・共助・公助の連携強化による地域防災力の向上 第4 危険性に応じた効果的な火災予防業務の推進 第5 都民の期待に応える職員の育成及び業務執行体制の充実強化 令和6 年度東京消防庁 重点施策の実現に向けた推進事業 1 重点施策 震災等あらゆる災害への消防活動能力の向上 ●大規模災害への対応力強化 ●安全管理を前提とした消防活動能力の向上 2 重点施策 一人でも多くの命を救うための救急活動体制の強化 ●救急活動体制の充実強化 ●救急車の適時・適切な利用促進と応急手当の普及促進 3 重点施策 自助・共助・公助の連携強化による地域防災力の向上 ●消防署がつなぎ役となった地域の関係づくり ●消防団の充足率向上と災害対応力の充実強化 4 重点施策 危険性に応じた効果的な火災予防業務の推進 ●自主防火意識の醸成と効果的な防火安全対策の推進 ●繁華街地域等への火災予防体制の強化 5 重点施策 都民の期待に応える職員の育成及び業務執行体制の充実強化 ●全庁一丸となった人材の確保・育成 ●DXをはじめとした行政運営の効率化・高度化 第
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令和6年度東京消防庁安全推進施策の実現に向けた重点的取組 職員一人一人が行うこと ●職員一人一人が「安全憲章」を理解し、実践する。 ●心理的安全性のある職場環境の構築に努める。 ●「ヒューマンファクター」を理解し、エラー対策を実践する。 組織が行うこと (1) 消防署等全ての所属 ●「安全憲章」への理解の浸透を図るとともに、具体的行動の実践を促す。 ●安全懇談会を適宜開催し、所属内の安全推進を図る。 ●心理的安全性のある職場環境を整備する。 ●「ヒューマンファクター」への理解の浸透を図り、エラー対策を推進する。 ●事故の根本原因の究明と多角的な視点に配意した再発防止を図る。 (2) 方面本部 ●安全推進部及び方面内各消防署と連携し、各消防署における安全を最優先とする文化の浸透を図る。 ●安全推進部及び方面内各消防署と連携し、各消防署における「心理的安全性のある職場環境の整備」 に向けた取組を推進する。 ●必要に応じて方面安全推進会議を開催し、方面内の安全推進を図る。 ●職務に起因する事故の再発防止対策のフォローアップを行う。 (3) 各部等 ●各部等が所管する事業について、安全の視点を取り入れて推進する。 ●安全推進部及び関係各部と連携し、安全に係る課題を抽出するとともに、解決に向けた検討を積極的 に実施する。 (4) 安全推進部 ●「安全憲章」の更なる理解、浸透を図る。 ●「心理的安全性のある職場環境の整備」に向けた取組を推進する。 ●安全に係る現状課題及び対策を明確化し、安全推進部が軸となって組織横断的に検討することで、各 部等と連携して改善を図る。 ●事故の根本原因の究明と多角的な視点に配意した再発防止を図る。 令和6年度東京消防庁安全推進施策 第1 安全文化の醸成に向けた職員一人一人の安全憲章の更なる理解と浸透 第2 職務に起因する事故の「根本原因の究明と多角的な視点に配意した再発防止」の定着 てきた課題が先鋭的に現れており、都民が 将来に希望を持ち、安心して暮らせる都市 を実現するためにも、未来を切り拓く政策 を全力で推し進めなければなりません。都 市の持続可能性を支えるため、子育て世帯 への全力でのサポートをはじめ、子供たち を安心して育める環境の整備、健康長寿 社会を見据えた施策の推進、女性が輝く 社会の実現に向けた取組を強化していくこ とが重要です。さらには、TOKYO 強靭化 プロジェクトを踏まえた強靭で持続可能な 都市への道筋を確かなものにし、バラエティ に富む東京の強みを「Sushi Tech Tokyo」 の旗印の下、強力に発信していくことや、 エネルギー大消費地としての責任を果たし ていくため、2030 年のカーボンハーフ、 その先の「ゼロエミッション東京」を確か なものとしなければなりません。 このため当庁では、様々な事業の効率性 や実効性を向上させるとともに、中長期的 な視点を持って計画的に財政運営を行って います。 令和6 年度における当庁予算は、消防 行政の運営及び施設等の整備に関する経 費として、2,793 億8,400 万円が計上さ れており、都の一般会計に占める割合は 3.3%となっています。 第
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第2章 第1節・組織 ■ 図表2-1-1 歳入予算 科 目 令和6 年度 令和5 年度 増(▲)減 款 金 額 増減率(%) 使用料及手数料 340,639 344,434 ▲3,795 ▲1.1 国 庫 支 出 金 933,750 963,330 ▲29,580 ▲3.1 財 産 収 入 802,193 773,366 28,827 3.7 繰 入 金 8,936,383 11,482,927 ▲2,546,544 ▲22.2 諸 収 入 45,233,431 45,203,033 30,398 0.1 都 債 9,270,000 765,000 8,505,000 1,111.8 合 計 65,516,396 59,532,090 5,984,306 10.1 (単位:千円) ■ 図表2-1-3 歳出予算性質別比較 区 分 令和6 年度 令和5 年度 増(▲)減 予算額 構成比(%) 予算額 構成比(%) 金額 増減率(%) 給与関係費 209,058,806 74.8 195,611,330 75.2 13,447,476 6.9 人件費 129,860,488 46.5 125,905,646 48.4 3,954,842 3.1 退職手当 10,225,500 3.7 4,993,307 1.9 5,232,193 104.8 その他給与関係費 68,972,818 24.7 64,712,377 24.9 4,260,441 6.6 事 業 費 70,325,194 25.2 64,364,670 24.8 5,960,524 9.3 合 計 279,384,000 100.0 259,976,000 100.0 19,408,000 7.5 (単位:千円) ■ 図表2-1-2 歳出予算 ※令和5 年度東京都一般会計には、補正予算を含んでいない。 令和6 年度東京都一般会計には、同時補正予算を含んでいない。 科 目 令和6 年度 令和5 年度 増(▲)減 款 項 金 額 増減率(%) 消 防 費 279,384,000 259,976,000 19,408,000 7.5 消防管理費 213,341,000 203,280,000 10,061,000 4.9 消防活動費 33,651,000 27,851,000 5,800,000 20.8 消防団費 3,957,000 3,943,000 14,000 0.4 退職手当及年金費 10,314,000 5,081,000 5,233,000 103.0 建設費 18,121,000 19,821,000 ▲1,700,000 ▲8.6 東京都一般会計 8,453,000,000 8,041,000,000 412,000,000 5.1 (単位:千円) 消 防 費 東京都一般会計予算額 279,384,000 千円 8,453,000,000 千円 = ×100(%) = 3.3% ■ 図表2-1-4 階級別職員定数 階 級 消防総監 消防司監・消防正監 消 防 監・消防司令長 消防司令 職員定数 1 人 23 人 413 人 1,546 人 階 級 消防司令補 消防士長 消防士 その他の職員 職員定数 4,637 人 5,677 人 6,054 人 422 人 合 計 18,773 人 2 組織体制 (令和6 年4 月1 日現在) (1) 階級・職員定数 第
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東京消防庁本部 (2) 組織図 (令和6 年4 月1 日現在) 企画調整部 企 画 課 財 務 課 広 報 課 人 事 課 服務監察課 職 員 課 厚 生 課 人 事 部 警 防 課 救 助 課 特殊災害課 総合指令室 多摩指令室 警 防 部 防災安全課 震災対策課 水 利 課 消 防 団 課 防 災 部 救急管理課 救急医務課 救急指導課 救 急 部 予 防 課 危 険 物 課 査 察 課 調 査 課 防火管理課 予 防 部 装 備 課 装 備 工 場 航 空 隊 装 備 部 校 務 課 教 養 課 消 防 学 校 総 務 課 経 理 契 約 課 施 設 課 情報通信課 総 務 部 安全推進課 安全技術課 安全推進部 第
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第2章 第1節・組織 消防方面本部 指 導 係 警防装備係 訓 練 係 防 災 係 前進機動指揮隊 消防救助機動部隊 ( 第二、第三、第六、第八及び 第九消防方面本部に限る。 ) ( 第七及び第九消防 方面本部に限る。) (10 本部) 消 防 署 防火管理係 防災安全係 査 察 係 消 防 係 管 理 係 警 防 課 総 務 課 予 防 係 救 急 係 経 理 係 予 防 課 危 険 物 係 機械装備係 消防出張所 消 防 分 署 ※第八、第九消防方面内の一部 の消防署では防火査察係 (3 分署) (81 署) (208 所) ※ ※ 第
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第八方面 第八方面 第九方面 多摩災害救急 情報センター (調布市) 稲城市 (府中市) (昭島市) (八王子市) (あきる野市) (奥多摩町) (檜原村) (青梅市) (日野市) (町田市) (武蔵野 (武蔵野市) (三鷹 (三鷹市) (多摩 (多摩市) (小金井 (小金井市) (国分寺市) (国分寺市) (立川市) (立川市) (清瀬市) (清瀬市) (東村山市) (東村山市) (西東京 (西東京市) (狛江 (狛江市) (福生市) (福生市) (日の出町) (羽村市) (羽村市) (東大和市) (東大和市) 北多摩西部 北多摩西部 (東久留米市) (東久留米市) (小平市) (小平市) (国立市) 八王子 秋川 奥多摩 青梅 日野 町田 多摩 多摩 福生 福生 昭島 清瀬 清瀬 (武蔵村山市) (武蔵村山市) 東村山 東村山 立川 立川 東久留米 東久留米 西東京 西東京 武蔵野 武蔵野 三鷹 三鷹 調布 狛江 狛江 府中 国分寺 国分寺 小平 小平 小金井 小金井 (瑞穂町) (瑞穂町) 凡 例(P120 ~P125 共通) 県 境 界 線 方面本部境界線 署 境 界 線 市 町 村 境 界 線 東京消防庁本部 消 防 方 面 本 部 消 防 署 分 署・出 張 所 消防救助機動部隊 航空消防救助機動部隊 受 託 外 市 ★ 即 応 対 処 部 隊 山梨県 ★ ★ 東京消防庁は、昭和23 年3 月7 日、自治体消防として発足以来、都民の生命、身体及び 財産を災害から守るため、島しょ地域と多摩地域の一部(稲城市)を除く東京都のほぼ全域 の消防防災業務を担っています。 広域な管轄区域を10 の方面に分け、約18,700 人の職員がそれぞれの任務に従事してい ます。 (3) 東京消防庁管轄区域 (令和6 年4 月1 日現在) 第
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第十方面 第五方面 第六方面 第十方面 第五方面 第六方面 第四方面 第三方面 第二方面 第一方面 10th Fire District HQ 5th Fire District HQ 6th Fire District HQ 4th Fire District HQ 3rd Fire District HQ 2nd Fire District HQ 1st Fire District HQ 7th Fire District HQ Tokyo Fire District HQ 災害救急 情報センター 東京消防庁本部 第七方面 日本堤 日本堤 臨港 日本橋 京橋 金町 江戸川 葛西 杉並 神田 西新井 板橋 練馬 光が丘 石神井 世田谷 成城 田園調布 矢口 蒲田 大森 大井 荏原 品川 赤羽 王子 滝野川 池袋 新宿 中野 尾久 足立 千住 上野 麹町 丸の内 赤坂 麻布 芝 高輪 四谷 牛込 深川 城東 本所 荒川 荻窪 野方 玉川 小石川 本郷 本田 本田 浅草 浅草 豊島 豊島 目黒 目黒 小岩 小岩 渋谷 渋谷 向島 志村 千葉県 埼玉県 千葉県 神奈川県 ★ ★ ★ 第2章 第1節・組織 第
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第二消防 方面本部 第一消防 方面本部 第三消防 方面本部 1 2 3 3rd Fire District HQ 3rd Fire District HQ 1st Fire District HQ 1st Fire District HQ 2nd Fire District HQ 2nd Fire District HQ 二本榎 二本榎 三光 三光 高輪 高輪 新町 新町 赤坂 赤坂 飯倉 飯倉 麻布 麻布 三田 三田 芝浦 芝浦 芝 月島 月島 臨港 臨港 浜町 浜町 人形町 人形町 堀留 堀留 日本橋 日本橋 銀座 銀座 築地 築地 京橋 京橋 三崎町 三崎町 鍛冶町 鍛冶町 神田 神田 永田町 永田町 麴町 麴町 有楽町 有楽町 丸の内 丸の内 港南 港南 東京消防庁本部 西六郷 西六郷 西蒲田 西蒲田 下丸子 下丸子 矢口 矢口 六郷 六郷 羽田 羽田 ターミナル 分駐所 ターミナル 分駐所 空港分署 空港分署 蒲田 蒲田 久が原 久が原 雪谷 雪谷 田園調布 田園調布 森ヶ崎 森ヶ崎 山谷 山谷 市野倉 市野倉 馬込 馬込 大森 大森 旗の台 旗の台 小山 小山 戸越 戸越 荏原 荏原 八潮 八潮 滝王子 滝王子 大井 大井 五反田 五反田 大崎 大崎 東品川 東品川 品川 品川 第二消防方面本部 原宿 原宿 富ヶ谷 富ヶ谷 代々木 代々木 松濤 松濤 恵比寿 恵比寿 渋谷 渋谷 烏山 烏山 千歳 千歳 成城 成城 新町 新町 用賀 用賀 奥沢 奥沢 玉川 玉川 上北沢 上北沢 三宿 三宿 松原 松原 宮の坂 宮の坂 北沢 北沢 世田谷 世田谷 大岡山 大岡山 八雲 八雲 碑文谷 碑文谷 中目黒 中目黒 目黒 目黒 第三消防方面本部 神奈川県 第一消防方面本部 (4) 東京消防庁管轄区域(方面別) (令和6 年4 月1 日現在) 第
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第四消防 方面本部 第五消防 方面本部 第六消防 方面本部 4 6 5 4th Fire District HQ 4th Fire District HQ 5th Fire District HQ 5th Fire District HQ 6th Fire District HQ 6th Fire District HQ 下井草 下井草 天沼 天沼 久我山 久我山 西荻 西荻 高井戸 高井戸 高円寺 高円寺 阿佐ヶ谷 阿佐ヶ谷 馬橋 馬橋 堀ノ内 堀ノ内 永福 永福 江古田 江古田 鷺宮 鷺宮 大和 大和 東中野 東中野 宮園 宮園 南中野 南中野 西新宿 西新宿 大久保 大久保 戸塚 戸塚 落合 落合 早稲田 早稲田 牛込 牛込 新宿御苑 新宿御苑 田端 田端 三軒家 三軒家 赤羽台 赤羽台 西が丘 西が丘 浮間 浮間 志茂 志茂 東十条 東十条 十条 十条 高松 高松 長崎 長崎 目白 目白 巣鴨 巣鴨 根津 根津 駒込 駒込 大塚 大塚 老松 老松 荻窪 荻窪 杉並 杉並 野方 野方 中野 中野 新宿 新宿 四谷 四谷 第四消防方面本部 滝野川 滝野川 赤羽 赤羽 王子 王子 池袋 池袋 豊島 豊島 本郷 本郷 小石川 小石川 第五消防方面本部 舎人 舎人 本木 本木 上沼田 上沼田 大師前 大師前 神明 神明 大谷田 大谷田 淵江 淵江 綾瀬 綾瀬 宮城 宮城 旭町 旭町 下尾久 下尾久 尾竹橋 尾竹橋 日暮里 日暮里 南千住 南千住 汐入 汐入 音無川 音無川 今戸 今戸 二天門 二天門 日本堤 日本堤 浅草橋 浅草橋 谷中 谷中 下谷 下谷 西新井 西新井 足立 足立 千住 千住 尾久 尾久 荒川 荒川 浅草 浅草 上野 上野 第六消防方面本部 第2章 第1節・組織 第
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埼玉県 第七消防 方面本部 第八消防 方面本部 7 8 北小岩 北小岩 南小岩 南小岩 篠崎 篠崎 小岩 小岩 南葛西 南葛西 船堀 船堀 葛西 葛西 瑞江 瑞江 小松川 小松川 水元 水元 柴又 柴又 亀有 亀有 奥戸 奥戸 青戸 青戸 南綾瀬 南綾瀬 上平井 上平井 本田 本田 砂町 砂町 大島 大島 東砂 東砂 森下 森下 豊洲 豊洲 枝川 枝川 永代 永代 有明分署 有明分署 立花 立花 墨田 墨田 東駒形 東駒形 小梅 小梅 緑 第七消防方面本部 江戸川 江戸川 金町 金町 城東 城東 深川 深川 向島 向島 本所 本所 保谷 保谷 西原 西原 田無 田無 新川 新川 竹丘 竹丘 東大和 東大和 武蔵村山 武蔵村山 猪方 猪方 西元 西元 戸倉 戸倉 本町 本町 秋津 秋津 花小金井 花小金井 小川 小川 緑町 緑町 深大寺 深大寺 国領 国領 つつじヶ丘 つつじヶ丘 大神 大神 昭和 昭和 栄町 栄町 是政 是政 朝日 朝日 分梅 分梅 牟礼 牟礼 大沢 大沢 下連雀 下連雀 吉祥寺 吉祥寺 武蔵境 武蔵境 谷保 谷保 砂川 砂川 国立 国立 錦町 錦町 西東京 西東京 東久留米 東久留米 清瀬 清瀬 北多摩西部 北多摩西部 狛江 狛江 国分寺 国分寺 東村山 東村山 小平 小平 小金井 小金井 調布 調布 昭島 昭島 府中 府中 三鷹 三鷹 武蔵野 武蔵野 立川 立川 第八消防方面本部 (国立市) (武蔵村山市) (武蔵村山市)(東大和市) (東大和市) 第
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山梨県 埼玉県 原町田 分駐所 原町田 分駐所 第九消防 方面本部 第十消防 方面本部 9 10 檜原 檜原 秋留台 秋留台 秋川 秋川 多摩センター 多摩センター 熊川 熊川 瑞穂 瑞穂 羽村 羽村 高幡 高幡 豊田 豊田 成瀬 成瀬 西町田 西町田 鶴川 鶴川 南 忠生 忠生 長淵 長淵 日向和田 日向和田 青梅 青梅 みなみ野 みなみ野 北野 北野 浅川 浅川 小宮 小宮 元八王子 元八王子 楢原 楢原 由木分署 由木分署 八王子 八王子 石神井公園 石神井公園 大泉学園 大泉学園 大泉 大泉 関町 関町 石神井 石神井 北町 北町 光が丘 光が丘 貫井 貫井 平和台 平和台 高島平 高島平 志村坂上 志村坂上 赤塚 赤塚 成増 成増 蓮根 蓮根 志村 志村 小茂根 小茂根 常盤台 常盤台 板橋 板橋 第九消防方面本部 奥多摩 奥多摩 多摩 多摩 福生 福生 日野 日野 町田 町田 練馬 練馬 第十消防方面本部 (檜原村) (日の出町) 埼玉県 (あきる野市) 第2章 第1節・組織 第
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(八王子市) (あきる野市) (奥多摩町) (檜原村) (青梅市) (日の出町) 秋川 奥多摩 青梅 ■ 東京消防庁管内 ポンプ車.......................489台 はしご車..........................86台 化学車..............................48台 消防艇.................................9艇 救急車...........................274台 デイタイム救急車........12台 救助車..............................29台 救助車(震災対策用).....4台 救助車(航空機積載用) 2台 水難救助車.......................4台 山岳救助車.......................5台 特殊災害対策車..........18台 救出救助車....................11台 先行車.................................3台 消防活動二輪車..........20台 ヘリコプター.....................7機 救助用重機.......................8台 道路啓開用重機.............6台 ■ 第 八 方 面 消防署(15) ポンプ車..........................83台 はしご車..........................15台 化学車.................................5台 救急車..............................49台 救助車.................................3台 水難救助車.......................1台 特殊災害対策車.............1台 消防救助機動部隊 化学車.................................1台 救助車.................................1台 救助車(震災対策用).....1台 特殊災害対策車.............3台 救助用重機.......................2台 ■ 第 四 方 面 消防署(7) ポンプ車..........................51台 はしご車.............................7台 化学車.................................2台 救急車..............................27台 デイタイム救急車...........1台 救助車.................................2台 ■ 第 三 方 面 消防署(5) ポンプ車..........................42台 はしご車.............................5台 化学車.................................1台 救急車..............................25台 デイタイム救急車...........1台 救助車.................................2台 消防活動二輪車.............4台 消防救助機動部隊 ポンプ車.............................1台 救助車.................................1台 特殊災害対策車.............3台 救出救助車.......................1台 ■ 第 九 方 面 消防署(8) ポンプ車..........................48台 はしご車.............................8台 化学車.................................6台 救急車..............................33台 デイタイム救急車...........2台 救助車.................................4台 山岳救助車.......................5台 特殊災害対策車.............2台 消防活動二輪車.............4台 消防救助機動部隊 ポンプ車.............................1台 救助車(震災対策用).....1台 救助車(航空機積載用)....2台 特殊災害対策車.............1台 救助用重機.......................2台 道路啓開用重機.............2台 ■ 即応対処部隊 救助車.................................1台 救出救助車.......................4台 先行車.................................1台 (5) 消防車両等の配置状況 (令和6 年4 月1 日現在) 東京消防庁においては、ポンプ車、化学車、はしご車など、2,033 台の消防車両等(他機 関が所有する車両等は含まない)を有しています。各方面別の主な消防車両等の配置状況は 次のとおりです。 32~35 ページ トピックス 第
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日本堤 日本堤 臨港 日本橋 京橋 金町 江戸川 葛西 杉並 神田 西新井 板橋 練馬 光が丘 石神井 (調布市) 稲城市 (府中市) (昭島市) (日野市) (町田市) 世田谷 成城 田園調布 矢口 蒲田 大森 大井 荏原 品川 赤羽 王子 滝野川 池袋 新宿 中野 尾久 足立 千住 上野 麹町 丸の内 赤坂 麻布 芝 高輪 四谷 牛込 深川 城東 本所 荒川 荻窪 野方 玉川 小石川 本郷 本田 本田 浅草 浅草 豊島 豊島 (武蔵野 (武蔵野市) (三鷹 (三鷹市) (多摩 (多摩市) 目黒 目黒 (小金井 (小金井市) (国分寺市) (国分寺市) (立川市) (立川市) 小岩 小岩 渋谷 渋谷 (清瀬市) (清瀬市) (東村山市) (東村山市) (西東京 (西東京市) (狛江 (狛江市) (福生市) (福生市) (羽村市) (羽村市) (東大和市) (東大和市) 北多摩西部 北多摩西部 (東久留米市) (東久留米市) (小平市) (小平市) (国立市) 向島 八王子 日野 町田 多摩 多摩 福生 福生 志村 昭島 清瀬 清瀬 (武蔵村山市) (武蔵村山市) 東村山 東村山 立川 立川 東久留米 東久留米 西東京 西東京 武蔵野 武蔵野 三鷹 三鷹 調布 狛江 狛江 府中 国分寺 国分寺 小平 小平 小金井 小金井 (瑞穂町) (瑞穂町) ■ 第 五 方 面 消防署(7) ポンプ車..........................40台 はしご車.............................7台 化学車.................................2台 救急車..............................19台 デイタイム救急車...........1台 救助車.................................1台 特殊災害対策車.............1台 消防活動二輪車.............2台 ■ 第 十 方 面 消防署(5) ポンプ車..........................32台 はしご車.............................5台 化学車.................................4台 救急車..............................19台 デイタイム救急車...........3台 救助車.................................3台 特殊災害対策車.............1台 ■ 航空消防救助機動部隊 ポンプ車.............................1台 救助車.................................1台 ヘリコプター.....................(注) (注) 当庁が所有するヘリコ プター7機を災害に応じて 機動的に運用しています。 ■ 救急機動部隊 救急車.....................................4台 ※ 時間帯により救急需要 が高まる地域へ待機場所 を変更し、機動的に運用し ています。 ■ 第 二 方 面 消防署(7) ポンプ車..........................45台 はしご車.............................7台 化学車.................................6台 救急車..............................22台 デイタイム救急車...........1台 救助車.................................1台 水難救助車.......................1台 特殊災害対策車.............1台 消防活動二輪車.............2台 消防救助機動部隊 ポンプ車.............................1台 化学車.................................1台 救助車.................................1台 救助車(震災対策用).....1台 特殊災害対策車.............1台 救助用重機.......................2台 道路啓開用重機.............2台 ■ 第 六 方 面 消防署(8) ポンプ車..........................48台 はしご車.............................8台 化学車.................................4台 救急車..............................24台 デイタイム救急車...........1台 救助車.................................2台 水難救助車.......................1台 特殊災害対策車.............1台 先行車(電動トライク)...2台 消防活動二輪車.............2台 消防救助機動部隊 ポンプ車.............................1台 化学車.................................1台 救助車.................................1台 救助車(震災対策用).....1台 特殊災害対策車.............1台 救出救助車.......................1台 救助用重機.......................2台 道路啓開用重機.............2台 ■ 第 七 方 面 消防署(9) ポンプ車..........................57台 はしご車..........................10台 化学車..............................11台 救急車..............................37台 デイタイム救急車...........2台 救助車.................................3台 水難救助車.......................1台 特殊災害対策車.............1台 消防活動二輪車.............4台 ■ 第 一 方 面 消防署(10) ポンプ車..........................38台 はしご車..........................13台 化学車.................................4台 消防艇.................................9艇 救急車..............................15台 救助車.................................2台 特殊災害対策車.............1台 消防活動二輪車.............2台 第2章 第1節・組織 第
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第2節 安全推進体制 当庁はこれまでにも安全対策について、庁の重点施策として力を入れてきましたが、重大事 故の発生を教訓に、庁全体の安全対策について再度検討を行い、組織文化などの背後要因に まで踏み込んだ再発防止対策や各業務分野の垣根を越えて、全庁一丸となった安全対策を推 進し、安全文化 ※の更なる醸成を目指すため全国初の専門部署「安全推進部」を令和4年4月 に創設しました。 ※安全文化:組織の構成員が総体として安全の重要性を認識し、ヒューマンエラーや不安全行動に対して鋭い感受性を持ち、 事故予防に対する、前向きな姿勢と有効な仕組みを持つこと ~安全文化の更なる醸成を目指して~ 1 安全推進部創設の経緯 2 東京消防庁安全憲章の制定 安全文化に必要な4つの要素 参考文献:ジェームズ・リーズン(著)、塩見弘(監訳) 「組織事故」日科技連出版1999 第
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第2章 第2節・安全推進体制 “全ての人命を守り抜くこと”を目指す 災害から人命を救うためには、都民の皆さまはもちろん、職員の命も守らなければなりませ ん。救える命を失った事故や、職員を失った殉職事故といった過去の重大事故を二度と起こ さないという決意を込めました。 東京消防庁 安全憲章 東京消防庁 安全憲章 目指す 安全 現場力の 発揮 一人一人の 5 つの行動 心理的 安全性 組織力の 発揮 全庁一丸となった安全文化の醸成に向け て、組織として目指すべき安全の理想像や 方向性を定めた『東京消防庁安全憲章』を 制定しました。 全職員から案文を募集し、安全統括会 議での検討を経て制定されたこの安全憲 章には、重要な5つのポイントが盛り込ま れています。 東京消防庁の全職員が、この安全憲章 を拠り所として安全を最優先とする文化を 築き上げ、安全な東京の未来を実現します。 東京消防庁安全憲章に盛り込んだ5 つのポイント 現場活動だけでなく、あらゆる業務の遂行が安全を築く 我々の目指す安全の実現には、全ての業務の遂行が必要です。例えば、予防業務などは、 今この瞬間の命を守る訳ではありませんが、未来の誰かの命を救っている等、安全な東京の 未来を築くためにはあらゆる業務を確実に遂行することが必要です。 想定外のリスクにも対処できる組織を目指す 消防業務は、想定外のリスクと向き合う場面が多くあるため、マニュアルやルールを守るだ けでは対処できない場面もあります。想定外のリスクにも柔軟な現場力で対処できる、組織 を目指します。 一人一人の小さな行動の積み重ねが安全な未来へ繋がる 目指す安全の実現に向けて、職員全員が当事者意識を持ち、主体的に取り組む決意を込め、 職員から多く集まった意見を基に守るべき5つの行動を定めました。 心理的安全性のある職場が、組織力と現場力を発揮させる 組織力や現場力を最大限に発揮するために、自ら考え、行動できるよう心理的安全性 ※ の ある明るく風通しの良い規律ある組織を目指します。 ※心理的安全性:組織の中で、誰に対してでも安心して自分の考えや気持ちを発言できる状態をいいます。 第
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3 安全を推進するための様々な取組み 庁の安全対策について各部等との連携を強め るため、理事(安全統括担当)を議長とする「安 全統括会議」をトップに、方面本部長を議長と する「方面安全推進会議」、消防署等で行う「安 全懇談会(SC)」の3層の体制で会議体を設置 しています。安全懇談会は職員同士の安全に関 するコミュニケーションから職務に起因する事故 の再発防止対策の策定まで、広い範囲を取り扱 う安全に関する「取り組み」を指し、職務に起因 する事故の未然防止対策の策定、多角的な視点 からの原因究明による効果的で実効性のある再 発防止対策の策定、安全に関する話し合いの常 態化による安全文化の醸成を目的としています。 安全 統括会議 方面安全 推進会議 安全懇談会 (通称「SC( Safety Conference )」) (1)3 層の体制による会議体 消防にとっての安全を実現するためには、組 織を挙げて安全教育を推進し、安全に関する能 力を持った人材を育成していくことが大切です。 安全推進部員に対して行う高度な安全マネジ メント能力を養うための教養はもちろん、消防 学校や消防署等にて、職員に対して階級や役職 に応じて段階的に知識の習得、実践を目指す教 育を積極的に支援しています。 (2)安全教育 庁の安全推進体制が適切に運営され有効に機 能しているかをチェックする機能として、安全評 価を実施します。 消防署等の現場の声から安全推進体制の実 態を把握し、そこで得られた課題を抽出します。 この課題に対して検討・改善を重ね、組織横断 的に安全推進体制の充実強化を図ることを目的 としています。 (3)安全評価 第
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第2章 第2節・安全推進体制 昭和36 年4 月、高度成長に伴う特殊な火災等が続発する状況に対処していくため、高度 な消防の科学化を目的とし、わが国で初めての自治体消防の研究機関として消防科学研究所 が創設されました。 その後、平成18 年4 月、科学技術面から災害現場における活動を支援する機能を高める ため、消防技術安全所に組織変更しました。 令和4 年4 月、前身の組織体制で蓄積された知見を引き継ぎ、消防業務のさらなる安全 を追求する研究部署として安全推進部安全技術課が発足しました。 4 安全技術課の沿革 ▲ 創立時の様子 昭和36 年 ▲ 組織変更 平成18 年 ▲ 組織変更(安全推進部創設式の様子) 令和4 年 消防活動時の安全対策について、火災性状、消防装備、身体面から課題解決を図るため、 恒温恒湿室(温度や湿度を変化させ、夏や冬の環境を再現できる)、振動発生装置(周期的な 揺れや地震動を再現できる)等を活用した様々な研究を行っています。 特に、当庁のみでは解決することが困難な研究分野について、民間企業等との調査研究を 推進するための公募制度を導入しています。 研究成果については、広く活用していただくために、毎年「消防科学セーフティレポート」 を発刊し、公表しています。下記のQRコードを読み取っていただくと現在公表している研究 成果が確認できます。 5 調査研究 第
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(1)職務内事故の調査分析 6 安全に関する調査分析 ▲1 年間の観測地震波を用いた家具転倒防止器具の 転倒防止効果に関する研究 ▲ 発泡器具の発泡性能、消火性能等の研究 ▲ 電子レンジで食品を長時間加熱することにより発生 する急速な燃焼に関する研究 ▲火災実験施設の確保に係る具体化方策の提案のた めの研究 職務内で起きた交通事故や職員の受傷事故等(事故に つながる恐れのあった事案も含む)を対象に、現場の確認 とヒューマンファクターの視点による適切な聞き取り調査 等から、事故の根本原因を分析し、背後にある要因を洗 い出します。 調査分析の結果、導き出された要因から、実効的な再 発防止の提言につなげていきます。 (2)組織の安全文化を測るための調査分析 安全に関する職員の意識や行動をアンケート調査し、安全文化を測り、見える化するため の取組みを行っています。 組織の今の状況を知ることで、強みを伸ばし、弱点の改善を目指します。 第
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第2章 第2節・安全推進体制 7 火災鑑定等 危険物判定試験は、立入検査等で危険物と疑わしい物品を発見し、類別、品名に疑義が生 じた際、判定に必要な資料を得るために成分・性状を分析する業務です。その結果は、消防 法令違反の特定等に活用しています。 (2) 危険物判定試験 危険物確認試験は、火災予防条例に基づき、危険物又は危険物であることの疑いがある物 品を貯蔵し、又は取り扱う方の申し出により、危険物に該当するか否か等を確認するための業 務です。その結果は、危険性の勘案や消防法令規制等に役立てられています。 (3) 危険物確認試験 火災鑑定は、火災による焼損物件等の 形状、構造、材質、成分、性質及びこれに 関する現象を、各種分析装置で必要な試験、 実験及び分析を行う業務です。その結果は、 火災原因判定のための資料として活用して います。 (1) 火災鑑定 ▲ 火災鑑定の状況 分析測定は、製造所等の危険物施設に おいて発生した危険物の流出事故等にかか わる物件の形状、構造、材質、成分、性 質及びこれに関連する現象について、各種 分析装置を活用して測定及び分析するもの で、その結果は、流出事故等の原因判定 のための資料として活用しています。 (4) 分析測定 ▲ 分析測定の状況 第
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第3節 消防活動体制 ア 計画出場 消防部隊等の効率的な運用を図るため、様々な要素により必要な消防力を予測し、出場 計画を樹立しています。市街地等の一般火災には、普通火災出場計画を適用します。普通火 災出場計画では対応が難しい場合は、それぞれの特性に応じた各種出場計画を適用していま す。(図表2-3-1) 火災時の部隊運用は、出場計画に基づく出場及び特命出場で運用しています。 東京消防庁における出場体制は、火災、救急、救助及び危険排除等の災害区分に応じて、 出場計画に基づく出場及び特命出場により対応しています。 出場計画は、消防部隊等の効率的な運用を図るため、各災害の要素から必要な消防力を 予測して、出場部隊の種別及び隊数等をあらかじめ指定しておくものです。 特命出場は、出場計画にかかわらず、災害対応に必要な消防部隊を指定して運用するもの です。 ~あらゆる災害に的確に対応~ 消火活動、救急活動などの活動だけではなく、航空消防や港湾消防など特殊な消 防活動についても説明しています。 1 出場体制 ■ 図表2-3-1 火災の出場計画 出場計画 内 容 出場区分 普通火災出場計画 市街地等の一般火災 第1 出場から第4 出場 高速道路火災出場計画 高速道路上における車両等の火災 第1 出場から第3 出場 危険物火災出場計画 危険物の火災で化学消防力を特に必要とする火災 第1 出場から第3 出場 大規模火災出場計画 大型航空機の墜落等で普通出場では対応し難い火災 第1 出場から第4 出場 船舶火災出場計画 京浜港東京区第1 区から第4 区内で発生した船舶の火災 第1 出場 航空機火災出場計画 東京国際空港で発生した航空機の火災 第1 出場から第4 出場 (1) 火災 イ 特命出場 火災の規模に応じて消防部隊の増強を必要とする場合または小規模の火災等、出場計画 が適用されない火災事象に対応する場合に、消防小隊を指定して運用しています。 第
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第2章 第3節・消防活動体制 救急時の部隊運用は、出場計画に基づく出場及び特命出場で運用しています。 ア 救急普通出場計画 常時の救急事象に適用しています。救急車の位置情報(GPS)を活用して要請場所の直近 の救急小隊を運用しています。 イ 救急特別出場計画 多数の傷病者が発生し、または発生するおそれのある事態が生じ、救急普通出場では対 応し難い場合に、傷病者の人数に応じて第 1 出場から第 4 出場に区分して運用しています。 ウ 特命出場 救急小隊の増強を必要とする場合または災害現場において複数の傷病者が発生した場合 に、必要な救急小隊を指定して運用しています。 (2) 救急 大規模災害時の部隊運用は、出場計画に基づく出場及び特命出場で運用しています。 統合機動部隊出場計画 大規模な火災、テロ、事故、自然災害において、多数の要救助者や傷者が発生している 場合に、他の各出場計画等の運用では対応に混乱、遅延、支障等が発生し、かつ、迅速な (4) 大規模災害 (3) 救助 救助時の部隊運用は、出場計画に基づく出場及び特命出場で運用しています。 ア 救助特別出場計画 大規模な救助事象が発生し、または発生するおそれのある事態が生じ、複数の救助部隊 を一度に投入して救助活動を実施する必要がある場合に、災害の規模に応じて第1 出場及 び第2 出場に区分して運用しています。 イ 支援特別出場計画 多数の傷病者が発生し、救出、救護、誘導等に支援が必要な場合に、災害の規模に応じ て第 1 出場から第 4 出場に区分して運用しています。 ウ 特命出場 救助事象に応じて必要な消防小隊を指定して運用しています。 第
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危険物の流出、ガスの漏えい等により火災または公共危険の発生並びに人命危険または財 産を損なう危険が予測される場合、その危険要因を排除するため、災害事象に応じて必要な 消防部隊を特命出場により運用しています。 火災と紛らわしい火煙等または自動火災報知設備等が作動した旨の通報があった場合、緊 急に現場を確認するため、必要な消防部隊を特命出場により運用しています。 救急現場において、ポンプ隊等と救急隊が救出・救護活動を連携して行うため、必要な消 防部隊を特命出場により運用しています。 東京消防庁の災害対応における主力部 隊です。いち早く現場に駆けつけ、各隊と 連携して消火・救助・危険排除等の活動に あたります。救急の現場では救急隊と連携 した活動(PA 連携)も行います。 2 消火活動 救出救助体制や搬送体制を構築する必要があるときに適用し、傷者の人数に応じて第1段 階及び第2段階に区分して運用しています。 (1) ポンプ隊 (7) PA 連携 (6) 緊急確認 (5) 危険排除 第
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第2章 第3節・消防活動体制 複雑多様化する災害に対応するため、消 火活動や安全管理に関する専門的知識や 技術を有する隊員で編成されており、火災 現場において消火のスペシャリストとして迅 速かつ効果的な消火活動を行う部隊です。 災害の実態や被害状況を現場で把握し、 出場部隊全体を指揮します。 指揮隊には、現場の責任者である大隊長、 各隊の行動を指揮する指揮担当等が乗車 し、あらゆる情報から活動方針を決定し、 消防部隊を効果的に指揮し、被害を最小 限にします。 (2) 特別消火中隊 (4) 指揮隊 火災や救助活動において、高層ビルなど の高所に取り残された人の救出や、高所か らの放水活動などを行います。はしごは下 方向にも伸びるため、海などへ転落した人 の救出も行います。 先端屈折式や、5名搭乗が可能で車い すに人が乗ったまま救出することができる バスケットを備えた特殊なはしご車も導入 しています。 (3) はしご隊 第
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東京消防庁では、高度経済成長を機に、 都市構造の高層化や地下建物、危険物施 設の増加等、災害危険の潜在要因が急増 し、人命を損なう事故が続発するようになっ たことから、昭和46 年に特別救助隊の正 規運用を開始しました。 その後、河川や港湾における救助体制を 強化するため、昭和49 年から水難救助隊 を発足し、昭和62 年に登山道からの滑落 及び山岳地域での急病人等の山岳事故に 対応するため、山岳救助隊を発足しました。 また、阪神・淡路大震災の教訓を踏まえ て、平成8 年に震災時や大規模な特異災 害に対応する消防救助機動部隊(通称:ハ イパーレスキュー)を、平成28 年には航 空消防専門部隊として航空消防救助機動 部隊(通称:エアハイパーレスキュー)を発 足し、陸・海・空を一体化した救助体制を 整備しました。 また、平成30 年7 月豪雨、平成30 年 北海道胆振東部地震における土砂災害等、 近年頻発する水災害を契機に、警防本部 直轄の部隊として即応対処部隊を令和2 年に発足しました。 3 救助活動 (2) 水難救助隊 (1) 特別救助隊 16ページ トピックス 第
章 ・ 東 京 消 防 庁 の 組 織 と 活 動 2 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 138 救助に関する高度な知識と専門技術、または特殊な装備を駆使し、火災や交通事故、自然 災害などあらゆる災害で救助を待つ人を迅速に助けます。現在は23 消防署に配置しています。 ◀ 特別救助隊腕章 特別救助隊活動状況 ▶ 海や河川等で人が溺れている、岸から車が転落したなどの水難事故に対応します。消防艇 や水上スクーター、潜水用資器材などの特殊な装備を用いて、水面や水中での救助活動を行 います。現在は日本橋(浜町出張所)、臨港、大森、足立(綾瀬出張所)、小岩及び調布の6 消防署に配置しています。
第2章 第3節・消防活動体制 17ページ トピックス 第
章 ・ 東 京 消 防 庁 の 組 織 と 活 動 2 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 139 ▲ 水難救助隊活動状況 ◀︎ 水難救助隊腕章 震災等による建物の倒壊や土砂崩れなど の大規模災害に対応し、消火・救助・救急 活動が同時に行える部隊です。卓越した技 能・能力を持つ隊員や大型重機などの特殊 車両、放射性物質、生物剤、毒劇物など の特殊災害にも対応できる装備を有し、通 常の消防部隊では対応が困難な災害現場 で人命救助活動を行います。第2、第3、 第6、第8 及び第9 方面に配置しています。 ◀ 消防救助機動部隊 腕章 ◀︎ 消防救助機動部隊 活動状況 水難救助隊訓練状況 ▶ 登山道からの滑落等の山岳事故に対応 します。車両が進入できない危険な場所で の活動もあり、消防ヘリコプター等と連携 して活動を行います。現在は八王子、青梅、 秋川、奥多摩の4 消防署に配置して います。 ▲ 山岳救助隊活動状況▶︎ ◀ 山岳救助隊腕章 (3) 山岳救助隊 (4) 消防救助機動部隊(通称:ハイパーレスキュー)
第
章 ・ 東 京 消 防 庁 の 組 織 と 活 動 2 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 140 通常の消防部隊では進入困難な地域に、 いち早く進出する部隊として、浸水地で活 動を行うエアボートや、不整地でも活動可 能な全地形活動車や、ドローン等を活用し、 災害実態の確認や消防救助機動部隊等と 連携した救助活動を展開します。 ◀ エアボートの訓練状況 ▶ 全地形活動車の 活動状況 ▲︎ 即応対処部隊腕章 消防ヘリコプターの機動力を活かし、空 から多種多様な災害に対応する専門部隊で す。 陸上から対応困難な高層ビル、山岳等 の孤立地域での災害時に迅速な消防活動 を展開します。 消防艇との連携活動状況 ▶ ◀︎ 航空消防救助機動部隊 腕章(消防救助機動部 隊と同一) (5) 航空消防救助機動部隊(通称:エアハイパーレスキュー) (6) 即応対処部隊
第2章 第3節・消防活動体制 都民の生命を守るためには、消防隊は常 に安全かつ効率的に消防活動を行わなけれ ばなりません。災害現場における消防活動 は、災害の複雑多様化、都市型災害の増 加により危険性や困難性を増し、消防活動 部隊の安全確保の徹底がますます重要に なっています。 このことから、職員一人一人に段階的な 安全教育を実施しているほか、災害現場に おいて緊急時に警報を発信する警報器等、 安全器具の整備を行っています。 さらに、火災現場等においては安全管 理を専門とする部隊 ※ 1 及び前進機動指揮 隊 ※2が出場し、消防隊員の安全管理体制 を確保しています。 災害現場における安全管理体制の見直 し、先端技術を活用した器具の改良、より 実戦的な訓練施設の導入及び過去の事故 事例を教訓とした安全教育教材の整備と いった安全対策により、安全管理体制の充 実強化を積極的に推進しています。 ※1 「安全管理を専門とする部隊」:災害現場にお いて火災性状の変化や危険箇所を把握するとと もに、活動中の各隊に周知し、緊急時の措置 に対応する安全管理を任務とする部隊をいいま す。消防活動及び安全管理能力に長けた特別消 火中隊が担っています。 ※2 「前進機動指揮隊」:安全管理隊を指揮して現 場活動全体の安全管理を専任する部隊で、23 区と多摩地区の火災件数の多い地域において、 令和2 年10 月19 日から運用を開始しました。 ▲ 前進機動指揮隊活動状況 ▲ 安全管理隊活動状況 特別救助隊は、火災現場や「特に困難性が高い」と判断される災害現場に出場し、 人命救助などを行う部隊です。人命救助のプロフェッショナルとして、より高度な技術 と知識を持つ特別な存在でなければならないという自覚と 責任を感じながら、災害現場や訓練に取り組んでいます。 また、どんなに厳しい災害現場においても一番苦しいのは 助けを待つ人であることを肝に銘じ、思いやりの心を忘れ ることなく活動することを心がけています。(2015 年入庁) 特別救助隊員 ~どんな状況であっても助ける~ コ ラ ム 4 安全管理体制 第
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東京消防庁の管内には一級河川と呼ばれる荒川や多摩川などのほか、中小河川を含めて全 部で127 の河川があります。地域特性として、東部地域や東京湾沿岸は海抜ゼロメートル地 帯と呼ばれており、満潮時の海面よりも地面が低い地帯となっています。 5 特殊災害対策 第
章 ・ 東 京 消 防 庁 の 組 織 と 活 動 2 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 142 (1) 地域特性 ~東京消防庁管内の地理及び河川~ 東京都心では、近年、ヒートアイランド現象の影響とも考えられる局地的な集中豪雨が頻繁 に発生しています。いわゆる都市型水害と呼ばれるもので、非常に深刻になっているといわれ ています。都市型水害の危険性としては、局地的、短時間で大雨が降ったときに河川水位が 急激に上昇し越水する危険や埋設の下水道などの排水処理能力が降雨量に追い付かずに家屋 等が浸水してしまう危険があります。 (2) 水害が起こる危険性 ~近年増加している都市型水害~ 水災が発生した場合、東京消防庁は、区市町村の水防管理者等と連携して水防活動にあた ります。 東京消防庁では、台風の進路及び降雨量などの気象状況の変化に注目し、都内で水災の 発生が予想される場合には、職員を参集させるなど万全の対応をしています。近年では、平 成29 年10 月台風第21号、令和元年9 月台風第15 号及び令和元年東日本台風で、職員の 約半数が参集し、災害対応にあたりました。 また、都外で発生した甚大な風水害等に対しては、国からの指示により緊急消防援助隊を 派遣しており、令和3 年7 月には静岡県熱海市で発生した土砂災害において、即応対処部隊 等が活動しました。 (3) 東京消防庁の活動体制 ~台風上陸など非常時の対応~
第2章 第3節・消防活動体制 水防態勢の強化に伴い通常の消防隊の ほかに水防部隊等を編成し、氾濫のおそれ がある河川や過去に越水した箇所等を重点 的に監視、警戒しています。また、河川に おける越水危険がある等の通報を受けた場 合には、水防部隊を出場させ、当庁が保有 する水防資器材等を活用し、水防工法を実 施しています。近年は、都市型水害が発生 していることから、水災発生時には、土の うを積み上げ、地下等に水が流入しないよ うに対策をとるほか、これまで人海戦術で 行われていた水防工法等に加え、効率的に 設定できる連結式水のう(チューブ式)等 の整備を進めています。 東京消防庁は、水防管理団体等の関係 機関と合同で、毎年5 月から6 月に総合 水防訓練を実施しています。ハイパーレス キュー隊に配置の大型重機や消防ヘリ、即 応対処部隊が保有する全地形活動車やド ローンなどの最新車両及び資器材を活用 し、訓練を実施しています。この訓練は、 本格的な出水期を迎える前に、区市町村等 の関係機関との連携強化を図り、都民に対 して水害に対する注意喚起を促すとともに、 訓練を通じて地域防災力の向上を目的に実 施しています。 第
章 ・ 東 京 消 防 庁 の 組 織 と 活 動 2 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 143 (4) 水防活動 ~水防部隊による警戒と水防工法~ (5) 関係機関との連携 ~合同訓練の開催~
都内には、放射性物質、生物剤(病原体)、 化学物質及び危険物などを貯蔵し取り扱っ ている施設が数多くあり、さらにこれらの 物質が車両等により日常的に運搬されてい ます。 東京消防庁では、NBC 災害に対応する 専門部隊として、高度な分析装置等を備え、 専門教育を受けた隊員で構成された「化学 機動中隊」を平成2 年から整備しています。 平成14 年及び平成25 年には、大規模な NBC 災害に対処できる「消防救助機動部隊 (ハイパーレスキュー)」を整備し、これら の部隊を中心に都内のNBC 災害に対応し ています。(図表2-3-2) ※放射性物質(Nuclear)、生物剤(Biological)、化学物質 (Chemical)に起因する災害の総称です。 福生化学機動中隊 日野化学機動中隊 第三方面消防救助機動部隊 三鷹化学機動中隊 第八方面消防救助機動部隊 志村坂上化学機動中隊 千住化学機動中隊 本郷化学機動中隊 大島化学機動中隊 赤坂化学機動中隊 大井化学機動中隊 ■ 図表2-3-2 化学機動中隊・消防救助機動部隊(NBC 対応)の配備状況 ▲ 消防救助機動部隊の活動 ▲ 特殊災害対策車 第
章 ・ 東 京 消 防 庁 の 組 織 と 活 動 2 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 144 (6) NBC 災害 ※への対応
第2章 第3節・消防活動体制 東京消防庁航空隊は、昭和41 年11月、 わが国で初めての「消防航空隊」として発 足以来、組織及び装備を充実強化させな がら、火災、救急、救助等の災害から55 年にわたり都民の安全を空から守っていま す。 年々増大する行政需要に対応するため、 江東区と立川市の2 か所に基地を構え、 平成12 年度から24 時間運航を開始し、 都内全域への迅速出場体制を確保するとと もに、平成19 年度より救急専門医を搭乗 させた「東京型ドクターヘリ」の運航を開 始、主に山間部及び離島地域で発生した傷 病者に対し、患者搬送中に救命処置を施し、 救命率向上を図っています。 また、他道府県で発生した大規模災害に 対し、広域応援や緊急消防援助隊として救 助、救急、消火活動、緊急物資輸送、情 報収集等を行っています。海外の大規模災 害事象には国際消防救助隊として、バング ラデシュサイクロン災害、インドネシア森林 火災、スマトラ沖大地震・インド洋津波災 害に派遣されています。 さらに、ヘリコプターの機動性を最大限 に活かして、空から迅速かつ効果的な救助・ 救急活動を展開する航空消防専門部隊とし て、平成28 年1月に「航空消防救助機動 部隊(通称:エアハイパーレスキュー)」が 発隊しました。 また、令和2年3月には、消防ヘリコプター 「ひばり」の更新に伴い、新たな機種のヘ リコプターを導入し、空からの救助・救急 活動体制を強化しています。 ◀ ひばり(AW189 型) ▲ 航空消防救助機動部隊 (通称:エアハイパーレスキュー) 6 航空消防 17ページ トピックス 第
章 ・ 東 京 消 防 庁 の 組 織 と 活 動 2 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 145 (1) 航空隊の概要 東京消防庁 航空消防救助機動部隊 活動紹介
江東航空センター及び多摩航空センターの2 か所を拠点に消防ヘリコプター8 機を配備し、 各種消防業務を行っています。 ア 消火活動 林野火災や高層建物火災に対して、各種消火装置(ファイヤーアタッカー、放水ブーム式 消火装置等)を活用し、消火活動を行っています。 ▲ 林野火災におけるファイヤーアタッカーからの放水 ▲ 高層ビル火災を想定した、放水ブーム式消火装 置での消火活動訓練 ▲ 機名/ ゆりかもめ 型式/EC225LP 型 ▲ 機名/ ひばり 型式/AW189 型 ▲ 機名/ つばめ 型式/AS365N3 型 ▲ 機名/ かもめ 型式/AS365N3 型 ▲ 機名/ はくちょう 型式/EC225LP 型 ▲ 機名/ こうのとり 型式/EC225LP 型 ▲ 機名/ ちどり 型式/AW139 型 ▲ 機名/ おおたか 型式/AS365N3 型 第
章 ・ 東 京 消 防 庁 の 組 織 と 活 動 2 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 146 (2) 航空隊の現況 (3) 航空隊の活動
第2章 第3節・消防活動体制 イ 救助活動 山岳地域や氾濫した河川等、活動困難な場所からホイスト装置 ※を活用し救助活動を行って います。 ウ 救急活動 消防ヘリコプター機内において、高度な 救急処置を継続しながら、病院屋上ヘリ ポート等へ迅速に搬送し救命効果の向上を 図っています。 また、伊豆諸島からの救急搬送を24 時 間体制で実施しています。 ※電気モーターまたは油圧で作動するウィンチの一種で、先端にフックのついたケーブルを伸長し、救助隊員、救助用担架など の降下または引き揚げに使用します。ホイストを活用することにより、様々な場所からの活動が可能となります。 ▲ 山岳地域における救助活動 ▲ 洪水により孤立した家屋からの救助活動 ▲ 伊豆諸島までの平均飛行時間 ビル等の屋上にあるヘリポートにはⒽと Ⓡの記号があります。 その違いは一体ナニ?? Ⓗ:ヘリポート(Heliport)の頭文字 緊急用ヘリコプターが離発着する場所 →着陸する Ⓡ:レスキュー(Rescue)の頭文字 緊急用ヘリコプターがホバリングで救助 する場所→着陸しない ヘリポート記号ⒽとⓇの違い コ ラ ム 病院屋上ヘリポートでの 傷病者引き継ぎ ▶ 大島まで約30 分 御蔵島まで約60 分 八丈島まで約75 分 青ヶ島まで約90 分 第
章 ・ 東 京 消 防 庁 の 組 織 と 活 動 2 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 147
▲平成30年7 月西日本豪雨災害 H5.7 北海道南西沖地震 H16.10 新潟県中越地震 H7.1 阪神・淡路大震災 R1.6 大阪サミット警戒 H28.4 熊本地震 H20.7 北海道・洞爺湖サミット警戒 H30.9 北海道胆振東部地震 H28.8 岩手県岩泉町台風10 号 H23.3 東日本大震災 R1.10 令和元年東日本台風 H30.7 平成30 年7 月豪雨 R5.5 広島サミット H25.10 大島町土砂災害 R3.7 熱海市土砂災害 H28.5 伊勢志摩サミット警戒 H12.7 九州・沖縄サミット警戒 R6.5 大島町林野火災 ▲大島町土砂災害に出場す る隊員や資器材を搬送す るために出場する消防ヘ リコプター(平成2 5 年 10月)。 ▲スマトラ沖大地震・イン ド洋津波災害に伴う国際 消防救助隊派遣で活動す る消防ヘリコプター(平 成16年12月)。 R3.2 栃木県足利市林野火災 R6.1 令和6年能登半島地震 エ 情報収集 大規模な火災や救助活動が発生した時は、ヘリコプターテレビ電送装置で上空から災害の 映像を撮影し、指令室や地上部隊等へ送信することで消防活動の支援を行います。 オ 広域応援 全国各地で発生した災害、警戒に対し、応援活動を行っています。 ▲ 阪神・淡路大震災において被害状況の情報収集 を行う消防ヘリコプター ▲ 消防ヘリコプターに装備されたヘリコプターテレ ビ電送装置 (カメラ) ■ 派遣実績抜粋 第
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第2章 第3節・消防活動体制 7 港湾消防 東京湾には大型の船舶が入港する大き い港として、東京港、横浜港、千葉港等6 港があります。東京の海の玄関である東京 港は、首都圏約4,000 万人の生活と産業 を支える物流拠点として、その重要性はま すます高まっており、港湾施設の拡充が進 められるとともに、臨海副都心の整備など 大規模な開発が行われています。 海上における消防体制については、東京 海上保安部と東京消防庁が業務協定を結 び、お互いの役割分担を明確にして相互に 協力しています。 また、東京湾に面し、消防艇等を有する 東京消防庁では、大型消防艇を含む9 艇の消防艇を臨港消防署、高輪消防署及 び日本橋消防署に配置し、臨港消防署と日 本橋消防署には水難救助隊も併せて配置し ています。 消防艇は、「みやこどり」に代表される この地域は、海上輸送の総合的な物流 拠点であるほか、増大するクルーズ人口に 対応した新客船ふ頭が整備されるなど、大 きく変貌しています。 また、観光や水辺のレクリエーションを 通じたにぎわいの創出により、魅力ある水 際の都市空間としても変化しています。 東京消防庁、川崎市消防局、千葉市消防 局、横浜市消防局、市川市消防局と消防 相互応援協定を結び、港内及びこれに関連 する沿岸施設等に大規模な災害や火災等が 発生した場合の協力体制を整えています。 190トンを超える大型消防艇が2艇、運河、 河川にも対応可能な40トンの消防艇が2 艇、高速度を活かし水難救助活動でも活 躍する約10 トンの消防艇が5艇それぞれ 配備されており、これらの部隊により、東 京港の安全を守っています。 第
章 ・ 東 京 消 防 庁 の 組 織 と 活 動 2 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 149 (1) 東京港について (2) 港湾における関係機関との連携体制 (3) 東京港の消防体制
▲ 大型化学消防艇「みやこどり」 ▲ 大型消防救助艇「おおえど」 ア 船舶火災 令和5年に東京港内において、プ レジャーボートが燃える火災があり ました。消防隊20 隊(消防艇を含 む)が出場し、海上保安庁とも連携 を図りながら消火にあたりました。 イ 東京湾内での油流出 令和4年に東京港内の羽田沖で 油が流出した事故が発生し、消防隊 7隊(消防艇含む)が出場しました。 消防艇による拡散注水を実施し、危 険を排除しました。 ▲ 水難救助艇「はるみ」 ▲ 化学消防艇 「かちどき」 ▲ 水難消防艇「きよす」 ▲ 化学消防艇「ありあけ」 ▲ 水難救助艇「しぶき」 ▲ 指揮艇「はやて」 ▲ 水難消防艇「はまかぜ」 ▲ 消防艇からの消火活動 第
章 ・ 東 京 消 防 庁 の 組 織 と 活 動 2 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 150 (4)災害の事例紹介
第2章 第3節・消防活動体制 ■ 図表2-3-3 災害救急情報センター概要 8 指令管制 災害救急情報センターでは、都民から の「SOS」ともいえる119 番通報を受信 し、消防部隊への出場指令を行っていま す。23 区からの通報を千代田区大手町 にある災害救急情報センターが、多摩地 区からの通報を立川市にある多摩災害 救急情報センターが、それぞれ管轄して います(稲城市を除く)。様々な災害対 応の最初の窓口として、都民と消防をつ なぐ重要な役割を担っています。(図表2 -3-3) 第
章 ・ 東 京 消 防 庁 の 組 織 と 活 動 2 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 151 (1) 災害救急情報センター
受付指令業務 ● 119 番通報の受信 ● 災害に応じた消防隊・救急隊の選定、出場指令 ● 警察・電力会社・ガス会社など関係機関との連携 災害管制業務 ● 活動中の消防隊への活動支援及び情報提供 ● 消防ヘリコプター・高所カメラなどからの情報収集 救急管制業務 ● 病人、けが人に適した搬送病院の選定 ● 救急隊指導医による救急隊への指示、助言 ● 救急隊の活動支援 案内業務(消防テレホンサービス) ● 災害に関する各種問合せへの対応 ア 業務内容について 119 番通報を受信し、消防部隊等を出場させることが主な役割ですが、業務は多岐にわたり、 出場隊との無線交信による災害現場、救急活動現場への活動支援、さらには関係機関との連 絡調整などを行っています。 イ 指令管制システムについて 119 番通報を受信し消防部隊へ出場指 令を伝達する機器は、「指令管制システム」 と呼ばれ、現在使用しているものは平成 27 年2 月から運用しています。 主な特徴としては、消防部隊の自動選定 機能や無線通信機能などを備えています。 (図表2-3-4) ■ 図表2-3-4 指令管制システム タッチパネル ハードキー 手書き入力装置 地図ディスプレイ 受付編成ディスプレイ 支援ディスプレイ 第
章 ・ 東 京 消 防 庁 の 組 織 と 活 動 2 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 152
第2章 第3節・消防活動体制 救急 818,724 件 74.2% 災害以外 259,086 件 23.5% 火災 5,195 件 0.5% 救助 10,417 件 0.9% 緊急確認・危険排除等 9,534 件 0.9% 119番受付 件数 1,102,956件 ■ 図表2-3-5 令和5 年中の 災害種別ごとの119 番受付状況 落ち着いて電話機から 1・1・9 をダイヤルします。 ※ 一部の公衆電話やビジネスホンなどはスイッチ切換えや 外線切換え操作が必要です。 災害救急情報センターに電話がつな がります。 受付指令員が必要な情報を問いかけ ますので、落ち着いて答えてください。 東京都内 ※で119 番をかけると、23 区 内は災害救急情報センター(千代田区大手 町)に、多摩地区は多摩災害救急情報セン ター(立川市)につながります。 令和5 年中の119 番受付件数は 1,102,956 件で、1日に平均すると約3,020 件。およそ30 秒に1 件の割合で対応して いたことになります。その他にも警察や、 各事業者からの通報にも対応しています。 (図表2-3-5) ※ 稲城市と島しょ地区は除く イ 携帯電話などからの通報について 携帯電話やスマートフォンからの通報は、 東京消防庁の119 番通報の約7 割を占め ています。 携帯電話などは通報するのに便利な反 面、通報者が今いる場所を特定しづらいた め、災害発生場所を聴取するのに時間が掛 かる場合もあります。 また、東京都内でも都境等で119 番を かけると隣接する他の消防本部に電話がつ ながることがあります。 第
章 ・ 東 京 消 防 庁 の 組 織 と 活 動 2 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 153 119 番通報の流れ ア 119 番通報の流れ 1 2 ▶ (2) 119 番通報の仕組み
活用事例の紹介 指令室員が家族のスマートフォン番号を聴取し、Live119 へ 接続、映像により普段通りの呼吸をしていないことを確認し たため、心肺蘇生法の動画を送信、家族が映像に従って応急 手当を実施 ▶救急隊が到着する頃には、自発的に呼吸ができる状態まで 回復 救急車の要請を行った後、様子を見ていた通報者は、男性 の呼吸がなくなってきたため再度119番通報。指令室員は胸 骨圧迫の応急手当をアドバイスするとともに、Live119 への接 続を依頼。映像を確認しながら、胸骨圧迫の位置やリズムの アドバイスを行った。 ▶救急隊が到着する頃には、呼吸・脈拍が回復。1か月後、 社会復帰。 1才の女児が、 入浴中に溺れ、 意識を失った事例 70代の男性が、 路上で倒れ、 意識を失った事例 ウ 映像通報を活用した口頭指導システム(Live119) 会話による応急手当のアドバイス(口頭 指導)だけでは、急病人やけが人の正確な 容態を把握することや有効な応急手当の実 施状況の確認が困難なケースがあります。 このことから、通報者との119 番通報 を継続しながら、映像による通信ができる Live119 を導入しています。応急手当の実 施を促進し、救命効果の向上を図るため、 119 番通報の受付対応と並行し、通報者 に対して応急手当のアドバイス(口頭指導) の強化に取り組んでいます。 ▶︎ 【Live119】あなたの スマホが命を救う! 第
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災害救急情報センター Command and Control Center 三者通話による通訳 Three-way Talk 外国人通報者 Foreigner 通訳センター Telephone Translation Center 第2章 第3節・消防活動体制 【火災の場合】 ・消防庁、火事ですか?救急ですか? ・消防車が向かう住所を教えてください。 ・何が燃えていますか? 【救急の場合】 ・消防庁、火事ですか?救急ですか? ・救急車が向かう住所を教えてください。 ・どうしましたか? ・あなたのお名前と電話番号を教えてください。 Q & A キュータの A 119 番通報は、落ち着いて、場所を 正確に伝える事が一番大切だよ! 通報すると 次のことを聞くよ。 ■ 図表2-3-6 多言語通報時の対応 エ 外国語対応について 119 番通報を受信する災害救急情報セン ター及び多摩災害救急情報センターでは、 英語担当者を配置し、外国人からの通報に 対応しています。 さらに英語以外の言語にも対応できる ように平成29 年7 月から、電話通訳セン ターを介した同時通訳を導入し、日本語で コミュニケーションが取れない通報者から の受信体制を強化しています。(図表2-3 -6) 〔対応言語 英語・中国語・韓国語・ポル トガル語・スペイン語〕 Q 119 番通報した とき、気をつけ ることは何? 令和2年、聴覚や発語に障害のある方が緊急通報を行 う場合に、通訳オペレーターを介して消防機関に通報され る「電話リレーサービス」が開始されました。 電話リレーサービスとは、公共インフラとして聴覚障害 者等と聴覚障害者等以外の者との会話を通訳オペレーター が手話、文字及び音声を通訳することにより、電話で双方 向をつなぐサービスで、本サービスにより聴覚障害者等か らの緊急通報が可能となります。 聴覚や発語に障がいのある方への対応 コ ラ ム 第
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■ 図表2-3-7 応援協定等一覧(令和6 年4 月1 日現在) 9 消防応援 市町村は、消防組織法第6 条により自 ら消防の責任を果たさなければならないこ とになっていますが、境界周辺については 消防組織法第39 条に基づき、市町村相互 間で災害の応援体制を確立しています。こ のため、東京消防庁では次の市町村等と 消防相互応援協定を締結し、ポンプ車及 び救急車はもとより、ヘリコプターによる 応援も実施しています。 また、東京港の海上災害に対応するため、 海上保安庁東京海上保安部と業務協定を、 川崎市、千葉市、横浜市及び市川市との間 には、各都市の港内及びこれに関連する沿 岸施設等における大規模災害に対応するた め東京湾消防相互応援協定を結んでいま す。(図表2-3-7) 消防相互応援協定名 締結年月日 東京消防庁 稲城市 消防相互応援協定 昭和45 年5 月18 日 東京消防庁 川崎市 消防相互応援協定 昭和43 年8 月2 日 東京消防庁 相模原市 消防相互応援協定 昭和39 年12 月22 日 東京消防庁 横浜市 消防相互応援協定 昭和51 年6 月30 日 東京消防庁 大和市 消防相互応援協定 昭和54 年1 月23 日 東京消防庁 海老名市 消防相互応援協定 平成31 年3 月25 日 東京消防庁 市川市 消防相互応援協定 昭和42 年3 月7 日 東京消防庁 松戸市 消防相互応援協定 平成18 年12 月15 日 東京消防庁 浦安市 消防相互応援協定 平成18 年12 月13 日 東京消防庁 三郷市 消防相互応援協定 昭和40 年1 月23 日 東京消防庁 川口市 消防相互応援協定 昭和42 年11 月21 日 東京消防庁 戸田市 消防相互応援協定 平成18 年12 月15 日 東京消防庁 草加八潮消防組合 消防相互応援協定 平成28 年 3 月30 日 東京消防庁 秩父広域市町村圏組合 消防相互応援協定 平成3 年2 月19 日 東京消防庁 埼玉西部消防組合 消防相互応援協定 平成25 年4 月1 日 東京消防庁 朝霞地区一部事務組合 消防相互応援協定 平成10 年10 月1 日 東京消防庁 上野原市 消防相互応援協定 平成2 年4 月25 日 東京消防庁 東山梨行政事務組合 消防相互応援協定 平成18 年12 月10 日 東京消防庁 大月市 消防相互応援協定 平成8 年6 月28 日 東京消防庁 東京都大島町 消防応援協定 昭和63 年6 月2 日 東京消防庁 東京都新島村 消防応援協定 平成元年3 月1 日 東京消防庁 東京都八丈町 消防応援協定 平成元年6 月1 日 東京消防庁 東京都利島村 消防応援協定 平成元年6 月1 日 東京消防庁 東京都神津島村 消防応援協定 平成元年6 月1 日 東京消防庁 東京都御蔵島村 消防応援協定 平成元年6 月1 日 東京消防庁 東京都三宅村 消防応援協定 平成元年6 月1 日 東京消防庁 東京都青ヶ島村 消防応援協定 平成元年6 月1 日 東京湾消防相互応援協定 (川崎市 千葉市 横浜市 市川市) 平成2 年5 月29 日 東京消防庁 大阪市消防局 航空消防相互応援協定 昭和53 年3 月25 日 東京消防庁 横浜市 川崎市 千葉市 航空機消防相互応援協定 平成7 年3 月29 日 東京消防庁 仙台市 航空機消防相互応援協定 平成8 年1 月22 日 東京消防庁 名古屋市 航空機消防相互応援協定 平成8 年1 月31 日 東京消防庁 神戸市 航空機消防相互応援協定 平成18 年12 月26 日 中央高速道路富士吉田線相互応援協定 (相模原市 富士吉田市 都留市 大月市 上野原市 南都留郡富士河口湖町 南都留郡西桂町 富士五湖広域行政事務組合) 昭和44 年9 年1 日 東京外環自動車道消防相互応援協定 平成31 年3 月25 日 東京海上保安部と東京消防庁との業務協定 平成31 年3 月25 日 東京国際空港及びその周辺における消火救難活動に関する協定 昭和46 年7 月31 日 東京消防庁と米空軍第374 空輸団との消防相互応援協定 平成24 年12 月17 日 第
章 ・ 東 京 消 防 庁 の 組 織 と 活 動 2 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 156 (1) 応援協定
第2章 第3節・消防活動体制 緊急消防援助隊は、平成7 年に発生し た阪神・淡路大震災の教訓を踏まえ、大 規模災害等において被災した都道府県内の 消防力では対応が困難な場合に、国家的 観点から人命救助活動を効果的かつ迅速 に実施し得るよう、全国の消防機関相互に よる援助体制を構築するため、平成7 年6 月に創設されました。平成15 年6 月の消 防組織法改正により、緊急消防援助隊が 法制化(平成16 年4 月施行)されるとと もに、大規模・特殊災害発生時の消防庁長 官の指示権が創設されました。 緊急消防援助隊は、消防組織法第45 条に基づき登録制がとられており、全国及 び東京都の消防部隊の登録状況は図表2- 3-8のとおりです。 最近の事例では、令和3 年7 月に静岡 県熱海市で発生した土砂災害に際しては、 10 日間470 人の職員を派遣しました。 また、令和6 年1月に石川県能登地方 ▲ 令和3 年7 月静岡県熱海市土砂災害 ▲ 令和6 年1月能登半島地震 ■ 図表2-3-8 緊急消防援助隊の登録 (令和6 年4 月1日現在) (単位:隊) 部隊種別 全国 東京都 指揮支援隊 56 3 航空指揮支援隊 54 1 都道府県大隊指揮隊 158 3 統合機動部隊指揮隊 56 1 エネルギー・産業基盤 災害即応部隊指揮隊 12 0 NBC・災害即応部隊指揮隊 54 1 土砂・風水害機動支援部隊指揮隊 50 1 消火小隊 2,421 175 救助小隊 560 15 救急小隊 1,541 70 後方支援小隊 890 37 通信支援小隊 43 1 特殊災害小隊 371 11 特殊装備小隊 564 30 水上小隊 21 4 航空小隊 77 8 航空後方支援小隊 59 1 ※東京都の隊数は、稲城市、八丈町を含みます。 で発生した令和6 年能登半島地震に際し ては、34 日間1,202 人の職員を派遣しま した。 第
章 ・ 東 京 消 防 庁 の 組 織 と 活 動 2 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 157 (2) 緊急消防援助隊
海外で発生した大規模な災害に対して、 被災国政府等の要請に応じ、事前に国際 消防救助隊に登録されている隊員が国際 緊急援助隊として派遣され、高度な救助技 術を駆使して国際貢献を果たしています。 日本政府が行う国際緊急援助は、「人的 援助」、「物的援助」、「資金援助」に大きく 分類され、災害の規模や被災国政府等の 要請内容に応じて対応しています。国際消 防救助隊は、警察や海上保安庁などととも に、国際緊急援助隊救助チームに編成さ れ、捜索、救助の目的で「人的援助」を行 っています。(図表2-3-9) 国 際 緊 急 援 助 人的援助 国際緊急 援助隊 物的援助 資金援助 救助チーム 医療チーム 感染症対策チーム 専門家チーム 自衛隊部隊 消防庁・消防本部・警察庁・ 都道府県警察・海上保安庁・ 外務省・JICA 医師・看護師等で編成 関係行政機関等(災害応急対策、 災害復旧、技術支援等) ■ 図表2-3-9 国際緊急援助の状況 ▲ 活動状況 ▲ 国際消防救助隊腕章 第
章 ・ 東 京 消 防 庁 の 組 織 と 活 動 2 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 158 (3) 国際消防救助隊
第2章 第3節・消防活動体制 10 訓練体制 東京消防庁管内には伝統的な木造建物 から高層ビルや工場など様々な建物ととも に、大小の河川や山岳地域等も管轄してお り、それぞれの災害に的確に対応するため に、建物火災を想定した訓練のほか、転落、 挟まれ、溺水、山岳事故、震災等の大規 模災害、毒劇物等の流出、船舶火災など の様々な災害を想定した実災害に即した訓 練を実施しています。これらの訓練を継続 的に実施することで、消防活動能力の向上 とともに、精強な消防部隊の育成を図って います。 また毎年度、各部隊の訓練成果を審査 する消防活動技術訓練効果確認を実施し、 その検証を行うことにより、安全かつ基本 に忠実な活動に係る指導や、災害現場で効 果を発揮する資器材の導入につなげていま す。 ▲「ポンプ中隊」消防活動技術訓練効果確認 ▲「大隊」消防活動技術訓練効果確認 ▲ 「特別消火中隊」消防活動技術訓練効果確認 ※ 「小隊」、「中隊」、「大隊」とは、消防車両等を単位として「小隊」、消防署や出張所ごとに「中隊」、出張所 を含めた消防署全体を「大隊」といいます。 ▲
「大隊」消防活動技術訓練効果確認 第
章 ・ 東 京 消 防 庁 の 組 織 と 活 動 2 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 159 (1) 消防活動技術訓練効果確認
▲「山岳救助隊」消防活動技術訓練効果確認 ▲ 「消防救助機動部隊」消防活動技術訓練効果確認 ▲「舟艇小隊」消防活動技術訓練効果確認 ▲「水難救助隊」消防活動技術訓練効果確認 ▲「化学機動中隊」消防活動技術訓練効果確認 ▲「特別救助隊」消防活動技術訓練効果確認 第
章 ・ 東 京 消 防 庁 の 組 織 と 活 動 2 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 160
第2章 第3節・消防活動体制 消防救助技術大会は、消防救助に不可 欠な体力、精神力、技術力を養うために行 われているもので、陸上の部と水上の部に 分かれて実施されています。 実施内容は、個人で行う基礎訓練とチー ムで実施する連携訓練があり、ロープワー ク、結索、基本泳法など全国で統一された 陸上の部、水上の部それぞれ7種目の安全、 確実、迅速性を審査するものです。 各地区の指導会を勝ち抜いた全国の消 防本部の隊員により、年に1 度、全国消防 救助技術大会が実施されており、東京消 防庁も、東京都大会から、関東地区指導会 (群馬、栃木、茨城、埼玉、東京、千葉、 神奈川、長野、山梨、静岡の一都九県が 参加)を経て、全国消防救助技術大会に 出場しています。 また、関東地区指導会及び全国消防救 助技術大会では、指定された消防本部が 訓練テーマを決めて本番さながらの救出訓 練を実施しており、新たな資器材の導入や 他の消防本部の技術を学ぶ場として活かさ れています。 全国消防救助技術大会(陸上の部・水上の部) 第
章 ・ 東 京 消 防 庁 の 組 織 と 活 動 2 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 161 (2) 消防救助技術大会
■ 図表2-4-1 救急活動体制・統計(要約) ■ 図表2-4-2 救急活動全体のフロー 救急活動体制(要約) (令和6 年4 月1 日現在) 〇 救急隊員 2,855 人(うち救急救命士資格者2,227 人) 〇 救急隊 274 隊(全隊高規格救急車) 〇 デイタイム救急隊 12 隊 (全隊高規格救急車) 〇 非常用救急車 99 台 ~一人でも多くの命を救うために~ 1 救急活動体制 第4節 救急活動 第
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第2章 第4節・救急活動 救急医療機関には病院端末装置が設置 され、診療情報(各診療科の診療・手術の 可否、病床の有無)がリアルタイムに表示 されます。情報は、災害救急情報センター、 東京消防庁救急相談センター、消防署及び 救急隊のそれぞれに配置された端末装置 で確認でき、救急隊の病院選定をはじめ、 東京消防庁救急相談センターや消防署で の医療機関案内に活用されています。 また、災害救急情報センターには救急医 療の専門知識を持った「救急隊指導医」が 24 時間体制で勤務しており、救急隊に救 急処置の指示を行ったり、救急活動への医 学的見地に基づく助言を行ったりしていま す。(図表2-4-3) ■ 図表2-4-3 救急医療情報システム 2 救急医療機関との連携体制 第
章 ・ 東 京 消 防 庁 の 組 織 と 活 動 2 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 163
東京消防庁救急相談センター 救急車の適時・適切な利用の啓発 令和5 年の救急出場は、918,311 件で、 救急車が出場してから現場に到着するまで の時間は、平均で9 分54 秒でした。 今後も出場件数が増加すると救急車が 到着するまでの時間が延びてしまい、救え る命が救えなくなる恐れがあります。 このことから東京消防庁では、緊急に医 療機関で受診する必要がある傷病者に遅 延なく救急車を向かわせることができるよ うに、東京消防庁救急相談センターの開設、 東京版救急受診ガイド、ポスターの掲示、 動画の配信、交通広告を用いた広報など、 機会を捉えて様々な方法で救急車の適時・ 適切な利用を呼びかけています。 <主なサービス> ○症状に基づく緊急性の有無のアドバイス ○受診の必要性に関するアドバイス ○医療機関案内 <救急相談としてお受けできない内容> ○健康相談 ○医薬品情報に関すること(誤飲を除く) ○セカンドオピニオンに関すること 急な病気やけがをした場合に、病院へ 行くか、救急車を呼ぶか迷った場合の相談 窓口として「東京消防庁救急相談センター」 を開設しています。東京消防庁救急相談セ ンターでは、これらの相談に相談医療チー ム(医師、看護師、救急隊経験者の職員) が24 時間体制で対応しています。 (1) 「#7119」 東京消防庁救急相談センター 3 救急車の適時・適切な利用 第
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第2章 第4節・救急活動 また、当庁ホームページでは東京版救急 受診ガイドウェブ版を提供しており、英語 での対応も可能なサービスです。 東京版救急受診ガイドは、ご自身の症 状に応じた質問に答えることで、病気やけ がの緊急性の有無、受診の必要性・時期・ 科目のアドバイスを得られるサービスです。 (2) 東京版救急受診ガイド ■ 図表2-4-4 東京版救急受診ガイド 東京版救急受診ガイド(英語・ウェブ版) 第
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傷病者を救命するためには、救急隊到着 までの救急現場に居合わせた人(バイスタ ンダー)による応急手当が極めて重要です。 また、震災時等において、多数の傷病者が 発生するような場合に備えるためには、自 主救護能力の向上も大切であることから、 都民を対象として応急手当の知識・技術の 習得を目標に積極的に普及業務を推進して います。 なお、救命講習の一部を公益財団法人 東京防災救急協会に委託して実施していま す。 また、各消防署では小学校中高学年の 生徒や普通救命講習を受講したいが時間 が取れない方を対象に救命入門コース(45 分、90 分)もありますので、各消防署にお 問い合わせください。(図表2-4-5) ■ 図表2-4-5 主な救命講習 応急手当を 学ぶコース 3 時間 普通救命講習 心肺そ生(成人)、AED の使用方法、 窒息の手当、止血の方法などを学ぶ コース 4 時間 普通救命(自動体外式 除細動器業務従事者) 講習 2 時間20 分 普通救命再講習 2 時間 普通救命 ステップアップ講習 過去12 か月以内に「救命入門コース (90 分)」を受講した受講者で、救命技 能認定を希望する者が受講する講習 応急手当とけがの 手当などを 学ぶコース 8 時間 上級救命講習 心肺そ生( 成人・小児・乳児)、AED の使用方法、けがの手当、傷病者管 理、搬送法などを学ぶコース ※普通救命(自動体外式除細動器業 務従事者)講習の内容を含む。 3 時間 上級救命再講習 5 時間 上級救命 ステップアップ講習 過去12 か月以内に「普通救命講習」 「普通救命再講習」を受講した受講 者で、上級救命技能認定を希望する 者が受講する講習 救命講習などの 指導者コース 24 時間 応急手当普及員講習 事業所の従業員などを対象とした応 急手当の指導者を養成するコース 3 時間 応急手当普及員再講習 このほか、患者等搬送乗務員や救急代理通報の現場派遣員に対する講習も行っています。講習に関する問い合わ せや申し込みは、公益財団法人東京防災救急協会、最寄りの消防署、消防分署、消防出張所で行っています。 4 応急手当の普及体制 第
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第2章 第4節・救急活動 Q 応急手当をして、 症状が悪化したら、 責任を問われるの? A 一般的に民法及び刑法の 解釈では、善意で行った救命行為 であると認められた場合は罪に問わ れることはないよ。 応急手当が必要な場合は、勇気を 出してやってみてね! また、東京消防庁では、応急手当 を行うための講習を行っているので、 積極的に受講してね! Q & A キュータの 東京都(福祉保健局)は、令和4年3月から、救急医療に必要な資器材、救急専門の医 師や看護師を乗せて、速やかに救急現場等へ向かう「東京都ドクターヘリ」の運航を開始し ました。 東京消防庁では、ランデブーポイント(場外離着陸場)において、傷病者を救急車から 東京都ドクターヘリの医師等に引き継ぐなど連携を図っています。 東京都ドクターヘリとの連携 コ ラ ム 第
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民間による患者等搬送事業は、緊急性 の認められない転院搬送 ※、入退院、通院 等に際し、寝台または車椅子を備えた車両 により搬送を行う事業です。高齢社会の進 展等に伴い需要が年々増加する傾向にあり ます。東京消防庁では、都民が安全に安心 して利用できる患者等搬送事業者(通称「民 間救急」)を育成するため、平成19 年10 月1日から患者等搬送事業者に対する認定 表示制度の条例化を図り、一定の基準に適 合する事業者を東京消防庁認定事業者とし て認定しています。令和6 年3 月末現在、 329 事業者を認定しています。 また、患者等搬送事業者の利用を促進 し、救急車の適正な利用を推進するため、 平成17 年4 月に公益財団法人東京防災救 急協会に東京民間救急コールセンターが設 置されました。コールセンターでは、患者 等搬送事業者及びサポートCab(救命講習 を修了した乗務員が乗務するタクシー)の 配車予約を受け付け、利用者の利便性の 確保を図っています。(図表2-4-6) ※「転院搬送」とは、医療機関からの要請に応じて、 当該医療機関の管理下にある傷病者(外来受診 または入院中の患者等)を、医療上の理由によ り他の医療機関へ搬送するために救急隊が出場 するものです。 ■ 図表2-4-6 民間救急とサポートCab 5 患者等搬送事業者 対象の方・車両別 「歩行不能の方」 患者等搬送事業者 (民間救急) 「歩行可能の方」 サポートCab 病院から病院への 転院の時に 空港や駅から 病院や自宅へ 移動する時に 入院・通院や 一時帰宅の時に リハビリ・ 温泉治療などに 出かける時に 引越し時の ご病気の人の 移動に 通院の時に 予定された 入院の時に 病院からの 帰宅・退院の 時に 病院から病院への 転院の時に 外出の時に 第
章 ・ 東 京 消 防 庁 の 組 織 と 活 動 2 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 168
第2章 第4節・救急活動 東京消防庁では、令和元年12月16日から、救急隊が家族等から書面又は口頭により 傷病者本人に「心肺そ生の実施を望まない意思」があることを示された場合は、か かりつけ医等に連絡し、一定条件下で心肺そ生を中止し、傷病者を搬送することな く「かかりつけ医等」又は「家族等」に引き継ぐことができるものとしました。主な 概要は以下のとおりです。 心肺そ生を望まない傷病者への対応について コ ラ ム ※ACP(アドバンス・ケア・プランニング:愛称「人生会議」) 医師等の医療従事者から適切な情報の提供と説明がなされ、それに基づい て傷病者が医療・ケアチームと十分な話し合いを行い、本人の意思として人生 の最終段階における医療・ケアの内容を事前に決めるプロセスのことです。
救急隊は、以下のとおり対応します。 1 心肺停止の確認 2 心肺蘇生の実施と情報聴取
3 家族等から、傷病者本人が「心肺蘇生の実施を望んでいない」ことを示される。
4 かかりつけ医等に「直接」又は「訪問看護師等を経由して」連絡し、傷病者 の意思を確認する。
5 かかりつけ医等が到着するまでの時間を確認する。 6 引き継げる場合に限り、かかりつけ医等からの指示を受けて心肺蘇生を中 止する。
7 心肺蘇生を中止する場合は、家族等から「同意書」に署名をもらう。 運用の流れ
○家族等から、傷病者本人に「心肺蘇生の実施を望まな い意思」があることを示されるまでは、通常の活動を 続けます。
○書面に限らず口頭の情報提供も含みます。 ○伝えられる方法によらず、傷病者本人の「心肺蘇生の 実施を望まない意思」の確認は必ずかかりつけ医等に 行います。
□傷病者が人生の最終段階にあること □傷病者本人が「心肺蘇生の実施を望んでいない」こと □傷病者本人の意思決定に際し想定された症状と現在の 症状とが合致していること
○おおむね45分以内にかかりつけ医等が到着できる 場合は、かかりつけ医等の到着まで救急隊は待機し、 直接引き継ぎます。 ○おおむね12時間以内にかかりつけ医等が到着でき る場合は、家族等に引き継ぎます。 初動の対応 意思確認の方法 かかりつけ医等への確認項目 かかりつけ医等又は家族等への引継ぎ 次の要件をすべて満たす場合となります。 1 ACPが行われている成年で心肺停止状態にあること 2 傷病者が人生の最終段階にあること 3 傷病者本人に「心肺蘇生の実施を望まない意思」があること 4 傷病者本人の意思決定に際し想定された症状と現在の症状とが合致して いる場合
○ACPが行われていない場合は含まれません。 ○未成年や心肺停止前の傷病者は含まれません。 ○がん等の末期の傷病者が対象となります。 ○救急隊のみで判断に迷う場合は、かかりつけ医等に確認します。 ○家族等の意思ではなく、あくまでACPに基づく傷病者本人の意思 があった場合が対象となります。 ○外因性(不慮の事故や窒息等)が疑われる心肺停止は、対象とはな りません。 対象 救急隊から「かかりつけ医等」に連絡し、これらの項目を確認できた 場合、心肺蘇生を中止し「かかりつけ医等」又は「家族等」に傷病者 を引き継ぐことができます。 第
章 ・ 東 京 消 防 庁 の 組 織 と 活 動 2 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 169
第5 節 防災行政 震災対策をはじめ、日常の生活事故防止など、都民生活に直結する当庁の活動に ついて説明しています。 首都直下地震など大規模な被害が予測される地震災害から都民の生命及び財産を守るた め、「自助」「共助」「公助」の理念を踏まえた基本的対策に基づき、総合的かつ一体的な震 災対策を推進しています。 ア 「自らの生命は自らが守る」ための取組の推進(自助) (ア) 人命安全対策の推進 同時多発する人的被害を防止及び軽減 するため、室内安全対策としての家具類 の転倒・落下・移動の防止対策や身体の 安全確保、適切な避難行動、応急救護等 に関する知識及び技術の普及を図るととも に、事業所における防災対策を推進し、社 会全体での自助の意識醸成を促進します。 (イ) 出火防止対策の推進 同時多発する火災の発生を防止するた め、電力・ガスの供給再開時を含め、出 火要因となる火気使用設備・器具、電気 器具、化学薬品及び危険物施設の安全対 策を推進するとともに、出火防止行動の普 及を図ります。 (ウ) 初期消火対策の推進 火災の延焼を防止するため、消火器や 住宅用火災警報器等の普及を図るととも に、消防用設備等の適正な維持管理を推 進し、初期消火行動力の向上を図ります。 イ 自分たちのまちは自分たちで守るための体制の強化(共助) (ア) 地域防災体制の強化 地域特性に応じた防災体制の強化を図る ため、消防団及び東京消防庁災害時支援 ボランティアと連携して、町会、自治会、 事業所等の防災指導や防災まちづくり、地 域連携体制づくり等を推進するとともに、 木造住宅密集地域等における水利を活用し た消火活動体制の整備を推進します。 (イ) 要配慮者の支援体制の強化 災害時に人的被害が集中する要配慮者 の被害を軽減するため、要配慮者の情報 の把握及び共有化、町会、自治会及び社 会福祉施設の協力体制づくり等を推進しま す。 1 震災等の自然災害対策 〜自助・共助と備えの大切さ〜 (1) 震災対策基本方針 第
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第2章 第5 節・防災行政 ウ 被害を最小限にするための消防体制の充実強化(公助) (ア) 複合災害への対応力の強化 地震、津波、広域にわたる浸水等による 複合災害や連続する災害、NBC災害及び 孤立地域に対する迅速かつ的確な消防活 動を実施するとともに、複合災害を想定し た部隊の連携と安全管理の徹底を推進しま す。 (イ) 総合的な消防活動力の充実強化 同時多発する火災、救助及び救急事象 に対応するため、多数の通報への適切な 対応、消防隊や救急隊の活動資器材等の 拡充、消防水利の整備・確保を推進すると ともに、緊急消防援助隊の受援体制の整 備及び消防団の災害対応力の充実強化を 推進します。 (ウ) 災害情報の収集伝達体制の確立 通信の途絶、ふくそう等による情報の空 白化及び混乱を解消し、迅速かつ的確な 消防活動を実施するため、地震被害予測 システムや画像・位置情報を活用した災害 情報の収集体制を充実強化するとともに、 多面的な通信ネットワーク及び都民に対す る情報伝達体制の整備を推進します。 (エ) 関係機関との連携強化 高度防災都市を実現するため、木造住 宅密集地域等における水利確保、要配慮 者の情報や災害情報のリアルタイムでの共 有、地域に根差した防災教育訓練の推進、 医療機関との連携による傷病者の搬送体 制の強化、区市町村によるり災証明発行の 相互協力等、関係機関との連携に基づく 多面的な施策を展開します。 (オ) 災害時の業務継続 地震等の大規模災害発生時においても、 消防活動を継続的に行うため、庁舎の耐 震化、代替拠点の確保、物資の備蓄等を 推進します。 第
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ア 調査研究の概要 東京消防庁では、地震発生時の火災による被害の危険性について調査や研究を行っていま す。調査研究の結果は、当庁の震災対策をはじめとして、東京都の地震被害の想定や震災対 策、防災都市づくりに幅広く活用されています。(図表2-5-1) イ 東京都の市街地状況調査 東京都全域(建物の少ない山岳地域等の 一部を除く)を対象に、すべての建築物、 道路、空地等の状況をデータ化するととも に、町丁目及び250mメッシュを集計単 位として、震災の危険度に関する各種指標 (建物構造の割合、建物の平均建ぺい率、 燃え広がりやすさ、震災時でも通行可能な 道路の割合、空地の割合等)を算出します (おおむね5年ごとに実施:最新は平成30 年度実施 第10回調査)。 調査結果は、他の調査研究及び延焼シ ミュレーションシステムの基礎データとして 使用されています。 東京消防庁の調査研究等 東京消防庁の施策への反映 東京都の調査研究への反映 防災都市づくりへの反映 震災対策 震災時の消防活動対策資料 など 延焼シミュレーションシステム 東京都の地震時における 地域別延焼危険度測定 その他 震災に関する調査研究 首都直下地震等による東京の 地震被害想定 地震に関する地域危険度測定調査 延焼遮断帯の整備 避難場所・避難道路の指定 都市計画道路・公園緑地の整備など 東京都の地震時における 地域別出火危険度測定 査 調 況 状 地 街 市 の 都 京 東 ■ 図表2-5-1 調査研究結果の活用 (2) 地震火災に関する調査研究 第
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第2章 第5 節・防災行政 カ 地震災害、自然災害の調査 大規模な自然災害が発生した際には、災 害実態や被災地の状況把握のために現地 調査を実施し、災害対策に活かしています。 最近では平成28 年熊本地震、糸魚川市 大規模火災、平成30 年大阪府北部地震、 平成30 年7 月豪雨、平成30 年北海道胆 振東部地震、令和元年房総半島台風、東 日本台風の調査などを行っています。 オ 東京都の地震時における地域別出火危険度測定 地震時にどの地域でどのような出火危険 が大きいのかを測定したもので、町丁目及 び250m メッシュを集計単位として算出し ます(おおむね5 年ごとに実施:最新は令 和2 年度実施 第10 回測定)。 測定結果は、都民の出火防止対策及び 初期消火対策の推進並びに火気使用設備、 電気設備等の安全化を進めていくための資 料として活用されるほか、東京都が実施し ている「地震に関する地域危険度測定調査」 等の基礎データとして使用されています。 エ 東京都の地震時における地域別延焼危険度測定 地震時に出火した場合に、その火災が延 焼拡大する危険性を測定したもので、延焼 シミュレーションシステムを活用し、町丁目 及び250m メッシュを集計単位として算出 します(おおむね5 年ごとに実施:最新は 令和元年度実施 第10 回測定)。 測定結果は、震災消防計画及び震災時 の水利整備基準に用いられ、地域の防災 力向上対策及び延焼拡大防止対策の推進 に活用されるほか、東京都が実施している 「地震に関する地域危険度測定調査」等の 基礎データとして使用されています。 ▲ 平成30 年7 月豪雨における現地調査 ▲ 糸魚川市大規模火災の状況 ウ 延焼シミュレーションシステム 地震時に発生した多数の火災に対し、火 災の拡大状況や延焼方向を予測するもの です。建物一棟ごとの形状や構造、階数の データからコンピュータ上に市街地を再現 し、出火点や風向き、風速等を入力するこ とで火災の推移や消火に必要な消防隊の 数を把握することができます。 第
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ア 家具転対策 ※推進の背景 東京消防庁が実施した近年の地震被害 調査では、負傷者の約3 〜5 割の方々が 屋内における家具類の転倒・落下・移動に よって負傷していることが判明しました。 また、家具類がストーブなどに転倒・落 下・移動することで火災が発生するなど、 二次的な被害を引き起こすほか、避難通 路や出入口周辺に家具類を置くと、転倒・ 落下・移動した家具類が避難経路を塞ぎ 避難の障害になることがあります。地震に よる負傷、火災、避難障害を防ぐためには、 家具転対策が非常に大切です。(図表2-5 -2) ※家具転対策とは、家具類の転倒・落下・移 動防止対策のこと 0 10 20 30 40 50(%) 熊本地震(高層マンション) (2016年) 熊本地震(一般住宅 ) (2016年) 岩手・宮城内陸地震(2008年) 新潟県中越沖地震(2007年) 能登半島地震(2007年) 福岡県西方沖地震(2005年) 新潟県中越地震(2004年) 十勝沖地震(2003年) 宮城県北部地震(2003年) ※カッコ内は地震の発生年 40.0% 29.2% 44.6% 40.7% 29.4% 36.0% 41.2% 36.3% 49.4% ■ 図表2-5-2 近年発生した地震における家具類の転倒・落下・移動が原因の負傷者の割合 (3) 室内安全対策 第
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第2章 第5 節・防災行政 イ 家具転対策推進の経緯 東京消防庁では、震災による負傷者の 低減を図るため、平成16 年度、17 年度 及び19 年度に、関連業界・関係機関等で 構成する家具類の転倒・落下防止対策に 関する委員会を設置し、実験・検討を行い ました。平成21 年度からは、複写機メー カーの協会が組織する地震安全対策ワー キンググループに参画し、複写機の地震 安全対策について検討を行っています。 平成23 年3 月11 日に発生した東日本 大震災について、都内や宮城県、福島県 で家具転対策に関するアンケート及びヒア リングを実施した結果、特に建物の高い階 層において家具類の転倒・落下・移動が多 く発生している傾向が確認されました。こ れを受けて、平成23 年9 月に「長周期 地震動等に対する高層階の室内安全対策 専門委員会」を設置し審議を行い、平成 24 年2 月に報告書を取りまとめています。 (図表2-5-3) ■ 図表2-5-3 家具転倒対策事業経緯 年度 事業名 概要 平成16 家具転対策(一般 家具)の推進 平成15年に発生した宮城県北部を震源とする地震等 を契機に、「家具類の転倒・落下防止対策に関する委 員会」を設置し、家具の地震時の挙動と転倒防止器具 の効果を検証 平成17 オフィス家具類、 家電製品の転倒防 止対策の推進 平成17年に発生した福岡県西方沖地震を契機に、「オ フィス家具・家電製品の転倒・落下防止対策に関する 委員会」を設置し、事業所や中高層階の住宅等におけ る転倒防止対策を推進 平成19 住宅の壁構造等に 着目した転倒防止 対策の推進 平成19年に発生した新潟県中越沖地震を契機に、「家 具類の転倒・落下防止対策推進委員会」を設置し、防 止対策に有効な壁構造及び補強方法等について検討 平成21 複写機の地震安全 対策ワーキンググ ループ(WG)へ の参画 (社)ビジネス機会・情報システム産業協会が、長周期 地震動の複写機挙動への懸念及び転倒防止対策に対す る改正消防法の施行により、WGのオブザーバーとして 業界に対し知見の提供や業界に対する要望を実施 平成23 長周期地震動等に 対する高層階の室 内安全対策の推進 平成23年に発生した東日本大震災を契機に、「長周期 地震動等に対する高層階の室内安全対策専門委員会」 を設置し、家具類の転倒・落下に加え移動防止対策を 追加するとともに、長周期地震動等による高層階の室 内安全対策について取りまとめを実施 第
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ウ 家具転対策普及推進方策 東京消防庁では、家具転対策を都民に 広く普及啓発を行うため、次のような取組 を実施しています。 (ア) 家具転対策用資料の作成・配布 「家具類の転倒・落下・移動防止対策ハ ンドブック」を作成し、都民等への配布や ホームページへの掲載を行っています。 (図表2-5-4) (イ) 家具転対策普及啓発ポスター 都内のデザイン専門学校にデザインの 制作を依頼し、各消防署や駅等に掲示して います。(図表2-5-4) (ウ) その他 家具転対策普及啓発動画を作成し、ホー ムページやYouTube 等で公開していま す。また、室内安全対策を啓発するセミ ナーの開催や関係機関、関係業界と連携 した普及啓発を実施しています。 エ 普及啓発用資器材の活用 自走式可搬型地震動シミュレーターは、 全方向に動くVUTON(ブトン)クローラ を活用した一人乗りの椅子が正確に再現し た地震動と、揺れと同期した室内被害の映 像により、地震動を疑似体験できます。 このシミュレーターでは、過去に起きた 12 の大きな地震と、想定した2 つの東海 地震、計14 種類の地震メニューを体験で きます。特に、起震車には搭載されていな い長周期地震動を体験できることが大きな 特長です。(写真2-5-5) 振動発生装置は、水平方向振動に特化 した簡易版地震実験装置です。可動台上 で、粘着マット等の家具転対策器具を用い た器具効果の実験や、付属の建物模型を 使用した地震動の周期の違い(長周期・短 周期等)による共振現象の再現実験を行う ことで、家具転対策器具の有効性及び必 要性を分かりやすく示すことができます。 ■図表2-5-4 家具転対策ハンドブック・家具 転対策普及啓発ポスター ▲ 家具転対策普及啓発ポス ター(令和5 年度) ▲ 家具転対策ハンド ブック 第
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Q & A キュータの A 東京消防庁公式アプリ では、地域の防火防災訓練に関す る情報や、イベントに関する情報を お知らせしているよ。東京消防庁公 式アプリについては、231 ページ でみてね。 Q VR 防災体験 車や防火防災訓練 の情報はどこで知 ることができるの? 第2章 第5 節・防災行政 ■ 写真2-5-5 地震動シミュレーター ア 防火防災訓練 震災時等における被害軽減のためには、 「自分たちの町は自分たちで守る」という 共助の意識の定着化を図り、初期消火能 力の向上を推進して行くことが重要とされ ています。VR防災体験車や、まちかど防 災訓練車等の訓練車両や、AR訓練機器を 活用した防火防災訓練をとおして、都民の 防災行動力の向上を図っています。 ▲ VR 防災体験車 ▲ まちかど防災訓練車 (4) 防火防災訓練 ▲ AR 訓練機器 第
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イ 総合防災教育 幼児期から社会人に至るまでの段階に応じ、地震や火災、日常生活において生じる事故に 関する防火防災教育を実施し、将来の地域防災を担う子供たちの防火防災意識の高揚及び 防災行動力の向上に努めています。(図表2-5-6、7、8) ■ 図表2-5-7 地震に対する10の備え ■ 図表2-5-8 地震その時10のポイント ■ 図表2-5-6 総合防災教育 幼児 災害時には身 を守る動作が できる 小学生 低学年 身の安全を確保 することができる 中学年・高学年 初期消火や応急 手当ができる 中学生 地域防災の担 い手になる 高校生 防火防災にお いて社会に貢 献できる 大学生 災害時にボラ ンティア活動な どを通して社会 に貢献できる 幼児等に安全 教育を行うこと ができる 消防職員・消防団員 災害時支援ボランティア 町会・自治会·PTA 都 民 一 人 一 人 の 防 災 行 動 力 の 向 上 防災教育教材・ マニュアル等を活用した総合防災教育 学校職員等 地震、 火災、 日常生活において生ずる事故に対する知識·行動力の向上 幼児期からの総合防災教育による “防災行動力” の向上
身 の 安 全 の 備 え
初 動 対 応 の 備 え
確 か な 行 動 の 備 え
家具類の転倒・落下・移動 防止対策をしておこう 消火の備えを しておこう 防災行動力を 高めておこう 防災知識を 身につけておこう 地域の危険性を 把握しておこう 家族で 話し合っておこう 火災発生の早期発見と 防止対策をしておこう 非常用品を 備えておこう ・けがをしたり、 避難に支障がな いように家具を 配置しておく。 ・家具やテレビ、 パソコンなどを 固定し、転倒・ 落下・移動防止 措置をしてお く。 火災の発生に備えて消火器の準備や風呂の水の くみ置き(溺れ防止のため子どもだけで浴室に入れ ないようにする)をしておく。 ・火災の早期発見のために、住宅 用火災警報器を設置しておく。 ・普段使用しない電気器具は、 差込みプラグをコンセントから 抜いておく。 ・電気に起因する火災の発生を 抑制するため、感震ブレーカー (分電盤型)などの防災機器を設 置しておく。 ・自治体の防災マップ等で、自分の住む 地域の地域危険度を確認しておく。 ・自宅や学校、職場周辺を実際に歩き、 災害時の危険箇所や役立つ施設を把握 し、自分用の防災マップを作っておく。 日頃から防災訓練に参加して、身体防護、 出火防止、初期消火、救出、応急救護、 通報連絡、避難要領などを身に付けて おく。
けがの防止対策 をしておこう 家屋や塀の強度を 確認しておこう ・家屋の耐震診断を受け、必要な補強を しておく。 ・ブロックやコンクリートなどの塀は、 倒れないように補強しておく。
・非常用品は、置く場所を決めて準備しておく。 ・冬の寒さなど、季節を考慮した用品を備えておく。 ・車載ジャッキやカーラジオなど、身の周りにある ものの活用を考えておく。 ・スマートフォンの予備バッテリー(PSE マーク付) など、必要な電源を確保しておく。 ・新聞、テレビ、ラジオやインターネット などから、防災に関する情報を収集し、 知識を身につけておく。 ・消防署などが実施する講演会や座談会に 参加し、過去の地震の教訓を学んでおく。 ・大きな地震の後に同程度の地震が発生す る可能性があることを理解しておく。 ・食器棚や窓ガラスなどには、ガラスの 飛散防止措置をしておく。 ・停電に備えて懐中電灯をすぐに使える 場所に置いておく。 ・散乱物でケガをしないようにスリッパや スニーカーなどを身近に準備しておく。
・地震が発生した時の出火防止や初期消火 など、家族の役割分担を決めておく。 ・外出中に家族が帰宅困難になったり、 離れ離れになった場合の安否確認の 方法や集合場所などを決めておく。 ・家族で避難場所や避難経路を確認してお く。 ・台風等の風水害が同時期に発生した場合 を想定しておく。 ・普段のつき合いを大切に するなど、隣り近所との 協力体制を話し合って おく。 第
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第2章 第5 節・防災行政 東京都総務局総合防災部では、風水害 からの避難を考えるための材料を一式に まとめた「東京マイ・タイムライン」を令 和元年5月に作成しました。マイ・タイム ラインとは、いざという時に慌てることが ないよう、避難に備えた行動を一人一人 があらかじめ決めておくことです。 「東京マイ・タイムライン」では、風水 害からの避難に必要な知識を習得しなが ら、家族で話し合って、マイ・タイムライ ンシートを作成することにより、適切な 避難行動を事前に整理できるようになっ ており、マイ・タイムラインを作成するた めの (1)ガイドブック (2)マイ・タイムラインシート(3 種類) 及び「必要な情報」シート (3)マイ・タイムライン作成用「行動」シー ル で構成されています。 また、スマートフォンやパソコンから、 作成、保存できるデジタル版の「東京マイ・ タイムライン」もあります。 大型の台風がやってきたり、いきなり 天気が変わって豪雨になった時など、そ のときになってから、いろいろ考えていて は安全・安心な行動はできません。いざ という時のため、日頃から危機感をもっ て備えることが大切です。 東京マイ・タイムラインは、台風、長引 く大雨、急な豪雨から、みなさんの命を 守るツールです。東京マイ・タイムライン で風水害に備えましょう。 詳しくは東京都防災ホームページ (www.bousai.metro.tokyo.lg.jp) をご覧ください。 「東京マイ・タイムライン」 コ ラ ム 第
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ア 災害時支援ボランティア制度 (ア) 発足の経緯 この制度の発足のきっかけとなったの は、平成元年(1989 年)にアメリカ合衆 国サンフランシスコ市を中心に大きな被害 を出したロマ・プリータ地震でした。この 地震におけるボランティアの目覚ましい活 躍を目の当たりにし、日本においてもボラ ンティアの必要性が認識されたことから、 東京消防庁では、平成6 年から災害時支 援ボランティアの制度を試験的に導入しま した。この試験的導入期間中である平成7 年1月には、阪神・淡路大震災が発生し、 その教訓などを踏まえて、平成7 年7 月か ら本格運用されました。 (イ) 登録要件 原則として東京消防庁管内に居住、勤務 または通学する15 歳以上(中学生を除く。) で、以下のいずれかの要件を満たす方 a 応急救護に関する知識を有する方 b 過去に消防団員や消防少年団員とし て1 年以上の経験を有する方 c 震災時等、復旧活動時の支援に必要 となる資格や技術等を有する方 (ウ) 登録方法 居住、勤務または通学している地域の最 寄りの消防署に事前に登録します。 イ 災害時支援ボランティア用資器材等について 災害時支援ボランティアとしての活動の 際には、保安帽、被服(ジャンパーまたは ベスト)及び手袋を貸与しています。また、 各消防署及び出張所には、災害時支援ボラ ンティア用の救急バッグを配置しています。 訓練や活動時における事故の補償として、 「ボランティア活動保険」に当庁で一括加 入しています。 ウ 活動内容について (ア) 震災時の活動 震災時の活動では、各消防署への自主 的な参集後、それぞれ活動するチームを編 成します。災害の状況に応じて、消防署か らの活動支援の要請により、消防職員の 指揮下で活動することになります。 a 応急救護活動 b 消防署内での後方支援活動(帰宅困 難者に対する道案内、給食支援活動、 仮設トイレ等の設置など) c 消防署外での後方支援活動(食料・ 飲料水の搬送、簡易水槽の設定など) d 消防用設備等の応急措置の支援 東京消防庁では、東京消防庁管下で震度6 弱以上の地震が起きた際や、大規模な自然災 害等が発生した際に、消防署の支援を行うボランティアを募集しており、令和5 年12 月末現 在3,298 人の方が登録して活動をしています。 (5) 災害時支援ボランティア 第
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第2章 第5 節・防災行政 (イ) 平常時の活動 a 地域の防災リーダーとして、地域の 防火防災訓練での指導 b 災害時の活動に備え、各種訓練への 参加 c チームリーダー以上を目指す人を対 象とした講習への参加 d 消防出初式等の各種行事への参加 e その他、登録消防署の要請による活 動 ア 風水害対策基本方針 次の3つの基本理念を柱とし、全庁一丸となった風水害対策を推進しています。 (ア) 激甚化する風水害への消防体制の充実・強化 (イ) 都民の自主的な人命安全確保と地域の安全確保の啓発 (ウ) 多様な風水害事象に対する関係機関との連携・協力の推進 イ 火山災害対策基本方針 次の3つの基本理念を柱とし、消防体制を維持し、対応力を高める火山災害対策を推進し ています。 (ア) 火山災害に対処するための消防体制の充実・強化 (イ) 火山災害による被害を軽減するための関係機関との連携・協力の推進 (ウ) 火山災害を正しく理解し適切な行動を促すための火山防災知識・対策の普及 (6) 震災対策以外の基本方針 ▲ 応急救護指導 ▲ 搬送支援活動 第
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不始末 3人 21.4% その他・不明 2人 14.3% 火源が落下する 9人 64.3% ■ 図表2-5-10 たばこによる住宅火災死者の経過 令和5 年中の住宅火災による死者は67 人で、出火原因別にみると「たばこ」が14 人(20.9%)と最も多く、次いで「ストーブ」 が9 人(13.4%)、 「こんろ」が6 人(9.0%) となっています。(図表2-5-9) 最も多くの死者が発生している出火原因 である「たばこ」をみると、死者14 人のう ち火種が落ちて出火する「火源が落下す る」が9 人(64.3%)、次いで「不始末」 が3 人(21.4%)となっています。「火源 が落下する」とは、たばこの火源が布団や ごみくず等の可燃物に落下し火災となった ものです。「不始末」とは、火種の残った たばこを、吸い殻でいっぱいの灰皿等やご み箱等へ捨てたことによって火災となった ものです。(図表2-5-10) 住宅火災においては、身近な物から火災 になり、死者が発生する傾向が見られます。 扱い慣れている器具等を使う場合であって も油断することなく、常に火災予防に努め ることが重要です。 35.8% 24人 その他 コード 4人 6.0% ロウソク 4人 6.0% 13.4% 9人 ストーブ 20.9% 14人 たばこ 放火 6人 9.0% こんろ 6人 9.0% 2 住宅防火対策 ■ 図表2-5-9 出火原因別死者の割合 (1) 出火防止対策 第
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第2章 第5 節・防災行政 すべての住宅に設置が義務化されている 住宅用火災警報器をはじめ、東京消防庁 管内では火災予防条例において消火器、住 宅用スプリンクラー設備、その他の初期消 火に必要な機械器具または設備(小型の住 宅用消火器、エアゾール式簡易消火具等) の設置及び維持管理、燃えにくい防炎性を 有する寝具、衣類、カーテン及びじゅうた んの使用に努めるよう促しています。 住宅用火災警報器については設置及び 適切な維持・管理を推進するとともに、他 の住宅用防災機器等についても各種広告 物や広報媒体を活用し、引き続き普及促進 を図ります。 ▲ 防炎及び非防炎割烹着の燃焼状況比較 ▲ 左から消火器、住宅用消火器、エアゾー ル式簡易消火具 (2) 住宅用防災機器等の普及促進 Q 住宅用火災警報器の 交換の時期はいつ頃なの? A 住宅用火災警報器は、古 くなると電子部品の劣化や電池切 れなどにより、火災を感知しなく なるおそれがあります。 設置から10 年を目安に本体の 交換をしましょう。 Q & A キュータの 第
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住宅用防災機器等が功を奏した事例が数多く報告されていますので、その一部を紹介します。 【事例1】住宅用火災警報器の鳴動により早い発見、 通報、初期消火につながった事例 火災の程度 ぼや 死傷者の発生状況 負傷者あり 奏功機器・設置場所 住宅用火災警報器(煙式)・台所 この火災は、共同住宅の居住者(男性・60代)が、調理のため鍋を火にかけたまま、別の部屋 で寝込んでしまったため、時間の経過とともに鍋が過熱され続け、鍋の中の食材とこんろ周囲の可 燃物に着火し、火災となりました。 居住者は、住宅用火災警報器の鳴動音に気付き、台所を確認すると、鍋から炎が立ち上がって いたため、鍋をシンクに移し、水道水をかけて初期消火しました。 同じ共同住宅の別の部屋に住んでいる隣人は、住宅用火災警報器の鳴動音が聞こえたため、玄 関を出て周囲を確認すると、火元の部屋から煙が出ているのを発見したため、119番通報しました。 発見者 居住者・隣人 通報者 隣人 初期消火 あり 【事例2】住宅用火災警報器の鳴動により早い発見、通報、初期消火につながった事例 火災の程度 ぼや 死傷者の発生状況 負傷者あり 奏功機器・設置場所 住宅用火災警報器(複合型)・居室 この火災は、住宅の居住者(男性・50代)が、布団の上で寝たばこをしたため、たばこの火種 が布団に落下し、無炎燃焼を継続して布団に着火し、火災となりました。 居住者の家族は、別の部屋で寝ていたところ、住宅用火災警報器の鳴動音が聞こえたため、火 元の部屋を確認すると、布団から煙が出ているのを発見し、洗面器で水をかけ、初期消火をし、 119番通報しました。 発見者 居住者家族 通報者 居住者家族 初期消火 あり 【事例3】住宅用火災警報器の鳴動により早い発見、通報につながった事例 火災の程度 ぼや 死傷者の発生状況 なし 奏功機器・設置場所 住宅用火災警報器(煙式)・居室 この火災は、住宅の居住者(男性・40代)が、就寝中に寝返り等をした際に、掛布団が電気ストー ブに接触し、火災となりました。 居住者は、住宅用火災警報器の鳴動音により目を覚まし、周囲を確認したところ白煙と焦げくさ い臭いがしたため、電気ストーブの電源を切り、掛布団を電気ストーブから離し、119番通報しまし た。 発見者 居住者 通報者 居住者 初期消火 なし 第
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第2章 第5 節・防災行政 【事例4】住宅用消火器による初期消火により火災の延焼を防いだ事例 火災の程度 ぼや 死傷者の発生状況 なし 奏功機器・設置場所 住宅用消火器・玄関 この火災は、共同住宅の居住者(女性・70代)が、ストーブの火を消さずに、灯油を補給したと ころ、燃料タンクのキャップが緩んでいたため、灯油がこぼれて引火し、火災となりました。 火災の知らせを聞いた家族Aが、台所で濡らしたタオルをストーブに被せましたが、消火できな かったため、玄関に設置していた住宅用消火器で初期消火しました。同時に、火災の知らせを聞い た家族Bが、119番通報しました。 発見者 居住者 通報者 居住者家族 初期消火 あり 【事例6】住宅用火災警報器の鳴動により火災の早い発見、通報、初期消火につながった 事例 火災の程度 ぼや 死傷者の発生状況 なし 奏功機器・設置場所 住宅用火災警報器(煙式)・居室 この火災は、住宅の居住者(女性・50代)が、仏壇の灯明に火をつけたままその場を離れたと ころ、灯明の火が周囲の可燃物に接触し、火災となりました。 居住者は、住宅用火災警報器の鳴動音が聞こえたため、確認すると、仏壇から火が上がっている のを発見し、119番通報しました。 居住者の家族は、寝ようとしていたところ住宅用火災警報器の鳴動音で火災に気付いたため、風 呂場で洗面器に水をくみ、仏壇にかけて初期消火しました。 発見者 居住者 通報者 居住者 初期消火 あり 【事例5】住宅用火災警報器の鳴動により火災の早い発見、通報、初期消火につながった 事例 火災の程度 ぼや 死傷者の発生状況 なし 奏功機器・設置場所 住宅用火災警報器(煙式)・居室 この火災は、共同住宅の居住者(男性・40代)が、ルームライトのコードがすのこに挟まれ、折 れ曲がった状態のまま使用していたため、コードが短絡し、火災となりました。 居住者が別の部屋にいたところ、住宅用火災警報器の鳴動音が聞こえたため、確認すると、煙が 充満し、ルームライト付近に炎が上がっているのを発見しました。居住者は、家族に119番通報を 依頼し、家族が119番通報しました。 居住者は、風呂場の浴槽の水を風呂桶でかけて初期消火しました。 発見者 居住者 通報者 居住者家族 初期消火 あり 第
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(2)高齢者の事故防止対策 ホームページやSNS 等を活用し、高齢 者に特徴的な事故の防止について注意喚 起を行っています。高齢者の特徴的な事故 とその対策について掲載した「STOP! 高 齢者の事故」の冊子を、都内の一般乗合 バス事業者の定期券発売所等でシルバー パスの新規発行者に配布しています。(図 表2-5-12) (1)こどもの事故防止対策 ホームページやSNS 等を活用し、こど もに特徴的な事故の防止について注意喚 起を行っています。また、乳幼児の事故は、 周囲の大人が注意することで事故防止につ ながるため、乳幼児の特徴的な事故の対 策について掲載した「STOP! こどもの事 故」の冊子を、都内の区市町村の窓口で 母子健康手帳とともに配布しています。(図 表2-5-11) 主なホームページ掲載内容 ◦歯みがき中の事故の注意喚起と対策 ◦窒息・誤飲による事故の注意喚起と対策 ◦おぼれる事故の注意喚起と対策 ◦挟まれによる事故の注意喚起と対策 ◦墜落事故の注意喚起と対策 主なホームページ掲載内容 ◦おぼれる事故の注意喚起と対策 ◦ころぶ事故の注意喚起と対策 ◦窒息・誤飲による事故の注意喚起と対策 ◦熱中症の注意喚起と対策 ◦落ちる事故の注意喚起と対策 3 日常生活事故防止対策 ■ 図表2-5-11 こどもの事故に関する 主なホームページ掲載内容及び冊子 ■ 図表2-5-12 高齢者の事故に関する 主なホームページ掲載内容及び冊子 こどもの 事故防止冊子 高齢者の 事故防止冊子 第
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第2章 第5 節・防災行政 (4)社会的関心が高い事故 及び重大事故防止対策 社会的関心が高い事故や重大事故が発 生した場合は、報道発表、ホームページ、 SNS 等を活用しタイムリーに注意喚起を 行っています。(図表2-5-14) (3)季節の事故に関する事 故防止対策 ホームページやSNS 等を通して季節の 事故をタイムリーに発信し、注意喚起を行っ ています。特に夏場に多くの方が救急搬送 される熱中症に関しては、ポスターを作成 し各種イベントを通して都民に注意喚起を 行うとともに、都内の幼稚園や小学校など に対しても注意喚起を行っています。(図表 2-5-13) ◦指等を切断する事故 ◦掃除中の事故 ◦歩きスマホ等に係る事故 ◦耳かき中の事故 ◦洗剤に係る事故 主なホームページ掲載内容 夏 場 ◦熱中症の注意喚起と対策 ◦河川やプール等における事故の 注意喚起と対策 冬 場 ◦餅などによる窒息事故の注意喚起 と対策 ◦積雪や凍結路面に係る事故の注意 喚起と対策 ■ 図表2-5-14 注意喚起を実施した主な事故 ■ 図表2-5-13 季節の事故に関する主なホームページ 掲載内容 第
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イ 住まいの防火防災診断の奏功事例 (事例1)たばこ 高齢者宅でたばこの灰により畳等が煤け た状態を発見したので、火災危険と吸殻の 始末について指導を実施しました。また、 高齢者安心センターや介護支援専門員等 に速やかに情報提供を実施し、関係機関と 連携した安全対策を図りました。その後状 況確認を実施したところ、適切な喫煙状況 に改善されていました。 (事例2)ストーブ 電気ストーブの上部に洗濯物が干してあ り、落下する恐れがあったため、火災危険 について伝えたところ、すぐに洗濯物を別の 場所に移動し、火災の発生を予防しました。 ア 住まいの防火防災診断の概要 東京消防庁では、地域が一体となった防 火防災対策による安全・安心の実現を掲 げ、区市町村、町会・自治会、地域包括 支援センター、社会福祉協議会、民生児 童委員、介護支援専門員等の関係機関と 積極的に連携して、要配慮者に対する各種 防火防災対策を推進しています。 そのなかのひとつの事業である住まいの 防火防災診断は、高齢者、障害者など災 害発生時に支援が必要な方のお宅を消防 職員が戸別に訪問し、火災、地震、日常 生活事故等の危険性をチェックし、安全・ 安心な生活を送るためのアドバイスなどを 行うもので、東京消防庁管内の全消防署 で実施しています。(図表2-5-15) 4 要配慮者の安全対策 (1) 要配慮者の居住環境の安全化 Q 一人暮らしの おじいちゃんのお家 が、火事になったら どうしよう… Q & A キュータの A 東京消防庁では、 災害発生時に支援が必要な方 のお宅を訪問し、火災等の危 険性をチェックし、アドバイスな どを行う住まいの防火防災診断 を行っているよ。 第
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第2章 第5 節・防災行政 (事例3)こんろ ガスこんろ脇に殺虫剤のスプレー缶が置 かれていたので、引火の恐れがあり非常 に危険であることを説明し、その場でスプ レー缶を移動することで、火災の発生を予 防しました。 (事例4)ろうそく 仏壇のろうそく周囲に燃えやすい物が あったため、すぐに取り除き、近くには何 も置かないように指導し、火災の発生を予 防しました。また、ろうそくに火をつけた まま周りの物を取ろうとすると、服に火が 燃え移る恐れもあると指導し、着衣着火へ の注意を促しました。 (事例5)コード 地域包括支援センターと連携し診断を実 施したところ、異なる延長コードの被膜を 剥き、配線を繋ぎ合わせて使用していたた め、すぐに使用を中止させるとともに、火 災危険について指導し、火災の発生を予防 しました。 (事例6)家具転倒防止 地域包括支援センターと連携し診断を実 施したところ、地震発生時に転倒の恐れが ある家具を発見したため、本人が所持して いる家具転倒対策器具を設置し、家具の 転倒を防止しました。 ア 安否確認や避難支援を取り入れた防火防災訓練 大地震等の大規模災害が発生した時の 行動として、自分自身の身は自分で守る「自 助」及び地域の中でご近所同士が助け合う 「共助」の考え方に基づく地域の防災力の 向上を、各種訓練等を通じて積極的に推進 しています。 (2) 要配慮者及び支援者の防災行動力の強化 ■ 図表2-5-15 防火防災診断結果のお知らせ 第
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東京消防庁では、一人暮らしの高齢者や聴覚または言語・音声等に障害のある方を対象と する各種通報制度を整備・運用しています。 ア 自動通報 火災が発生して住宅用火災警報器が作動した時、また、急病やけが等の緊急時にペンダン トを押すことにより、自動的に東京消防庁へ119 番通報される制度です。なお、利用に関す る詳細は、各区市町村の窓口までお問い合わせください。 そうしたなか、支援や配慮が必要となる 高齢者や障害者等の方々を大規模災害か ら守るためには、平時の訓練の中に安否確 認要領や避難支援要領などの対応訓練を 取り入れることが重要です。 各消防署では、管内にある障害者団体 や町会・自治会等に積極的に訓練実施の 働きかけを行い、互いが互いの存在を認識 し、有事の際には、支援が必要な方々の救 護や避難を地域住民が支援するなど、地 (3) 要配慮者の安全を確保する通報制度 域の防災行動力の向上を推進しています。 イ 啓発リーフレット「地震から命を守る『7 つの問いかけ』」 防火防災訓練、防災講話等で各消防署 が配布しているリーフレット「地震から命を 守る『7 つの問いかけ』」は、災害時に支 援や配慮が必要となる方々への防災行動力 向上を目的として、災害発生時に想定され るリスクや対応策(備えと行動)について、 時系列に沿って設定した7 区分ごとに、そ の要点を整理し、本人及びその支援者に分 かりやすく表現された資料です。問いかけ 方式で気づきと自主的な取組を促していま す。(図表2-5-16) ■ 図表2-5-16 啓発リーフレット 「地震から命を守る『7つの問いかけ』」 第
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第2章 第5 節・防災行政 (ア) 住宅火災直接通報 高齢者の方や身体の不自由な方等が お住まいの住宅で火災が発生した時に、 住宅用火災警報器により感知し、専用 通報機から自動的に東京消防庁へ通報 されるものです。(図表2-5-17) (イ) 救急直接通報 高齢者の方や身体の不自由な方等 が、急病等のときにペンダントを押すと 東京消防庁へ通報され、直ちに救急車 やポンプ車が出場するとともに地域の 協力員が駆けつけるものです。(図表2 -5-18) ウ 代理通報事業者認定制度 東京消防庁が示す一定の基準を満た す事業者を「東京消防庁認定通報事業 者」として認定し、公表しています。(図 表2-5-19) 受信する信号により住宅火災代理通 報、救急代理通報、事業所火災代理通 報の3つの認定区分があります。(事業 所火災代理通報については216 ページ を参照してください。) イ 代理通報 代理通報とは、住宅用火災警報器や ペンダント等からの緊急信号を警備会 社等の民間事業者が受信し、利用者に 代わって119 番通報するものです。 令和元年9 月に火災予防条例が改正 され、新たに住宅からの火災通報にお いても、民間事業者による現場確認前 の119 番通報が可能となり、早期の 通報体制が確保されました。 ■ 図表2-5-19 東京消防庁認定通報事業者認定証 ■ 図表2-5-18 救急直接通報のしくみ ■ 図表2-5-17 住宅火災直接通報のしくみ 第
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エ 緊急ネット通報 音声(肉声)による119 番通報が困難な 聴覚または言語・音声等に機能障害のある 方が緊急通報を行う補助手段として、携帯 電話やスマートフォンのウェブ機能により東 京消防庁へ火災や救急などの通報ができる ものです。なお、緊急ネット通報を利用す るためには、事前の登録が必要です。(図 表2-5-22) (ア) 住宅火災代理通報 住宅で火災が発生し、住宅用火災 警報器等が作動することにより発信 される緊急信号を、認定通報事業者 の受信センターが受信し119 番通報 するとともに、現場派遣員が駆けつ けるものです。(図表2-5-20) (イ) 救急代理通報 本人や家族が急病等のときに、ぺ ンダント等を押すことにより発信さ れた緊急信号を、認定通報事業者の 受信センターが受信し119 番通報す るとともに、現場派遣員が駆けつけ るものです。(図表2-5-21) ■ 図表2-5-22 緊急ネット通報の画面 ■ 図表2-5-20 住宅火災代理通報のしくみ ■ 図表2-5-21 救急代理通報のしくみ 第
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第2章 第5 節・防災行政 活動しています。(図表2-5-24) 身近な防災に関する有識者を招いた幹部 研修会や、防火防災に関する資器材の整備 を通じて、知識技術の向上を推進していま す。入会方法や活動の内容などは、お近く の消防署にお問い合わせください。 女性防火組織は、地域の女性を対象とし て、防火防災に関する知識、技術を身に付 け、地域に対する防火防災思想の普及啓発 に寄与することを目的として結成された組 織です。 東京消防庁管内には、丸の内消防署を 除く地域の消防署ごとに81 の組織(立 川消防署には2組織)が結成されており、 13,270 人(令和6 年5 月現在)の会員が 各地域や家庭における防災リーダーとして 5 自主防災組織の育成指導 組織数 会員数(人) 81 13,270 ■ 図表2-5-24 女性防火組織の現況 ▲ 地域の行事における防火防災指導 ▲ 女性防火組織幹部研修会 オ 119 番ファクシミリ通報 事前登録等は不要で、FAX を利用して 119 番通報することができます。 FAX 番号は局番なしの119 番です。迅 速に通報できるよう、普段からFAX 機器 の近くに住所、FAX 番号、氏名等の必要 情報を記載した送信用紙を準備しておくこ とが大切です。(図表2-5-23) (1) 女性防火組織 ■ 図表2-5-23 119番ファクシミリ通報カード 第
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ア 消防少年団とは 消防少年団は、小学生から高校生まで を対象として、防火防災思想の普及啓発 だけでなく、青少年の健全な育成につなが る活動を行う組織です。丸の内消防署を除 く消防署ごとに80の消防少年団が結成さ れており、地域のボランティアである指導 者の皆さんに支えられながら活動していま す。 団員数は約4,000 人で推移し、未来の 地域の防災リーダーを輩出しています。 (図 表2-5-25) 年代別に定められた指導カリキュラムの 下、消防署と指導者が協力して効果的な 指導育成を行っていますので、入団方法や 活動の内容など、詳しくはお近くの消防署 にお問い合わせください。 年度 団員数(人)指導者数(人) 令和4年度 4,198 1,845 令和5年度 4,049 1,772 令和6年度 3,789 1,781 ■ 図表2-5-25 消防少年団の現況 (2) 消防少年団 ▲ 応急救護訓練 ▲ ロープ結索訓練 ▲ 消火訓練 ▲ 応急救護訓練(包帯法) 28〜29ページ トピックス 第
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第2章 第5 節・防災行政 イ 消防少年団による特色ある活動 地域の特性に合わせて、各団で特色あ る活動が行われています。また、東京消 防出初式では、鼓笛隊、団旗手隊等によ る華やかな祝賀パレードを行っています。 に対する反応を高めるよう育成指導を行っ ています。 幼年消防クラブは、消防少年団よりも年 少である幼稚園児及び保育園児等を対象と して、災害時には身を守る動作ができるこ とを目標に、各園等を単位として結成され た組織です。(図表2-5-26) 避難訓練等に合わせ、教材等を活用し て消防に対する興味を持ってもらい、危険 ▲ 教材を活用した育成指導 組織数 クラブ員数(人) 1,639 184,670 ■ 図表2-5-26 幼年消防クラブの現況 (3) 幼年消防クラブ ▲ 着衣泳法訓練 ▲ 山岳救助訓練体験 ▲ 東京消防出初式における祝賀パレード 第
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東京消防庁では、平常時の火災に対し ては、国が定めている「消防水利の基準」 に基づき、水道事業者と連携を図りながら 消火栓を主体に整備を進めています。 震災時については、消火栓が使えなくな ることを考慮して、「同時多発火災」や「大 規模市街地火災」に対応するため、防火 水槽等の整備や河川・海などの自然水利 の確保を進めています。 「同時多発火災」への対応としては、管 内を一辺250 mの正方形の区域(以下 「メッシュ」という)に区分し、火災が延 焼拡大する危険性が高いメッシュには100 ㎥以上の水量を、その他のメッシュには 40㎥以上の水量を確保することとしていま す。 「大規模市街地火災」への対応としては、 管内を一辺750 mの正方形の区域に区分 し、区域内で想定される大規模市街地火 災を消火するために必要な水量を確保する こととしています。 6 消防水利 (1) 東京消防庁の水利整備基準 消防水利の整備については、当庁が防 火水槽を設置するほか、消防水利開発補 助金交付制度を導入し、民間建物の建築 に併せた地中ばり水槽(建物の基礎ばりを 利用した水槽)の設置等の促進や、まちづ くり等の都市基盤整備事業等に併せた水 利整備を図っています。 さらに、生活用水等にも転用可能な震 災時多機能型深層無限水利(深井戸)の 整備や河川をせき止める資材(貯水シート) を整備するほか、東京都水道局が管理して いる貯水池等の各種水源の活用を図って います。 また、木造住宅密集地域内の公園内に 設置されている防火水槽の鉄蓋を、軽可 搬ポンプの吸管が容易に投入できるよう小 蓋を併設した「親子蓋」に交換しました。 なお、多摩地域については、消防水利 施設の設置等に関する事務を各市町村が 行うこととなっており、消防機関として円 滑な消防活動を行うため、各市町村(稲 城市を除く)と連携を図りながら、効果的 な消防水利の整備促進に努めています。 (図表2-5-27) (2) 水利整備事業 消防水利は、いつどこで発生するかわか らない火災に対し、常に使用できる状態に 機能を確保し、有効な消防活動が図られる ようにしておかなければなりません。その ため、消防隊は定期的に点検するなど、適 正な維持管理に努めています。 (3) 消防水利の維持管理 第
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第2章 第5 節・防災行政 ▲ 地上設置型防火水槽5 基連結(20 立方メートル× 5 基) ▲ 親子蓋 ▲ 震災時多機能型深層無限水利(深井戸) ■ 図表2-5-27 消防水利の現況 (令和6年3月31日現在) 区 分 特別区 多摩地域 (稲城市を除く) 区 分 特別区 多摩地域 (稲城市を除く) 消火栓 88,536 46,312 受水槽 1,506 611 防火 水槽等 40㎥以上 22,700 12,564 プール 1,469 876 40㎥未満 687 37 河川・溝 1,753 722 計 23,387 12,938 海 453 0 貯水池 40㎥以上 68 126 池・ほり 189 147 40㎥未満 11 28 その他 17 0 計 79 154 合計 117,389 61,760 ▲ 経年防火水槽の再生 また、当庁が管理する戦時中に設置され た防火水槽のうち、緊急輸送道路下に設 置されているものについては、埋め戻し措 置を施して道路機能を確保し、一般道路下 に設置されているものについては、防火水 槽内部に補強及び防水措置を施すことで今 後も活用できるよう再生しました。 道路下以外に設置されているもののう ち、存続効果の高いものについては再生 工事を実施し、それ以外のものについては、 埋め戻し工事を実施しています。 第
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建物の火災を予防し、発生した火災から 人命や財産を守るためには、建物の設計 段階から火災予防上必要な措置を講じるこ とが重要です。 消防法及び建築基準法では、建築主事 または指定確認検査機関が建築確認を行 う場合、防火地域、準防火地域以外の区 域に建築する一部の住宅を除き、あらかじめ 消防長または消防署長の同意を得なけれ ばならないとされています。(図表2-6-1) 消防機関は、消防同意制度を通じて消 防法、建築基準法をはじめとする各種関係 法令の防火に関する規定について審査する とともに、防火の専門家として建物の特性 に応じた防火安全対策を指導しています。 1 建物の設計段階からの防火安全 ■ 図表2-6-1 消防同意制度のしくみ 建築主 建築主事 指定確認検査機関 消防機関 確認申請 確認申請審査 消防同意依頼 確認済証交付 同 意 消防同意審査 着 工 火災予防条例では、建物の使用・変更 等に際し、届出を義務付けています。 ア 防火対象物工事等計画届出書 建物の建築、修繕、用途変更等に係る 工事等を行おうとする者は、工事等に着手 する7 日前までにその内容を消防署長に 届け出なければなりません。 なお、建築確認を伴う場合や住宅または 長屋として使用する建物は、届出の必要は ありません。 〜建物の安全性を確保〜 第6 節 予防行政 (1) 消防同意 (2) 建物の使用・変更等の届出 第
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第2章 第6節・予防行政 ■ 図表2-6-2 消防用設備等の種類と概要 イ 防火対象物使用開始届出書 建物またはその部分を使用しようとする 者は、使用を開始する7 日前までにその 内容を消防署長に届け出て検査を受けな ければなりません。 ウ 防火対象物一時使用届出書 建物またはその部分を一時的に不特定 の者が出入りする店舗等として使用しよう とする者は、使用を開始する日の7 日前ま でにその内容を消防署長に届け出て検査 を受けなければなりません。 種類 概要 消 防 の 用 に 供 す る 設 備 消 火 設 備 消火器具 消火器など初期消火で使用する器具 屋内消火栓設備 消火器具による消火が困難な火災を消火する設備 スプリンクラー設備 火災を自動で感知し、放水して消火する設備 水噴霧消火設備等 火災を自動で感知し、泡等を放射して消火する設備 屋外消火栓設備 火災を消火するため、屋外に設置する設備 警 報 設 備 自動火災報知設備 火災を自動で感知し、音で知らせる設備 ガス漏れ火災警報設備 ガスを自動で検知し、音で知らせる設備 漏電火災警報器 漏電を自動で検出し、音で知らせる設備 消防機関へ通報する火災報知設備 火災の発生を消防機関に知らせる設備 非常警報器具・非常警報設備 火災の発生を音で知らせる器具・設備 避 難 設 備 避難器具 火災時、屋外へ避難する設備 誘導灯・誘導標識 火災時、屋外までの避難方向を示す設備 消防用水 消防隊が消火するための水を貯水している設備 消 火 活 動 上 必 要 な 施 設 排煙設備 消防隊が活動するため、火災の煙を屋外に排出する設備 連結散水設備 消防隊の活動を支援するため、地下に散水する設備 連結送水管 消防隊が消火するための水を高層部分等に送る設備 非常コンセント設備 消防隊の装備に電源を供給するための設備 無線通信補助設備 消防隊の無線機を地下で使用するための設備 建物の関係者(所有者、管理者、占有者) は、消防用設備等(消防法施行令で定め る消火設備、警報設備、避難設備、消防 用水及び消火活動上必要な施設)につい て、これらが火災等の災害時に必要とされ る性能を有するように、消防法または火災 予防条例で定める技術上の基準に従って、 設置及び維持しなければなりません。 消防用設備等の種類と概要は図表 2-6-2のとおりです。 (3) 消防用設備等の設置・変更等の届出 第
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消防法または火災予防条例では、消防用設備等または特殊消防用設備等の工事に際し、 届出を義務付けています。 ア 工事整備対象設備等着工届出書 ・消防用設備等設置計画届出書 消防用設備等または特殊消防用設備等 の工事を行う場合は、当該工事に着手する 10 日前までに、その旨を消防署長に届け 出なければなりません。 イ 消防用設備等設置届出書 消防用設備等または特殊消防用設備等 の設置に係る工事が完了した場合は、当該 工事が完了した日から4 日以内に、その旨 を消防署長に届け出て検査を受けなけれ ばなりません。 第
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第2章 第6節・予防行政 火災予防条例に基づき、建物が防火に関する規定に適合しているかについて、消防機関が 使用検査及び中間検査を行い確認しています。 ア 使用検査 建物またはその部分の工事等が完了し た際、消防機関が消防法、建築基準法を はじめとする各種関係法令の防火に関する 規定に適合していることを確認するための 検査です。 イ 中間検査 使用検査では確認が困難となる部分が ある場合に、工事が完了する前に行う検査 です。 火気設備や電気設備からの出火を防止するため、火災予防条例により設置場所や構造など を定めています。また、一定規模以上のものを設置しようとする者は、当該工事に着手する 日の7 日前までに、「火を使用する設備等の設置(変更)届出書」を消防署長に届け出て検 査を受けなければなりません。 (4) 火気設備・電気設備等の設置・変更等の届出 (5) 使用検査・中間検査 第
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ア 危険物施設の規制 ガソリン、灯油など「消防法」で定めら れている危険物を指定数量※以上貯蔵し、 または取り扱う施設を新たに設けようとし たり、その位置、構造、設備を変更しよう とする場合は、市町村長等の許可を受ける とともに、工事が完了した時には、市町村 長等が行う完成検査を受けなければなりま せん。 また、貯蔵し、または取り扱う危険物の 種類や数量を変更しようとする場合も、市 町村長等に届け出ることになっています。 なお、東京消防庁管内では、消防総監が これらの事務を行っています。 東京消防庁では、これらの許可申請や 届出に対する審査・検査を通じて、危険物 施設の安全を確保しています。 ※ 指定数量とは、危険性を勘案して危険物の 規制に関する政令で定められている危険物 の数量のことです。 イ 保安管理 危険物施設における事故原因をみると、 維持管理不十分、操作確認不十分等の人 的要因や劣化(腐食、疲労等)、破損等の 物的要因などから発生しています。このよ うななか、地下タンクの流出事故防止対策 等を主な内容とする危険物の規制に関する 規則等の一部改正(平成23 年2 月1 日 施行)を受け、地下タンクに対しては、ガ ラス繊維強化プラスチックによる内面ライ ニングや電気防食等の措置を講じるよう推 進しています。 「消防法」では、危険物施設の安全を 確保するため、「危険物取扱者」による危 険物の取扱いや、施設規模等に応じて「危 険物保安統括管理者」 「危険物保安監督者」 「危険物施設保安員」による危険物取扱 作業の管理・監督、施設の維持・管理等 の保安業務の実施を義務付けています。 (図表2-6-3) 2 危険物規制 ア 地震対策 大規模な地震に備え、危険物施設の構 造や設備について、耐震性を増すなどの ハード面の対策に加え、地震発生時におけ る施設の点検、応急措置などのソフト面の 対策の指導を推進しています。 また、非常用発電設備の危険物配管や 排気筒の耐震性の検証、給油取扱所の営 業継続判断基準の検討、避難所における 危険物の安全対策など、震災時において 都民生活に必要な危険物の安全対策を推 進しています。 (1) 危険物施設の規制と保安管理 (2) 危険物施設における自然災害対策の推進 第
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第2章 第6節・予防行政 ■ 図表2-6-3 危険物施設における安全対策 人 的 規 制 物 的 規 制 消 防 機 関 施設保安員 危険物 選任 自主 点検 (法定点検) 定期点検 選 任 届 出 (危険物取扱いの資格を有しない者) 危険物取扱作業者 (立会い・指示) (指示・監督) 危険物保安監督者 (指示) 危険物保安統括管理者 認可 制定 認可申請 予防規程 保安対策指導 許可・完成検査 許可申請 危険物施設の設置・変更 届 出 ◎危険物施設の譲渡・引渡し ◎危険物の種類・数量・指定 数量の倍数の変更届 ◎危険物施設の廃止 現況把握 危険物取扱者 事 業 所 法 令 規 制 自 主 保 安 管 理 体 制 自衛消防 訓練 従業員 教育 イ 風水害対策 平成30年7月豪雨や台風21号等の風水 害により、東京都をはじめ全国の危険物施 設で被害が多発したことを受け、想定され る災害リスク(浸水や土砂災害等の発生危 険)に応じて、迅速かつ的確な応急対策が 確保されるよう総務省消防庁において「危 険物施設の風水害対策ガイドライン」がと りまとめられました。 危険物施設の事業者にガイドラインを周 知し、「平時からの事前の備え」「風水害の 危険性が高まってきた場合の応急措置」 「天 候回復後の点検、復旧」による風水害対 策を推進しています。 第
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「立入検査」は、消防法に基づき建物(住 宅、長屋を除く)または危険物施設(ガソ リンスタンドなど)に立ち入り、その位置、 構造、設備及び管理の状況並びに危険物 の貯蔵、取扱いについて検査及び質問を 行い、火災予防上の不備欠陥事項につい て関係者に指摘し、自主的な改修を促す ものです。また、「立入検査」を基点とし、 これに関連する警告、命令、代執行また は告発等の行政指導及び法的措置を含めて 「防火査察」といいます。 当庁では、建物の危険実態をとらえ優先 順位を定め、立入検査を実施しています。 立入検査の実施状況については、96 ペー ジをご覧ください。 また、社会的に影響の大きい火災等の 災害が発生した場合などには、防火安全を 徹底し、類似施設における火災を防止する ために東京消防庁管内全域で一斉に行う 立入検査(特別査察)を実施しています。 近年では、令和4 年中に化学工場から出 火し、建物計16 棟が焼損した大規模火災 ア 都市ガス 超高層の建物や地下街などにおける都 市ガスに起因する爆発事故などを未然に防 止するため、昭和54 年3 月「超高層建 築物における人命安全対策」及び「地下 街の消防対策」についての火災予防審議 会の答申を踏まえ、ガス事業者に対して、 都市ガス施設の安全対策としてガス漏れ警 報器及び緊急遮断装置の設備などについ ての指導を行ってきました。 その後、昭和55 年8 月16 日、静岡 駅前ゴールデン街のガス爆発火災を教訓 として、昭和56 年1 月「消防法施行令」 が改正され、地下街等には消防用設備等 のひとつとしてガス漏れ火災警報設備が義 務付けられました。さらにガス事業関係法 令も改正され、特定地下街などに緊急遮 断装置などの設備がそれぞれ義務付けら れるなど法制面の強化が図られました。 加えて、地下街などにおける都市ガス漏 えい時の自主防火管理体制の確立に努め ています。 イ 可燃性ガス 平成19 年6 月19 日、東京都渋谷区 の温泉くみ上げ施設において爆発火災が 発生しました。これを踏まえ、平成20 年 7 月「消防法施行令」が改正され、温泉く み上げ施設に対してガス漏れ火災警報設備 の設置が義務付けられるなど、法制面の強 化が図られました。 (3) ガスの保安対策と届出 (1) 立入検査 第
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第2章 第6節・予防行政 消防法令違反に対して是正・再発防止す るための行政指導と行政処分の方法につ いていくつか紹介します。 ア 警告 「警告」とは、立入検査等により把握し た消防法令違反について是正を指導して も、違反者が是正の意思を示さない場合 に、違反者に対して強く是正を促し、これ に従わない場合は、命令・告発などの法 的措置をもって対処することを伝えること です。 イ 命令 「命令」とは、消防法に基づき、消防法 令違反者等に対して、強制的に違反の是 正を促すことです。 ウ 告発 「告発」とは、消防が把握した消防法令 違反事実を検察や警察といった捜査機関に 申告し、違反者の処罰を求めることです。 警告・命令を行った上で、さらに違反の是 正意思を示さない悪質な違反者に対して は、告発によって刑罰を与えることも検討 します。 エ 代執行 「代執行」とは、消防法に基づく命令を 行っても違反者がその措置を履行しないと を受けて、当庁管内の類似施設に対して、 一斉立入検査及び防火安全指導を実施しま した。 平成31年4 月からは、繁華街地域にお ける夜間、休日等の査察体制の充実・強 化を図るため、新宿消防署機動査察隊を 発隊し、立入検査や違反是正指導を強力 に推進しています。(詳しくは207 ページ を参照) このほか、当庁では、災害活動が終了し た後、ポンプ隊等がその建物や隣接した建 物に対して、階段、通路などの避難施設の 管理状況を検査する立入検査(「災害出場 後の立入検査」という。)も実施しています。 (2) 行政措置 ▲ 特別査察の状況 ▲ 一斉立入検査の実施状況 第
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優マーク制度PV 「優マークマン(3D)」15 秒ver. ア 優良防火対象物認定表示制度 火災予防条例の規定に基づく優良防火 対象物認定表示制度(優マーク制度)は、 平成13 年の新宿区歌舞伎町ビル火災以 降、建物に対する安全・安心への関心が 一層強まり、都民及び建物関係者からの要 望があったことを踏まえ、平成18 年10 月に始まりました。優マーク制度は東京消 防庁独自の制度で、消防法に定める防火 管理が義務となるすべての建物が対象と なります。建物関係者からの申請に基づ き、建物の防火安全性を審査及び検査し、 防火安全対策の向上に積極的に取り組み、 法令基準を上回る高い安全性を継続して備 えている建物として防火上優良な建物であ き、履行しても十分でないとき、または期 限までに完了する見込みがないときは、消 防自らが代わりに措置することです。 オ 消防法令違反通告措置 「消防法令違反通告措置」とは、危険物 取扱者・消防設備士の資格者が消防法令 違反に係る行為を行っていた事実を確認し た場合に、資格者に対して違反した内容を 通知して再発防止するよう指導することで す。違反内容が悪質な場合は、消防法に 基づき、資格免状の返納を命令することも あります。 カ 許可・認定・承認などの取り 消し処分 消防法に基づき危険物施設として許可を 受けた施設、火災予防条例に基づき優良 防火対象物の認定を受けている建物や禁 止行為の解除承認を受けている建物など で、立入検査や火災などにより消防法令違 反事実が確認され、取消基準に該当した 場合は、法令に基づき取消を行います。 (3) 安全・安心情報の発信 ると認定された場合は、優良防火対象物 認定証(図表2-6-4)を建物等に表示で きる制度です。 優マーク制度の状況については、98 ページをご覧ください。 イ 違反対象物の公表制度 火災予防条例の規定に基づき、平成23 年4 月1 日から運用開始した「違反対象 物の公表制度」は、消防機関が立入検査 を実施し、屋内消火栓設備、スプリンクラー 設備、自動火災報知設備の設置義務違反 や防火管理等の違反の繰り返しがある建物 を把握した場合、火災予防条例に基づき、 消防関係法令違反のある建物を公表する 第
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第2章 第6節・予防行政 繁華街地域においては、特に夜間等 に営業している事業所の実態把握や関係 者への接触が困難で、さらに頻繁なテナ ントの入れ 替わりや関 係者の防火 安全への意 識が低いこ となどから、 防火管理関 係等の繰り 返し違反が 発生してい る状況がありました。そのため、繁華街 地域において、夜間営業の事業所への 継続的な指導や未把握事業所の実態把 握、違反処理を効果的に推進するため、 平成31年4月3日から新宿消防署機動 査察隊が発隊しました。 主な業務は以下のとおりです。 1 夜間・休日に立入検査や違反是正指 導を実施 2 地域特性に合わせた夜間早朝の届 出対応 3 繁華街地域における災害時の消防 活動を積極的に支援 ■ 図表2-6-4 優良防火対象物認定証 制度です。この制度は、建物を利用する 方が建物の安全に関する情報を入手し、当 該建物の利用について判断できるよう、情 報提供することを目的に制定されました。 ウ 安全・安心情報の発信 優良防火対象物として認定されている建 物、公表制度の対象となる消防関係法令 違反のある建物及び消防法に基づき命令 を受けている建物については、東京消防 優マークは防火安全性 の高い建物の証なのだ!! ◀ 優マーク制度イメージキャラク ター「優マークマン」 コ ラ ム 新宿消防署機動査察隊活動中! ~今日も繁華街地域の防火安全のために~ 庁ホームページへの掲載や東京消防庁本 部または管轄消防署等での閲覧による情 報提供を行っています。また、建物の安全・ 安心情報として、地図情報サービスを東京 消防庁ホームページや東京消防庁公式ア プリ(231 ページ参照)で提供しており、 それらの建物の位置等を地図上で表示し、 確認することができます。 第
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ア 消防用設備等点検報告制度 消防法では、火災が発生した場合に、 消火器、スプリンクラー設備、自動火災報 知設備などの消防用の設備を正常に作動 させることができるように、消防用の設備 が設置されている建物の関係者が消防設 備士などの資格者に点検させるか、または 自ら点検し、その結果を定期的に消防署長 に報告しなければならない旨を規定してい ます。 ※ 小規模の建物などは、有資格者以外でも点 検できる場合がありますが、当庁では、点 検時の安全面などを考慮し、有資格者によ る点検を推奨しています。 イ 防火対象物点検報告制度 消防法では、大規模な建物や雑居ビル などで屋内階段が1 か所のみのものなど、 火災が発生すると人命危険が高いとされる 建物とその建物に入居しているテナントの 管理者が、防火管理上必要な業務、消防 の用に供する設備、消防用水または消火 活動上必要な設備の設置及び維持等の消 防法令の遵守状況について、1 年に1 回、 防火対象物点検資格者に点検させ、その 結果を消防署長に報告しなければならない 旨を規定しています。 建物の管理を開始してから3 年以上継 続して、火災予防に関する事項を遵守して いる管理者は、消防署長に申請し特例認定 を受けた場合、3 年間点検及び報告が免 除されます。 ウ 防災管理点検報告制度 消防法では、地震やテロなどの災害に よる被害を軽減するため、大規模な建物と その建物に入居しているテナントの管理者 が、防災管理業務その他地震及び特殊な 災害による被害軽減のために必要な点検 対象事項について、1 年に1 回防災管理 点検資格者に点検させ、その結果を消防 署長に報告しなければならない旨を規定し ています。 建物の管理を開始してから3 年以上継 続して、防災管理に関する事項を遵守して いる管理者は、消防署長に申請し特例認定 を受けた場合、3 年間点検及び報告が免 除されます。 Q 消防用設備 の維持管理はどう するの? Q & A キュータの (4) 点検報告制度 A 消防用設備が 正常に動かないと、火 災の時に人の命にか かわるから、定期的に 点検し消防署へ報告す ることになっているよ。 忘れずに報告してね! 第
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第2章 第6節・予防行政 ア 防火管理制度 学校、病院、百貨店などの多数の者が 出入りする防火対象物で収容人員が一定 規模以上のものの管理について権原を有 する者(管理権原者)は、消防法に基づ き防火管理講習修了者等の一定の資格を 有する者のなかから、防火管理者を選任し、 防火管理に係る消防計画の作成やその計 画に基づく訓練の実施など、防火管理上 必要な業務を行わせることを義務付けられ ています。(図表2-6-5) ■ 図表2-6-5 防火管理制度のしくみ 管理権原者 (建物の所有者・賃借人など) 防火管理者 (管理的・監督的な地位の者) 消防署長 防火管理者の選任・解任の届出 消防計画の作成・変更の届出 選任・解任 指示 防火管理者の主な業務 〇 防火管理に係る消防計画の作成 〇 消火、通報及び避難の訓練の実施 〇 消防用設備等の点検及び整備 〇 火気の使用または取扱いに関する 監督 〇 避難または防火上必要な構造及び 設備の維持管理 〇 収容人員の管理 〇 その他防火管理上必要な業務 Q 防火管理者って何? Q & A キュータの 4 防火防災管理 (1) 防火防災管理制度 A 防火管理業務 の推進責任者だよ。 防火管理者を選任し たら、消防署に忘れ ずに届出をしてね! 第
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■ 図表2-6-6 統括防火管理制度のしくみ イ 統括防火管理制度 高層建物、一定規模以上の防火対象物 で、その管理について権原が分かれてい るもの、または地下街でその管理について 権原が分かれているもののうち、消防長も しくは消防署長が指定するものの管理権原 者は、消防法に基づき協議して統括防火 管理者を選任し、防火対象物の全体につ いての防火管理に係る消防計画の作成及 びその計画に基づく訓練の実施、その他 防火対象物の全体についての防火管理上 必要な業務を行わせることを義務付けられ ています。(図表2-6-6) 各管理権原者 (建物の所有者・賃借人など) 統括防火管理者 各防火管理者 消防署長 統括防火管理者の選任・解任の届出 全体についての防火管理に係る 消防計画の作成・変更の届出 選任・解任 指示 指示 ( 防火管理業務を適切に遂行するために 必要な権限及び知識を有する者 ) 統括防火管理者の主な業務 ○ 防火対象物の全体についての防火管理に係る消防計画の作成 ○ 消火、通報及び避難の訓練の実施 ○ 廊下、階段、避難口その他の避難上必要な施設の管理 ○ その他防火対象物の全体についての防火管理上必要な業務 第
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第2章 第6節・予防行政 エ 防災管理制度 南海トラフ巨大地震や首都直下地震等の 大規模地震の発生が危惧されていることか ら、地震等の災害による被害の軽減のた め、一定規模以上の大規模な建物等の管 理権原者は、消防法に基づき防災管理講 習修了者等の一定の資格を有する者のな かから、防災管理者を選任し、防災管理に 係る消防計画の作成やその計画に基づく 避難訓練を年1 回以上実施するなど、防 災管理上必要な業務を実施させることを義 務付けられています。(図表2-6-8) ウ 防火管理技能者制度 防災センターを設置するような大規模な 防火対象物の管理権原者は、火災予防条 例に基づき防火管理技能者を選任し、防 火管理業務計画を作成させ、防火管理者 及び統括防火管理者が行う防火管理業務 の補助を行わせることを義務付けられてい ます。(図表2-6-7) ■ 図表2-6-7 防火管理技能者制度のしくみ 管理権原者 (建物の所有者・賃借人など) 防火管理技能者 (防火管理技能講習を修了した者) 防火管理者・統括防火管理者 消防署長 防火管理技能者の選任・解任の届出 防火管理業務計画の 作成・変更の届出 選任・解任 指示 補助 防火管理技能者の主な業務 ○ 防火管理業務計画の作成 ○ 防火管理業務の補助の実施 ○ 防火管理の業務に従事する者に対する必要な指示 ○ 防火管理業務の補助の実施記録の作成 第
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オ 統括防災管理制度 防災管理を要する建物等で、その管理 について権原が分かれているものの管理 権原者は、消防法に基づき協議して統括 防災管理者を選任し、建物等の全体につ いての防災管理に係る消防計画の作成及 びその計画に基づく訓練の実施、その他 建物等の全体についての防災管理上必要 な業務を行わせることを義務付けられてい ます。(図表2-6-9) ■ 図表2-6-8 防災管理制度のしくみ ■ 図表2-6-9 統括防災管理制度のしくみ 管理権原者 (建物等の所有者・賃借人など) 防災管理者 (管理的・監督的な地位の者) 消防署長 防災管理者の選任・解任の届出 消防計画の作成・変更の届出 選任・解任 指示 各管理権原者 (建物等の所有者・賃借人など) 各防災管理者 統括防災管理者 (防災管理業務を適切に遂行するために 必要な権限及び知識を有する者) 消防署長 統括防災管理者の選任・解任の届出 全体についての防災管理に係る 消防計画の作成・変更の届出 選任・解任 指示 指示 防災管理者の主な業務 ○ 防災管理に係る消防計画の作成 ○ 避難の訓練の実施 ○ その他防災管理上必要な業務 統括防災管理者の主な業務 ○ 防災管理対象物の全体についての防災管理に係る消防計画の作成 ○ 避難の訓練の実施 ○ 廊下、階段、避難口その他の避難上必要な施設の管理 ○ その他防災管理対象物の全体についての防災管理上必要な業務 第
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第2章 第6節・予防行政 ア 自衛消防隊 事業所で、火災などの災害が発生した場 合には、119 番通報、初期消火、避難誘導 などといった被害を最小限に抑えるための 自衛消防活動を行わなければなりません。 このため、事業所では自衛消防隊を組織 します。自衛消防隊は、初期消火や避難誘導 など任務ごとの班を編成し、それぞれの班 に従業員を割り振って効率的な自衛消防活 動を行えるようにします。(図表2-6-10) ■ 図表2-6-11 自衛消防訓練の例 ▲ 自衛消防訓練 ■ 図表2-6-10 自衛消防隊の編成例とその主な任務 自衛消防隊長 通報連絡班(119番通報する) 消火班(消火器や屋内消火栓で初期消火する) 避難誘導班(在館者を安全な場所まで誘導する) 応急救護班(けが人に応急手当をする) 安全防護班(防火戸を閉めて避難経路を確保する) 指示 イ 自衛消防訓練 火災などの災害は突然起こるものであ り、普段とは異なる心理状態の中で活動し なければならないため、自衛消防隊を編成 しただけでは、事業所を守ることはできま せん。どんな時でも冷静に活動できるよう に、定期的に自衛消防訓練を実施し、災 害発生時のシミュレーションをしておくこと が重要です。特に百貨店、病院、ホテル、 劇場及び地下駅舎など不特定多数の人が 出入りする事業所では、消火訓練及び避 難訓練を年2 回以上実施することが義務 付けられています。(図表2-6-11) 種類 内 容 総合訓練 火災の発見から消防隊到着までの消火、通報、避難などの一連の自衛消防活動を総合 的に実施する訓練 消火訓練 消火器や屋内消火栓などの操作要領を確認する訓練 通報訓練 119番通報の要領を確認する訓練 避難訓練 避難経路の確認や避難誘導要領を確認する訓練 その他の訓練 地震、風水害等を想定した図上演習、自衛消防活動に使用する設備の取扱い訓練等 (2) 自衛消防隊及び自衛消防訓練 第
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みなさんは、訓練というとどんなことを 思い浮かべますか?多くの方がこれまでの 経験から、「放送の指示に従って一斉に避 難し、みんなで集まって、消火器の使い方 を教わった。」というような訓練を思い浮 かべたのではないでしょうか。 東京消防庁では、集まらずにできる新し い訓練の方法として「ネットで自衛消防訓 練」をホームページで公開しています。 「ネッ トで自衛消防訓練」は、火災の発見、119 番通報、初期消火、避難誘導や、消防用 設備の使い方の映像を視聴した後、自分が 勤務する建物に設置されている消防用設 備等や避難経路を個々に確認する訓練で、 いつでも、どこでも 、ひとりでも実施す ることができます。令和6年2月には、 「ネッ トで自衛消防訓練(地震編)」を公開し、 現在、 「ネットで自衛消防訓練」は、火災編、 消防用設備等の取扱い編、小規模社会福 祉施設編、地震編の4 本で構成されてい ます。 実動での訓練が難しい場合は、「ネット で自衛消防訓練」を活用した訓練を行い、 災害対応力を向上させていきましょう。 コ ラ ム ▲ 「ネットで自衛消防訓練(消防用設備等の取扱い編)」 屋内消火栓設備の使用方法(動画) ▲ 「ネットで自衛消防訓練(火災編)」火災の発見のポ イント(動画) ▲ 「ネットで自衛消防訓練(地震編)」緊急地震速報を 受信した場合の活動(動画) ▲ 「ネットで自衛消防訓練(小規模社会福祉施設編)」 通報時の様子(動画) 「ネットで自衛消防訓練」 第
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第2章 第6節・予防行政 火災による被害を最小限に抑えるため には、火災の早期発見、速やかな119番 通報が非常に重要です。東京消防庁では、 速やかかつ確実な119番通報を目的として ホテル、病院等だけでなく、あらゆる事業 所を対象とした通報制度を整備し、運用し ています。 ウ 自衛消防隊を強化する制度 近年の建物の大規模化に伴い、建物の 管理システムが高度化し、システムを監視・ 操作する専門的な知識が必要になります。 また、火災のほか大規模地震やテロなど の発生も危惧されています。 これらの状況から、消防法や火災予防条 例では、様々な災害に対応するため、大 規模・高層の建物に対して資格取得者や講 習修了者を配置することを義務づけ、自衛 消防隊の強化を図っています。(図表2- 6-12) ■ 図表2-6-12 自衛消防隊を強化する3つの制度 制度の名称 制度の概要 必要な資格や講習 根拠法令 自衛消防組織 自衛消防組織の統括管理者と主要な 班長を資格者にして、災害発生時に的 確な活動ができるようにする。 自衛消防業務講習 消防法第8条の2の5 防災センター要員 防災センターに、資格者を配置して建 物を常時監視し、異常が発生した場合 には、すぐに現場へ駆け付けて対応で きるようにする。 防災センター要員講習 自衛消防技術認定証 火災予防条例第55条の2の3 自衛消防活動 中核要員 自衛消防活動の中核となる人を資格者 にして、災害発生時に的確な活動がで きるようにする。 自衛消防技術認定証 火災予防条例第55条の5 (3) 事業所からの迅速な119 番通報制度 第
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イ 事業所火災代理通報 建物に設置してある自動火災報知設備が作動すると、その信号を契約している認定通報事 業者が受信センターで受信し、119番通報するとともに、現場派遣員が駆けつけるものです。 (図表2-6-14) 適正な通報、駆けつけ体制が確保されている事業者は、東京消防庁認定通報事業者とし て認定しています。(191 ページ参照) ア 事業所火災直接通報 建物に設置してある自動火災報知設備が作動すると、火災通報装置から自動的に所在、名 称などが119番通報されるものです。(図表2-6-13) ■ 図表2-6-13 事業所火災直接通報のしくみ ■ 図表2-6-14 事業所火災代理通報のしくみ 第
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第2章 第6節・予防行政 東消ビルディング消防計画(例) ・収容人員の管理 ・工事中の安全対策の樹立 ・火気の使用制限、臨時の火気使用の監督 ・放火防止対策 ・家具、じゅう器類等の転倒・落下・移動防止措置 消防機関への通報 在館者への避難放送 各消火設備の 取扱い 避難指示 誘導員の配置 避難路の確保 応急手当 搬送要領 防火区画の設定 排煙設備の操作 ・避難施設の維持 ・防火設備の維持 ・火気管理ルール ) 等 用 使 気 火 、 品 物 険 危 、 煙 喫 (
火元責任者 ( 〇〇 〇〇 ) 火元責任者 ( 〇〇 〇〇 ) ・119 番通報、防災センター連絡 ・消火器等による初期消火 ・避難要領、避難経路の周知 ・身の安全の確保 ・出火防止 ・出火時の初期消火 ・一斉帰宅抑制 日常の火災予防 ・火気管理 ・設備等の維持管理 ・出火防止の自主検査 ・避難安全の自主検査 消防用設備等の自主点検 建物等の定期の自主検査 ・消防機関へ報告、連絡 ・防火管理維持台帳の整備 火災予防運動時期に実施(〇〇月、〇〇月) 新入社員教育(〇〇月、〇〇月) 総合訓練(〇〇月、〇〇月) ● 防火・防災教育 ● 点検・検査業務 ● 管理業務 ● 自衛消防訓練 部分訓練(〇〇月) 部分訓練(〇〇月) 部分訓練(〇〇月) 部分訓練(〇〇月) 部分訓練(〇〇月) 通報訓練 従業員が守るべき事項の周知 火災時の対応の周知 地震時の対応の周知 消火訓練 避難訓練 応急救護訓練 安全防護訓練 火元責任者 ( 〇〇 〇〇 ) 火元責任者 ( 〇〇 〇〇 ) 火元責任者 ( 〇〇 〇〇 ) 火元責任者 ( 〇〇 〇〇 ) 防火・防災管理者( 〇〇 〇〇 ) 防火・防災管理者( 〇〇 〇〇 ) 点検・検査の指導・監督 〇〇地区防火担当責任者 ( 〇〇 〇〇 ) 消防用設備等・建物等 点検・検査員 ( 〇〇 〇〇 ) (連絡先 内線〇〇〇〇) (連絡先 内線〇〇〇〇) (連絡先 内線〇〇〇〇) 〇〇地区防火担当責任者 ( 〇〇 〇〇 ) (連絡先 内線〇〇〇〇) 〇〇地区防火担当責任者 ( 〇〇 〇〇 ) (連絡先 内線〇〇〇〇) 第
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災害発生時の対応(火災、地震等が発生した時の対応) ● 火災時 ・通報連絡班(通) 119番通報、館内への非常放送、関係者への連絡、災害状況の情報収集 ・初期消火班(初) 消火器・屋内消火栓等による消火活動 ・避難誘導班(避) 出火階・直上階の優先避難、非常口の開放、エレベーターによる避難は行わせない ・応急救護班(応) 必要により救護所の設置、逃げ遅れ者の救出、負傷者の応急手当の実施 ・安全防護班(安) 排煙口の操作、防火戸、防火シャッター等の閉鎖 ● 地震時 ・身の安全の確保 ・(通)被害状況の把握 ・(通)火災発生時の119番通報 ・(応)負傷者等の初期救助、 初期救護 ・(応)エレベーターの 閉じ込め者の対応 ・(通)従業員家族の安否確認 ・(避)在館者の避難誘導 (倒壊危険時) ・(通)一斉帰宅の抑制 (交通機関停止時) ● 大規模テロ等発生時 ・身体防護措置の実施 ・(通)119番通報 (自己事業所で発生時) ・(避)屋外への退避指示、 避難誘導 ・(通)行政機関の指示を 在館者に伝達 ● 大雨又は強風時 ・(安)浸水防止措置の実施 ・(避)在館者の避難誘導 (避難を要する時) ● 受傷事故発生時 ・(通)119番通報 ・(応)応急手当の実施 (AED等) ・(応)必要により救護所の設置 ● ガス漏えい事故発生時 ・(通)ガス会社へ通報 ・(通)119番通報 ・(避)火気、電気の使用禁止と 避難指示 ・(安)緊急遮断弁閉止 (ガス漏えいが継続する場合) 管理権原者( 〇〇 〇〇 ) 自衛消防隊長( 〇〇 〇〇 代行者 〇〇 〇〇 ) 本部隊 通報連絡班( 〇〇 〇〇 ) 初期消火班( 〇〇 〇〇 ) 避難誘導班( 〇〇 〇〇 ) 応急救護班( 〇〇 〇〇 ) 安全防護班( 〇〇 〇〇 ) 〇〇地区隊(連絡先 内線〇〇〇〇 ) 地区隊長( 〇〇 〇〇 代行 〇〇 〇〇 ) 通報連絡班( 〇〇 〇〇 ) 初期消火班( 〇〇 〇〇 ) 避難誘導班( 〇〇 〇〇 ) 応急救護班( 〇〇 〇〇 ) 安全防護班( 〇〇 〇〇 ) 〇〇地区隊(連絡先 内線〇〇〇〇 ) 地区隊長( 〇〇 〇〇 代行 〇〇 〇〇 ) 通報連絡班( 〇〇 〇〇 ) 初期消火班( 〇〇 〇〇 ) 避難誘導班( 〇〇 〇〇 ) 応急救護班( 〇〇 〇〇 ) 安全防護班( 〇〇 〇〇 ) 〇〇地区隊(連絡先 内線〇〇〇〇 ) 地区隊長( 〇〇 〇〇 代行 〇〇 〇〇 ) 通報連絡班( 〇〇 〇〇 ) 初期消火班( 〇〇 〇〇 ) 避難誘導班( 〇〇 〇〇 ) 応急救護班( 〇〇 〇〇 ) 安全防護班( 〇〇 〇〇 ) 自衛消防隊長 本部隊 〇〇地区隊 〇〇地区隊 〇〇地区隊 (連絡先 内線〇〇〇〇) 東消ビルディング消防計画(例) 第
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第2章 第6節・予防行政 ア 消防設備士試験と免状の交付 消防設備士試験は、消防法に基づき消 防用設備等の設置及び維持に関して必要な 知識と技能について行うもので、試験の種 類は甲種(6 種類)、乙種(7 種類)に区分 されており、合格するとその区分の消防設 備士免状の交付申請ができます。行政事 務の効率的執行のため、一般財団法人消 防試験研究センターに試験事務を委任し、 また、試験合格者に対する免状の作成交付 事務、写真書換え・再交付にかかわる免状 作成等の事務についても委託しています。 イ 消防設備士講習 消防設備士免状の交付を受けている人 が、消防法に基づき工事整備対象設備等の 工事または整備に関する講習として受講す るものです。 講習は免状の種類により指定区分(特殊 消防用設備等、消火設備、警報設備、避 難設備及び消火器)ごとに行われます。 また、指定区分が「特殊消防用設備等」 の講習は、平成18 年度から甲種特類の消 防設備士免状の交付を受けている人を対象 に実施しています。 なお、この講習事務の一部を公益財団 法人東京防災救急協会に委託しています。 5 資格試験と講習 ア 危険物取扱者試験と免状の交付 危険物取扱者試験は、消防法に基づき 危険物の取扱作業の保安に関して必要な 知識及び技能について行うもので、試験の 種類は甲種、乙種(6 種類)、丙種に区分 されており、合格するとその区分の危険物 取扱者免状の交付申請ができます。 消防設備士試験と同様の趣旨により、一 般財団法人消防試験研究センターに試験 事務を委任し、試験合格者に対する免状の 交付事務、写真書換え・再交付にかかわる 免状作成等の事務も委託しています。 イ 危険物取扱者保安講習 消防法に基づき危険物取扱者で危険物 施設において危険物の取扱作業に従事して いる人が受講するもので、危険物規制の趣 旨、法令改正等の周知徹底及び危険物施 設における保安管理の適正化を図るために 行われています。 なお、この講習についても、事務の一部 を公益財団法人東京防災救急協会に委託 しています。 (1) 消防設備士 (2) 危険物取扱者 第
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自衛消防技術試験は、火災予防条例に 基づき、自衛消防業務を行う上で必要とす る知識及び技術について行うもので、合格 すると自衛消防技術認定証の交付申請が できます。 なお、同条例の規定による自衛消防活 動中核要員は、高度な知識及び技術を有し ている必要があることから、自衛消防技術 認定証の交付を受けていることを資格要件 としています。 また、同条例の規定による防災センター には、防災センター要員講習を修了し、か つ、自衛消防技術認定証を有している者を 置くことを義務付けています。さらに、地 下駅舎には、同条例に基づき、自衛消防 技術認定証を有する者のうちから、地下駅 舎の自衛消防組織の長、またはこれに準ず る者を定めることを義務付けています。 (3) 自衛消防技術試験と自衛消防技術認定証の交付 消防法では、多数の人を収容する防火対 象物の管理権原者に対して、火災の発生を 防止し、かつ、万一火災が発生した場合で もその被害を最小限にとどめるために防火 管理に関する責任を課しており、その推進 役として一定の資格を有する者のうちから 防火管理者を選任し、防火管理上必要な 業務を行わせることが義務付けられていま す。 東京消防庁では、消防法施行令及び消 防法施行規則に規定する防火管理講習を 実施し、防火管理者を養成しています。 また、平成21 年6 月1日から防災管理 制度が施行され、消防法において一定規 模以上の建築物その他の工作物の管理権 原者に対し、一定の資格を有する者のうち から防災管理者を選任し、防災管理上必 要な業務を行わせることが義務付けられた ため、消防法施行令及び消防法施行規則 に規定する防災管理講習も実施していま す。 なお、これらの講習事務の一部を公益 財団法人東京防災救急協会に委託していま す。 (4) 防火・防災管理講習 第
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第2章 第6節・予防行政 消防法に基づく自衛消防業務講習には、 「自衛消防業務新規講習」及び「自衛消防 業務再講習」があり、それぞれの講習を修 了した日以後における最初の4 月1日から 5 年以内に自衛消防業務再講習を受講する ことが必要です。 消防法の規定による自衛消防組織の統 括管理者と主要な班長が受講する必要があ ります。 なお、東京では自衛消防業務講習を防 災センター要員講習と併せて実施していま す。 (6) 自衛消防業務講習 火災予防条例に基づく「防災センター要 員講習」には、新規講習の「防災センター 技術講習」と再講習の「防災センター実務 講習」があり、それぞれの講習を修了した 日以後における最初の4 月1日から5 年以 内に防災センター実務講習を受講すること が必要です。 同条例の規定による防災センターには、 自衛消防技術認定証を有し、かつ、防災セ ンター要員講習を修了した人を置かなけれ ばなりません。 なお、この講習の実施機関として、一般 社団法人東京防災設備保守協会が指定さ れています。 (5) 防災センター要員講習 防火管理技能講習は、火災予防条例に 基づき、一定規模以上の建築物において、 防火管理者の業務を補助する高度で専門 的な知識・技術を有するスペシャリストを 育成するための講習です。 「防火管理技能講習」及び「防火管理技 能再講習」があり、防火管理技能講習修了 証の交付を受けた日以後における最初の4 月1 日から5 年以内に防火管理技能再講 習を受けなければなりません。再講習を受 けた日以降においても同様です。 なお、この講習の実施機関として公益財 団法人東京防災救急協会が登録されてい ます。 (7) 防火管理技能講習 第
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火災予防条例に基づき、石油燃焼機器 等の地震動等により作動する安全装置を設 けることとされている火を使用する設備若 しくは器具の設置工事又は修理を業として 行おうとする者は、石油機器技術管理講習 の受講により、当該工事又は修理に関する 必要な知識及び技術を習得し安全性を確 保しなければなりません。 (10) 石油機器技術管理講習 消防設備点検資格者講習は、消防法施 行規則に基づき消防用設備等の点検に関し て必要な知識と技能を修得するものです。 講習の種類は1 種(主として機械系統の設 備)、2 種(主として電気系統の設備)及び 特種(特殊消防用設備等)に区分されてお り、修了考査に合格するとその区分の消防 設備点検資格者免状の交付申請ができま す。 また、消防設備点検資格者免状の交付 を受けている人は、消防設備等の変化や法 令改正に対応した最新の知識を得るため に、5 年ごとに再講習を受講することが必 要です。再講習は免状の区分ごとに行われ ます。 なお、これらの事務は消防庁長官の登録 を受けた法人である、一般財団法人日本消 防設備安全センターが行っています。 (8) 消防設備点検資格者講習と免状の交付 火災予防条例では、建物の防火安全性 を一層向上させるため、消防設備業、建築 設計業等に従事する者のうち、建物の避難 の管理、火気使用設備等の設置または消 防用設備等の設置に係る計画もしくは当該 計画に基づく工事に関する業務に従事する 者は、防火安全技術講習の受講に努めな ければなりません。 (9) 防火安全技術講習 第
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第2章 第6節・予防行政 防災センター要員と聞くとどんなイ メージを持ちますか? マンションの管 理人や、勤務先や出かけた先の建物で 受付や警備を行っている警備員のよう なイメージでしょうか? みなさんが普 段目にするのはそういった業務に従事 しているときかもしれませんが、防災 センター要員は災害時にとても大切な 役割を担っているのです。 建物には、消火のための消火器、 屋内消火栓設備、スプリンクラー設 備、火災を知らせるための自動火災報 知設備、放送設備、避難経路を守る ための防火戸など、建物の安全を守 るために様々な設備が設置されていま す。防災センターには、これらの設備 が発する信号を一括して確認すること ができる総合操作盤という機器が設置 されています。また、総合操作盤を 監視、操作するとともに自衛消防活動 を行う専門的な知識を持った防災セン ター要員が勤務しています。 ひとたび防災センターで異常を感知 すると、防災センター要員は、現場へ 確認に向かい、火災の場合には、消 火器や屋内消火栓設備による初期消 火や避難誘導などを行います。一方、 防災センターに残っている防災セン ター要員は、利用者が安全に避難でき るように非常放送を流したり、設備を 起動するなど様々な機器を操作して、 初期消火や避難誘導を援護します。 さらに、けが人が発生した場合の手 当、大地震により閉じ込められたり下 敷きになったりした人の救助などにも 対応します。 様々な災害に適切に対処するため に、防災センター要員は、定期的に 講習を受講し、様々な訓練を行うこと で技術の向上に努め、建物の利用者 の安全を守るための中心的な役割を 果たしています。 今日も防災センターでは、防災セン ター要員という正義の味方が建物を見 守っているのです。 建物の安全を守る正義の味方 防災センター要員とは… コ ラ ム 第
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火災は、国民の生命、身体、財産に多 大な損害を与えるもので、それらは当事者 のみならず、延焼拡大することによって社 会にも影響を及ぼし、混乱を与えます。こ のような火災をなくし、発生した火災によ る被害を最小限に留めるためには、火災の 調査を実施して得られた資料を活用するの が最善の策といえます。 火災の調査は、消防法に基づいて火災 予防を主とする消防行政上の必要を満たす ために認められた極めて重要な業務で、火 災予防の徹底に資することを本来の目的と しています。さらに消防活動の効率化を図 るための資料を得ることや、消防情報及び 消防統計作成の資料を得ることも火災の調 査を行う目的のひとつです。また、捜査機 関が行う捜査に協力することも副次的な目 的とされています。 ア 火災調査の責任 火災原因等の調査の義務は消防法に規 定されており、各消防署長に管轄区域内 の火災の調査に関する全ての責任がありま す。東京消防庁火災調査規程には、主任 調査員と調査担当員を指定し、各調査員は 調査技術の向上に努めなければならないと 定められています。 イ 火災調査の人員 火災の原因調査は、様々な調査項目を 順序立てて実施する必要があり、火災の発 生と同時に各種調査があることを念頭に置 いて、必要な調査員を火災となった対象物 や被害の程度に応じて配置しています。 これらの調査に必要な人員は、火災の規 模、現場における作業量により決定してお り、小規模の火災では6 人程度、数棟が全 焼する等、規模の大きな火災では10 人以 上の調査員が火災の調査に従事しています。 (1) 火災調査の目的 (2) 火災調査体制 第
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第2章 第6節・予防行政 ウ 火災の調査の範囲 消防法に基づく火災の調査の内容は、 「火 災の原因調査」と「火災及び消火のために 受けた損害の調査」に分けられます。 (ア)火災の原因調査 火災の原因調査は、出火原因調査を中 心に多種の調査項目を分担し、組織的な調 査をしています。 主な調査項目 ○出火原因(火災発生経過及び出火箇所) ○発見の動機、通報及び初期消火の一連 の行動経過 ○建物火災の延焼経路、延焼拡大要因等 の延焼状況 ○避難経路、避難上の支障要因等の避難 状況 ○消防用設備等及び特殊消防用設備等の 使用または作動状況 ○住宅用火災警報器の状況(設置・作動等) (イ)火災の損害調査 火災の損害調査は、火災という燃焼現 象そのもの及び避難等により受けた人的被 害・物的損害、また、火災の消火・鎮圧活 動をしたために受けた人的被害・物的損害 を調査します。 また、損害調査は消防の立場から消防活 動の効果を検証することも目的としており、 今後起こり得る火災に対処する消防力の整 備など、今後の消防施策の運営にも影響す るものとなります。 主な調査項目 ○火災による死傷者、り災世帯、り災人員 等の人的な被害及びその発生状況 ○火災による焼き、消火、爆発等による物 的な損害の状況 ○火災により受けた物的な損害の評価、火 災保険等の状況 ▲ 現場見分の状況 第
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ア 火災調査の流れ 火災の調査は火災の覚知から始まり、火災出場時における調査や鎮火後の現場における調 査を行います。また、事案によっては鑑識・鑑定・実験等の立証のための調査を経て最終結 論を導いています。(図表2-6-15) ■ 図表2-6-15 火災調査の流れ 火災出場時における調査 現場に到着した消防隊は、到着時における消防 活動の情報収集と防ぎょ行動を通じて現場の延 焼状況を把握します。 現場における調査 火災出場時に得られた延焼状況等の見分資料 や関係者の供述に基づいて、現場発掘や状況 証拠の検証をして出火箇所や出火原因等を明 らかにします。また、火災になった建物の延焼 状況、避難状況、消防用設備等の状況を把握 します。 立証のための調査 出火原因は、火災現場の調査だけで判明する とは限りません。家電製品などの製造物にかか わる火災や自然発火などの化学火災について は、鑑識、鑑定、実験及び各種文献調査によ り、科学的に原因を究明しています。 火災の覚知 現場見分 鑑識・鑑定 出火原因の判定 (3) 火災調査業務 第
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第2章 第6節・予防行政 ▲ 酸素吸入器に起因した火災の再現実験 ▲ ガストーチバーナーに起因した火災の再現実験 イ 調査結果の活用 火災の調査で得られた結果は、類似火災防止のための製造事業者及び関係業界に対する 指導や安全・安心情報の発信など、火災予防施策に反映させています。 (ア)類似火災の防止 火災の調査により今後も同種の事案が起こりうるであろうと予想される場合は、得られた 調査結果を法令改正等の根拠にしたり、製造事業者等に改善や事故防止策を求めたりしてい ます。 特に製造物から出火した火災は、調査結果により製造物がリコール・社告に至るなど、類 似火災の防止に大きな成果を上げています。 (イ)安全・安心情報の発信 火災の調査結果から得られた情報を分析し、ホームページ等にて、火災の状況を情報提 供しています。また、調査結果及び科学的物証から得た安全情報を報道発表するとともに、 SNS 等を活用して迅速な情報発信をしています。 ▲ 製造物火災の鑑識 第
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電子レンジの使用方法を誤ったため出火した火災 【火災を防ぐために】 パソコン等に取り付けられたバッテリーやモバイルバッテリーなどを一般ごみに出すと ごみ収集車内で押しつぶされ、出火することから、廃棄する際は、お住いの自治体の分 別回収方法を確認するか、事業団体が回収するリサイクルに出しましょう。 【火災を防ぐために】 ・さつま芋や肉まんなどは、長時間加熱しすぎると急速に燃える危険性があります。加 熱時間を長めに設定せず、取扱説明書や調理方法等をよく確認しましょう。 ・冷凍食品などは、必ず『袋ごとレンジ不可』など包装の表示を確認しましょう。 ~身近な製品からの火災事例~ コ ラ ム ごみ収集車が回収したバッテリーから出火した火災 第
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第2章 第7節・広報広聴活動 (1) 主な広報媒体 主な広報媒体や広報行事などについて説明しています。 消防広報は、消防の実態や各種施策を正しく都民の皆様に伝え、理解と協力を得るために、 広報紙、ポスター、パンフレット等を作成しているほか、ホームページ、ソーシャルメディア、 公式アプリを活用し、災害や防火防災に関する情報を都民の皆様に提供しています。 また、新聞、ラジオ、テレビなどの報道機関に対し、タイムリーな情報提供、広報協力を 行うとともに、各種イベント、展示会などを開催し広報活動を展開しています。 ア 広報とうきょう消防 都民の皆様に、当庁の業務や防火防災 に関する情報をお伝えするために、広報紙 「広報とうきょう消防」を年4 回発行して います。 「広報とうきょう消防」は、当庁の管轄 区域を対象に新聞折込みや区市町村、駅 などの公共施設に配布しています。また、 当庁ホームページにも掲載しており、創刊 号から最新号までご覧いただくことができ ます。 イ ポスター及びパンフレット 火災予防運動など、各種キャンペーン時 期に合わせてポスターを作成しています。 また、都民の皆様に防火防災に関する情 報や東京消防庁の活動についてお伝えする ためのパンフレットを作成しています。 1 広報活動の概要 〜都民のニーズに合わせた広報〜 第7 節 広報広聴活動 24〜25ページ トピックス 第
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(令和5年の実績) 演奏会名等 開催時期 場 所 東京消防出初式 1月6日 東京ビッグサイト 都民と消防のふれあいコンサート (特別区) 7月20日 文京シビックホール (多摩地区) 7月23日 武蔵野市民文化会館 都民コンサート(金曜コンサート) 4月7日、6月30日 ※春:4 ~6月 秋:9 ~10月に開催 日比谷公園小音楽堂 ※令和8年まで改修工事のため別会場で実施予定 ※1:その他、火災予防運動期間中(春3月1日~7日、秋11月9日~15日)の各消防署のイベント等で演奏・演技を行っています。 ※2:各演奏会等の詳細は概ね1 ~2か月前に東京消防庁音楽隊ホームページに掲載しています。(http://www.tfd.metro.tokyo.lg.jp/hp-ongtai/) 音楽隊カラーガーズ隊 PR動画 花は咲く (東日本大震災) (ア) 音楽隊 東京消防庁音楽隊は、昭和24 年7 月に 日本初の消防音楽隊として創立しました。 音楽活動を通じて防火防災を呼びかけ、 「地域と奏でる防災のハーモニー」をテーマ に、都民と消防のふれあいコンサート、 金曜コンサートをはじめ、各消防署のイ ベント等で演奏活動を行っています。 (イ) カラーガーズ隊 カラーガーズ隊は、昭和61 年4 月、消 防のメッセージをより多くの方に届ける目 的で編成されました。パレードや広報イベ ントなどに参加し、華やかなフラッグ演技 で防火・防災を呼びかけています。 カラーガーズの語源は、「旗(カラー) を守る(ガード)人たち」の意味です。 ウ 消防博物館を通した広報活動 東京消防庁消防防災資料センター(通称「消防博物館」)は、江戸時代に描かれた絵巻、 錦絵から最新の消防隊の装備まで消防に関する資料を展示しています。「幼児から大人まであ らゆる世代の『防火・防災への拠点』を喚起する施設」として、防火防災教育の起点となる 施設です。(268 ページ参照) エ 消防音楽隊及びカラーガーズ隊による広報活動 (ウ) 主な年間演奏活動 ▲ 音楽隊 ▲ カラーガーズ隊 第
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第2章 第7節・広報広聴活動 ページ名 東京消防庁 ユーザー名 TokyoFireDepartment 表示名 東京消防庁 ユーザー名 @Tokyo_Fire_D X(旧Twitter) 東京消防庁公式アプリ 東京消防庁ホームページ Facebook YouTube チャンネル名 東京消防庁公式チャンネル 対応OS iOS,iPadOS
AndroidOS,ChromeOS
WindowsOS オ インターネットを活用した広報媒体 (ア) 東京消防庁ホームページ 東京消防庁ホームページでは、災害統 計をはじめ、各種災害の教訓、地震対策 の情報、ケガや事故の予防情報などの生 活に密着した消防・防災情報をタイムリー に提供しています。また、電子メールでも、 消防に対する意見や要望等を幅広く受け 付けています。 (イ) 東京消防庁公式アプリ FAQ やチャットボット、消防施設やイ ベント情報を表示するマップ機能をはじ め、119 番通報や救急相談など緊急時に も役に立つ多様な機能を搭載し安全・安 心情報を手軽にすばやく入手できる消防 アプリです。 (ウ) 東京消防庁ソーシャルメディア イベント情報や時節に応じた日常 生活事故に関する情報などを、X(旧 Twitter)やFacebook、YouTube で発 信しています。 東京消防庁のインターネット広報 ▶ 第
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(2) 主な広報行事 ア 火災予防運動 毎年、春は車両・船舶等の乗物火災、山火事及び建物火災の予防を目的として、3 月1日 から3 月7 日までの一週間、秋は建物火災の多発期を前に火災への警戒を呼びかけるため、 11月9 日から11月15 日ま での1週間、それぞれ火災 予防運動を実施しています。 この運動は、各消防署が それぞれの地域で防火防災 講演会や消防訓練・演習な どを実施し、都民の皆様の 防火防災意識の高揚を図る ものです。 イ はたらく消防の写生会 毎年4 月から5 月にかけて、東京消防庁管内の小・中学校の児童・生徒を対象に消防車両 等の写生会を実施しています。これは、消防隊員や消防車両などの写生画や東京消防庁公式 アプリなどに掲出される消 防車両などの画像の図画、 火災予防や地震対策などを 表現するポスター及び未来 の消防イメージ図画を描く ことにより、消防の仕事へ の関心を高め、防火防災意 識の育成・向上を図るため に行っているものです。ま た、作品の展示及び表彰式 を通して、防火防災思想の 普及を図っています。 第
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第2章 第7節・広報広聴活動 (1) 都民相談窓口 ウ 水の消防ページェント 5 月中旬に船舶の火災予防や水 難事故の防止を呼びかけることを 目的として「水の消防ページェント」 を開催しています。消防艇と消防 ヘリコプター等による船舶火災の 消火や水難救助の消防演技などを 実施し、東京港の安全を守る消防 部隊の訓練成果を披露しています。 2 広聴活動の概要 当庁では、都民の皆様の意見や要望等を広く伺い消防行政に反映させるため、広報課のほ か、各消防署・分署・出張所に都民相談窓口を設けています。令和5 年中の広聴件数は8,840 件(前年に比べ316 件増)でした。また、当庁ホームページ(情報公開ポータルサイト)において、 件数及び対応事例を毎月公表しています。 (2) 消防に関する世論調査・インターネット調査 都民の皆様の消防行政や防災に関する認識、防災に関する平素の備えの実態及び消防行政 に関する意見や要望を把握し、消防行政へ反映するため、当庁管内在住の都民を対象に毎年 1 回世論調査を、また年3 回程度インターネットによるアンケート調査を実施しています。 (3) イベント会場におけるアンケート 東京消防出初式をはじめとする各種イベントで来場者の皆様から感想や意見などを伺い、 より多くの都民の皆様に親しまれる催しとするための基礎資料として活用しています。 第
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(1) 消防学校の沿革 第8 節 消防学校 消防学校は、大正3 年10 月に制定され た「消防練習所規程」に基づき、麴町区元 園町3 番地先(現千代田区麴町一丁目2 番)に木造2 階建ての2 教室で開設し、 100 年を超える歴史があります。 昭和23 年3 月に自治体消防の発足に伴 い警視庁と分離して、同年5 月に国立市に 移転し、東京消防庁消防学校(特別区消防 職員の教育施設)と東京都消防訓練所(市 町村消防職員と都内消防団員の教育施設) を併設する教育施設として運営を開始しま した。 2 年後の昭和25 年、渋谷区西原に移転 し、昭和39 年に旧第一校舎、昭和45 年 に旧第二校舎が開設されました。 昭和47 年に女性消防官第1 期生64 人 が入校、平成3 年、厚生労働省から救急 救命士養成所に指定されて救急救命士養 成課程研修を開始、平成7 年に校舎が改 築され、現在に至っています。 ○消防学校は、大正3年に設置され、100年を超える歴史があります。 ○消防学校では、新たに採用した消防職員の教育や幹部及び専門的な技術を習得す るために消防職員及び消防団員に対して様々な研修を行っています。 1 消防学校の沿革・役割 昭和25年に現在地に移転 場所:渋谷区代々木大山町1073番地 (現渋谷区西原二丁目51番1号) 敷地: 9,988㎡ 建物: 2,825㎡ 校舎2棟、講堂1棟、寮2棟 寮定員: 144人 ~消防人を育てる〜 第
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第2章 第8節・消防学校 平成7年から現在の校舎 敷地:30,679㎡ 建物:41,716㎡ 校舎、訓練棟、寮など 計10棟 寮定員:男子寮591人、女子寮66人 (令和6年4月1日現在) 第一校舎 第二校舎 屋内訓練施設 学生訓練棟 西原寮 消防学校は、消防組織法に基づき、消 防職員と消防団員の教育訓練を行うために 設置している機関です。 初任教育、管理者研修、幹部研修、専 科研修、特別研修、消防団研修等の様々 な教育を行っているほか、救急救命士の養 成も行っています。 このうち、消防団員については、それぞ れ自分の職業を持っているため、消防学校 において教育訓練が実施し難い場合には、 消防学校の教員を現地に派遣して教育訓 練を行っています。 (2) 消防学校の目的 第
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▲ 人員、姿勢、服装等の点検 ▲ 消防活動訓練 教育期間 男性 女性 合計 令和5年4月から令和5年9月まで 449人 63人 512人 令和5年8月から令和6年1月まで 111人 0人 111人 令和5年10月から令和6年3月まで 101人 4人 105人 令和6年2月から令和6年7月まで 109人 2人 111人 合 計 770人 69人 839人 ■ 図表2-8-1 基礎教育修了者(令和5年度) 2 学校教養 新たに採用された消防職員に対する1年 間の初任教育のうち、消防学校において6 か月間の基礎教育を行っています。 消防活動技術や防火防災に関する基礎 的な知識はもちろん、厳しい災害現場にも 負けない強じんな気力や体力づくり、さら には、社会人としての人格を形成すること を目的として行われます。 令和5 年度に採用され、消防学校にお いて教育訓練を修了した職員は839 人で した。(図表2-8-1) (1) 初任教育 ▲ 消防学校の1日-寮生活 から授業の様子まで- ▲ 実科査閲-消防学校 学生による訓練の様子- 第
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第2章 第8節・消防学校 ■ 図表2-8-2 幹部教育実施状況(令和5年度) 幹部職員としての業務管理能力や消防部隊の指揮・統率力の向上など、その階級職に応じ て必要な能力の伸長を図ることを目的として実施しています。(図表2-8-2) 研修種別 対象者 期間日間 回数 計 上級幹部研修 消防司令長または課長級職になる者 11日間 1回 90人 (2) 中級幹部研修 消防司令または課長代理級職になる者 10日間(7) 1回 120人 (5) 初級幹部研修 消防司令補または主任級職になる者 17日間(6) 3回 260人(22) 消防士長または副主任になる者 4日間(3) 3回 504人(30) ※( )内は主事 特定の分野に関する高度な専門的知識や技術の習得を目的に専科研修を実施しています。 (図表2-8-3) 専科研修を修了すると専門技術を習得したと認められ、特別救助隊員や救急隊員として活 動することができるようになります。 ▲ 中級幹部研修(高層ビル火災指揮訓練) (2) 幹部研修 (3) 専科研修 第
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▲ 特別操作機関技術研修 ▲ 化学災害技術研修 ■ 図表2-8-3 専科研修実施状況(令和5年度) ◆火災や事故などの災害現場に従事する隊員を養成する研修 特別救助技術研修 25日間 1回 59人 水難救助技術研修 20日間 1回 19人 高所指揮技術研修 15日間 1回 30人 化学災害技術研修 15日間 1回 40人 ◆救急活動に従事する隊員等を養成する研修 救急救命士就業前研修 30日間 5回 210人 救急標準課程研修 36日間 7回 416人 ◆建物の建築申請書類の審査や防火査察、防火・防災管理業務に携わる 職員の養成及び技能レベル向上のための研修 上級予防技術研修(予防課程) 11日間 1回 25人 上級予防技術研修(危険物課程) 7日間 1回 15人 上級予防技術研修(査察課程) 6日間 1回 15人 上級予防技術研修(調査課程) 6日間 1回 14人 上級予防技術研修(防火管理課程) 9日間 1回 25人 予防技術研修 20日間 2回 98人 ◆ポンプ車やはしご車等の消防自動車の運行に従事する職員を養成するための研修 特別操作機関技術研修 12日間 2回 40人 ポンプ機関技術研修 14日間 8回 223人 機動二輪技術研修 11日間 1回 8人 ▲ 救急救命士就業前研修 ▲ 特別救助技術研修 第
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第2章 第8節・消防学校 3 委託教養 ■ 図表2-8-5 受託研修の状況(令和5年度) 他の消防本部 ・火災調査技術(6消防本部)・高度救助技術(6消防本部) ・災害指揮・安全管理技術(6消防本部) 消防大学校 ・救助科 ・緊急援助隊教育科 総務省消防庁 ・消防署実務研修(34名) ■ 図表2-8-4 委託研修の状況(令和5年度抜粋) 能力向上研修 ・大学、大学院等委託研修 ・消防大学校委託研修 ・大学医学部付属病院等委託研修 ・高度情報処理要員養成委託研修 ・山岳遭難指導員養成委託研修 ・スイフトウォーターレスキュー委託研修 ・緊急自動車運転技能向上委託研修・機関員指導者養成委託研修 ・音楽隊研修 ・支援デブリーファー養成委託研修 資格取得研修 ・回転翼航空機操縦士養成委託 研修 ・回転翼航空機整備士養成委託 研修 ・海技従事者養成委託研修 ・移動式クレーン運転士等養成 委託研修 ・大型自動車免許取得委託研修 ・救急救命士養成委託研修 高度化・多様化する消防行政に対応できる職員を育成するため、大学をはじめ、官公庁や 民間の教育機関へ職員を研修派遣し、職務に関連する専門性の向上や必要な免許資格者の 養成を図っています。(図表2-8-4) (1) 委託研修 他の消防本部等の職員を対象に、当庁の警防、予防等、消防業務に関する研修を実施し ています。(図表2-8-5) (2) 受託研修 第
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日々、消防隊を支援している装備工場の業務や緊急消防援助隊等としての活動支 援について説明しています。 1 装備工場のあゆみ 2 業務内容 ■ 図表2-9-1 装備工場整備事業の沿革 大正10年 深川消防自動車修繕工場として 設立 昭和13年 品川消防自動車修繕工場が設立 し移転 昭和24年 代々木機械工場(渋谷区幡ヶ谷) へ移転 昭和26年 自動車1級重整備工場(認定) 昭和27年 自動車分解整備事業(認証) 昭和38年 指定自動車整備事業(指定) 平成14年 国内外全車両の継続検査対応 可能となる 令和5年 自動車特定整備事業(認証) 装備工場は警視庁消防部時代の大正10 年に 消防自動車専用の修繕工場として深川区(現在 の江東区)に設立されました。その後、昭和 24 年に現在の渋谷区幡ヶ谷に移転しました。 (図表2-9-1) 「確実な機器を災害現場へ」を合言葉に、消防部隊が使用する車両、器具等を常に最良の 状態に保つため、次のような点検、整備等を実施しています。 ○ 法令及び内部基準に基づいた車両・器具の点検・整備 ○ はしご装置やポンプ装置等の特殊装置の点検・整備 ○ 消防機器の安全性、操作性向上のための改造整備 ○ 呼吸用保護器具の定期点検整備及び空気ボンベの充填 ~昼夜を問わず消防隊をサポート〜 第9 節 装備工場 (1) 確実な機器を災害現場へ 第
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第2章 第9節・装備工場 ア 技術指導 消防職員の点検整備に係る技能向上を 目的とする様々な教養を行っているほか、 専門技術を認定する消防学校での研修に て講義や実技指導を行っており、普段の整 備業務だけではなく教育機関としての役割 も担っています。 また、消防署等で故障が発生した際には、 365日24時間体制で相談を受け付けるテ レホンサービス等があり、迅速な対応がで きるよう備えています。 イ 緊急整備 災害現場等で消防車両等に緊急のトラ ブルが発生した場合は、各種整備工具、 発電装置、空気圧縮機等を積載した「走 る装備工場」ともいえる整備工作車で災害 現場や消防署へ急行して緊急整備を行うな ど、24 時間体制で消防隊をサポートしま す。円滑・迅速な消防活動に寄与し、災 害から都民の生命、身体及び財産を守る ための災害活動組織として、装備工場の緊 急整備は重要な位置付けとなっています。 近年は、緊急消防援助隊の後方支援部隊として、装備工場工作隊を編成しています。同 隊は様々な大規模災害現場等へ派遣され、整備活動等を実施してきました。 そうしたなかで「災害現場に直結した装備工場」という形の大規模災害活動支援隊へと大 きく進化しています。(図表2-9-2) 3 大規模災害等への支援 平成16年10月 新潟県中越地震災害 平成20 年7 月 北海道洞爺湖サミット 平成23 年3 月 東北地方太平洋沖地震災害 平成25年10月 東京都大島町土砂災害 平成26 年9 月 御嶽山噴火災害 平成27 年9 月 関東・東北豪雨災害 平成28 年5 月 伊勢志摩サミット 平成30 年9 月 北海道胆振東部地震災害 令和元年6 月 G20大阪サミット 令和3年7 月 静岡県熱海市土砂災害 令和5年5 月 G7広島サミット 令和6年1 月 能登半島地震災害 ■ 図表2-9-2 主な整備工作隊派遣状況 (2) 所属支援体制 第
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■ 図表2-10-1 派遣状況 派遣年月日 被災地 被害状況 東京消防庁 派遣実績 1 昭61.8.27(11日間) カメルーン共和国 死者1,700人以上 1人派遣 2 昭61.10.11(10日間)エル・サルバドル共和国 死者1,226人 5人派遣 3 平2.6.22(11日間) イランイスラム共和国 死者80,000人以上 5人派遣 4 平2.7.18(9日間) フィリピン共和国 死者1,600人以上 2人派遣 5 平3.5.15(23日間) バングラディシュ人民共和国 死者130,000人 17人派遣 6 平5.12.13(8日間) マレーシア 死者48人 6人派遣 7 平8.10.30(8日間) エジプト・アラブ共和国 死者64人 3人派遣 8 平9.10.22(21日間) インドネシア共和国 焼失面積18,000ha 19人派遣 9 平11.1.26(10日間) コロンビア共和国 死者1,171人 8人派遣 10 平11.8.17(8日間) トルコ共和国 死者15,370人 12人派遣 11 平11.9.21(8日間) 台湾 死者2,333人 18人派遣 12 平15.5.22(8日間) アルジェリア民主人民共和国 死者2,266人 8人派遣 13 平16.2.25(6日間) モロッコ王国 死者628人 4人派遣 14 平16.12.29(23日間)タイ王国 死者229,866人 23人派遣 15 平17.10.9(10日間) パキスタン・イスラム共和国 死者73,338人 6人派遣 16 平20.5.15(7日間) 中華人民共和国 死者69,227人 6人派遣 17 平21.10.1(8日間) インドネシア共和国 死者1,117人 6人派遣 18 平23.2.22(19日間) ニュージーランド 死者181人 16人派遣 19 平27.4.26(14日間) ネパール連邦民主共和国 死者8,896人 6人派遣 20 平29.9.21(8日間) メキシコ合衆国 死者369人 6人派遣 21 平30.2.8(3日間) 台湾 死者17人 2人派遣 22 令5.2.6(10日間) トルコ共和国 死者50,000人以上 6人派遣 1 国際協力 ○海外で発生した災害に対し、職員を救助隊員として派遣 ○584人の外国人を視察で受入れ ○東京都在住または滞在中の外国人向けの安全・安心に関する情報を発信 昭和60 年9 月19 日のメキシコ大地震及び同年11月14 日コロンビア共和国で発生した ネバド・デル・ルイス火山噴火により甚大な被害が発生したことを契機として、昭和61 年4 月1 日、自治省消防庁(現総務省消防庁)が中心となり、国際消防救助隊を発足し、昭和 62 年には「国際緊急援助隊の派遣に関する法律」が施行され、平成2年以降は国際緊急援 助隊として、22 回世界各地の被災地へ派遣しています。(図表2-10 -1) ~グローバルな消防へ〜 (1) 国際緊急援助隊(JDR) 第10 節 国際化への対応 第
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第2章 第10節・国際化への対応 令和4 年度には、トルコ共和国で発生した地震災害に国際緊急援助隊救助チームを派遣し、 国際貢献を果たしています。 東京消防庁は、日本の首都東京の消防防災機 関として海外からの関心が高く、毎年多数の海外 消防関係者等が当庁を訪問しています。その目 的は、情報収集や知見の交換、関係促進に加え、 人命救助技術等の実技を伴う研修の受講など多 岐に及びます。 また、平常時の海外消防関係者との交流が、緊 急時の連携の強化につながるとともに、職員の外 国人対応能力等の向上にもつながっています。 令和5 年中は、584 名の海外消防関係者等が 当庁を来訪しました。世界の様々な国と交流して います。(図表2-10 -2) ■ 図表2-10-2 令和5年中 地域別・外国人の受入数 合計 584人 アジア 250人 欧州 77人 中東 60人 アフリカ 46人 北米29人 その他 120人 大洋州2人 (2) 海外消防関係者等への対応 被災地での救助活動(JICA提供) ▲羽田空港にて実施した結団式 ▲被災地空港に到着(JICA提供) 第
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海外消防本部の最先端の技術や消防機器の情報収集、当庁の持つ技術・知識に関する講演、 海外消防本部の幹部との情報交換などを目的に、当庁職員が国際会議等へ参加しています。 令和5 年中は、国際消防長協会(IAFC)年次総会(アメリカ)、海外大都市間消防連絡会(東 京)、新北市災害管理国際会議2023(台湾)等の国際会議に参加し、海外の最新の消防情 報の収集及び東京のプレゼンス向上に注力しました。 ▲ アメリカ合衆国シアトル市の救命士が消防機動部隊 の施設への視察を行った。 ▲ ベルリン市消防局長が消防総監への表敬訪問を行 い、意見交換及び当庁施設の視察を行った。 2 国際会議への参加 ▲ 東京での開催となったパリ消防局との大都市間消防 連絡会 ▲ 世界各国の消防長等と意見交換を行い、当庁の 今後の施策の検討材料を収集した国際消防長協会 (IAFC)年次総会 ◀︎ トルコ南東部を震央として発生した地震に伴う国際 消防救助隊(IRT)の活動について講演を行い、当 庁の災害対応に関する経験、知識等を参加者に共 有した台湾新北市災害管理国際会議2023 第
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第2章 第10節・国際化への対応 3 東京都在住または滞在中の外国人への対応 ア パンフレット・リーフレット 都内在住の外国人の方や、東京を訪れた 外国人旅行者の方が安心して生活、滞在 できるように119 番通報要領や地震に対す る備えなど4か国語(英語、中国語、韓国 語、ベトナム語)で紹介するパンフレット 及びリーフレットの情報を東京消防庁ホー ムページで公開しています。 イ 大使館向け防災情報の配信 東京都内には、158 の大使館等が存在 しており、自国民の保護等の役割を担って います。当庁では、その役割に注目し、令 和6 年4 月現在、113 の大使館等に対して 定期的にメールマガジン形式で防災情報発 信をしています。その内容は、日本の消防 制度や東京消防庁の各種取組、そして大使 館等を管轄する消防署からのイベント情報 や地域特性に即した防災情報などにより構 成されています。 大使館等関係者からは、地域の消防署 からの情報はとても有益であるとの意見を 受けており、引き続き、東京都在住または 滞在中の外国人の安全・安心に寄与できる 情報を提供していきます。 (1) 安全・安心に関する情報の発信 ア 救急ボイストラ 都内の外国人が安心して滞在できる環境 を整備するため、令和4 年7 月から全救 急隊に、多言語翻訳アプリ「救急ボイストラ」 を配置しています。 「救急ボイストラ」は、国立研究開発法 人情報通信研究機構(NICT)と総務省消 防庁消防研究センターが、多言語音声翻訳 アプリ「VoiceTra」を基に開発した救急隊 用の翻訳アプリです。30 言語の音声翻訳 に対応し、その内の15 言語については、 救急現場で使用頻度の高い会話内容が定 型文として登録されており、外国語による 音声と画面に表示される文字によりコミュ ニケーションを図ることが可能です。 (図表2-10 -3) (2) コミュニケーション支援ツール 第
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第2章 第10節・国際化への対応 イ コミュニケーション支援ボード 今後増加が見込まれる東京都在住または 滞在中の外国人が直接消防署窓口へ通報 する際に円滑なコミュニケーションがとれ るよう、外国語(5 か国語)、イラスト、ピ クトグラムを活用したコミュニケーション支 援ボードを各消防署の受付に配置していま す。 ウ 多言語通訳支援業務 日本語を話すことのできない方からの119 番通報に応えるため、英語・中国語・韓国語・ ポルトガル語・スペイン語について通訳を含めた3者通話が可能となっています。 表 裏 部分拡大図 ■ 図表2-10-3 外国人傷病者搬送人員の推移 令和元年 令和2年 令和3年 令和4年 令和5年 搬送人員 14,096 10,752 11,619 14,403 19,758 3 者通話による 電話通訳体制 指令室員 外国人 119 通報 通 訳 通訳要請 通 訳 消防隊 救急隊 現場からの 通訳要請 多言語通訳支援業務委託イメージ図 第
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chapter 3 消防団の組織と活動 第 3 章 ● 第1節 組織 ~地域を守る消防団~ ● 第2節 活動 ~地域防災力の要~
第1節 組 織 ~地域を守る消防団~ 第1 節では、特別区(23 区)、多摩・島しょ 地区の消防団の体制や特別区消防団の活 動内容、主な行事及び特別区学生消防団 活動認証制度などの消防団の充実強化を 図る制度について説明 しています。 第2節 活 動 ~地域防災力の要~ 第2 節では、特別区消防団の災害出場 件数や警戒活動の件数、実際の火災の活 動事例や警戒活動の状況について説明して います。 消防団は、地域に密着した消防機関であり、災害活動だけではなく、地域の防火 防災指導や応急救護指導、祭礼や催物の警戒など地域防災力の要として重要な役割 を果たしています。 第3章では、特別区消防団の組織、活動内容及び多摩・島しょ地区の消防団の体 制について説明をしています。 249ページ 258ページ 消防団の組織と活動 第3章 ダイジェスト 第
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消防団は消防署と連携し、消火活動や人 命救助活動などのほか、地域防災力の要と して地域住民に対し、防火防災指導や応急 救護指導を行っています。 消防団員はそれぞれの職業に就きなが ら、必要の都度招集される特別職の非常 勤公務員で、自営業や会社員、さらには学 生や主婦など、男性に限らず女性も多く活 躍しています。 東京の消防団は都知事が管理する特別 区と各市町村長が管理する多摩・島しょ地 区にそれぞれ設置されています。(図表3- 1-1) 装備や服装・処遇など特別区と各市町村 で異なるものもありますが、災害活動や防 火防災指導など基本的な活動は変わりませ ん。 1 消防団の概要 消防団 団員(定員) 特別区 58団 16,000人 多摩地域 30団 9,044人 島しょ地域 10団 1,587人 合計 98団 26,631人 ○消防団は、消防組織法に基づき設置された消防機関で、各市町村に設置されています。 ○消防団員は地域住民等により構成され、地域に密着した活動を行っています。 ■ 図表3-1-1 消防団の現況 第3章 36〜39ページ トピックス ~地域を守る消防団〜 第1 節 組織 消防団の組織と活動 消防団に入ろう!! 第
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■ 図表3-1-2 消防団の災害活動体制 団本部指揮担当 局面指揮担当 副団長(局面指揮担当) 団本部員 副団長(局面指揮担当) 団本部員 副団長(大規模災害担当) 団本部員 ( ) 消防団本部 分団(水災を除く) 第◯分団 消火班 情報収集班 住民指導班 団長 第◯分団 第◯分団 第◯分団 第◯分団 第◯分団 大規模 災害団員 分団長 副分団長 消火班 情報収集班 住民指導班 消防隊応援班 副分団長 副団長 団本部員 分団本部員 2 特別区消防団の体制等 (1)設置 特別区の消防団は、「消防組織法」及び 「特別区の消防団の設置等に関する条例」 に基づいて設置されており、各消防署と同 じ管轄区域を受け持っています。 定員は16,000人、令和6年3月31日 現在の現員数は、13,891人(女性3,161 人)で定員充足率は86.8%となっていま す。平均年齢は50.8歳です。 (2)任務 消防団は「わが街はわが手で守る」とい う精神に基づき、災害活動はもとより、日 頃から地域の防火防災指導や応急救護指 導、祭礼や催物の警戒など地域防災力の 要として重要な役割を果たしています。 また、震災や水災に対する災害活動にも 大きな期待が寄せられ、地域住民の安全・ 安心を確保するため、消防署と連携を図 り、積極的に活動しています。 (3)活動体制 各消防団の災害活動時の体制は、全体 の運営を担う「消防団本部」と管轄区域を いくつかの地域ごとに分けて担当している 「分団」により構成されています。(図表3 -1-2) 第
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第3章 第1節・組織 ウ 消防団点検 消防団点検は、消防団の活動について 行政区ごとに消防総監が確認するもので す。 また、消防団点検は、地域住民等に消 防団への理解を深めていただくため、消防 団の活動を積極的に紹介しています。 イ 消防操法大会 消防操法大会は、消防操法の基準に基 づき消防団員の平素における消防活動の諸 動作の習熟度を競い、各消防団の活動技 術の向上と士気の高揚を図ることを目的と して各消防団で実施しています。 ア 消防団始式 消防団始式は、各消防団が年頭に実施 する新春恒例行事です。 式典では、消防団長の年頭訓示のほか、 消防団員等の活動実績に対する表彰や、消 防団活動へ協力いただいた事業所や消防 団員の家族などへの感謝状の贈呈等を実 施しています。 新年を迎え、地域の安全を祈願するとと もに、地域住民に対して消防団活動への理 解を深め、あわせて火災予防意識の向上を 目的として実施されるものです。 ■ 図表3-1-3 特別区消防団の主な行事 実施月 行事内容 1月 東京消防出初式への参加 消防団始式 Tokyo消防団の日 5月 水防訓練 5・6月 消防操法大会等 7・8月 祭礼、花火等の警戒 9月 総合防災訓練 9 ~11月 消防団点検 11月 震災訓練 12月 年末消防特別警戒 (4) 主な行事 第
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各分団の活動が円滑に行われるよう、分 団本部施設及び装備資機材の整備を推進 しています。 ア 分団本部施設の整備 (ア) 使用目的 分団本部施設は、消防団員の活動拠点 として整備しているものです。主に、火災 や震災等の大規模災害時の参集場所、教 育訓練、各種資機材の点検、分団会議及 び各種警戒の拠点として使用しています。 (イ) 規模・構造 各種資機材等を収納できる格納庫及び 会議や訓練スペース等を併せ持った施設と して整備しています。(図表3-1-4) ■ 図表3-1-4 分団本部施設の規模・構造等 規模 延面積おおむね80㎡ 平屋または2階建(1階格納庫、 2階会議等スペース) 構造 鉄骨造 設備 電気・給排水設備 (5) 施設・装備資機材 第
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第3章 第1節・組織 イ 資機材の整備 (ア) 可搬ポンプ及び台車 消防活動に使用するための可搬ポンプと これを搬送するための台車です。可搬ポン プは、特別区内に990 台を配置しています。 (イ) 可搬ポンプ積載車 可搬ポンプ及び各種資機材を災害現場 まで搬送するため緊急走行可能な軽自動車 です。令和5 年度までに324 台を配置し ており、順次整備を進めています。 (ウ) その他の資機材 消火用ホースをはじめ、救助救急活動に 使用する資機材等を整備しています。 (6) 消防団の充実強化を図る制度 ア 特別区の消防団協力事業所表示制度 特別区内の消防団に社員が入団しているなど、積 極的に消防団に協力している事業所等に対し東京消 防庁が認定し、「消防団協力事業所表示証」を交付 する制度です。 表示証は、地域の防災に貢献している事業所の証 しとして掲示でき、ホームページなどで広く公表する ことができます。 第
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ウ 機能別団員制度 (ア)定義 機能別団員とは、特定の活動や任務に従事する消防団員をいいます。 (イ)任務 各消防団の出場状況、資格等に応じて応急救護訓練指導、防火防災訓練指導、広報活動 及び警戒活動など消防の任務に限定して活動を行います。 (ウ)主な対象者 ・ 入団を希望する女性や学生 ・ 家庭や仕事等の事情で退団を希望する団員 ・ 消防団員としての実務経験があり指導助言できる団員(アドバイザー) エ 大規模災害団員制度 (ア)定義 大規模災害団員とは、大規模災害時の活動に従事する消防団員をいいます。 (イ)任務 災害情報の収集、避難誘導、消火・救助活動支援などの任務を行います。 (ウ)主な対象者 ・ 災害活動経験又は災害活動の訓練を受けた者(消防職員・消防団員経験者) ・ 災害活動で活用できる知識・技術を有する者(医療や建設関係従事者など) 消火活動 水災活動 応急救護訓練指導 防火防災訓練指導 広報活動 祭礼等警戒活動 応急救護訓練指導 機能別団員 広報活動 機能別団員 【特定の任務や活動に従事する消防団員】 機能別団員 他 基本団員 水災活動 震災活動 その他の災害活動 大規模災害団員 【大規模災害時の活動に 従事する消防団員】 【全ての消防団活動に従事する消防団員】 消防団員 定員(16,000 人) イ 特別区学生消防団活動認証制度 大学、大学院、専修学校及び各種学校の学生が特別区の消防団 員として消防団活動を行った功績を東京消防庁が認証し、「特別区学 生消防団活動認証状」を交付する制度です。認証状を交付された学 生は、就職活動時に東京消防庁が証明する「特別区学生消防団活動 認証証明書」の交付を受けて、企業等に提出することができます。 就職活動をする学生と社会に貢献してきた意識の高い人材を求め る企業の両方をつなぎます。 第
章 ・ 消 防 団 の 組 織 と 活 動 3 254 White Paper on TOKYO Fire Service 2024
第3章 第1節・組織 ▲ 専科教育(警防科研修) ▲ 幹部教育(指揮幹部科研修) 特別区の消防団員に対して知識及び技術 の向上を図るため、幹部教育、専科教育及 びその他の教育を行っています。 幹部教育は、消防団幹部としての一般的 に必要な教育訓練を行い、管理能力や指揮・ 統率力の向上など、必要な能力の伸長を図 ることを目的として実施しています。団長及 び副団長を対象として管理監督能力の向上 を図る上級幹部研修、分団長、副分団長及 び部長を対象として大規模災害時の対応能 力の向上を図る指揮幹部科研修、班長を対 象として知識、部下指導及び指揮能力の向 上を図る初級幹部科研修があります。 専科教育は、特定の分野に関する専門的 な知識や技術の向上を図ることを目的とし て実施しています。消火活動を教育する警 防科研修、可搬ポンプ積載車の運用を教 育する機関科研修があります。 その他の教育は、女性消防団員の活性 化及び活動能力の向上を図ることを目的と して、女性消防団員研修があります。 また、これら各種研修の事前学習や復習 のため、東京消防団e −ラーニングシステ ムを活用しています。(図表3-1-5) ■ 図表3-1-5 教育訓練の実施状況(令和5年度)(特別区) 幹部教育 専科教育 その他の 教育 合計 上級幹部 研修 指揮幹部科 研修 初級幹部科 研修 警防科 研修 機関科 研修 女性消防 団員研修 回数 1 1 1 1 3 1 8 団数 58 54 55 55 17 52 291 人数 272 54 55 55 67 52 555 (7) 消防学校が実施している学校訓練 ▲ 幹部教育(初級幹部科研修) ▲ 専科教育(機関科研修) 第
章 ・ 消 防 団 の 組 織 と 活 動 3 255 White Paper on TOKYO Fire Service 2024
▲ 専科教育(機関科研修) ▲ 特別教育(女性消防団員研修) 東京都消防訓練所は、多摩・島しょ地域 の消防団員に対して幹部教育、専科教育及 び特別教育を行っています。 幹部教育は、消防団幹部としての一般的 に必要な教育訓練を行い、管理能力や指 揮・統率力の向上など、必要な能力の伸 長を図ることを目的として実施しています。 団長、副団長を対象として管理監督能力の 向上を図る上級幹部研修、分団長、副分 団長及び部長を対象として大規模災害時 多摩地域の消防団については、東京都 消防訓練所※及び同地域内の各消防署が教 育しています。また、島しょ地域の消防団 については、東京都消防訓練所及び同地 域内の各消防本部(消防本部が設置されて いない島については東京都消防訓練所)が 教育訓練を行っており、消防団員の知識及 び技術の向上に努めています。 ※ 東京消防庁消防学校に併設されている東京 都総務局所管の組織。各市町村消防団員 の教育訓練を実施している。 3 多摩・島しょ地域の消防団の体制等 多摩・島しょ地域の消防団は、北多摩地 区、南多摩地区、西多摩地区及び島しょ地 区の4 つの地区に分かれ、合計40 団・定 数10,631人で構成されています。 令和6 年4 月1 日現在、団員は8,238 人(女性296 人)、平均年齢は43.7 歳です。 また、ポンプ車332 台、可搬式ポン プ462 台、ポンプ搬送車121 台、広報車 66 台がそれぞれ配置されています。 (1) 各市町村主催による教育訓練 (2) 東京都消防訓練所が実施している教育訓練 第
章 ・ 消 防 団 の 組 織 と 活 動 3 256 White Paper on TOKYO Fire Service 2024
第3章 第1節・組織 幹部教育 専科教育 特別教育 合計 上級幹部 研修 指揮幹部科 研修 初級幹部科 研修 警防科 研修 機関科 研修 救助科 研修 救急科 研修 女性消防 団員研修 回数 1 1 1 1 1 2 1 1 9 団数 36 32 40 34 35 33 32 11 253 人数 110 43 49 53 54 97 32 11 449 ■ 図表3-1-6 教育訓練の実施状況(令和5年度)(多摩・島しょ地域) ▲ 特別教育(救急科研修) ▲ 特別教育(救助科研修) の対応能力の向上を図る指揮幹部科研修、 部長及び班長を対象として知識、部下指導 及び指揮能力の向上を図る初級幹部科研 修があります。 専科教育は、特定の分野に関する専門 的な知識や技術を図ることを目的として実 施しています。消火活動を教育する警防科 研修、ポンプ車の運用を教育する機関科 研修があります。 特別教育は、災害現場における救急技 術や震災時等における救助技術の習得及び 女性の活躍推進を目的として実施していま す。分団長以下の階級にある者を対象とし て震災時における救助活動を行う際に必要 な技術を習得する救助科研修、部長以下の 階級にある者を対象として応急救護処置等 の習得を図る救急科研修、分団長以下の 階級にある女性消防団員を対象として活動 能力の向上を図る女性消防団員研修があり ます。 また、これら各種研修の事前学習や復習 のため、東京消防団e −ラーニングシステ ムを活用しています。(図表3-1-6) 第
章 ・ 消 防 団 の 組 織 と 活 動 3 257 White Paper on TOKYO Fire Service 2024
(3)教育訓練件数 令和5年度中の特別区消防団の教育訓練件 数は、30,239件で、日々訓練を重ね、災害対 応力の充実強化を図り、災害に備えています。 (2)警戒件数 令和5年度中の特別区消防団の警戒件数 は、16,941件でした。前年度と比較すると、 3,379件増加しています。(図表3-2-1) (1)出場件数 令和5年度中の特別区消防団の出場件数 は、1,023件でした。前年度と比較すると、 22件増加しています。(図表3-2-1) 1 活動状況(統計) ○消防団は災害活動のほか、消防特別警戒や防火防災思想の啓発のための活動等を 行っています。 ○前年度と比較し、出動件数、警戒件数は共に増加しました。 ■ 図表3-2-1 令和5年度中の特別区消防団の活動状況 年 令和5年度 前年度比 出場件数 1,023件 22件 警戒件数 16,941件 3,379件 ~地域防災力の要〜 第2 節 活動 36〜39ページ トピックス 第
章 ・ 消 防 団 の 組 織 と 活 動 3 258 White Paper on TOKYO Fire Service 2024
第3章 第2節・活動 2 活動事例 ア 防火造2 階建て店舗等、計4 棟202㎡が焼損した火災に、可搬ポンプ積載車等、計5 台、 団員41 名が出場しました。 イ 木造2 階建て住宅等、計4 棟135㎡が焼損した火災に、ポンプ車3 台、団員31 名が 出場しました。 (1)災害活動 第
章 ・ 消 防 団 の 組 織 と 活 動 3 259 White Paper on TOKYO Fire Service 2024
ウ 枯草、20,000㎡等が焼損した火災に、可搬ポンプ積載車1台、団員11 名が出場しました。 エ 防火造2 階建て公衆浴場等、計7 棟354㎡が焼損した火災に、可搬ポンプ積載車1台、 団員10 名が出場しました。 オ 防火造2 階建て住宅等、計6 棟92㎡が焼損した火災に、可搬ポンプ積載車1台、団員 15 名が出場しました。 第
章 ・ 消 防 団 の 組 織 と 活 動 3 260 White Paper on TOKYO Fire Service 2024
第3章 第2節・活動 (2)教育訓練 ア 震災時における活動力向上を目的に、自然水利部署訓練や長距離送水訓練を実施して います。 イ 台風や集中豪雨に備えるため、消防署と連携して資機材取扱い訓練等を実施しています。 第
章 ・ 消 防 団 の 組 織 と 活 動 3 261 White Paper on TOKYO Fire Service 2024
ウ 災害時における活動力向上のため、火災対応訓練や基本訓練等を実施しています。 各地域で開催された催物において、消防特別警戒を実施しています。 (3)消防特別警戒 第
章 ・ 消 防 団 の 組 織 と 活 動 3 262 White Paper on TOKYO Fire Service 2024
第3章 第2節・活動 ア 高等学校等において、消防団の活動を紹介するとともに将来の地域防災の担い手を育成 するため、総合防災教育を実施しています。 火災予防運動や文化財防火デー等の各種行事で、消防署及び関係機関と連携した消防演 習を実施しています。 (4)消防演習 (5)総合防災教育等 第
章 ・ 消 防 団 の 組 織 と 活 動 3 263 White Paper on TOKYO Fire Service 2024
第3章 第2節 活動 イ 各消防団は、各消防署及び各小学校等と協力し、「はたらく消防の写生会」に参加して います。はたらく消防の写生会は、一人でも多くの子供たちに参加してもらい、消防の 仕事を理解し、防火防災の心を育て、さらに多くの都民に防火防災思想を啓発すること を目的として実施しています。 ウ 各消防団は、防火防災訓練及び各種イベント等の機会をとらえ、初期消火訓練などの指 導を行っています。 第
章 ・ 消 防 団 の 組 織 と 活 動 3 264 White Paper on TOKYO Fire Service 2024
Attached Document 附 属 資 料 1 各種諮問機関等 2 見学・体験施設の紹介 3 統計表 4 職員採用情報
火災予防審議会は、都知事が、火災予防上の課題などに対し、学識経験者や関係行政機 関の意見を得るために設置されており、審議結果はその後の火災予防対策に活かされていま す。審議会には、人命安全対策部会と地震対策部会の2つの部会が設置され、当庁が事務局 を担っています。 昭和47 年3月に火災予防条例により設置され、同年11月に第1期火災予防審議会が開始 されて以降、現在は第26 期火災予防審議会(令和5年7月~)が実施されています。 (1)人命安全対策部会 火災の予防技術や火災による人命の安全対策などに関する調査や審議を行っています。 現在の第26 期火災予防審議会では「安全・安心で持続可能な東京の実現に向けた、長期に わたり使用され、又は使用形態が多様化する防火対象物に対する防火安全対策」をテーマに 審議が行われています。 令和5 年度は、全ての客席を立席とした劇場について実証実験を行い客席の基準について 検討した他、防災センターが義務となる防火対象物の関係者へのヒアリング調査を実施し、防 災センターが抱えている問題の抽出作業を行いました。また、近年増加している関係者不在で 営業する施設について、実態を把握するための予備調査を行いました。 令和6 年度は、劇場の客席の基準、これからの時代にふさわしい防災センターの在り方、 関係者不在施設の防火管理の在り方について、引き続き検討します。 (2)地震対策部会 地震による火災の予防対策に関することとして、出火防止対策及び延焼拡大防止対策など の人的、物的被害の軽減に関する調査や審議を行っています。 第25 期火災予防審議会では、「地震時における災害の複合化を考慮した消防防災対策の 在り方」をテーマに審議が行われ、地震と風水害等(例:台風)の自然災害の複合化という 知見・経験の乏しい災害について、複合災害が発生した際に消防機関のマネジメントを困難化 する5つの要因を把握し、必要な対策・対応が提言されました。 現在の第26 期火災予防審議会では「多様化するライフスタイルと居住形態の変化を踏まえ た地震時の自助・共助対策」をテーマに審議が行われています。 各種諮問機関等 附属資料 1 1 火災予防審議会 266 White Paper on TOKYO Fire Service 2024
(2) 東京都メディカルコントロール協議会 主として、医学的観点から救急活動の質を保障するための制度(いわゆるメディカルコ ントロール体制)を担うために、平成14 年10 月に設置された協議会で、東京都医師会、 救急医療機関、東京都総務局、東京都保健医療局、東京消防庁等から構成されています。 東京都では、本協議会を消防法第35 条8 に規定されている「傷病者の搬送及び受 入れの実施に関する基準の協議、並びに連絡調整等を行うための協議会」としても位置 付けることとしたため、東京都メディカルコントロール協議会は、消防法上の協議会とし ての側面も持つ協議会となっています。 (1) 東京消防庁救急業務懇話会 「救急業務等に関する条例」第12条に基づき、消防総監が意見を求めた救急業務及 びこれに関連する業務に関して、都民及び専門の知識又は経験を有する者の意見を聞く ために設置されています。現在まで、延べ33 期にわたり開催され、東京消防庁の救急 業務の充実発展と救急行政の効果的な発展に寄与しています。 ■ 懇話会内容 開会年月日 検討事項 施策の具現化 第31 期 平成23 年9月27日 バイスタンダーとして、誰もが安心して救護の手を さしのべるための方策はいかにあるべきか 応急手当奨励制度の拡充 第32 期 平成24 年11月5 日 航空隊及び消防救助機動部隊における救急救命士に 求められる能力及び教育体制はいかにあるべきか 航空消防救助機動部隊の 救急資格者への教養 第33 期 平成30 年4 月27 日 高齢者救急需要への取組はいかにあるべきか 心肺そ生を望まない傷病者 への対応について運用開始 2 救急業務の適正な推進に関する機関等 267 White Paper on TOKYO Fire Service 2024
消防博物館は、江戸時代に描かれた絵巻や錦絵、大正時代の消防クラシックカーから最新 の消防隊の装備まで、消防に関する資料を展示しています。開館日の午後1時45 分から午後 2 時15 分まで館内を案内するガイドツアーを実施しており、子供から大人まで楽しみながら 消防への理解を深めることができます。 所 在 東京都新宿区四谷3 -10 交 通 東京メトロ丸ノ内線四谷三丁目駅 2 番出口直結 電 話 03-3353-9119(代表) 開館時間 午前9 時30 分〜午後5 時 入場無料 休 館 日 月曜日(国民の祝日に当たる場合はその 翌日) 年末年始(12 月29 日~1月3 日) ホームページ https://www.tfd.metro.lg.jp/hp-hkkan/museum.html 消防博物館 ▲ クラシックカー ▲ なろうよ!消防士 ▲ 馬牽き蒸気ポンプ ▲ 消防ヘリコプター 展示の紹介 見学・体験施設の紹介 附属資料 2 268 White Paper on TOKYO Fire Service 2024
● 主な体験コーナー ・地震コーナー ・煙コーナー ・消火コーナー ・救急コーナー ・通報コーナー ・視聴覚教室 ・VR 防災体験コーナー ・図上訓練コーナー 所在地 東京都豊島区西池袋2 −37−8 交 通 池袋駅(南口、西口、メトロポリタン口)か ら徒歩5 分 開館時間 午前9 時~午後5 時 (金曜日は午後9 時まで) 休館日 第1、第3 火曜日と第3 火曜日の翌日 (国民の祝日に当たる場合はその直後の平日) 12 月29 日~1月3 日 お問い合せ先 TEL:03-3590-6565 FAX:03-6634-5565 ホームページ https://tokyo-bskan.jp/bskan/ikebukuro/ 池袋防災館では、毎週金曜日に夜9 時まで開館時間を延 長し、午後5 時と午後7 時から、ツアー方式での体験を行っ ています。この延長された時間帯の体験では、通常の体験 コース以外に、夜間の発災を想定した「ナイトツアー」を体 験することもできます。 体験時間 (所要時間1 時間40 分) ① 午後5 時 ~ 午後6 時40 分 ② 午後7 時 ~ 午後8 時40 分 ※定員は各コース30 名 ▲ ナイトツアー体験の様子 池袋防災館 都心で学ぶ防災の体験学習ゾーン 体験内容 ・防災シアター ・地震体験 ・消火体験 ・煙体験 ナイトツアー 防災館 269 White Paper on TOKYO Fire Service 2024
防災館 所在地 立川市泉町1156-1 交 通 バス 立川駅北口 (1番乗り場)から 「立川消防署」下車すぐ 多摩モノレール 「高松駅」から徒歩15 分 開館時間 午前9 時~午後5 時 休館日 木曜日・第3 金曜日 (国民の祝日に当たる場合は その直後の平日) 12 月29 日~1月3 日 お問い合せ先 TEL:042-521-1119 FAX:03-6634-5566 ホームページ https://tokyo-bskan.jp/bskan/tachikawa/ 立川防災館 親子で楽しみながら体験を通して防災を知る ● 主な体験コーナー ・救出救助コーナー ・こども防災体験広場 ・地震コーナー ・煙コーナー ・消火コーナー ・救急コーナー ・通報コーナー ・防災ミニシアター ・VR防災体験コーナー ・日常生活事故防止コーナー 通報訓練コーナーリニューアル 令和5 年度に通報訓練コーナーをリニューアルし、 自宅や市街地、山や川といった様々なシーンで固定 電話・公衆電話・スマートフォンなどから通報訓練 が体験できます。子供から大人までどなたでも体験 できるコーナーとなりました。 270 White Paper on TOKYO Fire Service 2024
● 主な体験コーナー ・暴風雨体験コーナー ・都市型水害コーナー ・川の手地域コーナー ・地震体験コーナー ・煙コーナー ・消火コーナー ・救急コーナー ・通報コーナー ・防災シアター ・VR 防災体験コーナー ・浸水体験コーナー ・救出救助コーナー 所在地 墨田区横川4-6-6 交 通 総武線・東京メトロ半蔵門線「錦糸町駅」か ら徒歩10 分 京成押上線・都営浅草線・東武スカイツリー ライン・東京メトロ半蔵門線「押上駅」から 徒歩10 分 開館時間 午前9 時~午後5 時 休館日 水曜日・第3 木曜日 (国民の祝日に当たる場合はその直後の平日) 12 月29 日~1月3 日 お問い合せ先 TEL:03-3621-0119 FAX:03-6634-5564 ホームページ https://tokyo-bskan.jp/bskan/honjo/ 令和5 年度に救出救助コーナーを新設しました。こちら のコーナーでは自助・共助の大切さについて、体験を交えな がら学習ができます。 コーナーは、二次災害防止エリア、オリエンテーションエ リア、救出救助・搬送体験エリア、振り返り学習エリア、絵 巻で学習エリアの5 つエリアの構成となっており、日ごろの 備えから地震発生後の身の守り方、人が家具などに挟まれ てしまった場合の救出方法など自助と共助について総合的 に学習できるコーナーとなっています。 ▲ 救出救助コーナーの概要 本所防災館 見て、触れて、下町のくらしを守る体験学習 救出救助コーナー新設 見学・体験施設の紹介 附属資料 2 271 White Paper on TOKYO Fire Service 2024
MEMO 272 White Paper on TOKYO Fire Service 2024
統計表 附属資料 3 ページ 第1表 管内情勢(消防署別) ʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝ 274 第2表 階級別職員の配置定数ʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝ 275 第3表 車種別消防車両等の配置定数ʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝ 276 第4表 特殊消防対象物数(消防署別) ʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝ 277 第5表 用途別政令対象物数(消防署別) ʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝ 278 第6表 4階以上及び地階を有する建築物数(消防署別) ʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝ 280 第7表 4階以上及び地階を有する建築物数(用途別) ʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝ 282 第8表 消防用設備等を設置している対象物と設備数(消防署別) ʝʝʝʝʝʝʝʝʝ 284 第9表 電気設備等を有する防火対象物数(消防署別) ʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝ 290 第10表 危険物製造所等及び少量危険物貯蔵取扱所の施設数(消防署別) ʝʝʝʝʝʝ 292 第11表 火災状況(消防署別) ʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝ 294 第12表 火災による損害額と死傷者数(消防署別) ʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝ 296 第13表 火元建物の用途別火災状況ʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝ 298 第14表 火元複合用途建物の用途別火災状況ʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝ 300 第15表 火災による死傷者の状況ʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝ 302 第16表 消防吏員の火災出場状況(消防署別) ʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝ 303 第17表 救助活動状況(消防署別) ʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝ 304 第18表 事故別救助活動状況ʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝ 306 第19表 緊急確認出場状況ʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝ 308 第20表 救護活動(PA連携)実施状況 ʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝ 309 第21表 消防団現勢ʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝ 310 第22表 月別消防団員出場状況ʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝ 311 第23表 地域別救急出場件数及び救護人員ʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝ 312 第24表 時間帯、事故種別救急出場件数及び救護人員ʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝ 314 第25表 月、事故種別救急出場件数及び救護人員ʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝ 316 第26表 男女、年齢、曜日、程度別搬送人員ʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝ 318 第27表 救急相談センター受付状況ʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝ 319 第28表 工事種別建築同意事務処理状況(消防署別) ʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝ 320 第29表 用途別防火査察実施件数(消防署別) ʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝ 322 第30表 用途別自衛消防訓練実施状況ʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝ 330 第31表 月別防火防災管理講習実施状況ʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝʝ 331 東 京 消 防 庁 統 計 デ ー タ 令和5 年 273 White Paper on TOKYO Fire Service 2024
第1 表 管内情勢(消防署別) 計 木 造 防火造 準耐火造 耐火造 合 計 292 1,769.36 13,794,328 7,506,317 2,862,404 194,752 1,520,151 622,521 524,980 計 特 別 区 214 627.51 9,643,024 5,428,860 1,764,300 85,872 873,913 411,612 392,903 特 丸 の 内 2 3.77 80 74 494 18 13 52 411 丸 麹 町 2 4.43 34,628 17,326 3,406 71 298 220 2,817 麹 神 田 3 3.46 34,047 21,807 7,813 117 1,089 276 6,331 神 京 橋 3 3.85 42,870 26,699 6,669 153 1,248 442 4,826 京 日 本 橋 4 3.20 54,680 33,371 6,892 104 1,089 475 5,224 日 臨 港 2 6.64 79,285 40,847 3,718 276 1,596 507 1,339 臨 芝 3 7.23 91,723 53,800 9,005 360 1,652 778 6,215 芝 麻 布 2 3.79 60,642 36,190 7,565 258 1,724 894 4,689 麻 赤 坂 2 4.09 38,180 22,178 5,611 184 1,122 518 3,787 赤 高 輪 4 5.25 75,761 40,377 6,423 257 1,284 1,606 3,276 高 品 川 4 8.18 147,156 83,272 18,243 809 7,990 3,698 5,746 品 大 井 3 8.86 116,610 64,967 16,505 700 9,163 2,788 3,854 大 荏 原 4 5.81 144,514 85,420 30,829 1,067 18,813 5,585 5,364 荏 大 森 5 19.34 230,796 130,052 42,420 2,933 23,416 9,197 6,874 大 田 園 調 布 3 11.95 207,240 108,721 41,563 2,425 24,966 8,688 5,484 田 蒲 田 4 23.59 167,494 99,623 29,169 2,238 13,942 6,913 6,076 蒲 矢 口 4 6.98 128,104 71,634 21,282 1,127 11,011 5,166 3,978 矢 目 黒 5 14.67 279,520 159,667 50,826 1,676 19,443 15,989 13,718 目 世 田 谷 6 22.03 423,373 246,401 83,521 3,327 45,934 20,225 14,035 世 玉 川 4 15.81 226,480 115,208 43,432 2,068 22,983 10,944 7,437 玉 成 城 3 20.21 268,288 134,827 50,306 2,778 30,233 10,969 6,326 成 渋 谷 6 15.11 230,609 142,443 37,683 567 12,877 6,274 17,965 渋 四 谷 2 3.21 40,579 26,719 7,530 92 2,255 1,623 3,560 四 牛 込 2 5.21 109,932 67,419 16,024 270 5,141 4,267 6,346 牛 新 宿 5 9.80 198,715 133,201 30,348 663 10,837 7,835 11,013 新 中 野 4 6.46 158,868 103,518 26,862 1,001 5,041 14,069 6,751 中 野 方 4 9.13 178,509 109,832 37,669 2,425 20,523 8,326 6,395 野 杉 並 7 19.02 331,866 197,053 69,619 3,574 44,011 13,466 8,568 杉 荻 窪 5 15.04 240,977 132,435 52,517 2,648 33,536 10,020 6,313 荻 小 石 川 3 6.57 132,148 72,222 20,101 578 8,199 4,571 6,753 小 本 郷 3 4.72 100,029 56,253 18,264 567 6,740 4,549 6,408 本 豊 島 3 6.83 153,823 97,037 24,627 551 9,549 5,008 9,519 豊 池 袋 3 6.18 137,827 87,932 28,131 894 11,419 7,846 7,972 池 王 子 3 6.27 117,522 69,140 22,766 615 12,008 5,343 4,800 王 赤 羽 5 9.31 139,866 78,197 25,021 723 12,019 7,301 4,978 赤 滝 野 川 3 5.03 100,313 59,704 21,661 522 10,647 5,421 5,071 滝 板 橋 3 9.67 218,923 131,631 40,847 1,768 19,213 8,125 11,741 板 志 村 6 22.55 354,004 195,677 61,729 2,842 27,445 22,020 9,422 志 練 馬 3 13.95 258,177 146,793 46,999 3,732 26,186 8,413 8,668 練 光 が 丘 2 10.98 165,832 82,615 29,608 2,878 19,692 3,200 3,838 光 石 神 井 5 23.15 317,531 160,307 75,683 7,123 52,841 7,667 8,052 石 上 野 3 4.81 87,690 54,545 16,904 1,093 5,962 3,267 6,582 上 浅 草 2 2.49 61,442 38,933 10,207 433 3,250 1,216 5,308 浅 日 本 堤 3 2.81 63,256 39,993 12,671 416 5,401 2,314 4,540 日 荒 川 5 6.15 135,436 76,031 42,728 1,412 18,649 15,497 7,170 荒 尾 久 3 4.01 83,832 45,979 19,320 543 8,431 7,771 2,575 尾 千 住 3 9.01 105,037 57,016 19,295 1,196 10,806 4,476 2,817 千 足 立 5 24.52 376,348 204,315 71,184 3,578 32,885 23,547 11,174 足 西 新 井 5 19.72 211,838 110,611 55,871 2,757 30,980 15,432 6,702 西 本 所 4 6.45 159,409 98,596 20,230 434 5,976 5,086 8,734 本 向 島 3 7.32 125,146 68,424 26,580 1,287 13,123 9,342 2,828 向 深 川 6 27.04 289,104 153,844 11,177 370 2,690 931 7,186 深 城 東 4 17.15 250,004 136,064 33,491 1,233 14,605 9,590 8,063 城 本 田 5 20.25 291,121 158,394 69,546 3,935 37,801 17,314 10,496 本 金 町 4 14.55 175,879 90,039 40,444 2,331 22,660 9,680 5,773 金 江 戸 川 3 17.98 230,676 116,637 52,668 2,868 27,099 5,619 17,082 江 葛 西 3 16.63 254,130 130,575 31,071 1,648 15,925 4,724 8,774 葛 小 岩 4 15.29 205,155 106,275 51,532 3,359 28,482 14,532 5,159 小 受 託 地 区 78 1,141.85 4,151,304 2,077,457 1,098,104 108,880 646,238 210,909 132,077 受 立 川 5 32.51 261,714 136,021 58,845 4,333 34,855 12,536 7,121 立 武 蔵 野 3 10.98 147,809 78,667 27,640 1,742 17,622 4,045 4,231 武 三 鷹 4 16.42 189,959 96,752 39,403 3,381 27,022 5,826 3,174 三 府 中 5 29.43 260,078 129,835 56,709 5,106 32,687 13,028 5,888 府 昭 島 3 17.34 114,516 56,875 28,331 3,288 14,641 7,272 3,130 昭 調 布 4 21.58 238,774 123,497 45,083 3,377 5,824 31,487 4,395 調 小 金 井 2 11.30 124,614 62,848 28,220 2,265 19,967 3,735 2,253 小 小 平 3 20.51 196,913 96,344 48,610 3,694 25,144 17,133 2,639 小 東 村 山 3 17.14 151,751 76,295 39,705 3,406 20,589 12,728 2,982 東 国 分 寺 3 11.46 128,762 63,950 31,338 2,164 19,269 7,643 2,262 国 狛 江 2 6.39 82,102 43,062 17,730 1,867 12,769 1,701 1,393 狛 北多摩西部 3 28.74 156,103 73,673 46,501 4,212 29,852 9,627 2,810 北 清 瀬 2 10.23 74,596 36,899 18,040 2,581 12,672 1,325 1,462 清 東 久 留 米 2 12.88 116,512 56,510 29,845 2,311 22,761 2,727 2,046 東 西 東 京 4 15.75 205,899 102,067 44,390 4,047 32,642 4,103 3,598 西 八 王 子 8 186.38 560,692 282,252 152,196 18,974 104,751 16,847 11,624 八 青 梅 3 103.31 129,468 65,181 48,552 7,617 33,121 4,873 2,941 青 町 田 6 71.55 430,380 206,953 118,561 9,924 71,841 30,655 6,141 町 日 野 3 27.55 187,494 93,257 47,151 2,912 33,994 6,895 3,350 日 福 生 4 36.91 142,990 73,036 49,216 6,439 29,434 9,869 3,474 福 多 摩 2 21.01 147,776 75,076 21,461 1,111 12,416 4,250 3,684 多 秋 川 3 206.95 97,799 45,907 95,817 11,899 30,691 1,942 51,285 秋 奥 多 摩 1 225.53 4,603 2,500 4,760 2,230 1,674 662 194 奥 注1.署の管内面積は、小数点第3位を四捨五入しています。 3.各消防署における管内面積は、令和5年全国都道府県市区町村別面積調(国土交通省国土地理院)を基に算出しています。 2.構造別建物棟数は、「東京都の市街地状況調査報告書」(第10回平成31年2月当庁発行)によります。 世 帯 消防署 署所数 管内面積 (km2) 人 口 構 造 別 建 物 棟 数 (令和6年1月1日) 274 274 White Paper on TOKYO Fire Service 2024
小 計 消 防 総 監 消 防 正 監 消 防 司 監 消 防 司 令 長 消 防 監 消 防 司 令 消 防 司 令 補 消 防 士 長 消 防 士 消 防 副 士 長 令 和 2 年 18,661 18,238 1 21 413 1,531 4,598 5,224 6,450 423 令 和 3 年 18,661 18,238 1 21 413 1,537 4,601 5,321 6,344 423 令 和 4 年 18,655 18,233 1 21 413 1,538 4,599 5,421 6,240 422 令 和 5 年 18,684 18,262 1 21 413 1,539 4,611 5,527 6,150 422 令 和 6 年 18,773 18,351 1 23 413 1,546 4,637 5,677 6,054 422 年 次 (令和6年4月1日) 消 防 吏 員 以 外 の 職 員 消 防 吏 員 計 第2 表 階級別職員の配置定数 275 White Paper on TOKYO Fire Service 2024
年次 計 ポ ン プ 車 は し ご 車 空 中 作 業 車 化 学 車 消 防 艇 救 急 車 救 助 車 震 災 対 策 用 救 助 車 指 揮 隊 車 ホ ー ス 延 長 車 送 水 車 t 水 槽 車 屈 折 放 水 塔 車 照 明 電 源 車 特 殊 災 害 対 策 車 排 煙 高 発 泡 車 ド ラ ッ グ シ ョ ベ ル ( 大 ) ド ラ ッ グ シ ョ ベ ル ( 小 ) 多 機 能 型 重 機 ク レ ー ン 車 ト ラ ク タ ー シ ョ ベ ル 重 機 搬 送 車 救 出 救 助 車 水 難 救 助 車 指 揮 統 制 車 資 材 搬 送 車 補 給 車 消 防 活 動 二 輪 車 非 常 用 消 防 活 動 二 輪 車 移 動 防 災 教 室 車 方 面 警 防 車 査 察 広 報 車 貨 物 車 司 令 車 指 揮 車 ヘ リ コ プ タ ー そ の 他 令和2年 2,078 673 83 3 48 10 436 29 6 93 4 4 10 6 10 18 4 4 3 1 3 3 7 6 4 7 20 10 20 10 5 10 374 15 7 2 8 122 令和3年 2,075 673 83 3 48 9 440 29 6 93 4 4 10 6 10 18 4 4 3 1 3 3 7 6 4 3 20 9 20 10 5 10 374 15 7 2 7 122 令和4年 2,009 673 83 3 48 9 372 29 6 93 4 4 10 6 10 18 4 4 3 1 3 3 7 6 4 3 20 9 20 10 5 10 376 15 7 2 7 122 令和5年 2,013 673 83 3 48 9 376 29 6 93 4 4 9 5 10 18 4 4 3 1 3 3 7 7 4 3 20 8 20 10 5 10 376 15 7 2 7 124 令和6年 2,033 673 83 3 48 9 393 29 6 93 4 4 9 5 10 18 3 4 4 0 3 3 7 11 4 3 20 8 20 10 5 10 376 15 7 2 7 124 (令和6年4月1日) 10 第3 表 車種別消防車両等の配置定数 276 276 White Paper on TOKYO Fire Service 2024
その他の 対象物 計画件数 棟数 建築面積 (㎡) 延べ面積 (㎡) 計画件数 棟数 建築面積 (㎡) 延べ面積 (㎡) 計画件数 棟数 計画件数 棟数 計画件数 計 55 60 35,424 52,723 3,125 3,232 10,540,216 77,502,562 87 93 64 75 251 計 特 別 区 35 36 22,619 34,848 2,292 2,336 7,687,462 66,283,049 65 70 51 61 189 特 丸 の
内
-
- 72 72 326,878 5,488,096 4
4
- 11 丸 麹 町 1 1 1,625 1,928 52 52 196,856
2,308,285
-
- 3 麹 神
田
-
- 38 38 86,973
1,223,103
- 1 1 7 神 京 橋 1 1 1,462 2,278 75 75 127,994 1,753,943 1 1 1 1 1 京 日 本
橋
-
- 49 49 133,644
2,122,840
-
- 3 日 臨
港
-
- 38 38 103,722
1,468,080
-
-
- 臨
芝
-
- 63 65 406,455 5,204,841 6
6
- 2 芝 麻
布
-
- 46 46 142,233
1,740,266
-
- 1 麻 赤 坂 1 1 168 399 48 48 196,156
2,774,837
-
- 3 赤 高
輪
-
- 50 50 201,081
2,493,099
- 3 3 2 高 品
川
-
- 52 52 255,183 3,163,324 7
7
- 4 品 大
井
-
- 31 33 105,884 709,445 1
1
- 3 大 荏 原 1 1 102 204 15 17 35,299
262,055
-
- 1 荏 大
森
-
- 58 58 211,515 1,011,548 1
1
- 23 大
田園調布
-
- 19 19 33,861 174,705 1
1
- 1 田 蒲
田
-
- 48 48 545,797 2,204,712 3
3
- 1 蒲 矢
口
-
- 27 27 38,279
199,299
-
- 12 矢 目
黒
-
- 28 32 83,671
586,784
- 6 15 2 目 世 田 谷 1 1 309 320 30 31 65,930 349,354 1 1 1 1 4 世 玉 川 1 1 789 454 13 13 52,795
375,035
-
- 3 玉 成
城
-
- 39 41 89,415
380,434
-
- 2 成 渋 谷 2 2 2,449 2,528 99 100 358,869
3,490,402
- 1 1 4 渋 四 谷 1 1 480 480 40 40 52,571
489,106
- 4 4
- 四
牛 込 1 1 588 769 31 34 95,416 627,758 3 6 2 2
- 牛
新
宿
-
- 152 152 414,310
6,638,550
-
- 2 新 中
野
-
- 30 31 73,451
674,744
-
- 1 中 野
方
-
- 18 18 31,670 169,960 1
1
-
- 野
杉
並
-
- 29 29 63,138 267,843 2
2
-
- 杉
荻
窪
-
- 26 26 44,521
204,480
-
- 2 荻 小 石 川 3 3 1,680 2,201 45 45 174,722
1,173,464
- 2 3 2 小 本 郷 2 2 1,162 2,629 33 34 116,716 953,082 6 6 23 23 6 本 豊 島 1 1 317 317 45 45 121,616
1,582,242
-
- 1 豊 池 袋 2 2 3,515 7,502 42 42 83,101
705,367
- 1 1 1 池 王
子
-
- 17 17 55,497 209,268 1
1
- 1 王 赤
羽
-
- 27 28 71,704 368,802 4 4 1 1
- 赤
滝 野
川
-
- 10 10 17,147 87,876 1
1
-
- 滝
板
橋
-
- 22 23 66,189 408,581 2
2
-
- 板
志
村
-
- 69 69 141,006 516,895 2 2 1 1 14 志 練
馬
-
- 27 27 26,257
167,856
-
- 4 練 光 が 丘 1 1 748 1,269 21 21 67,442
357,764
-
-
- 光
石 神 井 2 2 312 516 51 57 104,086
420,022
-
- 3 石 上 野 6 7 3,757 6,303 26 28 89,720
427,158
-
-
- 上
浅
草
-
- 13 13 16,714
169,513
-
-
- 浅
日 本 堤 2 2 455 869 23 23 37,729
284,505
-
-
- 日
荒 川 2 2 800 1,615 26 27 39,075 347,288 1
1
- 1 荒 尾
久
-
- 12 12 14,520
62,918
-
- 2 尾 千
住
-
- 26 26 79,436 420,077 1
1
- 2 千 足 立 2 2 1,200 1,173 56 61 116,356
446,240
-
- 7 足 西 新
井
-
- 46 46 94,752 394,193 2
4
- 5 西 本
所
-
- 20 21 95,202
575,514
-
- 22 本 向
島
-
- 23 23 54,303 358,293 1
1
-
- 向
深 川 1 1 418 822 107 107 850,793 4,568,665 9 9 2 2 10 深 城
東
-
- 38 39 179,611 1,039,550 3 3 1 1 4 城 本
田
-
- 34 34 73,023
292,344
-
-
- 本
金
町
-
- 25 28 84,162 393,284 1 1 1 1 4 金 江 戸 川 1 1 284 271 37 37 52,951
221,894
-
-
- 江
葛
西
-
- 31 31 122,391
542,507
-
- 1 葛 小
岩
-
- 24 28 67,675
230,959
-
- 1 小 受託地区 20 24 12,804 17,875 833 896 2,852,754 11,219,514 22 23 13 14 62 受 立
川
-
- 56 56 230,675
1,167,821
-
- 4 立 武 蔵
野
-
- 39 39 97,844 654,966 1
1
- 4 武 三
鷹
-
- 21 25 62,218
280,912
-
-
- 三
府
中
-
- 50 50 205,493
959,402
- 1 1 5 府 昭
島
-
- 27 28 123,777
429,504
-
-
- 昭
調 布 1 2 1,192 1,654 45 45 153,399 644,656 1
1
- 1 調 小 金 井 2 2 1,683 2,911 20 20 53,524 335,430 2 2 1 1
- 小
小 平 1 1 1,399 1,399 26 32 74,280 253,323 2 3 1 1 1 小 東 村 山 5 5 2,692 4,113 35 48 92,482 301,251 1 1 2 2 1 東 国 分 寺 1 1 291 291 23 23 55,832 290,954 1
1
- 1 国 狛
江
-
- 10 10 26,872
94,727
- 1 1 1 狛 北多摩西部 2 2 1,109 1,839 22 24 113,932
318,430
-
- 4 北 清
瀬
-
- 19 22 61,999
178,341
-
-
- 清
東久留米
-
- 19 21 80,649
261,394
-
-
- 東
西 東
京
-
- 33 33 73,295 340,094 2
2
-
- 西
八 王 子 3 6 1,420 2,011 102 115 345,020 1,356,579 3 3 4 5 2 八 青
梅
-
- 40 40 80,991 263,875 1
1
- 3 青 町 田 2 2 473 657 80 86 211,248 786,109 3 3 1 1 19 町 日 野 1 1 320 320 31 37 194,959
544,966
- 2 2 1 日 福
生
-
- 38 38 127,463 342,346 4
4
- 1 福 多
摩
-
- 42 45 207,743
930,456
-
-
- 多
秋 川 2 2 2,226 2,680 50 54 169,736
463,673
-
- 8 秋 奥 多
摩
-
- 5 5 9,322 20,304 1
1
- 6 奥 放射性物質 関 係 施 設 木造・防火造・準耐火造 消 防 署 耐 火 造 危 険 物 等 関 係 施 設 (令和6年) 第4 表 特殊消防対象物数(消防署別) 277 White Paper on TOKYO Fire Service 2024
イ ロ イ ロ ハ ニ イ ロ イ ロ (1) (2)(3)(4) (1) (2)(3)(4)(5)(1) (2) (3) 平 成 31 年 ( 令 和 元 年 ) 425,621 161 60 56 499 14 189 104 7,634 7,853 3,750 173,031 293 425 703 1,440 2,168 12 4 34 368 787 30 3,115 令 和 2 年 432,909 165 56 56 466 14 184 99 7,778 7,912 4,030 176,949 298 390 704 1,534 2,243 12 4 34 398 780 31 3,246 令 和 3 年 438,801 168 60 53 434 14 179 92 7,849 7,963 4,005 180,770 301 352 708 1,610 2,309 12 4 33 424 783 31 3,310 令 和 4 年 445,325 167 60 57 402 13 169 85 7,939 8,008 4,036 184,998 296 333 706 1,655 2,380 11 5 34 443 778 28 3,334 令 和 5 年 452,703 171 64 50 381 12 170 81 8,179 8,076 4,578 189,079 310 307 679 1,684 2,437 11 5 33 459 769 28 3,337 特 別 区 339,526 102 37 38 273 9 138 58 5,983 4,792 3,862 147,814 197 196 399 1,003 1,511 3 3 6 124 383 22 2,030 丸 の 内
428
2 1
3
1
117
9
-
- 1
1
-
-
-
- 麹 町
2,298
-
-
- 4 36 7 12 363 1 1 3 8
4
-
-
- 6 神 田
5,538
-
13
8 2 258 135 76 482
9
1
3
-
-
1
6 京 橋
3,900
-
1
- 3 5 158 91 73 515 1 3 1 6
2
-
-
- 4 日 本 橋
4,152
-
1
4 3 177 64 76
758
-
11
1
-
-
- 7 臨 港
927
-
-
-
61 10 4
353
- 1
3
-
-
-
13 芝 4,875 1
1
3 2
10
316 26 70 764 1 2 7 10
3
1
-
1
7 麻 布 3,545
2
1
-
1
149 23 38 1,160
1
1 4
6
-
-
- 13 赤 坂 2,968
2
2
1
3 5 101 63 39 561 2
3
3
1
-
-
- 11 高 輪
2,415
-
1
-
67 11 14 953
3
2 2
6
-
-
- 20 品 川 4,772 1 1 2
6
- 1 72 32 56 2,044
1
6 10
14
-
-
2
32 大 井 3,715 6
1
1
1 1 80 22 16 1,747
1
5 8
8
-
3 3 1 14 荏 原
5,740
1
5
-
82 76 12 2,959 4 2 3 12
7
-
-
6
33 大 森 8,942 7
1
4
2
76 77 51 4,366 4 2 10 35
50
- 1 4
4
41 田 園 調 布
5,298
1
1
1
46 69 2 2,911
1
6 23
27
-
2
14
62 蒲 田 6,937
1
- 4 1
3
98 80 111 2,955 3 7 4 14
21
-
2 5 2 20 矢 口
5,079
1
1
1
72 75 31 2,230 1 1 5 21
26
-
-
3
24 目 黒 10,325
1
-
7
3
199 101 27 5,334 2 11 15 27
40
-
4
10
75 世 田 谷 13,456 4 1 1
8
5
216 175 44 7,569 6 1 17 47
43
- 3 2
12
123 玉 川 7,882
8
-
1
2
62 100 6 3,811 4 3 9 28
57
-
-
18
68 成 城 5,819
3
-
5
-
47 101 4 2,950 5 11 7 19
111
-
7
13
65 渋 谷 12,637 10
1
9
7
354 284 206 4,210 15 20 5 13
18
-
1 5 1 52 四 谷 2,981
5
-
1
2 1 157 24 61 774 6 2 1 9
7
-
-
2
6 牛 込
4,567
- 2
1
2 2 126 28 47 1,950 14
1
15
9
-
-
1
9 新 宿 11,458 4 3 1 13 5
23
231 113 395
5,097
3 5 21
15
-
3 6 1 22 中 野 6,695
3
1
4
-
96 61 56 3,743 2 1 5 18
17
-
1
5
33 野 方
6,993
-
3
-
42 53 28
3,783
- 5 27
40
1
- 6 1 39 杉 並 12,473 1
5
10
3 1 167 129 26 6,328 2 1 13 40
50
-
4 14 1 85 荻 窪
8,165
2
3
1
90 98 10 3,851 3 2 9 31
72
-
8
19
76 小 石 川 4,285 1
1
-
-
29 15 8 2,082 2
2
8
14
-
2
1
32 本 郷
4,265
-
2
-
3 89 21 37 1,649 3 4 20 6
8
-
-
1
22 豊 島 6,022
1
3 10 1 7 1 103 61 156
2,460
1 7 16
12
-
-
1
32 池 袋 6,614
1
2
3
5
90 40 228 3,381 1 1 14 15
23
-
4
2
37 王 子 3,793
1
-
5
2
53 46 33 1,755 3 9 2 10
14
-
-
6
23 赤 羽 3,869
2
1
2
-
82 36 35 1,821 4 3 6 10
18
1
3
3
24 滝 野 川 3,797
1
-
2
-
20 21 50
1,773
2 4 12
8
-
3
- 18 板 橋
7,541
2
10
1
78 85 26 4,010
4
31 26
30
-
1
6
55 志 村 11,162
2
-
12
2
85 182 18 5,392 12 14 17 24
80
-
3
12
65 練 馬 7,248 1 2 1
5
1
86 100 11
4,089
5 7 21
61
-
1
11 1 59 光 が 丘
4,011
1
4
1
41
102
1,844 2 14 4 9
40
-
1
17
23 石 神 井
7,314
-
3
3
77 159 3 3,364 11 12 7 33
89
-
16 37 4 77 上 野 5,079 3 4 3
10
5 1 218 159 260
1,344
- 4 4
3
-
- 1 1 14 浅 草
3,492
-
-
- 1 78 57 139
983
3
4
3
-
1
- 10 日 本 堤 2,884 4 1 1
6
3 2 132 70 255 848 1 4 2 3 9
3
-
1 4 5 荒 川 4,591
1
-
2
- 1 22 50 82 1,861 2 5 8 8
15
-
1
5
26 尾 久
2,615
-
5
-
15 25 11 1,092 4 2 4 16
13
-
1
1
15 千 住
3,538
-
3
-
4
78 37 25 1,435
5
5 16
12
-
-
2
29 足 立
10,743
- 2
12
6
132 296 33 5,626 13 8 20 63
83
-
10
22
70 西 新 井 6,800
1
-
7
1
91 180 20 2,711 7 2 21 38
47
-
4 22 1 51 本 所 6,870
2
2
8
2 12 74 46 225 2,712 1 2 9 8
10
-
2
4
22 向 島 3,568
1
-
1
-
22 49 201 1,425 3 1 5 14
26
-
3 6 1 22 深 川 7,567 15 1 1
10
1 3 120 98 57 2,483 4 4 2 3
13
-
1 3 3 45 城 東 5,644
2
-
6
2 1 69 73 55 1,978 8 3 3 18
21
-
4
3
36 本 田
9,956
1 2
11
2 3 111 190 182 4,323 4 1 11 52
51
- 1 10
27
70 金 町
4,691
- 2
10
2 2 85 103 27 2,357 5 11 13 23
40
-
4
12
48 江 戸 川 5,258 1 2 1
5
- 3 51 133 23
2,367
4 12 17
28
-
4
12
43 葛 西 5,437
3
-
6
1
41 101 37 3,163 1 2 8 9
40
-
1
4
41 小 岩
5,892
1
9
1
58 120 34 2,965
5
6 51
42
-
4
11
50 受 託 地 区 113,177 69 27 12 108 3 32 23 2,196 3,284 716 41,265 113 111 280 681 926 8 2 27 335 386 6 1,307 立 川 8,173 16 2 2
7
3 1 167 212 35 3,176 3 5 12 56
69
- 4 25 19 1 75 武 蔵 野 5,052 1 2 2 3 1
3
104 113 10 1,958 2 1 8 28
26
-
5
10
52 三 鷹
5,816
2
2
-
67 134 6 2,234
1
16 23
45
- 1 8
17
60 府 中 6,953 17
2
4
-
76 148 17 2,803 5 7 15 30
51
-
9
19
75 昭 島 3,018 3
2
6
1
67 105 11 1,081 4 1 9 24 20
2
- 1 12 1 39 調 布 6,876 8 2 1
2
-
92 119 5 2,885 3 2 7 28
42
-
11
12
73 小 金 井
3,275
-
2
1
49 70 1 1,185
2
8 15
18
-
8
7
49 小 平
5,186
-
4
- 1 97 154 4 1,990 7 3 7 37 60
2
1 21
13
75 東 村 山
3,791
1
4
2
71 96 10 1,289 15 4 11 24 29
1
- 8 11 1 69 国 分 寺
3,467
-
-
-
58 81 6 1,287 2 2 2 23 20
1
- 9
5
43 狛 江
2,233
-
1
-
24 34 6 950
6
1 9
17
-
3
7
19 北 多 摩 西 部
4,153
1 1
5
4
112 197 19 1,004 1 1 16 44
36
- 1 11
15
54 清 瀬
2,305
-
3
-
43
50
781 6 1 20 14 14
1
- 10
6
33 東 久 留 米
2,994
1
4
1
44 114 8
974
- 5 19
22
-
14
7
28 西 東 京 4,480 1
2
5
-
58 119 9 1,865
3
8 28
41
-
6
18
53 八 王 子 14,052
8
4 24 1 3 18 324 465 96 5,484 24 21 55 91 139
1
7 72 80 2 135 青 梅 4,131
1
-
6
1
117 165 57 986 7 3 23 44
43
- 3 9
19
80 町 田 9,699 9 4 1
5
5
236 378 30 3,647 5 16 28 66
104
2 1 35
56
128 日 野
5,098
1
4
1
63 105 3 1,957 2 2 11 37
31
- 7 30
12
48 福 生 5,283 2
3
13
4 2 173 235 16 1,476 7
30
13
33
-
8 16 1 50 多 摩 3,594
3
1 2 1
2
37 60 3 1,828
2
14 11
17
- 2 4
7
28 秋 川
3,105
2
2
1 1 91 125 183 421 6 12 4 17
44
-
26
17
39 奥 多 摩
443
-
-
-
26 5 181
4
-
-
5
-
2
1
2 注1.表頭の区分は、政令別表第1によります。 2.(十五)項欄の①は官公署、②は事務所、③はその他を示します。 (六) (六) ロ ハ (六) イ 消 防 署 計 (一) (二) (三) (四) (五) 第5 表 用途別政令 278 278 White Paper on TOKYO Fire Service 2024
(4) (5) ニ イ ロ イ ロ イ ロ ① ② ③ イ ロ 143 1,553 1,339 9,100 450 157 363 627 4,632 10,941 67 2,964 22 8,942 2,937 22,829 17,488 63,351 74,438 10 2 536 31(元) 150 1,679 1,331 9,092 451 158 336 626 4,689 10,955 67 2,962 22 9,145 2,909 22,983 17,972 64,090 75,326 10 2 571 2 167 1,818 1,318 9,082 454 159 321 636 4,722 10,899 75 2,960 22 9,243 18,150 2,901 23,177 64,702 75,931 10 3 587 3 174 1,925 1,314 9,108 457 162 310 635 4,809 10,730 74 2,958 22 9,481 2,854 23,265 18,531 65,318 76,647 10 2 602 4 181 2,030 1,300 9,074 473 166 288 655 4,906 10,864 75 2,952 22 9,677 2,822 23,454 19,102 66,114 77,008 10 2 628 5 72 1,054 766 5,477 294 158 234 522 3,628 6,681 53 2,131 12 6,035 1,834 19,973 11,237 54,505 55,470 10 2 395
特
-
-
2
-
29
-
7
2 28 38 24 149
4
- 10
丸
- 2 95
9
- 12 28 1 1
21
22 60 716 50 522
304
- 10
麹
- 1 111 3
1
15 10
21
35
36 13 1,802 99 1,732
661
- 4
神
- 1 7
2
1 12 13
16
43
26 16 896 71 1,580
349
2 2
京
1 1 9
1
1 15 14
11
35
27 14 1,375 88 1,031 418
1
8
日
-
4
3
- 2 8
10
12
34 11 39 45 195
118
- 1
臨
- 3 68
3
1 25 94
16
45
49 26 1,164 135 1,448 554
1
18
芝
1 11 33 5 1 1 6 83 9 1
15
14 13 266 96 1,167
423
- 1
麻
- 5 16
5
- 7 56 4 2
13
4 20 424 126 1,151
323
- 15
赤
1 8 93
9
- 4 65
27
17
55 41 208 151 365
270
- 22 高 1 7 5 62
4
1 5 97 95 1
25
54 20 516 213 753
631
- 2
品
11 4 28
2
1 4 51
70
52
76 27 211 215 427
618
-
大
3 7 91
2
5 12 52
55
12
33 14 120 122 870
1,140
-
荏 2 27 23 77
11
2 9 76
542
82
326 38 372 521 853
1,238
- 8 大 4 20 26 113
4
3 10 60
116
22
59 23 116 167 723
662
- 4
田
35 10 60
3
6 13 70
308
76 4 180 39 251 326 904
1,315
- 6
蒲
26 6 37
2
2 4 74
250
38
73 9 200 144 726
994
- 2 矢 4 23 17 186
10
8 8 77 62 3
25
72 41 309 309 1,888
1,401
- 26 目 6 27 36 284 7 1 13 14 129 24 1
30
79 51 252 301 2,278
1,631
- 15 世 1 15 20 177
7
4 5 89 47 1
19
64 55 195 298 1,190
1,510
- 8 玉 5 36 23 162
8
2 1 72 22 8
19
93 25 115 265 799
799
- 17 成 2 11 13 232 8 1 4 27 126 16 3
30
35 33 1,154 387 3,795 1,524
1
24
渋
2
33 3
2
9 73 2 1
14
25 10 390 98 801
454
- 6 四 1 4 1 115
6
3 9 80
52
14
32 51 352 105 813
714
- 8 牛 1 17 11 239 10 6 3 17 99 46 1
24
68 33 585 308 2,236 1,783
4
6
新
8 11 86 2 1 8 12 64
35
16
17 21 214 138 827
1,189
-
中 2 22 13 59
4
5 7 65
18
9
30 23 96 129 635
1,834
- 14 野 1 36 26 190
7
9 5 170 49 2
28
85 42 290 281 1,625
2,735
- 12 杉 3 40 16 139
6
3 5 82
44
16
54 19 191 165 1,059
2,037
- 11
荻
6 18 199
18
3 10 85
28
14
40 15 298 99 478
765
- 12
小
2 4 218 7 1 1 9 60
9
25
26 19 472 130 705
692
- 20
本
11 7 171 3
6
10 78
14
42
53 28 438 180 1,259 844
1
5
豊
24 10 104 4
7
8 31 44 1
22
34 25 215 121 1,066 1,044
1
6 池 3 17 11 75
3
2 7 23
50
43
64 39 142 155 577
620
-
王
10 14 58
3
3 5 65
118
38
99 38 109 200 499
553
- 6
赤
9 9 71 5 1 2 3 34
60
14
47 18 155 103 419
922
- 11 滝 1 23 18 114
3
7 6 35
91
29
66 22 184 191 1,093
1,293
-
板 1 45 30 149
8
10 12 70 676 1
120
320 55 331 417 1,075
1,918
- 4 志 2 35 14 115
3
3 10 58
43
34
55 33 143 153 923
1,159
- 3 練 1 15 28 71
2
2 5 39
75
58
88 43 112 154 421
794
-
光 4 59 42 139
10
3 4 47 46 16
29
69 35 151 307 827
1,630
- 1
石
6 3 41 31 3 5 14 148
27
45
45 19 646 147 1,080
755
- 30
上
6 2
21
- 2 8 77
25
35
51 10 464 73 658
781
-
浅
7 3
7
125 4 3 56 23 1
17
51 24 91 70 608 434
1
5
日
9 3 62
3
9 13 85
163
36
152 50 226 194 589
903
- 5 荒 1 14 3 35
1
6 2 17
142
18
58 19 76 77 349
593
-
尾
8 3
56
- 6 5 47
181
38
197 67 150 207 420
502
-
千 3 72 47 120
3
7 10 68
290
67
425 60 341 378 1,095
1,360
- 1 足 2 34 37 88
1
5 9 74
487
59
475 31 255 342 559
1,134
- 4 西 1 9 4 60
6
3 10 54
137
45
128 22 385 151 1,156
1,556
- 2
本
16 7 56
2
6 4 56 293 1
42
124 21 108 164 362
525
- 1 向 3 14 15 117
13
5 29 67 250 3
153
419 47 494 529 1,084
1,456
- 2 深 1 24 19 85
4
11 6 32 286 5 110 8 417 66 394 335 821
737
- 1 城 2 73 23 113
3
14 10 64
582
55
254 60 219 285 1,215
1,930
- 2 本 4 35 18 77 2 2 6 3 58
94
21
70 67 98 167 606
616
- 3 金 6 34 30 90
3
8
52
295
38
212 24 135 175 630
812
- 8 江 1 21 14 77
4
6 2 20
89
66
151 34 125 193 614
560
- 2 葛 3 43 30 82
1
9 2 51
95
24
121 27 159 163 775
949
- 1 小 109 976 534 3,597 179 8 54 133 1,278 4,183 22 821 10 3,642 988 3,481 7,865 11,609
21,538
- 233 受 10 48 35 258
5
2 15 88
170
74 6 259 130 356 544 1,084
1,180
- 19
立
24 14 194 10 1 2 1 34
17
19
23 31 113 224 929
1,085
- 2 武 2 32 34 122
11
1 2 52 84 1 37 1 131 37 152 382 453
1,658
- 8 三 2 37 37 214 13 1 3 12 78
222
39
217 81 253 453 620
1,383
- 10 府 2 26 19 70
1
4 4 18 187 1
29
114 20 110 239 249
529
- 7 昭 5 55 22 201
8
4 10 77 86 15 34 3 183 28 135 485 791
1,435
- 7 調 3 22 12 170
33
- 2 33
16
5
38 10 50 171 317
970
- 8 金 5 46 29 250
9
2 5 29
87
29
167 16 124 394 455
1,057
- 6 小 1 32 22 90
4
- 10 41
142
21
126 53 113 287 419
782
- 2 東 4 34 10 66
3
1 1 25
15
16
78 47 79 227 412
901
- 9
国
13 4
41
-
2
21
31
16
32 13 34 94 222
626
- 7 狛 11 46 23 99
7
4 4 29
363
37
273 18 174 328 337
870
- 8 北 5 18 21 65
4
-
33
33
12
85 27 44 181 232
558
- 5 清 5 28 18 90
2
2
46
123
28
149 25 101 252 271
609
- 4 東 2 39 30 125
2
2 2 44
56
70
84 20 90 223 600
873
- 2 西 14 165 59 662 7 1 7 12 202
688
132
407 115 511 763 1,407
1,832
- 14 八 8 63 11 74
14
- 17 80 394 1
31
255 121 151 485 291
533
- 38 青 14 91 63 367
10
10 7 135 222 3
62
216 52 265 644 1,091
1,669
- 22 町 3 54 20 124
9
- 11 67
177
40
89 28 157 348 424
1,225
- 8 日 5 39 24 90
8
- 5 41
672
33
343 61 233 386 475
771
- 15 福 2 17 13 118
4
2 1 27
33
38
49 12 100 210 322
622
- 2 多 6 44 14 100 11 5 4 7 73 340 1
18
315 32 127 450 183
362
- 22
秋
3
7
4
2 5 5
25
1
9 11 9 95 25
8
- 8 奥 十 六 の 三 十 三 十 四 十 五 十 六 十 六 の 二 (六) (令和6年3月末) (七) 十 七 (八) (九) (十) 十 一 十 二 対象物数(消防署別) 279 White Paper on TOKYO Fire Service 2024
平成31 年 (令和元年) 173,582 52,373 41,978 19,547 15,123 12,441 9,519 7,810 4,329 3,075 2,093 2,943 958 116 100 115 97 127 78 66 67 51 71 35 41 31 令和2 年 175,926 53,249 42,484 19,660 15,227 12,515 9,592 7,975 4,411 3,185 2,142 3,032 1,005 123 105 126 97 130 80 70 70 53 71 36 43 31 令和3 年 178,007 54,017 42,910 19,759 15,321 12,605 9,695 8,109 4,481 3,291 2,215 3,101 1,034 125 108 128 100 129 80 71 71 53 71 37 43 31 令和4 年 180,271 54,737 43,439 19,855 15,436 12,719 9,811 8,245 4,573 3,403 2,296 3,176 1,083 128 110 136 103 130 79 73 72 54 73 37 44 31 令和5 年 182,159 55,394 43,848 19,902 15,518 12,818 9,886 8,375 4,632 3,482 2,377 3,270 1,133 132 110 142 104 131 78 74 74 53 74 37 45 31 特 別 区 155,838 45,967 35,314 17,403 13,820 11,514 9,173 7,660 4,121 3,227 2,214 2,952 1,026 123 96 135 96 123 72 72 74 51 72 34 43 29 丸 の 内 188 11 11 5 4 10 19 12 13 4 4 5 6 3 4 3 4 6 5 4 5 3 4 3 3 1 麹 町 2,052 221 325 296 244 248 263 175 57 53 33 58 19 7 12 3 6 2 5 2 3 2 3 1 1 1 神 田 4,957 531 914 732 606 667 619 383 118 148 104 68 19 7 6 3 7 3 3 3
6
4
-
京 橋 3,610 269 479 406 430 496 520 419 161 188 104 75 19 10 4 2 1 3 2 6 4 2
2
1
日 本 橋 3,831 304 550 503 481 485 483 441 189 179 78 69 30 6 9 6 1 5 1
2
1 1 1
1
臨 港 685 115 93 55 57 107 42 42 18 37 20 28 8 5 3 10 3
3
- 1
1
2
1 芝 3,970 453 608 459 429 478 523 335 168 137 71 94 47 14 9 12 6 5 9 9 10 11 9 6 5 2 麻 布 2,550 578 499 320 280 254 198 124 78 60 39 53 24 3 4
7
4
2
1 1
2
4 2 赤 坂 1,994 428 375 248 200 205 187 141 55 40 30 21 8 8 2 3 2 6 3 4 2 1 7
2
1 高 輪 1,364 334 274 129 123 120 83 79 44 38 15 40 18 4 1 2 5 6 6 1 1 3 2 3
2
品 川 2,697 655 537 258 225 240 187 160 119 79 52 73 23 5 5 7 5 8 3 6 8 4 9 2 4 3 大 井 1,746 464 396 197 148 133 96 67 49 49 32 65 34 1 1
4
2
1
2
- 1 1 1 荏 原 2,292 996 589 176 145 80 61 56 54 39 30 44
15
- 2
2
-
-
1
-
- 大 森 3,097 1,191 719 344 247 185 110 106 76 35 33 34
11
1
-
-
1
2
2
-
田園調布 1,970 864 511 222 162 88 46 29 19 9 5 10 4
1
-
-
-
-
-
- 蒲 田 2,520 896 626 278 165 158 97 93 56 46 36 39 18 2 2
3
4
-
1
-
-
矢 口 1,890 756 425 244 146 100 64 45 31 13 19 25
12
- 1 1
1
1
1
2
- 3 目 黒 4,186 1,677 1,079 448 341 181 126 133 62 51 28 27 14 3 2 1 2
1
1
1
2
1
世 田 谷 4,720 2,142 1,276 431 270 194 113 127 37 40 34 39
10
- 1 1
1
-
1
-
1
玉 川 2,453 1,069 754 244 179 87 49 27 15 9 6 5 2 1
1
1
-
-
-
1
成 城 1,845 812 563 171 117 61 46 40 8 8 5
13
-
-
-
-
-
-
- 渋 谷 7,925 2,216 1,712 922 785 704 543 405 169 126 108 115 40 9 7 15 3 7 6 5 5 2 2 1 4 1 四 谷 2,153 464 439 242 192 205 215 183 83 32 37 37 14
3
2
-
-
1
2
-
牛 込 2,902 804 776 341 246 178 138 142 68 68 64 47 11 2 3 1 2 1
1
- 2 1
1
- 新 宿 5,445 1,667 1,200 577 411 377 358 312 137 113 79 105 29 4 2
4
6
3 3 2 4 2 2 4 中 野 3,014 1,183 759 260 216 175 119 114 69 46 22 29
6
-
4
1 1
1
2
-
1
野 方 1,733 859 385 179 121 87 45 20 16 8 4
7
-
-
-
-
-
1
- 杉 並 3,377 1,432 859 367 251 193 95 71 38 24 21 21 3
1
-
-
-
-
-
1 荻 窪 2,270 1,029 612 244 139 99 57 36 17 14 5 14
1
1 1
1
-
-
-
-
小 石 川 2,718 748 607 288 225 175 171 147 118 71 52 66 29
3
1 2 2 2 1
3
1 1 1 1 本 郷 2,801 595 568 315 243 252 198 194 106 90 83 100 40 4
4
2
4 1
1
-
1
- 豊 島 3,839 783 861 491 374 376 287 230 125 101 62 84 30
2
1 3 4 3 4
4
1
1
1 池 袋 2,678 1,033 579 287 195 180 129 120 42 39 20 29
13
- 1
4
-
1
-
1
1
王 子 1,619 562 410 148 106 114 51 75 44 34 20 36 12
1
3
2
-
-
-
- 赤 羽 1,656 501 390 190 145 111 69 61 52 36 26 44 17 1 1 3 1
5
1 1
1
-
- 滝 野 川 1,953 752 474 185 132 91 66 73 53 41 29 38 12 3
1
2
-
-
-
- 1 板 橋 3,457 1,343 898 354 196 160 103 102 91 57 42 75 26
1
3 2 1
1
1
-
-
志 村 3,639 1,380 1,011 401 262 167 95 87 97 46 26 43 14 3 1 2
1
-
1
1
-
練 馬 2,561 1,047 583 305 220 144 75 76 22 23 18 39
5
-
1
1
-
-
-
光 が 丘 1,066 357 290 143 76 54 27 28 14 11 6 53
1
-
-
-
- 1
3
-
石 神 井 1,764 704 554 182 121 104 32 31 13 5 4 5
4
-
-
-
-
1 1
2
上 野 3,744 654 777 483 394 355 300 260 133 116 103 103 51
1
2 3
2
- 1 1
1
-
浅 草 3,369 641 754 409 287 272 276 231 138 98 98 106 53
1
2
1
-
1
-
1
- 日 本 堤 2,112 597 451 232 149 150 128 149 79 61 60 43
11
-
-
-
-
-
1
荒 川 2,432 741 499 275 202 165 120 138 84 53 27 69
33
-
4
7
1
-
1
- 2 尾 久 1,040 398 222 105 80 59 29 51 30 23 8 16
17
-
-
-
2
-
-
- 千 住 1,160 409 251 117 66 66 36 34 34 42 22 53
20
1 1
1
2
1
1
1
- 足 立 3,290 931 1,062 343 311 204 148 108 48 33 36 50 14
1
1
-
-
-
-
- 西 新 井 1,315 453 382 130 99 97 52 35 29 9 3 16
6
-
1
2
-
-
-
1
本 所 5,749 1,388 1,259 686 865 376 386 284 182 140 61 82 18
1
3
3
1
3
1
1
1 1 向 島 1,255 400 266 102 108 63 120 58 31 38 21 32
11
-
-
-
1
-
1
1 深 川 4,697 1,058 1,087 578 471 374 247 237 162 135 74 138 45 2 6 3 7 10 7 5 1 4 1 1
3
城 東 2,840 696 616 266 211 238 166 167 137 73 66 144
35
3 4 4 8
1
-
2
- 1 本 田 2,533 1,041 555 258 216 124 75 69 47 42 36 48
19
-
-
1
- 1
1
-
- 金 町 1,370 508 385 151 103 54 34 29 24 18 17 26
15
-
3
1
-
-
-
江 戸 川 1,756 668 380 182 151 101 57 67 40 28 21 42
13
- 1 1 1
1
-
-
-
葛 西 2,538 572 475 342 321 227 145 158 95 52 39 91
14
-
2
1
-
3
-
1
小 岩 1,451 587 323 157 131 66 49 44 27 19 16 21
3
-
3
1
2
1
-
- 受託地区 26,321 9,427 8,534 2,499 1,698 1,304 713 715 511 255 163 318 107 9 14 7 8 8 6
2
2 2 3 2 2 立 川 2,601 862 850 277 184 137 96 76 21 37 18 30
8
2
- 1
1
-
-
-
武 蔵 野 1,615 629 396 160 142 109 51 56 24 22 5 14 3
1
-
1
-
-
-
- 1 三 鷹 1,144 414 269 130 106 90 41 30 25 18 8 10
1
-
-
1
-
-
1
- 府 中 1,815 597 458 199 156 125 60 92 42 19 24 18 17 1
1
1 1
1
-
-
- 1 昭 島 584 247 151 39 42 25 13 14 36 2 6 6
3
-
-
-
-
-
-
調 布 1,665 612 515 188 113 81 37 48 25 16 7 13 4 2 1 1
1
-
-
-
-
小 金 井 610 226 167 66 53 28 15 19 14 5 4
11
-
-
-
-
- 1
1
- 小 平 1,102 456 417 92 47 36 20 8
12
8
6
-
-
-
-
-
-
- 東 村 山 810 278 270 91 48 24 23 21 24 7 6 14
3
-
-
-
-
-
1
国 分 寺 793 279 230 104 50 48 24 15 9 10 3 12
3
3
-
-
-
1
-
- 狛 江 413 142 168 43 22 12 9 4
7
1 4
1
-
-
-
-
-
-
北多摩西部 598 238 193 43 24 30 21 17 12 5 1 13
1
-
-
-
-
-
-
清 瀬 451 182 182 20 28 14 9 4 3 1 1 3
3
-
-
1
-
-
-
- 東久留米 561 129 285 38 35 18 11 20 8 9 1
6
-
-
1
-
-
-
- 西 東 京 1,087 407 310 104 78 83 23 28 18 14 2 11
3
1 1 2
1
-
-
-
- 八 王 子 3,873 1,377 1,104 371 254 219 140 123 93 45 33 82 20 1 1
1
1 2
1
1 1
1
- 青 梅 595 266 163 62 35 24 9 10 13
6
6
1
-
-
-
-
-
- 町 田 2,370 776 1,018 173 100 84 42 57 23 21 15 29 22 2 2 2 1
1
1
-
-
- 日 野 1,008 387 349 85 50 37 22 25 19 8 12 8
4
1
1
-
-
-
-
福 生 838 418 264 65 33 26 13 3 6 2 3
5
-
-
-
-
-
-
- 多 摩 1,633 411 733 137 92 54 34 44 77 8 5 17 11 1 2 2 1 1
1
-
-
1
秋 川 145 88 38 12
6
-
1
-
-
-
-
-
-
-
-
- 奥 多 摩 10 6
4
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
4 階 以 上 の 28 階 建 22 階 建 23 階 建 24 階 建 25 階 建 26 階 建 27 階 建 16 階 建 17 階 建 18 階 建 19 階 建 20 階 建 21 階 建 10 階 建 11 階 建 12 階 建 13 階 建 14 階 建 15 階 建 4 階 建 消防署 5 階 建 6 階 建 計 7 階 建 8 階 建 9 階 建 第6 表 4 階以上及び地階を 280 280 White Paper on TOKYO Fire Service 2024
46 48 30 36 26 13 18 20 15 19 13 17 11 8 16 8 7 1 6 8 5 2 1 6 3 7 3
1
2
2 71,108 63,031 6,464 1,093 372 102 34 8 4 31(元) 47 49 30 38 29 13 18 23 17 19 14 19 11 8 16 8 8 1 6 8 5 2 1 6 3 7 3
1
2
2 71,410 63,340 6,469 1,082 371 101 35 9 3 2 47 49 30 39 30 13 18 23 16 19 16 21 12 8 16 8 8 1 6 9 5 2 1 6 3 8 3
1
2
2 71,675 63,597 6,469 1,091 368 103 36 8 3 3 46 49 29 39 32 13 19 24 16 19 16 21 12 8 16 8 10 1 6 11 5 2 1 6 3 8 3
1
2
2 72,030 63,944 6,473 1,090 367 108 35 9 4 4 47 51 29 40 32 13 21 23 17 19 16 21 11 9 16 8 11 1 6 10 6 2 1 6 3 9 3
1
3
4 72,096 64,033 6,465 1,075 366 111 35 7 4 5 46 48 28 39 30 12 20 22 17 19 16 21 10 9 16 8 11 1 6 10 6 2 1 6 3 9 3
1
3
4 61,723 54,376 5,839 1,006 350 106 35 7 4 特 8 3 4 2 2 1
5
2
5
2
1
1
-
-
-
-
-
-
-
-
239 64 54 38 59 20
4
- 丸
1 2 - - 1 - 1 - 1 3 1 1 - - - 1 - - - - - - - - - - - - - - - - 1,273 930 256 55 21 6 3 - 2 麹 1 - 2 1 - - - - - - - 1 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 2,323 1,980 294 39 6 3 1 -
- 神
1 1 - 1 - - 1 1 - - - - - - - - 1 - - - - - 1 - - - - - - - - - 2,110 1,609 397 66 25 10 3 -
- 京
- - - 1 - - 1 - - - 2 - - - - - - - 1 - - - - - - - - - - - - - 1,738 1,446 208 56 20 7 - 1
- 日
- 1 1 5 1 1 - - 2 1 - 3 - - 2 - 4 - - 1 3 1 - 1 2 1 1 - - 3 - - 226 175 38 9 4 - - -
- 臨
5 5 1 6 6 2 2 6 3 2 3 3 2 2 2 - - - 2 4 2 - - 1 - 1 - 1 - - - - 2,054 1,639 295 75 33 12 - -
- 芝
2 - - 1 - - - - - - 1 1 - - 3 - - - - 1 - - - - - 2 - - - - - 2 1,808 1,532 218 34 13 5 5 - 1 麻 2 2 - - - - 1 - 2 1 2 - - - 1 1 1 1 - - - - - - - 1 - - - - - - 1,660 1,358 230 56 12 3 1 -
- 赤
4 5 2 5 - 1 2 1 - - 1 3 - 2 3 - 1 - 1 - - - - - - - - - - - - - 825 677 106 31 7 3 - 1
- 高
4 5 3 1 1 - - 1 - 1 1 2 - - - 1 - - - - - - - - - - - - - - - - 1,400 1,188 184 20 5 1 1 - 1 品 1 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 511 467 36 4 2 - 2 -
- 大
- - - - - - - - - - - - 2 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 794 754 36 4 - - - -
- 荏
- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 1,016 918 86 7 4 1 - -
- 大
- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 875 825 44 6 - - - -
- 田
- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 520 481 31 6 2 - - -
- 蒲
- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 414 384 26 2 2 - - -
- 矢
- - - 2 1 - - - - - - - - 1 - - 1 - - - - - - - - - - - - - - - 2,393 2,203 160 26 3 1 - -
- 目
- 2 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 2,465 2,343 112 8 1 1 - -
- 世
1 1 - - - - - - - - - - - 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - 1,519 1,436 71 11 1 - - -
- 玉
1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 853 804 43 5 - 1 - -
- 成
1 - - 1 - 3 - 3 - - 2 1 1 - - - - - 1 - - - - - - - - - - - - - 5,523 4,694 707 86 28 3 3 2
- 渋
1 - 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 1,301 1,104 164 31 2 - - -
- 四
- 1 - 1 - - - - - 1 - - 1 - - - - - - - - - - - - - 1 - - - - - 1,441 1,284 133 17 6 1 - -
- 牛
3 5 5 2 3 1 4 1 2 2 - 1 - - 1 2 1 - 1 2 - 1 - 1 1 3 1 - - - - 1 3,052 2,506 422 74 34 10 6 -
- 新
2 2 1 - - - - - 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 1,299 1,197 87 11 2 2 - -
- 中
- - 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 766 739 23 2 2 - - -
- 野
- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 1,572 1,497 66 8 1 - - -
- 杉
- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 1,106 1,062 40 4 - - - -
- 荻
- - - - - 1 - - - - - 1 - - 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - 1,212 1,050 134 18 5 4 1 -
- 小
- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 1,329 1,166 130 23 8 2 - -
- 本
1 1 2 - 1 - - 1 - 1 - - - 1 - - - - - - 1 - - 1 - - - - - - - 1 1,703 1,514 159 26 3 1 - -
- 豊
- 1 - 1 - 1 - - - 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 1,193 1,063 96 27 5 - - 2
- 池
1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 526 493 30 3 - - - -
- 王
- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 375 345 24 4 1 1 - -
- 赤
- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 552 527 23 2 - - - -
- 滝
- - - 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 1,041 981 54 3 3 - - -
- 板
- 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 1,207 1,116 82 8 1 - - -
- 志
1 - - - - - 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 851 806 37 8 - - - -
- 練
- 2 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 364 345 14 2 2 - 1 -
- 光
- - - - 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 654 630 24 - - - - -
- 石
- 1 - - - - - 1 1 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 1,388 1,247 116 11 10 1 3 -
- 上
- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 872 823 38 10 1 - - -
- 浅
- - - - - - - - 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 362 338 17 6 1 - - -
- 日
2 - 1 1 2 1 - 1 - - 2 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 503 473 24 3 3 - - -
- 荒
- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 143 135 5 2 - - 1 -
- 尾
- 2 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 259 239 15 2 1 1 - 1
- 千
- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 321 301 14 4 - 2 - -
- 足
- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 165 156 6 3 - - - -
- 西
2 1 2 1 - - - - - - - - - - - - 1 - - - - - - - - - - - - - - - 729 676 41 10 - 2 - -
- 本
- - - - 1 - - - - - - - 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 184 162 19 3 - - - -
- 向
- 1 2 6 9 - 2 6 1 - - 1 1 1 2 3 1 - - 2 - - - 2 - 1 - - - - - - 789 691 71 18 7 2 - -
- 深
- 1 - - - - - - - - 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 469 433 32 2 2 - - -
- 城
- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 317 297 17 3 - - - -
- 本
- - - - - - - - 1 - - - 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 223 203 13 6 1 - - -
- 金
- 1 - - 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 271 251 17 3 - - - -
- 江
- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 394 383 9 1 1 - - -
- 葛
1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 251 236 11 4 - - - -
- 小
1 3 1 1 2 1 1 1 - - - - 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 10,373 9,657 626 69 16 5 - -
- 受
- - - 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 948 895 48 5 - - - -
- 立
- - 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 1,072 975 87 8 2 - - -
- 武
- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 551 510 38 3 - - - -
- 三
- 2 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 655 615 35 4 1 - - -
- 府
- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 200 190 7 3 - - - -
- 昭
- - - - - 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 721 688 30 3 - - - -
- 調
- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 324 309 14 1 - - - -
- 小
- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 367 355 10 1 - 1 - -
- 小
- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 290 276 14 - - - - -
- 東
- - - - - - 1 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 472 435 35 1 1 - - -
- 国
- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 158 155 3 - - - - -
- 狛
- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 153 147 5 1 - - - -
- 北
- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 119 108 11 - - - - -
- 清
- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 162 160 2 - - - - -
- 東
- - - - 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 398 370 28 - - - - -
- 西
1 - - - - - - - - - - - 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 1,377 1,268 90 12 6 1 - -
- 八
- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 244 223 18 2 - 1 - -
- 青
- 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 974 882 77 9 5 1 - -
- 町
- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 347 318 20 8 - 1 - -
- 日
- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 206 198 7 1 - - - -
- 福
- - - - 1 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 457 418 34 4 1 - - -
- 多
- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 124 114 9 1 - - - -
- 秋
- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 54 48 4 2 - - - -
- 奥
建 築 物 数 53 階 建 地 下 8 階 地 下 1 階 地 下 6 階 地 下 7 階 地 下 2 階 地 下 3 階 地 下 4 階 地 下 5 階 52 階 建 54 階 建 55 階 建 56 階 建 地 階 を 有 す る 建 築 物 数 計 57 階 建 58 階 建 59 階 建 60 階 建 以 上 46 階 建 47 階 建 48 階 建 49 階 建 50 階 建 51 階 建 40 階 建 41 階 建 42 階 建 43 階 建 44 階 建 45 階 建 34 階 建 35 階 建 36 階 建 37 階 建 38 階 建 39 階 建 29 階 建 30 階 建 31 階 建 32 階 建 33 階 建 (令和5年) 有する建築物数(消防署別) 281 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 イ ロ イ ロ ハ 二 イ ロ イ ロ イ⑴ イ⑵ イ⑶ イ⑷ ロ⑴ ロ⑵ ロ⑶ ロ⑷ ロ⑸ ハ⑴ 4階以上の 建 築 物 平成31 年 ( 令和元年) 173,582 35 25 13 150 6 121 19 1,136 798 1,634 74,805 202 94 430 227 731
5
2 9 73 令 和 2 年 175,926 36 23 12 143 6 117 16 1,148 779 1,794 76,323 202 86 426 242 767 6 1 2 9 70 令 和 3 年 178,007 36 24 10 140 7 114 15 1,144 761 1,822 77,831 206 81 421 251 788 6 1 2 10 70 令 和 4 年 180,271 35 23 11 127 6 107 14 1,117 728 1,812 79,459 208 77 421 249 817 5 1 2 10 69 令 和 5 年 182,159 34 23 11 118 6 107 16 1,119 716 1,849 81,044 218 70 411 254 842 5 1 2 9 66 60 階 建
4
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
59
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
- 58
3
-
-
-
-
-
1
-
-
-
-
-
57
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
- 56
1
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
55
3
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
54
9
-
-
-
-
-
2
-
-
-
-
- 53
3
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
52
6
-
-
-
-
-
2
-
-
-
-
- 51
1
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
50
2
-
-
-
-
-
1
-
-
-
-
- 49
6
-
-
-
-
-
3
-
-
-
-
- 48
10
-
-
-
-
-
4
-
-
-
-
- 47
6
-
-
-
-
-
2
-
-
-
-
- 46
1
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
45
11
-
-
-
-
-
2
-
-
-
-
- 44
8
-
-
-
-
-
2
-
-
-
-
- 43
16
-
-
-
-
-
3
-
-
-
-
- 42
9
-
-
-
-
-
1
-
-
-
-
- 41
11
-
-
-
-
-
2
-
-
-
-
- 40
21
-
-
-
-
-
4
-
-
-
-
- 39
16
-
-
-
-
-
1
-
-
-
-
- 38
19
-
-
-
-
-
4
-
-
-
-
- 37
17
-
-
-
-
-
6
-
-
-
-
- 36
23
-
-
-
-
-
5
-
-
-
-
- 35
21
-
-
-
-
-
1
-
-
-
-
- 34
13
-
-
-
-
-
3
-
-
-
-
- 33
32
-
-
-
-
-
7
-
-
-
-
- 32
40
-
-
-
-
-
16
-
-
-
-
- 31
29
-
-
-
-
-
9
-
-
-
-
- 30
51
-
-
-
-
-
20
-
-
-
-
- 29
47
-
-
-
-
-
14
-
-
-
-
- 28
31
-
-
-
-
-
12
-
-
-
-
- 27
45
-
-
-
-
1
12
-
-
-
-
- 26
37
-
-
-
-
-
12
-
-
-
-
- 25
74
-
-
-
-
1
24
-
-
-
-
- 24
53
-
-
-
-
-
19
-
-
-
-
- 23
74
-
-
-
-
1
34
-
-
-
-
- 22
74
-
-
-
-
-
15
-
1
-
-
-
21
78
-
-
-
-
1
21
-
2
-
-
-
20
131
-
-
-
-
2 66
1
-
-
-
-
19
104
-
-
-
-
2 54
2
1
-
-
-
18
142
-
-
-
-
1
69
-
-
-
-
- 17
110
-
-
-
-
5
38
-
2
-
-
-
16
132
-
-
-
-
5 43
1
1
-
-
-
15
1,133
-
-
-
-
21
971
-
2
-
-
-
14
3,270
-
-
-
-
85 2,485
1
-
1
-
-
13
2,377
-
-
-
- 2 60
1,789
-
-
1
-
-
12
3,482
-
-
-
2 1 88 2,463
2
3
4
-
-
11
4,632
-
-
2
- 4 102 3,082
5
6
2
-
-
10
8,375
-
2
14
7 14 165 4,258
4
14 4
10
-
- 2 9 9,886
1
-
2
16
25 31 139 3,758 10 2 16 2
11
-
- 3 8 12,818
2
1
1
15
34 58 132 5,203 16 5 19 7
25
-
- 5 7 15,518
2
1
12
10 1 43 45 123 6,613 23 4 38 14
35
-
- 6 6 19,902 4
1
13 2 11 1 98 82 203 7,056 34 9 76 29
93
-
1 9 5 43,848 6 9 3 39 2 16 5 298 164 348 20,063 56 18 100 71 247 2 1 1 1 10 4 55,394 19 13 6 49 2 23 9 612 315 364 22,769 63 32 130 127 413
3
1 7 31 地階を有す る建築物数 計 72,096 46 33 13 107 4 77 17 1,038 631 658 19,113 164 49 304 166 423
2
5 32 49 地 下 1 階 64,033 32 21 11 98 3 62 16 954 562 597 18,215 126 44 242 154 405
2
5 30 46 地 下 2 階 6,465 13 10 1 7 1 14 1 78 60 49 785 28 5 48 11
18
-
2 2 地 下 3 階
1,075
2 1
2
1
5 7 9 90
9
10
1
-
-
1 地 下 4 階 366
1
-
-
- 1 2 2 17
1
4
-
-
-
地 下 5 階
111
-
-
-
-
1
4
-
-
-
-
- 地 下 6 階
35
-
-
-
-
-
2
-
-
-
-
- 地 下 7 階
7
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
地 下 8 階
4
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
(三) (四) (五) 3.その他に計上されているものは、記載以外の用途のものと、建物の使用状況等により、一時的に無用途になっている対象物数を含む。 2.(十五)項欄の①は官公署、②は事務所、③はその他を示す。 注1.表頭の区分は消防法施行令別表第1による。 (一) (六) 階 層 計 (二) 第7 表 4 階以上及び地階を 282 282 White Paper on TOKYO Fire Service 2024
ハ⑵ ハ⑶ ハ⑷ ハ⑸ 二 イ ロ イ ロ イ ロ ① ② ③ イ ロ 9 132 5 80 31 3,422 56 94 10 18 321 1,253 14 242 2 1,144 580 14,395 2,584 39,671
26,622
- 2,188 31(元) 9 147 6 86 34 3,430 55 95 8 21 322 1,254 14 250 2 1,144 577 14,281 2,633 39,955
26,758
- 2,246 2 9 162 6 91 34 3,419 54 95 7 21 322 1,252 15 242 2 1,139 579 14,299 2,638 40,216
27,407
- 2,258 3 8 180 6 104 36 3,418 53 95 6 21 323 1,242 17 240 2 1,155 577 14,322 2,667 40,463
27,694
- 2,344 4 8 186 4 114 36 3,408 56 95 6 21 320 1,225 16 236 2 1,158 572 14,295 2,686 40,675
27,762
- 2,357
5
-
-
-
-
-
-
-
-
-
4
-
-
60
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
59
-
-
-
-
-
-
-
-
-
2
-
-
58
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
57
-
-
-
-
-
-
-
-
-
1
-
-
56
-
-
-
-
-
-
-
-
-
3
-
-
55
-
-
-
-
-
-
-
-
-
7
-
-
54
-
-
-
-
-
-
-
-
-
3
-
-
53
-
-
-
-
-
-
-
-
-
4
-
-
52
-
-
-
-
-
-
-
-
-
1
-
-
51
-
-
-
-
-
-
-
-
-
1
-
-
50
-
-
-
-
-
-
-
-
-
3
-
-
49
-
-
-
-
-
-
-
-
-
5
1
-
48
-
-
-
-
-
-
-
-
-
4
-
-
47
-
-
-
-
-
-
-
-
-
1
-
-
46
-
-
-
-
-
-
-
-
- 1
8
-
-
45
-
-
-
-
-
-
-
-
-
5
1
-
44
-
-
-
-
-
-
-
-
-
9
4
-
43
-
-
-
-
-
-
-
-
-
8
-
-
42
-
-
-
-
-
-
-
-
-
8
1
-
41
-
-
-
-
-
-
-
-
-
17
-
-
40
-
-
-
-
-
-
-
-
1
11
3
-
39
-
-
-
-
-
-
-
-
-
15
-
-
38
-
-
-
-
-
-
-
-
-
11
-
-
37
-
-
-
-
-
-
-
-
1
16
1
-
36
-
-
-
-
-
-
-
-
- 1
19
-
-
35
-
-
-
-
-
-
-
-
1
-
9
-
-
34
-
-
-
-
-
-
-
-
-
21
4
-
33
-
-
-
-
-
-
-
-
-
22
2
-
32
-
-
-
-
-
-
1
-
1
16
2
-
31
-
-
-
-
-
-
-
-
2
25
4
-
30
-
-
-
-
-
-
-
-
1
30
2
-
29
-
-
-
-
-
-
-
-
1
13
5
-
28
-
-
1
-
-
-
-
-
2
26
3
-
27
-
-
1
-
-
-
-
- 1
2
17
4
-
26
-
-
-
-
-
-
-
-
2
37
10
-
25
-
-
-
-
-
-
-
-
4 1 22
7
-
24
-
-
-
-
-
-
-
-
1
28
9
- 1
23
-
-
2
-
-
-
-
-
5
44
7
-
22
-
-
3
-
-
-
-
- 3
3
32
12
- 1
21
-
-
3
-
-
-
-
- 1
8
37
11
- 2
20
-
-
2
-
-
-
-
- 4
2
26
11
-
19
-
-
5
-
-
-
-
- 1 15 1 40
10
-
18
-
-
4
-
-
-
-
- 1
8
37
15
-
17
-
-
5
-
-
-
-
- 2 15 1 46
13
-
16
-
-
5
-
-
-
-
- 3 13 1 80
35
- 2
15
-
-
17
-
-
-
1
- 8 50 4 399
216
- 3
14
-
-
14
-
-
-
1
- 1 67 3 250
184
- 5
13
-
-
24
-
-
-
1
1 5 149 9 395
322
- 13
12
-
-
26
-
-
-
1
- 2 5 267 17 595
511
- 5
11
-
-
48
-
- 1
2
4
10 15 941 44 1,807
976
- 33
10
1
-
98
3
-
4
1
5
24 12 1,869 83 2,541
1,183
- 46
9
-
2
151
1
- 9 6 1
11
58 45 2,037 137 3,128
1,630
- 79
8
2
3
172
7
1 3 15 28 1
9
79 44 1,831 177 3,779
2,295
- 102 7 2
6
9 2 315 3
5
2 28 98 2
20
212 65 2,011 357 5,473
3,357
- 213 6 2
38
33 2 633 10 25 3 4 84 298 3 46 1 308 134 2,581 708 9,817
7,024
- 634 5 4 139 4 67 32 1,879 33 64 2 12 179 792 8 137 1 464 221 2,405 1,141 11,717
9,887
- 1,218 4 4 164 5 97 104 2,276 176 25 18 296 911 451 13 323 1 278 856 7,927 2,962 20,620 10,209 10 2 1,437 4 156 5 94 101 1,847 140 20 17 58 847 426 8 251 1 262 575 6,670 2,349 17,834 9,452
2
1,289 地下1
8
3 3 376 23 5 1 116 55 22 2
63
15 195 1,071 469 2,140 651
2
112
2
-
-
40
7
- 81 7 1 1
6
1 58 139 99 395 78 4 1 19
3
-
-
12
4
-
23
2
2
- 18 34 28 187 17
2
9
4
-
-
1
-
10
1
1
1
- 7 11 11 50
5
1 7
5
-
-
-
1
- 6
1
1
-
1 2 3 13
4
- 1
6
-
-
-
-
1
-
-
-
2
1 1
2
-
7
-
-
-
1
-
1
-
-
-
-
2
-
-
8 その他 (十四) (十五) (十六) (十六の二)(十六の三) (令和5年) (十三) (十二) (十) (十一) (八) (九) (七) 有する建築物数(用途別) 283 White Paper on TOKYO Fire Service 2024
対象物数 設備数 対象物数 設備数 対象物数 設備数 対象物数 設備数 対象 平 成 31 年 (令和元年) 47,786 43,751 17,689 18,095 178 326 4,414 4,932 令 和 2 年 47,797 38,969 18,322 15,875 176 138 4,447 4,375 令 和 3 年 47,892 38,964 18,841 16,425 179 142 4,457 4,386 令 和 4 年 48,266 39,021 19,887 17,476 176 139 4,469 4,411 令 和 5 年 48,439 39,028 20,371 18,681 176 136 4,454 4,393 特 別 区 37,186 31,252 16,697 14,815 139 87 3,792 3,764 丸 の 内 180 197 161 206 13 11 81 82 麹 町 738 676 394 455 5 2 164 161 神 田 950 869 587 556 2 2 85 82 京 橋 916 832 765 695 3 3 120 128 日 本 橋 977 965 601 571 3 2 110 108 臨 港 262 319 175 152
1
63 62 芝 1,101 1,099 720 723 7 5 216 215 麻 布 621 540 366 328 8 6 124 110 赤 坂 570 549 299 297 6 9 132 127 高 輪 589 468 287 248 6 2 97 97 品 川 895 750 428 332 2 2 143 138 大 井 492 387 224
176
- 45 50 荏 原 293 258 151 128
1
23 22 大 森 884 752 241 200 3 2 69 66 田 園 調 布 531 361 107
87
- 42 42 蒲 田 644 488 208 174 3 2 57 58 矢 口 386 328 153 133 2 1 18 19 目 黒 955 882 251 213 1 1 109 101 世 田 谷 1,069 791 274
235
- 107 106 玉 川 701 543 157
160
- 82 100 成 城 649 437 211 205 1 1 66 66 渋 谷 1,868 1,692 795 716 9 7 299 278 四 谷 478 465 236 225 4 3 42 42 牛 込 649 560 278 268 1 1 58 60 新 宿 1,204 1,172 622 597
3
165 166 中 野 524 398 205
166
- 45 41 野 方 267 218 86
79
- 21 21 杉 並 707 580 229 190 3 2 65 61 荻 窪 497 346 179
147
- 40 35 小 石 川 686 623 319
276
- 82 78 本 郷 665 572 382 322 2 2 38 38 豊 島 785 675 377 316
1
52 50 池 袋 431 364 203
170
- 26 25 王 子 331 289 145
110
- 19 18 赤 羽 440 298 165 178 4 3 25 25 滝 野 川 270 234 140
123
- 21 20 板 橋 530 428 238 198
1
37 36 志 村 1,223 818 334 250 4 1 68 67 練 馬 638 397 181 155
1
37 44 光 が 丘 402 275 142 80
1
38 36 石 神 井 551 282 213
180
- 28 25 上 野 657 577 533 361 2 2 44 38 浅 草 402 338 349 345 1 1 17 17 日 本 堤 263 221 239
171
- 16 16 荒 川 445 347 244
176
- 29 28 尾 久 182 137 79
65
- 2 2 千 住 379 412 178 122
5
25 59 足 立 1,040 535 335 237
1
35 32 西 新 井 454 295 168 153
1
25 24 本 所 730 582 431 330 4 2 68 67 向 島 333 297 145
127
- 19 21 深 川 1,183 1,518 465 772 8 4 165 165 城 東 1,090 826 489 253 5 2 72 78 本 田 483 433 188 178 6 5 23 24 金 町 363 228 130
140
- 11 11 江 戸 川 513 417 147 108 1 1 31 29 葛 西 770 646 212 145
4
35 31 小 岩 350 266 136
112
- 16 16 受 託 地 区 11,253 7,776 3,674 3,866 37 49 662 629 立 川 952 733 278 271 3 3 58 54 武 蔵 野 572 418 174 152
2
42 39 三 鷹 392 350 148
128
- 26 25 府 中 816 497 254 186 6 1 70 61 昭 島 342 270 102 71 1 1 17 16 調 布 630 444 176 139 1 3 45 41 小 金 井 257 195 67 61 1 1 12 12 小 平 543 356 147 134 5 16 11 11 東 村 山 387 280 131 105 2 5 11 10 国 分 寺 230 174 85
171
- 15 15 狛 江 165 91 43 38
1
11 13 北多摩西部 316 244 104 87 2 1 11 11 清 瀬 243 132 73
53
- 4 4 東 久 留 米 235 175 79
71
- 13 13 西 東 京 422 221 136
107
- 15 15 八 王 子 1,937 1,191 631 1,154 2 1 104 100 青 梅 359 263 136 117 2 2 15 13 町 田 898 641 359 346 3 3 66 64 日 野 458 276 142
117
- 16 15 福 生 371 336 106 115 3 10 28 26 多 摩 569 312 187 120
1
66 66 秋 川 146 165 108
115
- 6 5 奥 多 摩 13 12 8 8 2
2
- 水 噴 霧 消 火 設 備 泡 消 火 設 備 二酸 消 防 署 消 火 屋 内 消 火 栓 設 備 スプリンクラー設備 第8 表 消防用設備等を設置している 284 284 White Paper on TOKYO Fire Service 2024
物数 設備数 対象物数 設備数 対象物数 設備数 対象物数 設備数 対象物数 設備数 4,073 5,789 7,136 11,012 15,372 31,533 1,362 1,219 1,081 580 31(元) 4,016 4,632 7,151 9,259 15,739 21,715 1,381 1,200 1,013 591 2 3,985 4,526 7,110 8,974 15,996 21,587 1,386 1,221 1,034 605 3 3,731 4,178 7,070 8,735 16,524 21,545 1,371 1,212 1,008 575 4 3,664 4,075 7,031 8,664 16,753 21,791 1,369 1,207 1,004 567 5 3,260 3,649 6,105 7,519 12,336 16,240 824 753 367 258 特 36 68 89 174 45 63
1
-
- 丸
109 139 279 364 184 175 10 9 2
- 麹
194 192 275 281 233
225
-
- 神
175 191 274 345 287 309 5 5 -
- 京
178 215 277 331 237 248 2 2 -
- 日
43 54 27 33 91 151 2 2 7 6 臨 217 243 393 475 404 552 8 8 14 6 芝 76 73 157 179 144 146 7 7 -
- 麻
90 93 149 154 151 141 4 3 2 1 赤 80 118 129 155 145 209 16 18 16 5 高 129 168 198 238 249 275 5 5 2 4 品 27 26 93 96 197 212 39 29 -
- 大
14 14 44 44 88 112 4 4 -
- 荏
91 80 96 99 350 620 85 89 11 9 大 11 10 58 70 220 266 - - 4 4 田 53 64 75 96 285 380 54 62 4 4 蒲 21 21 34 30 150 178 6 7 1 1 矢 61 60 147 187 296 314 5 5 1 1 目 62 53 112 152 326 388 13 12 13 2 世 20 22 102 158 306 400 7 8 -
- 玉
16 19 57 67 281 293 25 18 9 2 成 236 256 460 619 507 543 9 8 1 1 渋 62 63 127 123 105 107 4 4 -
- 四
65 65 100 92 140 131 9 7 -
- 牛
105 118 243 431 321 362 5 4 2 2 新 26 30 54 63 139 144 5 5 -
- 中
10 11 28 22 91 117 4 6 1 1 野 33 32 64 68 228 283 15 14 -
- 杉
26 25 48 62 160 242 6 3 -
- 荻
60 67 140 154 128 130 9 8 2 1 小 61 63 124 129 143 139 8 4 10 1 本 75 75 187 202 199 181 4 3 -
- 豊
25 31 59 68 149 150 6 5 1 1 池 22 20 46 63 124 196 11 7 6 4 王 27 32 32 40 170 234 8 10 4 3 赤 21 20 48 64 67 92 2 1 7 7 滝 40 38 71 66 197 178 12 9 9 1 板 36 41 93 107 484 481 33 21 16 14 志 19 19 54 62 238 293 15 15 3 2 練 13 13 27 24 191 272 3 3 6 4 光 10 10 28 36 187 186 6 3 6
- 石
80 84 159 184 148 160 18 18 2 3 上 49 48 83 80 102 101 - - 1 1 浅 18 17 34 42 70 71 2 2 4 4 日 32 33 40 36 138 142 5 5 1 1 荒 10 10 12 12 70 72 2 2 2 1 尾 16 16 25 51 134 419 18 15 12 11 千 21 22 49 69 384 600 13 12 15 14 足 8 6 15 14 186 229 28 25 47 29 西 55 74 94 106 161 167 6 6 3 2 本 14 13 24 28 103 132 18 23 4 4 向 115 195 179 339 541 1,571 92 92 14 12 深 68 81 107 138 466 973 69 59 49 46 城 15 13 36 22 296 287 7 6 11 11 本 17 17 24 22 128 190 6 5 5 5 金 13 14 21 23 259 259 19 18 12 11 江 42 44 76 98 346 585 30 15 18 11 葛 12 10 29 32 167 164 19 17 7 5 小 404 426 926 1,145 4,417 5,551 545 454 637 309 受 68 67 121 121 371 391 29 27 103 49 立 23 26 67 74 172 199 7 5 -
- 武
18 19 42 46 211 304 18 14 15 7 三 41 56 75 157 348 516 91 66 35 26 府 9 8 23 22 152 377 30 29 56 23 昭 28 25 43 47 280 306 21 12 11 8 調 6 5 22 23 93 115 4 4 2
- 金
15 18 34 46 154 261 26 19 9 9 小 10 18 21 26 149 198 16 15 22 19 東 8 8 26 23 101 80 5 4 1 1 国 1 1 8 15 63 83 4 1 9 2 狛 5 5 18 18 121 127 22 21 19 19 北 9 9 16 21 40 26 6 7 4 2 清 10 12 9 9 84 85 18 14 10 8 東 11 10 22 17 225 284 4 2 10 10 西 54 52 170 233 677 653 96 65 225 28 八 7 5 39 29 135 232 34 27 26 23 青 31 34 59 72 407 530 32 33 8 6 町 19 19 33 38 164 185 16 13 7 6 日 9 8 22 29 127 199 36 42 44 42 福 17 18 48 72 286 312 11 9 2 1 多 5 3 6 7 53 83 19 25 16 17 秋 - - 2 - 4 5 - - 3 3 奥 化炭素消火設備 ハロゲン化物消火設備 粉 末 消 火 設 備 屋 外 消 火 栓 設 備 (令和6年3月末) 設 備 動力消防ポンプ設備 対象物と設備数(消防署別)(その1) 285 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 対象物数 設備数 対象物数 設備数 対象物数 設備数 対象物数 設備数 対象物数 平 成 31 年 (令和元年) 227,830 200,466 5,265 5,037 20,230 19,681 10,882 8,600 62,366 令 和 2 年 230,268 205,505 5,339 4,943 20,030 20,322 11,217 8,903 62,376 令 和 3 年 233,120 209,996 5,435 4,833 19,847 20,008 11,473 9,169 62,437 令 和 4 年 235,556 214,859 5,503 4,929 19,577 19,673 11,667 9,365 62,440 令 和 5 年 238,520 219,797 5,547 4,990 19,238 19,353 11,884 9,604 62,364 特 別 区 177,917 167,821 4,445 3,990 12,301 11,726 8,134 6,503 45,673 丸 の 内 334 381 105 106 7 8 38 28 50 麹 町 1,814 1,961 167 143 8 10 79 57 334 神 田 3,692 3,689 108 56 17 19 103 101 952 京 橋 3,062 3,018 200 167 10 16 99 81 517 日 本 橋 3,088 3,071 110 108 17 19 109 94 624 臨 港 678 1,536 51 46 4 4 28 24 96 芝 3,522 3,500 298 202 21 17 157 127 650 麻 布 2,395 2,321 100 84 26 25 134 80 503 赤 坂 2,200 2,132 120 113 17 17 89 82 352 高 輪 1,530 1,617 89 100 35 38 92 59 254 品 川 2,989 2,618 105 87 78 78 149 116 541 大 井 1,895 1,712 52 26 126 124 93 72 436 荏 原 2,131 1,832 22 18 204 203 74 35 603 大 森 4,036 3,992 69 67 304 306 168 126 892 田 園 調 布 2,857 2,397 26 19 241 232 122 111 796 蒲 田 3,105 2,667 62 60 152 136 160 129 827 矢 口 1,962 1,875 30 23 206 188 81 66 601 目 黒 5,246 4,590 158 170 393 386 159 143 1,320 世 田 谷 7,032 5,959 141 155 822 793 227 174 1,893 玉 川 3,721 4,291 82 85 373 380 170 153 995 成 城 3,608 3,043 48 35 218 197 268 236 956 渋 谷 8,308 7,901 325 294 148 151 248 187 1,905 四 谷 1,984 1,888 79 69 36 35 64 60 459 牛 込 2,535 2,367 76 26 63 57 99 83 734 新 宿 5,423 5,130 181 184 252 241 285 253 1,235 中 野 2,887 2,689 80 79 243 236 92 82 892 野 方 2,410 1,787 27 17 623 556 121 102 708 杉 並 4,726 3,980 85 75 1,133 1,093 214 175 1,414 荻 窪 3,598 2,831 49 41 877 800 205 167 1,077 小 石 川 2,480 2,240 85 51 64 60 81 68 580 本 郷 2,514 2,269 81 75 87 86 97 69 712 豊 島 3,472 3,110 93 70 107 108 165 107 870 池 袋 2,951 2,597 68 67 249 241 187 89 740 王 子 1,668 1,582 32 27 139 140 81 55 437 赤 羽 1,999 2,361 44 41 100 95 85 69 537 滝 野 川 1,534 1,391 31 18 150 149 49 40 469 板 橋 3,235 2,741 63 23 273 252 128 111 1,184 志 村 5,406 7,259 80 241 647 618 289 240 1,699 練 馬 3,789 3,142 30 29 315 310 172 136 1,185 光 が 丘 2,022 1,656 24 11 202 192 113 102 631 石 神 井 3,566 2,865 55 14 539 500 270 198 1,336 上 野 3,227 2,850 70 56 77 74 156 104 839 浅 草 2,168 2,045 17 7 20 16 71 64 533 日 本 堤 1,895 1,809 24 24 91 91 147 132 352 荒 川 2,175 1,958 50 31 139 150 112 96 642 尾 久 1,056 894 17 6 101 92 68 57 301 千 住 1,512 1,790 16 11 90 101 64 52 372 足 立 5,758 4,498 49 41 305 301 307 228 1,869 西 新 井 3,204 2,821 56 31 271 237 194 163 798 本 所 4,189 3,875 53 119 63 56 164 136 982 向 島 1,803 1,973 26 14 79 82 94 81 387 深 川 4,238 5,662 149 191 39 55 184 164 909 城 東 3,467 3,232 52 38 85 81 147 118 645 本 田 3,819 3,465 36 13 411 347 185 169 1,210 金 町 2,330 2,234 20 17 253 259 147 117 763 江 戸 川 3,000 2,690 24 29 173 118 135 114 621 葛 西 3,888 3,576 36 29 256 259 166 115 864 小 岩 2,784 2,461 19 11 322 291 149 106 590 受 託 地 区 60,603 51,976 1,102 1,000 6,937 7,627 3,750 3,101 16,691 立 川 4,554 4,079 90 80 215 213 283 240 1,366 武 蔵 野 2,770 3,547 64 64 327 1,312 112 95 733 三 鷹 2,795 2,464 57 62 742 709 160 134 719 府 中 3,893 3,156 101 90 313 307 225 157 893 昭 島 1,587 1,376 28 37 124 119 113 69 448 調 布 3,433 2,818 65 56 480 465 160 129 970 小 金 井 1,693 1,361 31 24 346 353 84 64 465 小 平 2,590 2,005 45 37 412 407 179 154 879 東 村 山 1,884 1,463 48 51 207 197 149 113 640 国 分 寺 1,651 1,398 25 13 232 196 100 78 419 狛 江 1,020 782 17 10 370 363 57 49 253 北多摩西部 2,119 1,828 28 23 210 212 111 101 680 清 瀬 1,090 643 29 20 147 141 101 69 303 東 久 留 米 1,442 1,164 26 18 236 209 115 103 374 西 東 京 2,508 1,894 42 30 400 363 151 117 766 八 王 子 8,640 7,694 177 155 551 559 596 485 2,227 青 梅 2,264 1,823 23 24 312 294 145 131 572 町 田 5,320 4,680 76 109 426 428 384 351 1,555 日 野 2,594 2,421 28 17 439 352 172 148 654 福 生 2,659 2,369 26 22 152 149 113 108 795 多 摩 2,492 1,548 61 49 158 143 89 74 729 秋 川 1,309 1,194 13 9 111 110 135 118 232 奥 多 摩 296 269
2
27 26 16 14 19 ガス漏れ火災警報設備 漏 電 火 災 警 報 器 消防機関へ通報する火災通報装 置 非常ベル・自動 消防署 警 報 設 自動火災報知設備 第8 表 消防用設備等を設置している 286 286 White Paper on TOKYO Fire Service 2024
誘 導 灯 設備数 対象物数 設備数 対象物数 設備数 対象物数 設備数 対象物数 設備数 対象物数 81,325 27,178 22,829 4,953 8,483 27,846 35,606 176,163 226,867 181,850 31(元) 78,561 27,540 22,959 5,001 8,134 28,131 33,293 179,631 212,665 185,175 2 76,353 27,823 23,525 5,059 7,877 28,538 32,257 183,700 206,206 188,875 3 74,873 28,187 23,946 5,112 7,788 28,884 31,658 187,406 204,799 192,395 4 73,686 28,481 24,300 5,164 7,709 29,256 31,288 191,123 204,743 196,071 5 55,078 21,600 18,722 3,871 5,840 25,843 27,389 156,008 164,378 154,857 特 54 184 189 19 64 39 110 65 122 375 丸 578 515 588 64 143 324 574 1,065 1,985 1,921 麹 922 728 607 72 81 1,182 1,136 2,825 1,890 4,384 神 662 824 700 59 118 753 1,483 2,220 3,100 3,384 京 751 620 570 86 256 735 1,624 2,237 2,685 3,383 日 173 131 134 25 27 85 105 490 1,582 613 臨 806 903 775 88 144 836 777 2,507 4,012 3,797 芝 723 423 343 37 42 471 456 1,937 1,895 2,621 麻 385 403 387 42 81 465 793 1,451 2,490 2,398 赤 334 328 256 40 57 224 318 1,176 1,219 1,415 高 591 482 387 57 81 421 436 1,730 1,276 2,732 品 520 207 179 37 42 223 194 1,606 1,408 1,666 大 766 195 162 38 46 458 317 3,158 2,672 2,236 荏 1,270 293 253 79 162 423 549 3,485 5,730 3,285 大 823 162 152 57 62 320 159 2,529 1,067 2,218 田 806 280 250 46 89 322 262 3,145 1,942 2,673 蒲 604 163 146 39 63 291 217 2,241 1,754 1,787 矢 1,735 476 428 100 172 772 721 5,410 5,253 5,001 目 2,780 567 514 134 187 683 782 6,532 11,417 5,712 世 1,238 296 217 87 92 425 367 3,389 3,677 2,920 玉 925 309 274 109 147 286 247 2,493 2,473 2,284 成 3,050 1,175 1,040 162 303 1,850 2,697 6,698 10,823 8,774 渋 348 335 317 35 31 470 327 1,626 898 2,107 四 406 323 240 42 32 541 199 2,639 748 2,684 牛 1,983 903 851 95 209 979 1,752 4,280 7,597 4,954 新 897 241 209 45 50 594 309 3,743 2,132 2,645 中 553 108 82 42 46 300 129 2,918 1,319 1,780 野 1,917 336 277 93 161 534 589 5,155 6,155 3,939 杉 1,743 262 200 72 107 387 399 3,079 3,103 2,752 荻 886 379 323 54 64 518 388 2,564 2,013 2,262 小 888 401 322 53 105 442 480 2,202 1,738 2,392 本 658 547 431 76 96 784 745 3,268 1,787 3,347 豊 905 325 258 51 52 569 487 3,470 3,497 2,597 池 696 216 192 53 88 244 254 1,641 1,893 1,424 王 784 264 624 46 67 234 296 1,855 3,037 1,574 赤 717 168 135 43 59 279 232 1,925 2,120 1,404 滝 907 303 240 89 77 521 240 3,918 1,464 2,857 板 2,112 567 529 122 226 447 560 4,144 5,155 3,987 志 1,344 253 203 91 132 379 274 3,555 2,383 2,671 練 629 228 129 73 85 158 124 1,505 1,307 1,313 光 1,197 326 236 103 106 239 167 2,995 2,163 2,472 石 1,319 577 422 52 111 717 876 2,669 3,302 3,430 上 319 267 212 21 14 540 252 1,773 918 2,387 浅 569 216 204 22 34 325 262 1,565 1,362 1,883 日 653 248 169 59 71 331 250 2,048 1,680 2,016 荒 200 87 55 35 33 126 39 1,186 259 1,018 尾 561 188 141 31 47 195 190 1,494 3,435 1,272 千 1,842 467 370 157 247 353 333 4,678 6,412 3,588 足 681 310 237 90 103 137 80 2,387 1,070 2,386 西 1,067 496 330 58 108 682 584 4,021 3,356 3,549 本 604 176 132 52 72 143 87 1,474 1,059 1,428 向 1,935 578 800 90 131 515 835 3,040 8,163 3,679 深 1,063 547 327 72 137 331 303 2,072 1,976 2,808 城 830 290 190 104 98 305 144 3,551 937 3,157 本 1,007 205 167 60 82 189 237 1,826 2,685 1,604 金 556 238 174 73 108 243 193 2,141 1,643 1,978 江 1,240 348 278 62 112 286 289 2,831 3,533 2,083 葛 566 213 165 78 80 218 160 2,381 1,607 1,851 小 18,608 6,881 5,578 1,293 1,869 3,413 3,899 35,115 40,365 41,214 受 1,556 594 541 98 96 442 424 2,992 3,066 3,324 立 773 370 346 61 79 351 445 2,197 2,357 2,230 武 1,083 250 215 69 112 110 123 1,941 2,159 1,750 三 1,028 384 296 93 137 240 286 2,363 3,497 2,317 府 579 204 207 18 23 76 89 892 1,392 1,183 昭 894 317 249 68 87 185 160 2,368 2,054 2,252 調 552 150 130 49 76 97 100 1,064 1,173 1,064 金 1,132 340 286 93 165 129 165 1,560 2,177 1,818 小 809 240 188 17 23 92 140 1,146 1,772 1,389 東 279 124 92 48 40 147 79 1,143 375 1,157 国 281 80 58 22 38 34 29 680 498 608 狛 679 272 260 28 35 49 48 952 733 1,595 北 349 118 80 22 39 49 49 557 617 604 清 362 154 132 27 27 54 26 800 256 922 東 671 223 140 75 78 122 91 1,858 782 1,657 西 3,050 1,216 894 161 283 509 660 4,907 7,405 6,071 八 434 219 172 49 90 75 93 846 1,222 1,650 青 1,297 618 536 128 167 303 466 2,444 3,888 3,703 町 704 237 158 33 43 122 105 1,516 1,251 1,535 日 1,107 213 188 51 89 81 111 1,209 1,931 2,016 福 743 377 262 59 105 127 185 1,324 1,211 1,192 多 227 168 140 22 35 17 24 345 544 1,037 秋 19 13 8 2 2 2 1 11 5 140 奥 動式サイレン 放 送 設 備 救 助 袋 緩 降 機 避 難 は し ご (令和6年3月末) 備 避 難 設 備 対象物と設備数(消防署別)(その2) 287 White Paper on TOKYO Fire Service 2024
対象物数 設備数 対象物数 設備数 対象物数 設備数 平 成 31 年 (令和元年) 2,640 2,875 2,156 2,743 2,608 3,470 令 和 2 年 2,676 2,852 2,180 2,677 2,624 3,432 令 和 3 年 2,699 2,833 2,211 2,705 2,634 3,390 令和4 年度 2,734 2,834 2,235 2,709 2,652 3,371 令和5 年度 2,770 2,855 2,256 2,701 2,663 3,310 特 別 区 2,400 2,398 1,861 2,215 2,217 2,716 丸 の 内 93 100 65 98 7 19 麹 町 70 74 35 41 91 97 神 田 47 35 37 28 50 81 京 橋 50 46 74 64 40 47 日 本 橋 35 37 151 186 45 43 臨 港 65 69 18 35 29 30 芝 148 146 152 166 76 86 麻 布 24 26 27 27 76 109 赤 坂 53 61 29 28 75 98 高 輪 66 75 28 48 65 64 品 川 74 99 24 25 87 107 大 井 46 43 15 16 14 9 荏 原 8 6 8 8 18 20 大 森 90 94 25 31 39 53 田 園 調 布 9 5 16 9 38 29 蒲 田 63 78 34 39 13 16 矢 口 47 39 13 9 16 13 目 黒 19 17 10 15 86 81 世 田 谷 70 49 53 79 79 88 玉 川 48 31 38 36 64 63 成 城 15 14 14 10 46 45 渋 谷 90 100 115 150 182 289 四 谷 18 13 33 22 44 38 牛 込 29 19 26 20 70 70 新 宿 80 91 76 113 89 120 中 野 36 36 64 66 43 39 野 方 5 5 7 4 19 19 杉 並 40 30 41 44 50 121 荻 窪 12 11 24 23 32 34 小 石 川 42 40 41 37 70 88 本 郷 37 32 37 41 83 67 豊 島 34 30 44 40 59 58 池 袋 15 14 28 24 20 21 王 子 15 17 7 19 12 17 赤 羽 20 24 19 17 14 25 滝 野 川 7 10 7 6 15 12 板 橋 20 14 15 11 33 29 志 村 82 56 28 42 42 40 練 馬 7 7 20 21 20 22 光 が 丘 5 3 16 25 14 14 石 神 井 6 9 30 23 17 16 上 野 32 33 22 18 32 55 浅 草 13 4 10 5 7 7 日 本 堤 16 16 13 11 7 7 荒 川 25 19 9 11 11 11 尾 久 3 3 2 2 7 5 千 住 25 28 12 23 11 16 足 立 24 18 32 77 20 24 西 新 井 14 14 12 11 3 2 本 所 35 37 38 59 17 27 向 島 76 55 6 15 3 6 深 川 248 305 75 133 52 84 城 東 80 87 24 35 21 46 本 田 14 6 12 9 10 10 金 町 16 22 6 9 7 16 江 戸 川 7 6 13 15 6 6 葛 西 30 38 21 26 14 43 小 岩 2 2 10 10 7 14 受 託 地 区 370 457 395 486 446 594 立 川 44 55 37 39 44 54 武 蔵 野 23 21 25 55 38 45 三 鷹 12 12 6 3 14 22 府 中 40 55 38 42 27 29 昭 島 19 34 10 18 10 23 調 布 11 15 24 23 34 30 小 金 井 3 4 7 5 16 13 小 平 9 16 8 10 13 18 東 村 山 9 14 8 10 11 25 国 分 寺 8 6 4 4 13 13 狛 江 6 7 2 3 6 5 北多摩西部 9 15 14 13 14 12 清 瀬 6 15 3 6 7 6 東 久 留 米 3 2 7 7 2 1 西 東 京 19 15 18 17 19 21 八 王 子 75 74 75 87 66 73 青 梅 12 17 10 10 9 8 町 田 22 31 40 61 36 43 日 野 7 7 8 7 12 26 福 生 3 3 15 27 10 22 多 摩 28 32 30 30 34 85 秋 川 2 7 6 9 9 18 奥 多
摩
-
- 2 2 消防署 消 防 用 水 消 防 活 動 排 煙 設 備 連 結 散 水 設 備 第8 表 消防用設備等を設置している 288 288 White Paper on TOKYO Fire Service 2024
対象物数 設備数 対象物数 設備数 対象物数 設備数 64,097 65,955 15,155 13,794 824 672 31(元) 64,928 66,806 15,556 14,239 832 675 2 65,819 67,623 15,941 14,730 833 670 3 66,738 68,441 16,396 15,168 841 670 4 67,548 69,167 16,784 15,575 847 677 5 60,476 61,660 15,321 14,191 815 650 特 185 298 124 109 83 58 丸 1,264 1,199 292 226 37 26 麹 2,769 2,762 515 482 22 12 神 2,498 2,511 602 570 34 24 京 2,491 2,458 599 409 38 23 日 458 575 177 185 17 16 臨 2,489 2,621 692 762 63 75 芝 1,200 1,218 303 283 30 28 麻 998 1,006 215 189 21 12 赤 685 733 226 196 21 8 高 1,312 1,367 442 301 16 10 品 755 746 251 221 5 2 大 564 556 197 240 4 4 荏 999 1,029 198 172 5 5 大 423 433 51 53 4 3 田 789 824 219 178 10 10 蒲 501 496 114 135 2 1 矢 1,085 1,068 204 172 7 7 目 980 981 174 176 8 8 世 451 468 43 36 7 3 玉 349 367 31 23 1 1 成 3,196 3,220 648 460 45 37 渋 1,029 1,029 218 211 10 8 四 1,056 1,073 289 287 16 15 牛 2,083 2,195 570 588 51 34 新 855 831 193 169 13 11 中 335 326 37 33 2 4 野 805 816 111 68 5 5 杉 434 445 54 41 2 2 荻 1,140 1,169 363 294 19 15 小 1,374 1,403 444 391 16 18 本 1,761 1,739 444 429 11 8 豊 810 818 158 139 12 9 池 545 584 157 161 3 3 王 627 589 195 187 6 6 赤 571 603 181 161 1 1 滝 907 848 304 262 7 5 板 978 1,085 241 86 5 1 志 668 654 118 100 9 6 練 314 311 97 81 9 2 光 354 331 38 38 1
- 石
1,864 1,706 538 441 20 16 上 1,570 1,513 520 484 9 5 浅 854 884 261 253 4 4 日 974 1,000 293 255 5 3 荒 333 328 98 99 1 1 尾 429 483 180 325 4 5 千 1,044 1,059 188 165 2 2 足 419 437 67 71 1 1 西 2,470 2,400 517 430 26 19 本 520 563 140 150 7
- 向
2,201 2,565 656 859 39 51 深 1,401 1,508 482 529 5 3 城 731 731 196
195
- 本
359 373 108 123 2 3 金 582 598 152 138 5 5 江 1,222 1,322 299 278 5 5 葛 416 405 97 92 2 1 小 7,072 7,507 1,463 1,384 32 27 受 708 765 121 121 -
- 立
494 505 80 58 4 2 武 390 417 65 51 -
- 三
635 600 131 94 7 5 府 197 247 54 45 -
- 昭
415 427 76 97 4 3 調 177 185 36 31 -
- 金
166 185 27 36 1 1 小 198 207 56 53 2 7 東 206 201 44 28 -
- 国
77 91 13 10 -
- 狛
168 205 32 27 -
- 北
72 81 12 9 -
- 清
127 134 25 24 -
- 東
314 318 54 104 -
- 西
1,238 1,275 284 333 8 5 八 144 162 26 33 -
- 青
530 551 127 96 3 3 町 248 247 57 50 -
- 日
129 150 16 17 -
- 福
413 531 127 67 1 1 多 26 23 - - 1
- 秋
- - - - 1
- 奥
(令和6年3月末) 上 必 要 な 設 備 連 結 送 水 管 非常コンセント設備 無線通信補助設備 対象物と設備数(消防署別)(その3) 289 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 第9 表 電気設備を有する防火対象物数(消防署別) 高 圧 特 別 高 圧 低 圧 高 圧 100V未満 100V以上 低 圧 高 圧 平成31 年( 令和元年) 76,580 1,829 16,731 2,324 4,638 5,620 8 1 31(元) 令 和 2 年 77,170 1,844 17,099 2,357 4,701 5,674 7 1 2 令 和 3 年 77,556 1,847 17,375 2,376 4,729 5,715 7 1 3 令 和 4 年 78,133 1,854 17,713 2,388 4,760 5,759 7 1 4 令 和 5 年 78,393 1,859 17,957 2,402 4,759 5,773 8 1 5 特 別 区 60,468 1,598 13,784 1,951 3,519 4,659 6 1 特 丸 の 内 200 108 77 85 78
160
- 丸
麹 町 1,396 63 381 89 106 255 - 1 麹 神 田 2,786 44 496 75 89 181 -
- 神
京 橋 2,265 75 634 79 104 236 -
- 京
日 本 橋 2,290 53 491 88 76 202 -
- 日
臨 港 376 23 125 31 31 58 -
- 臨
芝 2,383 115 591 151 136 284 2
- 芝
麻 布 1,206 22 266 25 55 67 -
- 麻
赤 坂 1,367 37 347 67 57 148 -
- 赤
高 輪 699 36 208 46 64 106 -
- 高
品 川 1,136 66 337 62 59 152 -
- 品
大 井 688 25 180 30 54 73 -
- 大
荏 原 465 10 116 14 32 33 -
- 荏
大 森 1,299 46 238 41 70 110 -
- 大
田 園 調 布 580 8 113 10 39 25 -
- 田
蒲 田 956 37 224 37 49 96 -
- 蒲
矢 口 607 14 109 11 33 26 -
- 矢
目 黒 1,236 32 267 31 76 66 1
- 目
世 田 谷 1,306 17 251 31 97 53 -
- 世
玉 川 824 6 179 12 52 42 -
- 玉
成 城 833 14 219 15 52 40 -
- 成
渋 谷 3,453 80 768 129 156 287 -
- 渋
四 谷 1,023 17 237 28 49 81 1
- 四
牛 込 1,018 20 177 42 46 82 -
- 牛
新 宿 2,153 87 577 68 142 151 -
- 新
中 野 686 17 133 21 46 37 -
- 中
野 方 362 9 71 8 23 26 -
- 野
杉 並 945 9 212 22 74 41 -
- 杉
荻 窪 643 8 163 12 47 29 1
- 荻
小 石 川 783 24 212 40 67 102 -
- 小
本 郷 974 17 216 27 58 79 -
- 本
豊 島 1,457 27 349 34 85 85 -
- 豊
池 袋 865 8 193 7 50 51 -
- 池
王 子 481 12 114 11 43 38 -
- 王
赤 羽 584 14 157 23 38 39 -
- 赤
滝 野 川 434 7 78 6 42 25 -
- 滝
板 橋 695 13 208 17 49 35 -
- 板
志 村 1,368 20 315 36 90 95 -
- 志
練 馬 882 5 155 13 58 33 -
- 練
光 が 丘 549 9 127 10 31 19 -
- 光
石 神 井 778 7 188 6 40 30 -
- 石
上 野 1,345 22 301 21 63 78 -
- 上
浅 草 1,173 10 172 9 29 33 -
- 浅
日 本 堤 503 7 112 10 20 15 -
- 日
荒 川 664 15 185 15 37 42 1
- 荒
尾 久 342 3 66 6 16 17 -
- 尾
千 住 502 14 120 13 28 37 -
- 千
足 立 1,273 15 273 16 83 42 -
- 足
西 新 井 940 7 167 12 43 32 -
- 西
本 所 1,123 20 199 30 49 51 -
- 本
向 島 566 11 75 13 31 26 -
- 向
深 川 1,551 116 497 110 134 233 -
- 深
城 東 1,502 47 302 41 98 106 -
- 城
本 田 1,038 13 211 17 62 33 -
- 本
金 町 610 12 121 14 40 42 -
- 金
江 戸 川 716 8 145 4 44 21 -
- 江
葛 西 1,003 13 216 21 58 60 -
- 葛
小 岩 586 4 123 9 41 13 -
- 小
受 託 地 区 17,925 261 4,173 451 1,240 1,114 2
- 受
立 川 1,548 19 326 59 104 123 1
- 立
武 蔵 野 905 17 196 28 44 61 -
- 武
三 鷹 796 10 160 20 57 40 -
- 三
府 中 1,088 34 267 49 77 111 -
- 府
昭 島 538 8 128 13 38 36 -
- 昭
調 布 935 14 198 25 68 44 -
- 調
小 金 井 450 5 89 7 30 26 -
- 金
小 平 780 7 198 19 64 42 -
- 小
東 村 山 623 12 113 12 44 32 -
- 東
国 分 寺 400 8 97 6 31 21 -
- 国
狛 江 217 - 46 4 22 7 -
- 狛
北 多 摩 西 部 703 2 125 13 49 27 -
- 北
清 瀬 297 2 92 8 21 28 -
- 清
東 久 留 米 250 5 61 3 14 8 -
- 東
西 東 京 655 13 143 11 51 25 -
- 西
八 王 子 2,835 38 632 69 157 173 -
- 八
青 梅 703 4 210 8 52 32 -
- 青
町 田 1,619 11 454 18 106 79 -
- 町
日 野 709 12 139 20 53 51 1
- 日
福 生 789 14 186 10 49 34 -
- 福
多 摩 591 19 163 39 51 80 -
- 多
秋 川 447 5 128 8 48 26 -
- 秋
奥 多 摩 47 2 22 2 10 8 -
- 奥
消 防 署 蓄 電 池 設 備 変 電 設 備 発 電 設 備 燃 料 電 池 発 電 設 備 (令和5年) 290 290 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 291 White Paper on TOKYO Fire Service 2024
自動車その他自動車その他 平成31年(令和元年) 8,034 12,516 65 1,695 345 1,146 2,971 7 1,497 158 945 66
650
令 和 2 年 7,919 12,492 64 1,666 338 1,141 2,970 10 1,512 159 928 66
645
令 和 3 年 7,798 12,414 64 1,650 329 1,151 2,961 8 1,510 150 907 68
638
令 和 4 年 7,742 12,394 62 1,632 311 1,162 2,975 8 1,509 149 886 68
629
令 和 5 年 7,710 12,378 61 1,616 303 1,150 3,016 9 1,476 147 871 69
626
特 別 区 5,174 8,341 41 961 117 1,019 2,028 3 923 61 554 39
394
丸 の 内 203
391
-
96
108
-
-
4
麹 町 138
251
5
50
103
1
4
4
神 田 110
149
12
27
47
-
8
2
京 橋 126
211
1
73
57
-
3
-
日 本 橋 116
208
-
87
50
-
8
1
臨 港 60
83
5 1 12
30
3
5 1
1
芝 226
425
7
99
145
- 1 10 1
5
麻 布 75
99
-
19
34
1
7
3
赤 坂 78
145
-
22
59
-
4
3
高 輪 100
159
11 1 29
54
1
4 2
4
品 川 152
215
38 2 24
66
-
6
7
大 井 99
307
22
9
25
214
2 2
12
荏 原 34
50
12
3
15
-
6
3
大 森 189 266 2 66 2 13
49
16 4 24 1
28
田 園 調 布 44
56
13
6
13
5
9
2
蒲 田 161 332 9 66 39 19
49
41 7 13 21
8
矢 口 36
44
14
4
8
1
8
1
目 黒 87
120
23
13
32
3
16
7
世 田 谷 80
101
16
6
28
3 1
16
9
玉 川 60
76
9
5 17 1 3 2
20
7
成 城 64
93
17 3 3
14
25
12
6
渋 谷 200
294
6
66
102
1
12
4
四 谷 32
48
1
9
19
-
1
2
牛 込 76
101
9
15
33
3
7
6
新 宿 152
219
11
55
71
1
9
3
中 野 37
53
5
6
17
1
5
4
野 方 25
34
3
4
8
-
5
3
杉 並 50
58
2
4
17
1
12
9
荻 窪 37
42
4
4
11
2
12
3
小 石 川 57
92
10
12
34
-
6
1
本 郷 56
107
22
9
32
-
6
2
豊 島 56
86
5
12
30
4
5
3
池 袋 27
30
2
9
8
-
4
2
王 子 45 59 1 15 1 4
14
-
6
3
赤 羽 64 93 1 21 1 6
24
3
6
10
滝 野 川 46
83
24 2 2
21
-
4 3
3
板 橋 64
81
8
4
19
4
12
2
志 村 147 277 11 72 6 22
42
22 20
20
13
練 馬 46
51
7
3
10
9
7
5
光 が 丘 53
74
13
3
11
18
12
7
石 神 井 51
67
4
1
11
19
13
8
上 野 51
58
6
10
16
4
8
1
浅 草 28
41
5
5
9
-
5
1
日 本 堤 33
41
-
9
6
-
3
-
荒 川 60
94
25
3
19
22 1 4 1
6
尾 久 46 77 1 14 5 7
5
23
6
-
千 住 63 97 2
20
6
20
8 2
7
9
足 立 122 196 3 32 6 2
41
51 1
27
10
西 新 井 147 217 4
23
2
26
73 4
22
26
本 所 73
94
13
10
27
-
13
2
向 島 61 178 1
24
15
13
93
8
5
深 川 286 513 1 56 12 37 151 2 21 12 16 1
35
城 東 157 289 1 44 33 15
52
29 2 14 4
30
本 田 132
202
43
12
33
45 1
15
12
金 町 55 66 1
8
3
13
9
9
11
江 戸 川 103 156 3 29 1 7
18
36 1 21 1
12
葛 西 126
202
26 1 5
25
81 2 15 1
15
小 岩 72
90
12 1 2
17
23
12
9
受 託 地 区 2,346 3,626 20 635 95 114 934 5 499 39 283 7
227
立 川 145
253
27 6 9
81
41 1 15 4
16
武 蔵 野 36
49
2
4
20
-
3
5
三 鷹 65
142
21 1 6
47
7 2
7
7
府 中 130
235
60 2 18
60
7
15
14
昭 島 105
157
30 11 6
34
12 2
9
12
調 布 93
133
21 1 7
42
3
15 2
7
小 金 井 36
43
15
1
12
1
4
4
小 平 79 153 1
19
4 43 1 40 2
10
6
東 村 山 74 86 1
26
1
26
3
5
8
国 分 寺 28
35
9
-
9
1 1
7
2
狛 江 15
18
1
-
6
-
4
2
北 多 摩 西 部 89
123
22
3
26
19
16
14
清 瀬 24
38
5 2 2
14
1
2 1
1
東 久 留 米 47
98
11
1
12
45
8
10
西 東 京 41
71
6
1
20
5 1
5
4
八 王 子 453 701 5 128 22 20 157 3 189 3
48
34
青 梅 157 233 2 45 4 6
54
26 9
18
14
町 田 158 223 1
40
6 58 1 43 3
28
10
日 野 116 128 1 31 6 1
32
5
11
7
福 生 201 340 6 79 24 6
78
23 11
21
26
多 摩 72
134
12 2 9
47
2
10
5
秋 川 153 193 3 25 10 3
46
20 3
17
17
奥 多 摩 29
40
-
4
10
6 1
5
2
島 し ょ 地 区 190
411
20 91 17 54 1 54 47 34 23
5
地下タンク 屋内屋外タンク屋内タンク 消 防 署 計 製造所 自 家 用 事業所 屋外 取 扱 営 業 用 給 油 簡易タンク移動タンク 貯 蔵 所 第10 表 危険物製造所等及び少量危険物 292 292 White Paper on TOKYO Fire Service 2024
207 89 11 2,664 6,806 25,603 27,388 6,004 31(元) 197 87 11 2,698 6,688 25,172 27,502 6,032 2 189 86 11 2,692 6,653 24,747 27,514 6,061 3 183 85 11 2,724 6,567 24,346 27,641 6,245 4 176 84 11 2,763 6,488 23,948 28,069 6,262 5 155 69 1 1,976 3,924 15,357 19,006
4,808 特
-
183 65 728 209
4 丸
-
84 59 336 577 18 麹
10
- 43 47 159 219 19 神
1
- 76 22 565 386 23 京
6
- 56 29 205 461
13 日
-
25 21 49 195 40 臨
1
- 156 73 205 718
79 芝
-
35 28 72 142
6 麻
-
57 32 333 269
14 赤
-
53 47 237 141 27 高 4
3
65 103 257 577
56 品
-
21 49 406 202 40 大 2
1
8 30 135 218 28 荏 2
1
58 196 768 452 296 大 2
2
4 38 83 428 36 田 4 4 1 51 266 467 456
55 蒲
-
8 25 124 170 29 矢 3
1
22 72 176 215
25 目
1
21 74 197 352 21 世
1
- 11 41 185 249 22 玉
3
- 10 48 343 379 61 成
2
- 101 63 408 416 4 渋
1
- 15 9 65 299 14 四
1
- 27 56 213 143 124 牛
3
- 66 65 332 404 31 新
2
- 13 24 83 100 20 中 2
2
7 26 66 250 26 野 2
2
9 38 130 357
37 杉
-
6 24 112 233 39 荻
2
- 27 32 170 391 79 小 1
1
34 42 211 567
8 本
1
26 29 249 248 21 豊 1
1
3 13 60 195 22 池
1
- 14 52 70 116 39 王 2
2
17 64 110 208 58 赤 2
1
21 50 320 212 56 滝 8
4
20 60 100 365 90 板 3
3
43 255 727 734 251 志
1
- 9 30 86 250 47 練 1
1
8 56 124 102 21 光 1
1
9 40 149 245 39 石 2
3
8 21 86 212 37 上 6
3
7 38 59 145 35 浅 6
10
7 24 105 298 28 日 5
1
7 46 242 238 206 荒 8
1
7 35 1,253 121 63 尾 4
1
18 56 510 182 106 千 3
1
19 115 303 568 160 足 3
1
33 140 259 369 411 西 7
3
19 62 179 341 143 本 5
3
11 64 374 380 238 向 6
4
159 288 660 899 346 深 3
1
61 187 325 556 609 城 6
2
33 111 248 825
164 本
-
12 48 97 217 52 金 8
3
16 113 347 521 81 江
3
- 28 116 239 131 110 葛
5
- 9 67 256 153 81 小 21
15
732 2,060 7,830 9,063 1,454 受
1
- 52 111 262 809 62 立
1
- 14 28 63 367
13 武
2
42 81 209 214
45 三
3
56 143 337 570 62 府
1
- 40 103 201 467 41 昭 1
3
31 82 426 284
46 調
-
6 22 74 112 11 金
1
- 26 54 267 370
103 小
-
16 54 132 364
62 東
-
6 21 72 203
11 国
1
4 11 36 52
27 狛
2
21 82 243 412
108 北
-
10 23 53 144
17 清
-
11 30 99 220
41 東
1
28 37 126 115 20 西
7
- 85 400 912 1,079 174 八 2
1
52 139 351 720 174 青
2
- 31 128 1,617 481 47 町
1
- 33 95 276 322 49 日 3
2
61 226 1,389 912
172 福
-
47 57 147 194 25 多
1
- 48 108 484 530
132 秋
-
12 25 54 122
12 奥
- 10 55 504
761
- 島
(令和6年3月末) 指定可燃物貯蔵取扱所 一般 移送 第1種 販 売 第2種 少量危険物貯蔵取扱所 危険物保安監督者危険物取扱者 所 貯蔵取扱所の施設数(消防署別) 293 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 令 和 元 年 4,089
2,904
81
83
455
2,285
5 206
1
969
3 1 令 和 2 年 3,694
2,667
63
73
404
2,127
1 216
809
1
令 和 3 年 3,939
2,812
71
76
349
2,316
6 215
1
901
4
令 和 4 年 3,953
2,850
80
75
387
2,308
3 187
3
909
1
令 和 5 年 4,330
3,057
71
64
439
2,483
7 218
2
1,045
1
特 別 区 3,171
2,340
36
45
322
1,937
144
2
684
1
丸 の 内 68
60
60
3
5
麹 町 42
35
1 34
-
7
神 田 55
38
8 30
2
15
京 橋 55
43
4 39
-
12
日 本 橋 59
49
2 47
2
8
臨 港 20
14
3 11
1 1
4
芝 122
97
1
12
84
6
19
麻 布 63
55
4 51
-
7 1
赤 坂 48
37
2 35
2
9
高 輪 48
36
36
1
11
品 川 65
52
5 47
1
12
大 井 34
22
2 1 3 16
3
9
荏 原 39 32
4 28
1
6
大 森 52
35
2 3 10
20
6
11
田 園 調 布 29
19
1 2 16
1
9
蒲 田 59
39
1
4 34
7
13
矢 口 33
25
1 2 22
-
8
目 黒 70
51
3 6 42
5
14
世 田 谷 94
69
1
11
57
6
19
玉 川 57
43
1 3 4 35
4
10
成 城 47
29
1 28
4
14
渋 谷 163
110
1 1 13
95
10
43
四 谷 47
36
1
2 33
3
8
牛 込 36 32
1 2 29
-
4
新 宿 132
100
1
12
87
5
27
中 野 43
35
1 7 27
-
8
野 方 29
22
1
1 20
-
7
杉 並 69 51
2 1 17
31
3
15
荻 窪 42
38
1 12 25
2
2
小 石 川 44 34
- 4 30
5
5
本 郷 35
27
1 5 21
3
5
豊 島 56
40
1 6 33
1
15
池 袋 51
38
1
10
27
1
12
王 子 25
13
1 3 9
2
10
赤 羽 36
30
2
4 24
-
6
滝 野 川 18 15
1
1 13
-
3
板 橋 57 42
1 1 11
29
1
14
志 村 91
62
1 2 13
46
3
26
練 馬 46
32
2
3 27
-
14
光 が 丘 23
18
1 17
1
4
石 神 井 51
38
4 2 5 27
-
13
上 野 58
40
2 38
1
17
浅 草 21
13
1 2 10
1
7
日 本 堤 16
12
-
12
2
2
荒 川 36
25
- 8 17
3
8
尾 久 28
14
2 3 9
1
13
千 住 40
29
2 5 22
2
9
足 立 111
72
3 4 10
55
7
32
西 新 井 60
40
2 1 6 31
3
17
本 所 52
40
- 2 38
2
10
向 島 40
32
1 2
8 21
1
7
深 川 93 67
2
6 59
5
21
城 東 74
55
1 8 46
3 1
15
本 田 88
69
1 3
16
49
3
16
金 町 35
22
1 3 18
5
8
江 戸 川 46
37
1 1
5 30
3
6
葛 西 71 46
2 12 32
5
20
小 岩 49
34
- 6 28
2
13
受 託 地 区 1,159
717
35
19
117
546
7 74
361
立 川 72
53
1 10 42
3
16
武 蔵 野 55
43
- 9 34
2
10
三 鷹 42
29
2 8 19
1
12
府 中 76
43
2 7 34
2
31
昭 島 49
28
1
6 21
-
21
調 布 37
27
2 1 4 20
4
6
小 金 井 32 26
1 4 21
2
4
小 平 48
29
4 1
5 19
4
15
東 村 山 23
15
- 1 14
4
4
国 分 寺 31
23
- 6 17
1
7
狛 江 12
8
- 1
7
1
3
北多摩西部 33 19
1 1 5 12
4
10
清 瀬 19
13
1 1 4
7
1
5
東 久 留 米 49 24
2
5 17
2
23
西 東 京 51
40
2
3 35
2
9
八 王 子 163 98
9 2 17
70
2 19
44
青 梅 64
32
2 2 5 23
3
2
27
町 田 143
75
4
10
61
8
60
日 野 35
18
1
17
3
14
福 生 43
28
3 2 3 20
2
13
多 摩 35
26
1 1 2 22
3
6
秋 川 42 18
3 1 2 12
1
4
19
奥 多 摩 5 2
2 1
2
注.治外法権火災及び管外からの延焼火災は、件数のみ計上しています。 小 計 全 焼 半 焼 部分焼 ぼ や 治外法権 管外からの 延焼火災 消防署 火 災 件 数 計 建 物 林 野 車 両 船 舶 航空機 その他 第11 表 火災状況 294 294 White Paper on TOKYO Fire Service 2024
(㎡) 2,335
203
171
1,961
4,395
3,284
107
100
583
2,494
18,295
782
元 2,239
160
127
1,952
4,270
3,028
73
85
518
2,352
16,136
14
2 2,382
223
151
2,008
4,527
3,228
112
93
475
2,548
16,448
480
3 2,499
202
152
2,145
4,786
3,259
126
90
524
2,519
21,974
11
4 2,662
169
152
2,341
5,043
3,444
114
92
554
2,684
17,316
115
5 1,916
116
104
1,696
3,597
2,579
48
68
401
2,062
10,571
特
60
60
丸 8 1 1 6 14
35
1 34 13
麹 6
6 9 39
8 31
63
神 11
1 10
12
45
5 40 10
京 10
1 9 26
49
2 47 23
日 14
2
12
30
14
3 11 25
臨 27
2
25
41
99
1
14
84
292
芝 26
- 26
39
63
4 59 65
麻 9
- 9 15 37
2 35
3
赤 14
2
12
32
36
36
高 38
3 35
75
53
5 48 66
品 37 1 7
29
72
43
6 8 9 20
383
大 21
- 21
50
33
4 29 130
荏 35 2 1
32
66
42
2 3 15
22
398
大 16
1 15
35
20
1 2 17 85
田 26
1
25
50
41
1
5 35
145
蒲 24
3 21
41
25
1 2 22 36
矢 36 4 1
31
74
52
3 6 43 201
目 61
2
59
121
73
1
12
60
264
世 43 1 5 37
96
46
1 3 4 38
214
玉 26
26
49
30
1 29
1
成 41
1 1 39
97
115
1 1 14
99
162
渋 9
9 12 37
1
2 34
22
四 21
4 17
44
34
1 3 30 57
牛 53 3 2 48
89
102
1
13
88
190
新 36 4 3 29
55
37
1 7 29 108
中 21 1 1 19
38
25
1
3 21
187
野 59 9 5 45
108
62
2 3 23
34
518
杉 65
65
116
43
1 15 27
118
荻 26
26
72
34
- 4 30 54
小 24
1
23
39
30
1 7 22 125
本 31
3
28
44
42
1 7 34 120
豊 160
1
159
239
42
1
13
28
164
池 8
3 5 14 14
1 3 10 35
王 19
- 19
27
33
3 1 5 24
437
赤 19 1 2 16
38
23
1 3 3 16
237
滝 70 2 5 63
115
54
1 1 16
36
494
板 67
9
58
108
65
1 2 14
48
388
志 39 2 2 35
82
45
2
7 36
210
練 20
1
19
43
18
- 1 17 22
光 54 11
8 35
124
63
10
7
10
36
703
石 13
13
25
40
2 38 28
上 6 2
4 9 15
1 3 11
45
浅 11
11
19
12
-
12
日 45
1 3 41
55
26
- 8 18 216
荒 21
2 19
45
18
2 5 11 167
尾 33 2 6 25
49
36
3 6 27 165
千 86 5 5 76
183
95
3 5 14
73
603
足 37 10
2 25
76
42
3 1 6 32
550
西 17
17
54
40
- 2 38
3
本 45
10
7 28
82
47
1 4
13
29
876
向 33 4 4 25
64
69
2
8 59
404
深 41
2 39
72
60
2 10 48
122
城 76 4 6
66
166
79
1 3
21
54
217
本 14
1 13
29
24
1 3 20 40
金 46 7 3 36
92
38
1 1
6 30
195
江 37 2 1 34
74
51
2 14 35
127
葛 25 2 2 21
52
34
- 6 28 45
小 746 53
48
645
1,446
865
66
24
153
622
6,745
115
受 44
1 6 37
83
58
1 12 45
109
立 29 2 2 25
63
44
- 10 34
61
武 40 1 4 35
66
31
2 9 20 209
三 49
4
45
92
45
2 7 36 101
府 10
- 10
25
33
1
7 25
102
昭 32 2 6 24
78
35
3 2 6 24
355
調 25 1 2 22
34
27
1 4 22 71
小 51 7 6 38
101
46
4 4
13
25
805
小 11
1 10
24
15
- 1 14 16
東 21
5
16
31
24
- 5 19 66
国 7
- 7 12
9
- 1 8 10
狛 18 2 4 12
44
23
1 1 6 15
134
北 21 1 1 19
37
18
1 1 5 11
201
清 21 2 1 18
50
30
3
6 21
225
東 40
2
38
73
43
3
3 37
230
西 107 14
5 88
216
142
26
2 29
85
1,855
55
八 24
1 3 20
47
37
4 2 6 25
302
青 127 3 2 122
210
92
11
1 11
69
1,187
町 11
11
21
18
1
17
5
日 24
3 1 20
58
39
3 2 6 28
309
福 20
1 19
47
28
2 1 2 23
58
多 13 1 3 9 28
26
4 1 4 17
334
60
秋 1
1
6 2
2
奥 (a) 全 焼 半 焼 部分焼 ぼ や 小 損 計 全 損 半 損 り 災 世 帯 数 り 災 人 員 焼 損 棟 数 焼 損 床 面 積 林 野 焼 損 面 積 計 (令和5年) (消防署別) 295 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 計 建 物 建物内収容物 林 野 車 両 平成31 年( 令和元年) 7,688,941,420
3,450,624,842
4,060,255,809
1,937,750
85,305,686
令 和 2 年 5,587,944,177
4,102,764,302
1,376,493,219
198,900
93,445,691
令 和 3 年 4,208,012,095
2,502,471,988
1,514,319,242
32,322,570
126,669,017
令 和 4 年 5,466,720,488
3,357,014,410
1,980,952,734
339,600
83,662,167
令 和 5 年 5,088,948,564
3,175,456,304
1,517,371,245
11,181
167,789,962
特 別 区 3,665,387,437
2,094,915,471
1,253,473,887
99,039,375 丸 の 内 8,365,667
1,000
7,273,417
1,090,550 麹 町 9,446,000
8,473,000
924,900
神 田 14,794,776 11,424,816
2,682,174
110,100 京 橋 13,652,228
8,628,272
2,608,006
日 本 橋 38,620,443 20,795,050
14,289,193
264,500 臨 港 17,118,265
11,696,535
1,970,430
450,000 芝 94,054,290
70,090,990
22,082,500
1,844,000 麻 布 44,055,050
20,754,400
21,135,950
赤 坂 5,973,800 697,400
1,523,800
3,506,000 高 輪 13,207,224
10,436,890
2,755,293
5,000 品 川 43,859,612
9,575,869
34,115,253
大 井 85,377,180 41,831,212
43,346,948
196,920 荏 原 74,701,166
5,391,900
69,248,766
50,000 大 森 90,620,800
66,441,700
22,262,500
1,893,600 田 園 調 布 32,516,550
14,616,700
17,553,200
15,300 蒲 田 25,741,245
17,259,810
6,655,970
1,365,700 矢 口 17,202,700
14,566,500
2,632,100
目 黒 29,865,400 24,167,900
3,342,400
2,167,000 世 田 谷 120,773,324
109,666,613
9,668,491
1,264,000 玉 川 167,128,410
119,828,700
46,984,170
301,300 成 城 2,562,210
180,300
466,210
1,861,500 渋 谷 181,561,050
91,755,350
87,652,450
1,999,000 四 谷 6,451,060
1,000,050
4,546,110
507,700 牛 込 12,481,630
11,256,780
1,222,080
新 宿 43,021,000 16,829,800
22,143,800
3,872,100 中 野 34,219,100
29,875,300
4,332,600
野 方 19,165,330 12,562,300
6,583,030
杉 並 176,848,999 150,418,780
24,925,089
1,448,600 荻 窪 186,702,887
28,015,850
149,983,137
6,000,000 小 石 川 19,360,053
16,135,499
3,176,474
41,960 本 郷 185,536,152
43,701,782
141,803,960
20,000 豊 島 65,682,865
30,028,023
35,487,342
60,000 池 袋 205,336,882
149,984,045
55,166,417
10,500 王 子 16,660,718
7,946,018
8,663,000
25,000 赤 羽 98,921,430
54,599,980
41,436,750
10,800 滝 野 川 19,105,481
12,360,460
6,736,251
板 橋 62,991,468 58,974,634
3,730,534
250,100 志 村 114,352,520
70,716,460
39,328,900
4,241,400 練 馬 19,224,370
13,760,400
5,311,920
88,000 光 が 丘 3,867,215
3,132,900
730,315
1,000 石 神 井 152,764,592
118,007,360
30,469,632
3,900,000 上 野 16,580,760
11,789,080
4,745,800
25,000 浅 草 48,590,280
47,770,880
717,900
100,000 日 本 堤 1,597,295
162,940
20,175
13,180 荒 川 56,079,877
22,325,978
33,730,649
23,200 尾 久 31,739,855
20,371,360
11,355,195
8,000 千 住 40,627,664
32,644,750
7,457,304
465,300 足 立 187,943,700
112,785,050
50,497,850
21,181,800 西 新 井 87,326,846
51,480,877
32,476,160
754,400 本 所 47,681,927
1,714,259
6,146,503
2,719,465 向 島 128,176,852
90,905,688
33,595,844
1,061,500 深 川 185,100,419
36,157,481
5,850,902
418,500 城 東 53,803,177
28,122,190
17,617,700
2,235,600 本 田 94,370,600
49,914,780
16,615,600
27,116,000 金 町 22,030,160
15,609,660
3,798,600
2,611,200 江 戸 川 21,659,020
15,542,170
5,796,150
317,000 葛 西 56,305,833
40,955,300
13,534,313
918,600 小 岩 11,882,030
9,075,700
2,565,780
209,000 受 託 地 区 1,423,561,127
1,080,540,833
263,897,358
11,181
68,750,587
立 川 26,375,800
17,176,100
8,727,300
273,400 武 蔵 野 21,286,123
13,913,773
7,336,660
10,800 三 鷹 30,795,090
26,149,200
4,535,150
40,900 府 中 16,188,950
12,239,800
3,899,900
40,000 昭 島 9,176,452
1,041,800
7,583,349
540,000 調 布 98,028,015
88,867,630
8,072,685
1,030,300 小 金 井 12,370,800
7,283,900
5,003,500
80,000 小 平 181,978,400
148,338,800
33,239,000
381,000 東 村 山 4,750,842
1,188,000
3,319,742
233,000 国 分 寺 36,207,600
9,252,500
26,790,600
21,000 狛 江 1,092,287
509,595
44,549
537,500 北 多 摩 西 部 31,374,914
28,691,893
1,990,803
629,929 清 瀬 35,518,500
30,541,300
4,906,900
38,100 東 久 留 米 27,578,690
16,662,900
10,291,470
84,720 西 東 京 41,591,246
35,069,026
6,514,980
1,000 八 王 子 210,823,940
143,615,050
55,817,030
6,980,960 青 梅 62,720,910
13,713,000
31,842,510
17,055,000 町 田 434,246,482
420,067,784
12,344,699
675,900 日 野 2,261,112
35,930
172,088
1,875,800 福 生 38,710,608
30,285,157
5,496,603
2,914,178 多 摩 34,348,175
13,026,775
21,306,600
12,500 秋 川 66,009,510
22,800,820
4,615,040
3,000
35,294,600
奥 多 摩 126,681
70,100
46,200
8,181
注.治外法権火災及び管外からの延焼火災を除いています。 消 防 署 損 害 第12 表 火災による損害額と 296 296 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 ( 円 ) 船 舶 航 空 機 そ の 他 計 重 症 中 等 症 軽 症 13,146,600
- 77,670,733
108
705
112
168
425
31(元)
- 15,042,065
86
710
85
190
435
2 1,456,400
- 30,772,878
86
664
99
162
403
3 33,215
44,718,362 89
742
93
175
474
4 8,000,000
220,319,872 86
750
104
159
487
5 8,000,000
209,958,704 56
554
63
107
384
特
700
3
3 丸
48,100
8
1 7 麹
577,686
5
5 神
2,415,950
1
3
2 1
京
3,271,700
9
9 日 3,000,000
1,300
1 11
1 2 8
臨
36,800 1 21
2 2 17
芝
2,164,700
12
1 3 8
麻
246,600
5
5 赤
10,041
8 1 3 4 高
168,490
1 8 1 2 5
品
2,100 1 9
2
7
大
10,500
10
1 2 7
荏
23,000 2 12
2
10
大
331,350
3
2 1 田
459,765
10
2 8 蒲
4,100
11
3 8 矢
188,100
1 11
2 2 7
目
174,220
15
1 3 11
世
14,240 2 6 3 1 2
玉
54,200
5
5 成
154,250
31
2 3 26
渋
397,200
1 1
四
2,770
1
3
1 2
牛
175,300 3 23
3 8 12
新
11,200 2 7 2 1 4
中
20,000 1 7 2 2 3
野
56,530 2 6
1
5
杉
2,703,900
17
2 2 13
荻
6,120
4
2 2 小
10,410
2 9 1 1 7
本
107,500
18
3 15
豊
175,920 1 4
1
3
池
26,700 2 7
1
6
王
2,873,900 1
5
1 4
赤
8,770 1
5
2 3
滝
36,200 3 16
4 3 9
板
65,760 2 18
1 4 13
志
64,050
9
4 5 練
3,000
1 3
1
2
光
387,600 2 13
1 3 9
石
20,880
3
1 2 上
1,500
1
2
2 浅
1,401,000
2
2 日
50
1 13
2 1 10
荒
5,300 1 7 1 2 4
尾
60,310 1 9 3 3 3
千
3,479,000 3 11
2 3 6
足
2,615,409 1
9
3 6
西
37,101,700 1
8
8 本
2,613,820 2 15
2 5 8
向
142,673,536 1 21
1 7 13
深 5,000,000
827,687 1 10
3 1 6
城
724,220 3 23
3 6 14
本
10,700 1 6
2
4
金
3,700 4
5
2 3
江
897,620
10
3
7
葛
31,550 1 9 1 3 5
小
10,361,168 30
196
41
52
103
受
199,000 3 12
6 4 2
立
24,890
4
1 3 武
69,840
16
3 2 11
三
9,250 1 16
4 4 8
府
11,303
5 1 3 1 昭
57,400
1
6
2 4
調
3,400
4 1
3 小
19,600
4 10
3 5 2
小
10,100 1 2 1
1
東
143,500 1
5
1 4
国
643 1 3 1
2
狛
62,289 1 5 2 1 2
北
32,200 1 5 1 1 3
清
539,600 2 5 1 1 3
東
6,240
10
2 4 4
西
4,410,900 5 42
8 11
23
八
110,400 2 8 2 2 4
青
1,158,099 5 16
3 3 10
町
177,294
8 2
6 日
14,670
1
5
3 2
福
2,300 1
4
1 3
多
3,296,050
4
4 秋
2,200
1
1 奥 (令和5年) 負 傷 者 死 者 額 死傷者数(消防署別) 297 White Paper on TOKYO Fire Service 2024
計 全 焼 半 焼 部分焼 ぼ や 計 全 焼 半 焼 部分焼 ぼ や 2,811
73
81
434
2,223
3,147
92
97
553
2,405
2,598
55
72
383
2,088
2,911
63
84
486
2,278
2,720
70
76
316
2,258
3,082
100
93
435
2,454
2,778
74
74
366
2,264
3,145
107
89
498
2,451
2,975
64
62
419
2,430
3,319
104
87
523
2,605
2,437
15
19
325
2,078
2,529
20
27
353
2,129
イ 1
-
-
-
1
1
-
-
-
1
ロ 2
-
-
-
2
2
-
-
-
2
ロ 3
-
-
-
3
3
-
-
-
3
ニ 2
-
-
1
1
2
-
-
1
1
三項 ロ 44
2
1
8
33
55
3
2
14
36
3
-
-
-
3
3
-
-
-
3
24
-
-
1
23
24
-
-
1
23
1
-
-
-
1
1
-
-
-
1
17
-
-
2
15
17
-
-
2
15
1
-
-
-
1
1
-
-
-
1
24
-
-
4
20
24
-
-
4
20
832
1
7
124
700
855
1
7
130
717
(1) 特 定 病 院 3
-
-
-
3
3
-
-
-
3
(2) 特 定 診 療 所 1
-
-
-
1
1
-
-
-
1
病 院 ( 特 定 病 院 以 外 ) 8
-
-
-
8
8
-
-
-
8
有床診療所( 特定診療所以外) 1
-
-
-
1
1
-
-
-
1
特 別 養 護 老 人 ホ ー ム 4
-
-
-
4
4
-
-
-
4
有料老人ホーム(要介護者入居) 4
-
-
1
3
4
-
-
1
3
(1) 有料老人ホーム(要介護者入居以外) 1
-
-
-
1
1
-
-
-
1
保 育 所 4
-
-
-
4
4
-
-
-
4
幼 保 連 携 型 認 定 こ ど も 園 1
-
-
1
-
1
-
-
1
-
身 体 障 害 者 福 祉 セ ン タ ー 1
-
-
-
1
1
-
-
-
1
共同生活援助施設(避難困難者入所以外) 1
-
-
-
1
1
-
-
-
1
3
-
-
-
3
3
-
-
-
3
1
-
-
-
1
1
-
-
-
1
7
-
-
-
7
7
-
-
-
7
3
-
-
-
3
3
-
-
-
3
6
-
-
-
6
6
-
-
-
6
12
-
-
-
12
12
-
-
-
12
3
-
-
-
3
3
-
-
-
3
3
-
-
-
3
3
-
-
-
3
1
-
-
-
1
1
-
-
-
1
十項 13
-
-
-
13
13
-
-
-
13
1
-
-
-
1
1
-
-
-
1
1
-
-
-
1
1
-
-
-
1
19
-
-
2
17
19
-
-
2
17
31
2
1
6
22
34
2
1
7
24
ロ 1
-
-
-
1
1
-
-
-
1
2
-
-
-
2
2
-
-
-
2
2
-
-
-
2
2
-
-
-
2
十四項 19
3
-
5
11
21
3
-
5
13
10
-
-
-
10
10
-
-
-
10
1
-
-
-
1
1
-
-
-
1
57
1
1
4
51
59
1
1
4
53
4
-
-
-
4
4
-
-
-
4
47
-
2
6
39
47
-
2
6
39
イ 880
2
1
92
785
905
6
6
97
796
ロ 319
4
6
68
241
345
4
8
78
255
8
-
-
-
8
8
-
-
-
8
538
49
43
94
352
790
84
60
170
476
486
41
41
81
323
706
59
58
154
435
29
8
2
4
15
61
25
2
7
27
10
-
-
2
8
10
-
-
2
8
10
-
-
4
6
10
-
-
4
6
3
-
-
3
-
3
-
-
3
-
令 和 3 年 令 和 2 年 令 和 元 年 イ 十三項 十二項イ 十一項 八 項 七 項 六 項 ハ (5) (3) 五 項 ロ カ ラ オ ケ ボ ッ ク ス 等 遊 技 場 観 覧 場 令 和 5 年 令 和 4 年 二 項 一 項 政 令 用 途 以 外 か ら 出 火 幼 稚 園 特 別 支 援 学 校 十六の二項 共 同 住 宅 イ (3) (1) ロ ニ 十六項 十五項 停 車 場 研 究 所 中 学 校 博 物 館 使 用 中 建 物 の 工 事 部 分 工 事 中 の 建 物 空 家 附 属 建 物 等 住 宅 神 社 寺 院 映 画 ス タ ジ オ 車 庫 銀 行 官 公 署 駐 車 場 倉 庫 作 業 場 非 特 定 複 合 用 途 そ の 他 の 事 業 所 百 貨 店 工 場 イ 四 項 物 品 販 売 店 舗 政 令 用 途 か ら 出 火 飲 食 店 公 会 堂 図 書 館 美 術 館 大 学 事 務 所 注.治外法権火災及び管外から延焼した火災を除いています。 火 災 件 数焼 損 棟 数 小 学 校 高 等 学 校 特 定 複 合 用 途 地 下 街 ( 指 定 地 下 街 ) 政 令 用 途 等 展 示 場 簡 易 宿 所 ( 民 泊 サ ー ビ ス ) 寄 宿 舎 ホ テ ル 第13 表 火元建物の 298 298 White Paper on TOKYO Fire Service 2024
(令和5年) 焼損床面積 損 害 額 計 全 損 半 損 小 損 (㎡) (円) 2,289
203
168
1,918
4,292
18,030
7,135,079,558
103
649
元 2,184
155
126
1,903
4,153
15,802
5,416,484,736
80
658
2 2,321
211
150
1,960
4,363
15,292
3,952,506,761
79
605
3 2,463
202
152
2,109
4,707
21,675
5,316,839,864
80
683
4 2,619
167
151
2,301
4,944
16,362
4,659,041,987
77
688
5 1,837
102
66
1,669
3,091
6,720
2,707,179,621
43
485
政
-
-
-
-
-
2,300
-
-
観
-
-
-
-
-
20,800
-
-
公
-
-
-
-
-
20,500
-
-
遊
-
-
-
-
20
18,004,000
-
-
カ 5
-
-
5
6
422
94,881,945
-
10
飲
-
-
-
-
-
1,905
-
-
百
-
-
-
-
-
427,758
-
-
物
-
-
-
-
-
400
-
-
展 1
-
-
1
1
10
1,344,129
-
3
ホ 1
-
-
1
1
-
3,000
-
1
簡 35
2
-
33
43
35
12,886,188
-
3
寄 1,048
64
35
949
1,803
1,925
610,875,155
26
214
共
-
-
-
-
-
44,300
-
-
特
-
-
-
-
-
1,100
-
-
特
-
-
-
-
-
25,860,850
-
3
病
-
-
-
-
-
38,100
-
-
有 1
-
-
1
2
-
68,164
-
-
特 50
-
-
50
53
-
75,000
-
-
有 1
-
-
1
1
-
106,400
-
-
有
-
-
-
-
-
130,200
-
1
保
-
-
-
-
-
277,800
-
-
幼
-
-
-
-
-
1,500
-
-
身 1
-
-
1
1
-
700
-
-
共
-
-
-
-
-
3,240
-
-
幼
-
-
-
-
-
25,600
-
-
特
-
-
-
-
-
23,000
-
2
小
-
-
-
-
-
42,550
-
-
中
-
-
-
-
-
421,900
-
-
高
-
-
-
-
-
676,373
-
-
大
-
-
-
-
-
161,850
-
-
図
-
-
-
-
-
3,250
-
-
博
-
-
-
-
-
300
-
-
美
-
-
-
-
-
344,616
-
-
停
-
-
-
-
-
2,200
-
-
神
-
-
-
-
-
100
-
-
寺
-
-
-
-
67
46,313,542
-
1
工 3
-
-
3
8
461
122,266,976
-
6
作
-
-
-
-
-
700
-
1
映
-
-
-
-
-
10,000
-
-
車
-
-
-
-
-
32,100
-
-
駐
-
-
-
-
43
3,162,971
-
1
倉 1
-
-
1
4
-
72,500
-
-
官
-
-
-
-
-
3,000
-
-
銀 3
-
-
3
8
94
42,698,337
-
3
事
-
-
-
-
-
23,800
-
-
研
-
-
-
-
346
396,060,187
-
3
そ 314
16
11
287
552
1,594
804,676,638
7
137
特 373
20
20
333
608
1,703
524,527,580
10
96
非
-
-
-
-
-
554,117
-
-
地 782
65
85
632
1,853
9,642
1,951,862,366
34
203
政 760
61
85
614
1,808
8,230
1,767,612,486
33
196
住 20
3
-
17
39
1,376
109,873,150
1
1
附
-
-
-
-
11
9,470,300
-
2
空
-
-
-
-
25
18,892,050
-
3
工 2
1
-
1
6
-
46,014,380
-
1
使 り 災 世 帯 数 り災人員 死 者 負 傷 者 用途別火災状況 299 White Paper on TOKYO Fire Service 2024
計 全 焼 半 焼 部分焼 ぼ や 計 全 焼 1,151
2
26
173
950
1,204
3
1,002
6
11
145
840
1,044
6
1,066
4
23
121
918
1,117
4
1,084
4
11
128
941
1,141
4
1,199
6
7
160
1,026
1,250
10
963
3
3
130
827
1,003
7
1
-
-
-
1
1
-
4
-
-
-
4
4
-
3
-
-
-
3
3
-
ロ 1
-
-
-
1
1
-
1
-
-
-
1
1
-
3
-
-
-
3
3
-
1
-
-
1
1 - 2
-
-
1
1
2
-
ロ 7
-
-
3
4
7
-
二 5
-
-
1
4
5
-
三 項ロ 319
-
-
40
279
322
-
11
-
-
-
11
11
-
1
-
-
-
1
1
-
73
-
-
3
70
73
-
1
-
-
-
1
1
-
42
-
-
-
42
42
-
1
-
-
-
1
1
-
1
-
-
-
1
1
-
9
-
-
2
7
10
-
226
1 51 174
230
(3) 病 院 ( 特 定 病 院 以 外 ) 1
-
1
1
(4) 診療所(患者入院施設を有しないもの) 6
- 1
5
6
(2) 更 生 施 設 1
-
1
1
保 育 所 4
-
4
4
幼 保 連 携 型 認 定 こ ど も 園 3
-
3
4
七 項 1
-
1
1
イ 1
-
1
1
ロ 3
1
-
2
9
1 十 項 7
- - 7
7
6
- 2
4
6
24 1 2
5
16
30
1 ロ 1
- - 1
1
十三項イ 7
- 1
6
7
十四項 10
- 3
7
17
8
-
8
8
2
-
2
2
104
- 7
97
105
1
-
1
1
61 1
-
9 51
72
5
236
3
4
30
199
247
3
92
2
4
24
62
101
2
3
-
-
-
3
3
-
7
-
-
-
7
7
-
134
1
6 127 136
1
複 合 用 途 建 物 の 住 宅 部 分 政 令 用 途 以 外 か ら 出 火 共 同 住 宅 寄 宿 舎 そ の 他 ( 5 項 イ ) 五 項 六 項 九 項 十二項 十五項 イ ハ イ ロ イ 小 学 校 政 令 用 途 か ら 出 火 政 令 用 途 等 火 災 件 数焼 損 令 和 元 年 令 和 2 年 令 和 3 年 令 和 4 年 令 和 5 年 飲 食 店 マ ー ケ ッ ト そ の 他 ( 2 項 イ ) 一 項 二 項 四 項 イ イ 劇 場 観 覧 場 集 会 場 遊 戯 場 カ ラ オ ケ ボ ッ ク ス 等 熱 気 浴 場 物 品 販 売 店 舗 展 示 場 ホ テ ル 簡 易 宿 泊 所 官 公 署 公 衆 浴 場 停 車 場 工 場 作 業 場 駐 車 場 倉 庫 注1. 本表は、第25表「火元建物の用途別火災状況」中(十六)項(複合用途防火対象物)及び(十六の二)項(地下街)に該当 する火災について火元の用途により集計したものです。 2. 治外法権火災及び管外から延焼した火災を除いています。 映 画 館 キ ャ バ レ - ナ イ ト ク ラ ブ カ フ ェ - 使 用 中 建 物 の 空 室 部 分 使 用 中 建 物 の 工 事 部 分 複 合 用 途 建 物 の 共 用 部 分 百 貨 店 (3) 銀 行 事 務 所 研 究 所 そ の 他 の 事 業 所 テ レ ビ ス タ ジ オ 第14 表 火元複合用途建物 300 300 White Paper on TOKYO Fire Service 2024
(令和5年) 焼損床面積損 害 額 半 焼 部分焼 ぼ や 計 全 損 半 損 小 損 (㎡) (円) 26
192
983
616
70
61
485
946
3,682
1,104,228,700
33
211
元 12
157
869
500
34
25
441
824
2,458
1,058,451,144
16
189
2 25
134
954
589
64
59
466
972
3,672
1,041,108,326
18
205
3 12
150
975
583
55
56
472
984
2,955
1,067,616,773
26
209
4 14
175
1,051
687
36
31
620
1,160
3,297
1,329,204,218
17
233
5 8
139
849
448
24
16
408
795
2,194
1,131,746,045
7
185
政
-
1
-
-
-
-
-
-
900
-
-
劇
-
4
-
-
-
-
-
-
625,400
-
-
映
-
3
1
-
-
1
20
9,340
1
観
-
1
-
-
-
-
-
-
900
- 集 - -
1
-
-
-
-
-
-
110,000
- キ - -
3
-
-
-
-
-
-
3,500
- カ - 1
-
-
-
-
-
-
-
29,673,950
2 ナ - 1
1
-
-
-
-
-
-
200,950
1 そ - 3
4
-
-
-
-
5 923,332
1
遊
1
4
-
-
-
-
2 16,550,800
-
カ
41
281
45
1
44 81
362
241,439,580
71
飲
-
11
-
-
-
- 120,050
-
百
-
1
-
-
-
- 7,000
-
マ
3
70
2
-
-
2
4 39
44,998,704
7 物 - -
1
-
-
-
-
- 300
-
展
-
42
-
-
-
-
- 3,675,806
3
ホ
-
1
-
-
-
-
- 5,000
-
簡
-
1
-
-
-
-
- 1,500
-
そ
3
7
30
3
2
25
37
29
18,263,450
2 寄 1 53 176
310
18
10
282
533
568
156,943,235
6 60
共
-
1
-
-
-
-
-
-
400
- 病 - 1 5
1
-
-
1
4
42
168,545,149
- 診 - - 1
1
-
-
1
1
-
600
1 更 - - 4
-
-
-
-
-
-
2,500
- 保 - - 4
-
-
-
-
-
-
367,020
- 幼 - - 1
-
-
-
-
-
-
2,000
- 小 - - 1
-
-
-
-
-
-
600
- 熱 - 2 6
17
1
16 29
354
36,991,800
1 5
公
7 -
-
- - -
44,065
- 停 - 2 4 1
-
-
1
1
80
18,737,550
1 工 2 7 20
19
1
2
16
51
187
73,361,077
8 作 -
1 -
-
-
-
-
-
2,000
- テ - 1 6 -
-
-
-
3 8,605,995
3
駐
3 14
12
-
-
12
17
61
29,095,680
4 倉 -
8 -
-
-
-
- 16,260
-
官
2
-
-
-
-
- 3,300
-
銀
7 98
6
-
-
6
14
197
230,432,146
8 事 -
1 -
-
-
-
- 200
- 研 5
10
52
3
2 1 3
265
51,984,006
7 そ 6 36
202
239
12
15
212
365
1,103
197,458,173
10
48
政 6
28
65
175
11
12
152
267
893
177,157,909
10
42
複
3 -
-
-
-
-
-
340,990
-
-
使
7 -
-
-
-
-
-
7,550
1 使 - 8 127
64
1
3
60
98
210
19,951,724
5 複 棟 数り 災 世 帯 数 り災人員 死 者 負 傷 者 の用途別火災状況 301 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 1 年次別死傷者数 死者の 発生した 火災件数 消防関係者 消防職員 消防団員 消防関係者 消防職員 消防団員 平 成 31 年 ( 令和元年) 79 86 (12) 86
(12)
-
798 (12) 787 (12) 2 8 1 令 和 2 年 95 108 (17) 107
(17)
1
705 (13) 700 (13) 1 1 3 令 和 3 年 78 86 (14) 86
(14)
-
664 (11) 658
(11)
5 1 令 和 4 年 78 89 (14) 89
(14)
-
742 (16) 734
(16)
5 3 令 和 5 年 82 86 (15) 86
(15)
-
750 ( 7) 732
( 7)
16 2 注1. ( )内は、自損放火による死傷者を内数で示しています。 2. 消防関係者とは、電気・ガス・水道事業従事者、医師等をいい、次表において同じです。 3. 治外法権火災及び管外からの延焼火災を除いています。 年 次 (令和5年) 死 者 負 傷 者 計 一般人 計 一般人 2 死傷区分と死傷程度 86 (15) 86
(15) 2
(1) 74
(11) 1
(-)
(-)
(-)
(-)
(-) 9
(3)
-
-
750 (7) 732
(7) 213
(4) 346
(2) 90
(-) 2
(-) 6
(-) 16
(-) 13
(-) 46
(1)
16
2
重 篤 9 (1) 9
(1) 3
(-) 4
(1) 1
(-)
(-)
(-)
(-)
(-) 1
(-)
-
-
重 症 95 (2) 94
(2) 31
(1) 53
(-) 6
(-)
(-) 1
(-)
(-) 2
(-) 1
(1)
1
-
中 等 症 159 (2) 153
(2) 41
(1) 82
(1) 19
(-)
(-) 2
(-) 3
(-)
(-) 6
(-)
5
1
軽 症 487 (2) 476 (2) 138 (2) 207 (-) 64 (-) 2 (-) 3 (-) 13 (-) 11 (-) 38
(-)
10 1 注1. ( )内は、自損放火による死傷者数を内数で示しています。 (令和5年) 2. 治外法権火災及び管外からの延焼火災を除いています。 死 者 負 傷 者 死傷程度 一 般 人 計 消 防 関 係 者 消 防 職 員 消 防 団 員 外 来 者 以 外 の 左 記 居 住 者 行 為 者 小 計 近 隣 者 警 備 員 通 行 人 そ の 他 勤 務 者 3 年次、火災種別死者数 平 成 31 年 ( 令和元年) 86
(12) 80
(6) 14
(-) 10
(1) 48
(4) 8
(1)
(-)
(-)
(-)
(-) 6
(6) 令 和 2 年 108
(17) 103
(12) 25
(4) 17
(-) 50
(7) 11
(1)
(-) 1
(1)
(-)
(-) 4
(4) 令 和 3 年 86
(14) 79
(8) 23
(1) 15
(-) 39
(7) 2
(-)
(-) 1
(1)
(-)
(-) 6
(5) 令 和 4 年 89
(14) 80
(7) 24
(1) 16
(1) 31
(4) 9
(1)
(-) 1
(1)
(-)
(-) 8
(6) 令 和 5 年 86
(15) 78
(9) 18
(-) 17
(5) 30
(3) 13
(1)
(-) 5
(3)
(-)
(-) 3
(3) 注1. ( )内は、自損放火による死傷者数を内数で示しています。 2. 治外法権火災及び管外からの延焼火災を除いています。 (令和5年) その他 小 計 全 焼 半 焼 部 分 焼 航空機 船舶 林野 年 次 計 ぼ や 建 物 車 両 4 出火原因、年齢別死者数 0 6 ~ ~ 5 歳 9 歳 平 成 31 年 (令和元年) 95
(17) 108
(17) 1
-
-
(-) 1
(-) 5
(2) 9
(2) 13
(2) 14
(2) 12
(2) 27
(3) 26
(4)
(-) 令 和 2 年 80
(10) 86
(10)
-
-
(-) 1
(-) 3
(1) 5
(2) 13
(4) 15
(1) 3
(-) 20
(1) 36
(1)
(-) 令 和 3 年 78
(13) 86
(14)
-
-
(-) 2
(2) 3
(3) 7
(2) 6
(-) 8
(3) 7
(1) 22
(2) 31
(1)
(-) 令 和 4 年 78
(14) 89
(14)
-
1
(1) 2
(-) 4
(2) 2
(-) 15
(2) 3
(1) 9
(1) 27
(-) 25
(6) 1
(1) 令 和 5 年 82
(15) 86
(15)
-
-
(-) 1
(1) 3
(-) 4
(1) 12
(3) 8
(1) 5
(1) 28
(8) 25
(-)
(-) 放 火 20
(15) 21
(15)
-
-
(-) 1
(1)
(-) 3
(1) 6
(3) 1
(1) 1
(1) 9
(8)
(-)
(-) た ば こ 14
(-) 14
(-)
-
-
(-)
(-) 1
(-)
(-)
(-) 2
(-) 2
(-) 5
(-) 4
(-)
(-) 電気ストーブ 9
(-) 9
(-)
-
-
(-)
(-)
(-)
(-)
(-) 2
(-)
(-) 2
(-) 5
(-)
(-) ガステーブル等 6
(-) 6
(-)
-
-
(-)
(-)
(-)
(-)
(-) 1
(-) 1
(-) 3
(-) 1
(-)
(-) コ ー ド 4
(-) 4
(-)
-
-
(-)
(-)
(-)
(-) 1
(-) 1
(-)
(-) 1
(-) 1
(-)
(-) ロ ウ ソ ク 3
(-) 4
(-)
-
-
(-)
(-)
(-)
(-)
(-)
(-)
(-)
(-) 4
(-)
(-) 放 火 の 疑 い 1
(-) 1
(-)
-
-
(-)
(-)
(-)
(-)
(-) 1
(-)
(-)
(-)
(-)
(-) 蚊 取 線 香 1
(-) 1
(-)
-
-
(-)
(-)
(-)
(-)
(-)
(-)
(-)
(-) 1
(-)
(-) 蛍 光 灯 1
(-) 1
(-)
-
-
(-)
(-)
(-)
(-)
(-)
(-) 1
(-)
(-)
(-)
(-) そ の 他 23
(-) 25
(-)
-
-
(-)
(-) 2
(-) 1
(-) 5
(-)
(-)
(-) 8
(-) 9
(-)
(-) 注1.( )内は、自損放火により死者が発生した火災件数及び自損放火による死傷者数を内数で示しています。 2.治外法権火災及び管外からの延焼火災を除いています。 49 歳 59 歳 64 歳 ~ ~ ~ 39 歳 ~ ~ ~ (令和5年) ~ 70 80 歳 不 明 50 65 19 歳 以 上 10 ~ 出火原因 死者の 発生した 火災件数 年 齢 計 20 30 40 29 歳 60 69 歳 79 歳 第15 表 火災による死傷者の状況 302 302 White Paper on TOKYO Fire Service 2024
第16 表 消防吏員の火災出場状況(消防署別) 計 従事人員 不従事人員 計 従事人員 不従事人員 計 従事人員 不従事人員 令 和 5 年 130,249 56,222 74,027 126,809 54,025 72,784 3,440 2,197 1,243 特 別 区 95, 391 39, 661 55, 730 92, 872 38, 112 54, 760 2, 519 1, 549 970 丸 の 内 986 212 774 936 201 735 50 11 39 麹 町 770 211 559 756 204 552 14 7 7 神 田 1,963 654 1,309 1,888 611 1,277 75 43 32 京 橋 1,368 392 976 1,346 382 964 22 10 12 日 本 橋 1,390 387 1,003 1,378 382 996 12 5 7 臨 港 653 256 397 625 235 390 28 21 7 芝 3,853 1,389 2,464 3,755 1,326 2,429 98 63 35 麻 布 1,852 742 1,110 1,796 719 1,077 56 23 33 赤 坂 799 106 693 780 104 676 19 2 17 高 輪 756 194 562 726 178 548 30 16 14 品 川 1,556 534 1,022 1,520 512 1,008 36 22 14 大 井 1,279 687 592 1,230 649 581 49 38 11 荏 原 1,266 634 632 1,226 603 623 40 31 9 大 森 1,993 849 1,144 1,959 824 1,135 34 25 9 田園調布 843 269 574 832 259 573 11 10 1 蒲 田 1,605 799 806 1,577 783 794 28 16 12 矢 口 953 470 483 937 463 474 16 7 9 目 黒 2,913 1,264 1,649 2,823 1,193 1,630 90 71 19 世 田 谷 2,751 981 1,770 2,721 966 1,755 30 15 15 玉 川 1,470 608 862 1,430 578 852 40 30 10 成 城 995 261 734 985 256 729 10 5 5 渋 谷 4,256 1,633 2,623 4,181 1,591 2,590 75 42 33 四 谷 1,003 267 736 991 262 729 12 5 7 牛 込 966 418 548 927 397 530 39 21 18 新 宿 4,004 1,677 2,327 3,904 1,622 2,282 100 55 45 中 野 1,445 777 668 1,387 734 653 58 43 15 野 方 1,327 556 771 1,288 531 757 39 25 14 杉 並 2,764 1,408 1,356 2,685 1,358 1,327 79 50 29 荻 窪 1,693 874 819 1,666 857 809 27 17 10 小 石 川 855 412 443 817 386 431 38 26 12 本 郷 1,082 566 516 1,054 545 509 28 21 7 豊 島 2,198 812 1,386 2,129 771 1,358 69 41 28 池 袋 1,942 752 1,190 1,881 723 1,158 61 29 32 王 子 699 347 352 676 333 343 23 14 9 赤 羽 1,296 615 681 1,262 593 669 34 22 12 滝 野 川 836 528 308 817 516 301 19 12 7 板 橋 2,614 1,262 1,352 2,477 1,156 1,321 137 106 31 志 村 2,963 1,158 1,805 2,877 1,107 1,770 86 51 35 練 馬 1,419 506 913 1,399 494 905 20 12 8 光 が 丘 424 190 234 409 181 228 15 9 6 石 神 井 1,864 926 938 1,816 898 918 48 28 20 上 野 1,420 447 973 1,382 426 956 38 21 17 浅 草 769 275 494 751 264 487 18 11 7 日 本 堤 357 110 247 354 109 245 3 1 2 荒 川 1,292 707 585 1,256 677 579 36 30 6 尾 久 1,260 461 799 1,235 445 790 25 16 9 千 住 1,273 573 700 1,247 561 686 26 12 14 足 立 2,764 1,217 1,547 2,664 1,160 1,504 100 57 43 西 新 井 2,092 968 1,124 1,990 902 1,088 102 66 36 本 所 1,286 328 958 1,278 326 952 8 2 6 向 島 1,876 1,073 803 1,818 1,025 793 58 48 10 深 川 2,350 1,132 1,218 2,296 1,097 1,199 54 35 19 城 東 2,118 935 1,183 2,076 907 1,169 42 28 14 本 田 2,895 1,580 1,315 2,814 1,533 1,281 81 47 34 金 町 974 326 648 935 308 627 39 18 21 江 戸 川 1,287 605 682 1,261 592 669 26 13 13 葛 西 2,196 793 1,403 2,154 769 1,385 42 24 18 小 岩 1,518 548 970 1,492 528 964 26 20 6 受託地区 34,858 16,561 18,297 33,937 15,913 18,024 921 648 273 立 川 2,345 794 1,551 2,304 770 1,534 41 24 17 武 蔵 野 1,483 701 782 1,453 682 771 30 19 11 三 鷹 1,507 903 604 1,468 878 590 39 25 14 府 中 1,923 875 1,048 1,884 846 1,038 39 29 10 昭 島 1,130 506 624 1,114 495 619 16 11 5 調 布 1,302 722 580 1,248 686 562 54 36 18 小 金 井 901 410 491 891 403 488 10 7 3 小 平 1,871 1,106 765 1,797 1,047 750 74 59 15 東 村 山 570 171 399 550 161 389 20 10 10 国 分 寺 1,068 493 575 1,046 480 566 22 13 9 狛 江 406 184 222 404 183 221 2 1 1 北多摩西部 799 394 405 766 377 389 33 17 16 清 瀬 977 588 389 919 535 384 58 53 5 東久留米 1,136 614 522 1,117 600 517 19 14 5 西 東 京 1,733 582 1,151 1,710 568 1,142 23 14 9 八 王 子 4,905 2,482 2,423 4,782 2,381 2,401 123 101 22 青 梅 1,824 886 938 1,758 841 917 66 45 21 町 田 3,877 1,574 2,303 3,802 1,529 2,273 75 45 30 日 野 1,059 523 536 1,046 513 533 13 10 3 福 生 1,329 744 585 1,290 710 580 39 34 5 多 摩 1,000 434 566 976 415 561 24 19 5 秋 川 1,597 841 756 1,503 784 719 94 57 37 奥 多 摩 116 34 82 109 29 80 7 5 2 2.当番以外の欄は、日勤、非番等の出場人員が計上されています。 (令和5年) 消 防 署 注1.火災発生場所を管轄する署別に、当該火災に出場した人員を計上しています。 合計 当番 当番以外 303 White Paper on TOKYO Fire Service 2024
平 成 31 年 ( 令和元年) 24,327 17,852 133 133 4,262 3,674 266 185 149 74 18,150 12,959 12 5 301 152 58 53 2 1 144
121
- 850 495 令 和 2 年 23,856 17,359 130 130 3,622 3,193 261 183 119 66 18,397 12,977 9 6 369 178 61 55 2 1 151
133
- 735 437 令 和 3 年 25,004 17,642 114 114 3,649 3,199 246 168 129 75 19,415 13,209 19 17 335 154 80 72 1 1 171
128
- 845 505 令 和 4 年 27,158 18,195 128 127 3,847 3,347 258 165 143 65 21,285 13,608 7 7 358 167 50 45 2 2 209
170
- 871 492 令 和 5 年 28,155 18,005 104 104 4,221 3,658 269 202 111 51 21,807 13,015 13 8 409 176 87 85 1 1 233
184
- 900 521 特 別 区 19,984 12,390 70 70 3,234 2,805 229 167 80 34 15,351 8,779 9 5 329 127 54 52 1
1
-
- 627 350 丸 の 内 45
32
- 29 23 1
1
- 14
7
-
-
-
-
-
- 1 1 麹 町 107
81
- 52 50 1 1 1 1 50 28 1
1
-
-
-
-
-
2
神 田 114
78
- 32 29 3
2
- 70
42
- 3 1 1
1
-
-
- 5 3 京 橋 147 97 1 1 45
39
- 2 2 91
50
- 5
2
-
-
-
- 3 3 日 本 橋 167
107
- 64 56
1
2 2 83
38
- 6
4
-
-
-
- 11 7 臨 港 171 130 1 1 11 9 41 40 3 2 100
68
- 5
4
-
-
-
- 10 6 芝 317 240 1 1 119 109 6
2
- 165
111
- 8
4
-
-
-
- 18 13 麻 布 165
93
- 43
38
-
- 105 46 1 1 11
6
-
-
-
- 5 2 赤 坂 125
90
- 40
38
- 2 1 73
45
- 5 3 1
1
-
-
- 4 2 高 輪 153
99
- 21
19
-
1
123
76
-
3
-
-
-
-
5 4 品 川 251 186 1 1 56 51 2 1
1
172 123 1 1 5 1 2
2
-
-
- 11 6 大 井 252
169
- 71 65 1 1 1 1 153 85 1 1
3
-
-
-
-
22 16 荏 原 244 83 2 2 19
17
- 2 1 211
60
- 5
1
-
-
-
- 5 2 大 森 456 308 2 2 111
97
-
1
314
192
- 6 1 2
2
-
-
- 20 14 田 園 調 布 296
133
- 44 37 2
1
- 243
90
- 3 2 2
2
-
-
- 2 1 蒲 田 397
211
- 103 79 2 1 1 1 272
124
-
2
-
-
-
-
17 6 矢 口 256 119 1 1 19 16 2 1 1 1 225
99
- 4
1
-
-
-
-
4
目 黒 439 259 2 2 68 60
1
2 1 338
179
- 8
2
-
-
-
- 20 15 世 田 谷 656 391 1 1 116 93 1 1 5 2 503
277
- 10 4 2
2
-
-
- 18 11 玉 川 314 159 3 3 76 68
2
-
215
75
- 2
2
-
-
-
- 16 11 成 城 425
254
- 43 33 2
2
- 365
213
- 3
1
-
-
-
- 12 5 渋 谷 566 339 1 1 157
143
- 5 2 377
181
- 9
3
-
-
-
- 17 9 四 谷 131
90
- 33
31
-
- 86
54
- 6
2
-
-
-
- 6 3 牛 込 213 141 1 1 17
15
- 3 1 182
119
- 4 2 1
1
-
-
- 5 2 新 宿 577 317 3 3 72 63 3 3
3
428
228
- 45 8 4
3
-
-
- 19 9 中 野 290 164 3 3 38
30
-
2
226
121
- 12
6
-
-
-
- 9 4 野 方 345
212
- 24
21
-
- 305
181
- 6 4 2
2
-
-
- 8 4 杉 並 638 314 2 2 154 137 1 1 3 2 447
156
- 10 3 2
2
-
-
- 19 11 荻 窪 425
291
- 70
62
-
- 331
218
- 2 2 3
3
-
-
- 19 6 小 石 川 196
131
- 33 29 1 1 1 1 153
95
- 4 2 1
1
-
-
- 3 2 本 郷 191 115 1 1 27
24
-
- 158
89
- 3
1
-
-
-
-
2
豊 島 339 189 1 1 36
34
-
2
274
139
- 10 2 1 1 1
1
-
- 14 11 池 袋 305 167 1 1 43
38
- 3 1 245
122
- 4 2 3
3
-
-
-
6
王 子 300 207 2 2 44 40 5
5
- 238
152
-
1
-
-
-
-
10 8 赤 羽 377 221 1 1 27 22 6 5
1
324
181
- 8 4 1
1
-
-
- 9 7 滝 野 川 182 103 1 1 24
20
-
- 150
78
- 1 1 1
1
-
-
- 5 2 板 橋 485 311 5 5 101
86
-
- 371
216
- 2 1 1
1
-
-
- 5 2 志 村 931 581 1 1 100 93 8
6
- 786 464
2
5 3 5
4
-
-
- 24 10 練 馬 429 218 1 1 41
36
-
1
380
177
- 2
1
-
-
-
- 4 3 光 が 丘 271
150
- 41 23 1
1
- 217
119
- 6
3
-
-
-
- 6 4 石 神 井 558 363 3 3 54 28 3 2
2
479
319
- 3 1 4
4
-
-
- 10 6 上 野 226
139
- 46 34
1
1
165
97
- 4
3
-
-
-
- 9 5 浅 草 109 71 2 2 12 12 3 3
1
86
52
- 1 1 1
1
-
-
-
3
日 本 堤 163
67
- 10 6 9 5
2
133
54
- 7
2
-
-
-
-
2
荒 川 236 151 2 2 22 20 2 1 1 1 196
121
- 1
1
-
-
-
- 12 5 尾 久 164
117
- 7 7 4
3
- 150
106
-
-
-
-
-
- 3 1 千 住 263 195 3 3 38 33 12 9 4 2 191
138
- 4
2
-
-
-
- 11 8 足 立 914 589 3 3 103 87 15 12 2 2 759 471
1
1 1 2
2
-
-
- 28 11 西 新 井 534 387 1 1 102 84 6 2
1
403
290
- 4 1 2
2
-
-
- 15 7 本 所 340
204
- 53 48 8 3 8 2 250
145
- 8
2
-
-
-
- 13 4 向 島 288 174 4 4 26 26 2 2
1
246
135
- 2 1 1
1
-
-
- 6 5 深 川 539 342 2 2 111 100 11 7 5 2 367 209
1
15 6 1
1
-
-
- 26 15 城 東 633 457 2 2 87 81 6 3 1 1 500 346 1 1 13 5 1
1
-
-
- 22 17 本 田 639 454 3 3 93 88 13 11 1 1 510
336
- 5 2 1
1
-
-
- 13 12 金 町 392 291 2 2 39 32 9
6
- 320
236
- 6 3 4
4
-
-
- 12 8 江 戸 川 468 285 2 2 72 68 15
10
- 355
196
- 10 4 1
1
-
-
- 13 4 葛 西 404 224 1 1 53 40 6
4
- 316
164
- 6 2 1
1
-
-
- 21 12 小 岩 426 300 1 1 42 38 11 8 1 1 362
246
- 2
1
-
-
-
- 7 5 受 託 地 区 8,171 5,615 34 34 987 853 40 35 31 17 6,456 4,236 4 3 80 49 33
33
- 233
184
- 273 171 立 川 617 334 3 3 54 47 3 2
2
530
268
- 4 3 2
2
-
-
- 19 9 武 蔵 野 225 144 2 2 7
5
-
- 207
133
- 4 1 1
1
-
-
- 4 2 三 鷹 374 228 1 1 31
28
-
- 327
189
- 3 2 2
2
-
-
- 10 6 府 中 399 278 2 2 51 47 3 3 2 1 323
211
-
1
3
3
-
-
- 14 11 昭 島 259
206
- 40
34
-
- 212
170
- 3
1
-
-
-
- 4 1 調 布 450 313 2 2 49 46 3
3
- 380
254
- 4 3 1
1
-
-
- 11 4 小 金 井 185 133 1 1 17
13
-
- 161
115
-
1
1
1
-
-
- 4 3 小 平 260 169 5 5 15 7 2 2 4 3 221
143
- 2 1 2
2
-
-
- 9 6 東 村 山 295
196
- 30 27 1
1
- 254
159
- 1
1
-
-
-
- 9 8 国 分 寺 182
129
- 6
4
- 1 1 171
122
- 2 1 1
1
-
-
-
1
狛 江 156 105 1 1 4 4 2
1
- 142
95
-
1
1
1
-
-
- 5 3 北多摩西部 288
186
- 38 34 1 1 2 1 237
142
- 1
1
-
-
-
- 9 7 清 瀬 150
105
- 8
8
-
- 134 95
1
1
-
-
-
-
6 2 東 久 留 米 248 186 3 3 19 18 1 1 2 1 218 160 1 1
1
1
1
-
-
- 2 1 西 東 京 406 253 1 1 19
16
- 3 2 370
226
- 4
2
-
-
-
- 9 6 八 王 子 1,236 913 3 3 237 202 4 4 3 2 771
527
- 13 11 6
6
- 143
119
- 56 39 青 梅 295 219 2 2 40 32 9 6 1 1 193
143
- 13 11 3
3
- 20
13
- 14 8 町 田 787 563 3 3 80 64 1 1
3
666 478 1 1 6 2 1
1
- 1
1
- 25 12 日 野 346
199
- 36 30 4 4 1 1 291 155 1 1 1
1
-
-
-
- 12 7 福 生 334 254 4 4 59 55 1 1 2 1 252
180
- 3 2 2
2
-
-
- 11 9 多 摩 313 213 1 1 33 29 1 1 2 1 265
175
- 6 1 2
2
-
-
- 3 3 秋 川 237
189
- 69 63 1 1 3 2 120
89
- 2 2 2
2
- 24
19
- 16 11 奥 多 摩 129
100
- 45 40 3
3
- 11
7
- 3 3 2
2
- 45
32
- 20 13 水 難 出 場 従 事 出 場 従 事 出 場 出 場 従 事 従 事 従 事 出 場 従 事 出 場 従 事 計 出 場 従 事 出 場 従 事 出 場 従 事 出 場 機 械 従 事 出 場 出 場 従 事 電 気 工 作 物 建 物 崩 壊 墜 落 ガ ス 山 岳 爆 発 そ の 他 消防署 出 場 ・ 従 事 件 数 火 災 交 通 出 場 従 事 第17 表 救助活動状況 304 304 White Paper on TOKYO Fire Service 2024
19,435 2,899 5,961 6,718 1,815 2,042 82 78,858 24,999 9,155 3,918 310 25,547 84 245 55 370 13,152 1,023 43,432 320,770 175,718 31 (元) 18,197 2,844 5,858 5,422 1,794 2,279 126 78,152 24,542 9,444 3,753 282 24,798 94 261 57 331 13,332 1,258 40,869 319,565 168,033 2 18,567 2,828 5,918 5,340 2,077 2,404 93 81,970 25,165 10,084 4,040 254 25,955 80 315 89 342 14,218 1,428 40,139 336,208 167,319 3 18,358 2,536 5,629 5,327 2,201 2,665 75 90,590 27,320 11,702 4,532 275 28,007 89 353 99 375 16,162 1,676 40,940 371,787 173,604 4 18,114 2,276 5,370 5,284 2,276 2,908 21 95,638 28,457 12,742 4,639 282 29,197 92 365 114 394 17,396 1,960 40,536 393,133 174,574 5 12,547 1,440 3,589 3,823 1,683 2,012 14 69,748 20,066 11,292 3,231 225 20,620 84 300 26 394 12,433 1,077 28,389 289,464 122,958 特 27 2 3 17
5
- 157 58 13 2 1
51
-
- 26 6 90 647 385 丸 95 9 14 57 10
5
375 135
36
19
123
-
2 47 13 204 1,466 831 麹 71 11 24 21 8
7
396 144 57 1 2 115 2
2
5 64 4 199 1,715 872 神 117 9 28 53 16
11
528 149 80 31 4
147
1
- 99 17 271 2,234 1,179 京 141 13 22 76 20
10
615 205 74
8
185 1 1 1 3 90 47 311 2,407 1,195 日 129 11 43 33 11
31
910 137 116 110 1 177 11 24 9 147 159 19 506 4,187 2,380 臨 299 43 74 119 39
24
1,145 319 156 86 12 344 4 4 1 13 182 24 597 4,815 2,570 芝 97 12 34 35 13
3
545 186 89
1
165
-
- 101 3 208 2,312 928 麻 108 9 24 48 13
14
401 137
57
2
132
-
- 69 4 191 1,660 847 赤 84 11 27 27 11
8
512 113 86 51 2
153
-
-
107
218 2,265 1,019 高 204 21 76 66 15
26
874 257 135 43 1 265 2
3
- 154 14 433 3,604 1,861 品 190 15 48 85 17
25
915 290 134 31 15
276
2
2 145 20 442 3,821 1,863 大 87 8 22 34 4 19 2 831 283 134 1 2
248
-
- 156 7 229 3,506 1,001 荏 303 24 98 98 35
48
1,630 440 261 112 6
473
2
- 305 31 749 6,800 3,158 大 141 11 36 41 19
34
976 278 149
51
305 2
2
- 187 2 297 3,991 1,264 田 229 22 65 91 14
37
1,417 468 231 13 6 415 1
2
4 260 17 574 5,978 2,526 蒲 113 9 29 17 25
33
926 219 165 76 1
271
4
- 179 11 322 3,866 1,392 矢 303 22 83 99 58
41
1,503 479 243 23 3
457
1
- 283 14 589 6,229 2,627 目 425 41 98 166 72 48 2 2,154 617 360 99 2
668
-
- 375 33 716 8,802 3,020 世 183 10 50 70 31
22
1,075 377 149 13 3 330 1
4
- 179 19 395 4,325 1,697 玉 245 29 73 84 25
34
1,446 452 261
5
424
2
- 291 11 458 5,951 1,937 成 321 26 46 159 54
36
1,911 677 294 4 4 593 1
2
- 276 60 782 7,795 3,262 渋 108 13 26 33 26
10
458 150
69
6
139
-
- 91 3 193 1,889 853 四 144 18 32 32 40
22
764 238
142
1 214
1
-
162 6 298 3,333 1,394 牛 314 32 74 73 71 64 2 2,116 687
385
6 585 1
3
- 411 38 680 8,973 3,138 新 183 20 62 44 30
27
1,087 359 181 1 7
306
-
- 206 27 403 4,499 1,774 中 215 22 68 39 29
57
1,197 311 226
57
345
-
- 246 12 426 5,035 1,955 野 388 37 61 155 85 50 1 2,146 747 315 1 6
670
1
- 376 30 642 8,661 2,809 杉 313 31 107 72 46
57
1,438 384 223 99 12
436
-
- 269 15 638 5,888 2,835 萩 121 12 37 35 17
20
654 212
104
1 202
1
-
125 9 291 2,707 1,271 小 98 13 24 19 23
19
643 209
106
1
195
1
- 125 6 274 2,657 1,180 本 192 22 50 47 37
36
1,188 396
207
2
340
1
- 229 13 421 4,974 1,881 豊 190 19 50 37 42
42
1,040 349
176
2
303
-
- 202 8 371 4,357 1,658 池 191 16 55 61 17
42
1,083 313 177 35 14 316 3
9
7 199 10 466 4,498 2,061 王 162 16 50 37 16
43
1,320 340 237 78 2 374 1
12
8 262 6 480 5,638 2,174 赤 91 19 33 26 6
7
646 219 95 2 4
192
3
1
118 12 276 2,803 1,334 滝 330 34 83 103 62
48
1,796 501 283 113 5 516 1 4
1
323 49 806 7,572 3,522 板 612 68 178 140 79
147
3,215 680 562 357 1 948 2 16 3 14 620 12 1,092 13,311 4,871 志 207 18 58 61 22
48
1,415 309 241 148 3
435
-
- 267 12 484 5,839 2,204 練 156 3 60 41 23
29
874 282
146
-
270
-
- 173 3 284 3,638 1,274 光 315 60 110 60 52
33
1,897 628 335 7 5
561
-
- 345 16 699 7,901 3,105 石 121 10 44 35 9
23
716 245
105
-
231
-
- 128 7 320 3,101 1,500 上 71 11 20 21 11
8
414 145
62
5 113 1
2
8 70 8 208 1,754 898 浅 57 7 9 20 8
13
595 192
101
- 159 5
6
22 108 2 174 2,596 827 日 155 16 49 40 25 25 2 841 246 145 31 4
238
3
2 161 11 373 3,549 1,643 荒 123 19 43 19 16
26
558 129 87 54 1 162 3
8
7 105 2 261 2,340 1,168 尾 190 20 60 50 29
31
1,164 301 162 33 4 274 4 25 1 16 185 159 567 4,445 2,228 千 440 77 190 148 8
17
3,045 866 566 178 5 929 5 26 2 8 430 30 1,196 12,456 5,095 足 405 53 103 122 38
89
1,848 615 304 21 3 555 2 9 1 8 316 14 750 7,613 3,211 西 220 21 67 84 24
24
1,148 377 178 11 2 348 5
7
15 193 12 488 4,859 2,133 本 166 22 42 53 14
35
1,024 237 163 114 7 303 1
5
2 180 12 415 4,165 1,740 向 301 58 100 78 30 35 3 1,842 534 275 110 5 567 4 1 1 17 302 26 825 7,753 3,488 深 474 70 172 97 45 90 1 2,208 487 394 236 6
656
6 1 9 393 20 973 9,066 4,152 城 467 55 122 130 59
101
2,286 626 348 157 7 670 5 34 1 5 369 64 1,150 9,298 4,761 本 276 44 93 49 34
56
1,369 244 212 221 5 406 6 17 1 6 244 7 681 5,586 2,803 金 286 41 80 91 32
42
1,655 342 259 213 4 484 4 21 1 27 280 20 711 6,852 2,983 江 230 35 76 84 14
21
1,342 341 212 113 2 409 3 8 1 21 223 9 530 5,477 2,100 葛 323 40 84 91 49 59 1 1,474 405 229 80 1 452 1
16
16 263 11 762 6,005 3,121 小 5,567 836 1,781 1,461 593 896 7 25,890 8,391 1,450 1,408 57 8,577 8 65
88
4,963 883 12,147 103,669 51,616 受 322 48 108 79 23 64 3 1,867 709 116 3 5
642
5
1
363 23 715 7,617 3,118 立 157 20 62 29 32
14
690 205 45 57 3
223
2
- 143 12 321 2,826 1,384 武 177 20 48 62 19
28
1,053 404 53 10 1
375
-
- 201 9 432 4,127 1,786 三 266 42 87 69 26
42
1,242 378 78 107 3 419 1 4
1
226 25 582 4,857 2,441 府 208 28 76 67 17
20
705 275
34
-
271
-
- 123 2 404 2,808 1,660 昭 294 57 102 64 22
49
1,367 400 71 123 4 466 2 6
1
278 16 615 5,389 2,533 調 150 17 58 34 19
22
547 205
25
1
195
1
- 110 10 266 2,166 1,157 金 145 25 51 48 10 11 2 885 350
52
6
271
-
- 190 16 411 3,542 1,719 小 113 12 31 26 19
25
909 334
57
-
292
-
- 215 11 432 3,720 1,869 東 126 25 49 19 10
23
518 199
25
-
179
-
- 110 5 245 2,048 1,003 国 102 14 39 29 2
18
460 174 21 2 2
159
2
- 96 4 200 1,860 862 狛 206 36 54 67 19
30
861 221 49
92
300
-
- 197 2 373 3,536 1,614 北 92 19 29 10 12
22
448 161
25
-
150
-
- 109 3 222 1,801 947 清 184 25 61 42 21
35
833 322
54
4
257
-
- 180 16 474 3,488 2,099 東 269 45 85 35 53
51
1,190 451
71
2
406
3
- 242 15 505 4,911 2,280 西 992 137 328 274 105
148
4,116 1,371 232 179 10 1,367 1 12
17
682 245 1,989 16,118 8,367 八 201 28 61 76 13
23
1,114 257 56 160 3 308 1 11
11
183 124 588 4,285 2,272 青 539 73 140 133 78
115
2,393 654 156 235 4 803 1
3
- 499 38 1,086 9,699 4,760 町 189 22 65 48 15
39
1,012 294 55 99 1 350 1
3
- 201 8 421 3,967 1,774 日 275 40 81 83 27 44 2 1,054 307 58 111 5
349
2
- 203 19 583 4,302 2,493 福 236 34 61 62 29
50
978 156 73 208 2
322
1
1
211 4 476 4,012 2,097 多 214 50 79 62 10
13
818 314 31
5
262 1 3
11
116 75 443 3,219 1,824 秋 110 19 26 43 12
10
830 250 13 17 1
211
7
45
85 201 364 3,371 1,557 奥 従 事 人 員 消 防 艇 指 揮 隊 車 そ の 他 出 場 車 両 数 ヘ リ コ プ タ ー ポ ン プ 車 救 助 車 化 学 車 は し ご 車 救 急 車 照 明 車 出 場 人 員 従 事 台 数 軽 症 無 症 中 等 症 救 出 救 助 車 水 難 救 助 車 指 揮 統 制 車 計 死 亡 誘 導 人 員 救 助 人 員 計 重 症 (令和5年) (消防署別) 305 White Paper on TOKYO Fire Service 2024
出 場 従 事 重 症 中 等 症 軽 症 無 症 死 亡 24,327 17,852 19,435 2,899 5,961 6,718 1,815 2,042 23,856 17,359 18,197 2,844 5,858 5,422 1,794 2,279 25,004 17,642 18,567 2,828 5,918 5,340 2,077 2,404 27,158 18,195 18,358 2,536 5,629 5,327 2,201 2,665 28,155 18,005 18,114 2,276 5,370 5,284 2,276 2,908 95 95 121 22 12 16 20 51 9 9 10 1
1
- 8 自動車との衝突 3,087 2,754 3,879 218 738 2,598 311 14 ガードレール等との衝突(単独横転含む) 827 665 713 91 191 360 70 1 人との衝突 95 80 105 25 25 40 6 9 列車・電車との衝突 94 72 64 27 7
2
28 自動車との衝突 3 3
2
- 1
1
飛び込み自損等 100 75 62 14 8
4
36
転覆・脱線
-
-
-
- 15 9 8 2 4
2
- 船舶と船舶との衝突
2
-
-
-
河川等への転落 170 143 117 14 13 6 3 81 7 5
4
- 1 1 2 64 39 29 8 5 9 2 5 26 15
23
4 8 6 5 エレベーターに閉じ込められ 55 19
36
1 3
32
エレベーターに挟まれ 4 2
2
-
2
- エスカレーターに挟まれ等 3 2
2
-
1
1
リフト・ダムウェータに挟まれ
-
-
-
- 2 1
1
-
- 1 印刷機械ローラーに挟まれ 2 1
1
1
-
その他の回転機械・かくはん機 11 6 6
4
2
- 挟まれ 2 2 2 1
1
-
巻き込まれ
-
-
-
- 2 1
1
1
-
自動販売機等
-
-
-
- その他 30 17 19 1 2 10 5 1 居室等閉じ込められ 14,483 8,370 7,213 610 2,132 1,023 1,344 2,104 ドア等に挟まれ 120 74 77 6 20 22 26 3 164 124 118 2 10 33 71 2 7,040 4,447 4,540 1,077 1,997 851 205 410 1
1
-
-
- 5 2 4 3
1
-
2 2
3
1
1 1
2
-
-
-
3 3 3
2
-
1 128 87 85 43 19 8 5 10 32 28 29 8 11 7
3
249 61 59 15 5 4 6 29 2 2 2
2
-
- 1
1
-
-
- 18 16 21 7 4 2 1 7 55 55 46 10 10 1 2 23 1 1
5
3
2
- 10 10 7 2 3
1
1 電気 1 1 1
1
-
- 39 37 36 12 9 6 5 4 134 109 105 11 32 52 9 1 60 38 37 3 5 14 10 5 7 6
5
1 3
1
88 52 50 1 3 32
14
232 133 124 6 27 51 22 18 573 330 337 27 63 107 94 46 令 和 4 年 崩壊 墜落 ガス 電気事故 高所からの転落 地下への転落 飛び降り自損等 土砂崩れ 建物・工作物の倒壊 一酸化炭素中毒 シンナー中毒 その他 工事作業車(クレーン車等)の転倒 荷崩れ 高圧ガス(塩素、アンモニア)中毒 酸素欠乏 ベルトコンベアー コンクリートミキサー等の機械に挟まれ その他建物内事故(階段が狭く搬出不能) 物体の飛来落下 その他の屋外での事故 その他 土管・ヒューム管等に挟まれ 自転車のリム等に挟まれ 山岳 その他自動車内で病気になった等 沢に転落・滑落 傷者 飛び込み自損等 その他 機械 池・プール・井戸等への転落 回転機械 自損行為によるガス中毒 令 和 3 年 区 分 平 成 31 年 ( 令 和 元 年 ) 件 数 令 和 2 年 救 助 人 員 計 令 和 5 年 その他の機械 建物・工作物 家庭器具・洗濯機・扇風機等に挟まれ 建物・ 工作物 水難 自動車 列車・電車 火災 交通 自損 逃げ遅れ プレス機械に挟まれ 昇降機 航空機墜落等その他 海・河川等 第18 表 事故別 306 306 White Paper on TOKYO Fire Service 2024
(令和5年) ポ ン プ 車 救 助 車 化 学 車 は し ご 車 救 急 車 照 明 車 救 出 救 助 車 水 難 救 助 車 指 揮 統 制 車 ヘ リ コ プ タ ー 消 防 艇 指 揮 隊 車 そ の 他 78,858 24,999 9,155 3,918 310 25,547 84 245 55 370 13,152 1,023 43,432 320,770 175,718 78,152 24,542 9,444 3,753 282 24,798 94 261 57 331 13,332 1,258 40,869 319,565 168,016 81,970 25,165 10,084 4,040 254 25,955 80 315 89 342 14,218 1,428 40,139 336,208 167,319 90,590 27,320 11,702 4,532 275 28,007 89 353 99 375 16,162 1,676 40,940 371,787 173,604 95,638 28,457 12,742 4,639 282 29,197 92 365 114 394 17,396 1,960 40,536 393,133 174,574 2,162 1,010 117 79 123 250 4 41 4 2 214 318 1,708 8,865 7,112 182 95 11 7 9
20
4
- 19 17 125 718 507 9,501 3,417 351 493 63
4,025
-
1
911 240 5,712 35,636 22,844 2,977 1,152 238 134 32
924
-
2
415 80 1,562 11,786 6,550 422 137 41
24
139
-
1
56 24 249 1,673 1,038 769 336 164
26
99
-
- 95 49 464 3,217 1,979 18 9 2
1
3
-
-
3
10 75 43 722 310 144
24
101
-
- 98 45 409 3,038
1,769
-
-
-
-
-
-
-
40 15 1
1
15
-
- 6 2 19 150 71 18 4 2
2
2
2 1 2 2
1
84
1,673 411 168
123
183 40 192 26 255 203 72 873 7,442 3,931 41 15 5 1 1
7
2
2 7 1 17 182 80 603 150 65
37
69 31 64 6 89 73 19 240 2,627 1,075 240 60 23
21
34 9 25 2 21 26 19 73 1,032 314 232 65 56 9 1
44
-
- 54 3 56 1,017 269 17 5
4
-
4
-
-
4
6 75 30 19 3 4
2
3
1
- 3 3 13 81
56
-
-
-
-
-
-
-
13 4 3
1
2
-
- 2 1 5 56 23 14 4
4
-
2
-
- 2 2 7 60 31 64 23 14
1
11
-
- 12 3 28 274 122 13 2 3
2
3
-
- 2 1 11 57
49
-
-
-
-
-
-
-
16 4
4
-
2
1
- 3 2 12 66
49
-
-
-
-
-
-
-
143 46 31
3
29
-
- 29 5 53 615 225 50,574 12,287 9,140 2,382 30
14,211
-
- 12,339 185 18,028 215,361 82,161 437 110 67
18
123
1
1
106 11 175 1,824 753 522 141 70
23
155
-
- 130 3 239 2,192 1,065 16,532 6,194 1,052 951 8
6,934
-
- 1,308 85 7,115 63,306 28,319 36 7
4
- 2 1
3
- 2 17 34 119 113 32 8 8
1
7
-
- 5 3 9 132 39 27 8 4
1
3
1
- 4 6 25 106 98 14 3 3
2
3
-
- 2
1
58
22 7
5
-
3
-
- 3 4 17 91 71 644 208 121 27 1 137 2 3
2
127 16 343 2,769 1,525 169 60 33
5
33
-
- 33 5 118 726 533 1,297 477 244
36
261 1 4 1 4 246 23 245 5,577 1,060 21 10 1 2 1
3
-
- 3 1 9 84 40 16 3
2
-
3
-
- 1 7 7 57 31 100 29 10
7
26
-
- 18 10 59 402 251 310 101 42
11
61
-
- 56 39 220 1,283 959 9
2
1
2
-
- 1 3 8 35 32 107 30 10
3
17
1
- 14 32 77 421 322 4 1
1
-
1
-
-
1
4 17 17 325 86 8 1 1
62
4
16
37 110 225 1,263 903 818 244 18 2 2
200
3
24
93 232 493 3,069 1,893 470 124 15 10 2
93
5
21
54 146 209 2,102 1,002 21 8
5
-
5
-
-
3
12 90 51 254 69 15
20
86
-
- 62 2 94 1,031 403 749 256 89 47 3
235
-
- 93 26 302 2,943 1,233 2,229 707 320 98 5 560 4 8 6 19 416 86 817 9,249 3,533 従 事 人 員 出 場 人 員 計 出 場 車 両 数 従 事 台 数 救助活動状況 307 White Paper on TOKYO Fire Service 2024
第19 表 消防署別緊急確認出場状況 件数 隊数 人員 件数 隊数 人員 件数 隊数 人員 件数 隊数 人員 平 成 31 年 ( 令和元年) 10,934 16,944 78,089 581 1,133 5,288 10,042 15,239 70,166 311 572 2,635 令 和 2 年 9,710 15,789 72,775 586 1,159 5,409 8,793 14,023 64,559 331 607 2,807 令 和 3 年 9,909 16,127 74,554 534 1,052 4,901 8,980 14,374 66,419 395 701 3,234 令 和 4 年 10,349 16,748 77,287 545 1,070 4,975 9,419 15,018 69,286 385 660 3,026 令 和 5 年 10,559 16,897 77,576 498 1,008 4,655 9,712 15,273 70,090 349 616 2,831 特 別 区 8,523 13,241 60,861 282 563 2,617 7,970 12,212 56,101 271 466 2,143 丸 の 内 11 23 113 2 4 20 9 19
93
-
麹 町 36 67
311
-
36 67
311
-
神 田 106 209 1,090 2 4 20 101 199 1,038 3 6 32 京 橋 102 201 1,007 1 3 14 99 195 979 2 3 14 日 本 橋 102 105 465 1 2 9 98 100 442 3 3 14 臨 港 33 64 327 1 2 11 32 62
316
-
芝 131 154 742 6 11 55 125 143
687
-
麻 布 167 326 1,591 2 4 20 162 316 1,543 3 6 28 赤 坂 84 167 811 4 9 43 77 152 739 3 6 29 高 輪 83 166 878 5 10 51 77 154 817 1 2 10 品 川 131 259 1,227 8 18 85 122 239 1,133 1 2 9 大 井 110 205 968 4 8 39 102 191 900 4 6 29 荏 原 111 213 1,032 4 7 33 101 195 947 6 11 52 大 森 181 355 1,641 10 21 96 166 325 1,504 5 9 41 田 園 調 布 105 208 944 13 26 118 88 174 789 4 8 37 蒲 田 149 293 1,408 4 9 43 143 280 1,345 2 4 20 矢 口 127 166 719 5 9 41 121 156 674 1 1 4 目 黒 210 261 1,170 13 26 121 196 233 1,040 1 2 9 世 田 谷 339 388 1,641 12 23 108 313 340 1,418 14 25 115 玉 川 138 271 1,243 4 8 36 130 255 1,171 4 8 36 成 城 111 221 1,004 2 4 18 99 196 893 10 21 93 渋 谷 429 489 2,211 8 18 83 417 452 2,045 4 19 83 四 谷 120 235 1,093 1 2 9 117 229 1,065 2 4 19 牛 込 152 296 1,430 4 8 39 139 272 1,316 9 16 75 新 宿 435 581 2,732 8 16 75 422 557 2,616 5 8 41 中 野 137 271 1,274 4 8 41 131 259 1,215 2 4 18 野 方 107 210 986 5 10 48 96 188 880 6 12 58 杉 並 218 240 989 3 4 18 199 210 855 16 26 116 荻 窪 146 234 1,050 7 16 72 133 211 948 6 7 30 小 石 川 104 206 950 4 8 36 93 184 850 7 14 64 本 郷 123 244 1,124 7 15 71 109 215 988 7 14 65 豊 島 207 236 1,058 2 4 20 200 225 1,005 5 7 33 池 袋 165 326 1,535 3 7 32 157 309 1,455 5 10 48 王 子 86 169 781 3 6 27 74 145 672 9 18 82 赤 羽 93 185 859 4 9 40 87 172 799 2 4 20 滝 野 川 76 153 714 5 11 52 67 134 623 4 8 39 板 橋 184 205 860 4 7 31 173 185 766 7 13 63 志 村 254 286 1,187 9 20 92 235 253 1,038 10 13 57 練 馬 187 368 1,746 5 10 49 180 354 1,676 2 4 21 光 が 丘 76 151 706 3 6 28 70 139 651 3 6 27 石 神 井 133 245 1,141 15 28 129 115 212 989 3 5 23 上 野 156 313 1,590 1 2 9 153 307 1,561 2 4 20 浅 草 105 209 1,025 2 4 19 102 203 995 1 2 11 日 本 堤 95 189 936 2 4 20 91 181 896 2 4 20 荒 川 111 215 1,009 2 4 22 106 205 959 3 6 28 尾 久 52 103 484 2 4 19 49 98 461 1 1 4 千 住 57 143 563 3 8 31 53 133 522 1 2 10 足 立 260 274 1,129 9 17 78 244 248 1,012 7 9 39 西 新 井 95 105 433 6 10 43 84 89 365 5 6 25 本 所 237 254 1,193 6 10 49 230 242 1,134 1 2 10 向 島 80 155 709 3 4 17 75 147 673 2 4 19 深 川 203 220 971 7 12 57 192 203 891 4 5 23 城 東 167 185 758 6 12 53 153 164 668 8 9 37 本 田 189 237 980 9 18 77 170 205 841 10 14 62 金 町 81 154
697
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74 142 644 7 12 53 江 戸 川 180 214 936 4 8 37 159 185 805 17 21 94 葛 西 291 430 1,900 6 11 49 278 407 1,796 7 12 55 小 岩 165 189 790 7 14 64 146 157 647 12 18 79 受 託 地 区 2,036 3,656 16,715 216 445 2,038 1,742 3,061 13,989 78 150 688 立 川 165 208 929 10 19 90 153 186 825 2 3 14 武 蔵 野 104 202 936 4 8 38 96 186 861 4 8 37 三 鷹 109 214 991 6 12 55 97 191 885 6 11 51 府 中 133 263 1,194 9 18 81 115 227 1,032 9 18 81 昭 島 57 113 525 9 17 81 46 92 427 2 4 17 調 布 97 190 862 10 20 91 87 170
771
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小 金 井 68 134 628 4 8 39 63 124 580 1 2 9 小 平 82 160 721 18 38 173 62 118 530 2 4 18 東 村 山 64 71 308 2 4 19 59 61 261 3 6 28 国 分 寺 67 136 620 10 19 85 56 115 526 1 2 9 狛 江 36 73 343 3 6 31 32 65 303 1 2 9 北多摩西部 61 112 516 7 16 73 47 83 383 7 13 60 清 瀬 42 84 385 2 4 19 36 72 329 4 8 37 東 久 留 米 40 79 368 5 10 47 30 59 273 5 10 48 西 東 京 105 204 977 9 16 76 94 185 886 2 3 15 八 王 子 307 418 1,810 37 81 363 261 321 1,374 9 16 73 青 梅 71 146 667 16 35 156 50 100 461 5 11 50 町 田 187 363 1,702 32 67 305 150 287 1,355 5 9 42 日 野 79 158 722 4 8 36 73 146 667 2 4 19 福 生 70 139 649 8 16 77 59 117 544 3 6 28 多 摩 57 117 544 2 5 22 52 106 494 3 6 28 秋 川 30 59 267 9 18 81 20 40 182 1 1 4 奥 多 摩 5 13
51
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4 10 40 1 3 11 消防署 合計 怪煙偵察 ベル鳴動 その他 (令和5年) 308 308 White Paper on TOKYO Fire Service 2024
第20 表 救護活動(PA連携)実施状況 救命 搬送困難 傷害事件等 繁華街等 直近地域 遅延 152,169 118,786 25,020 1,364 3,896 2,310 793 128,424 100,526 22,061 1,287 2,477 1,557 516 134,144 104,099 23,307 1,263 2,635 1,899 941 165,670 131,217 24,982 1,314 3,493 2,627 2,037 171,515 136,879 25,324 1,225 3,592 2,615 1,880 4,841 3,562 657 92 445 77 8 3,790 2,811 525 72 330 49 3 3,230 2,426 465 54 255
30
2,932 2,154 436 64 255 21 2 2,951 2,226 438 50 220
17
3,623 2,756 572 36 235 23 1 4,505 3,610 811 40 9 30 5 6,078 4,857 1,103 26 11 70 11 7,401 5,875 1,311 44 28 111 32 8,651 6,751 1,666 29 13 118 74 9,245 7,338 1,612 30 11 154 100 9,435 7,705 1,386 23 10 177 134 9,745 8,091 1,333 26 10 146 139 8,971 7,332 1,322 31 10 161 115 8,376 6,785 1,298 32 12 145 104 8,199 6,681 1,200 41 13 164 100 8,310 6,767 1,231 44 10 134 124 9,085 7,486 1,225 44 22 166 142 10,371 8,686 1,204 55 22 185 219 10,220 8,460 1,292 60 40 165 203 9,476 7,642 1,203 67 237 177 150 8,535 6,653 1,153 77 399 134 119 7,293 5,600 1,008 89 454 83 59 6,252 4,625 873 99 541 78 36 注.ポンプ小隊等と救急小隊が連携する救護活動(PA連携)の区分の詳細は以下のとおりです。 1 救 命 通報の内容から傷病者が重症以上で、直ちに傷病者の救出・救護が必要であると判断した場合 2 搬送困難 救急小隊のみでは傷病者の搬送が困難となることが認められる場合 3 傷害事件等 傷害事件等で傷病者及び救急隊員を保護する必要が認められる場合 4 繁華街等 円滑な救急活動に支障が生じるおそれがある繁華街等で、署隊長が指定する地域及び時間帯に救急出場があった場合 5 直近地域 署所の直近地域で救急事象が発生し、直ちに傷病者の救出が必要であると判断した場合 6 遅 延 救急小隊の現場到着が大幅に遅延すると予想され、直ちに傷病者の救出・救護が必要であると判断した場合 20時台 21時台 22時台 23時台 14時台 15時台 16時台 17時台 18時台 19時台 13時台 2時台 3時台 4時台 5時台 6時台 7時台 8時台 9時台 10時台 11時台 12時台 1時台 時間帯 出 場 件 数 計 区 分 0時台 令 和 5 年 令 和 4 年 令 和 3 年 平 成 31 年 ( 令和元年) 令 和 2 年 (令和5年) 309 White Paper on TOKYO Fire Service 2024
第21 表 消防団現勢 消 防 団 団 数 分団数 定 員 分団施設 ( ※ ) 消防団用可 搬ポンプ 可搬ポンプ等 積 載 車 ホ ー ス (本) 防 火 服 平 成 31 年 (令和元年) 58 439 16,000 13,563 (2,734) 990 990 300 19,800 16,000 令 和 2 年 58 439 16,000 13,786 (2,809) 990 990 310 19,800 16,000 令 和 3 年 58 439 16,000 13,817 (2,875) 990 990 315 19,800 16,000 令 和 4 年 58 439 16,000 13,865 (3,028) 990 990 320 19,800 16,000 令 和 5 年 58 439 16,000 13,891 (3,161) 990 990 324 19,800 16,000 丸 の 内 1 2 100 103 (23) 2 2 2 40 100 麹 町 1 3 120 100 (21) 3 3 3 60 120 神 田 1 3 150 126 (32) 7 7 3 140 150 京 橋 1 7 150 138 (38) 7 7 7 140 150 日 本 橋 1 7 150 145 (18) 7 7 3 140 150 臨 港 1 4 100 90 (23) 4 4 2 80 100 芝 1 8 220 219 (95) 16 16 4 320 220 麻 布 1 4 120 99 (23) 8 8 2 160 120 赤 坂 1 3 130 114 (20) 6 6 2 120 130 高 輪 1 4 110 106 (29) 9 9 3 180 110 品 川 1 6 270 241 (76) 12 12 5 240 270 大 井 1 4 200 169 (48) 9 9 4 180 200 荏 原 1 7 230 217 (44) 15 15 5 300 230 大 森 1 8 300 217 (48) 20 20 5 400 300 田 園 調 布 1 9 300 246 (58) 18 18 7 360 300 蒲 田 1 7 300 255 (71) 15 15 7 300 300 矢 口 1 7 270 239 (56) 16 16 6 320 270 目 黒 1 12 500 488 (249) 36 36 8 720 500 世 田 谷 1 18 700 773 (216) 50 50 12 1,000 700 玉 川 1 11 300 235 (50) 15 15 5 300 300 成 城 1 7 250 251 (40) 20 20 4 400 250 渋 谷 1 11 450 405 (102) 25 25 5 500 450 四 谷 1 3 100 87 (19) 3 3 3 60 100 牛 込 1 4 150 127 (25) 4 4 4 80 150 新 宿 1 12 300 286 (80) 16 16 9 320 300 中 野 1 8 250 195 (51) 16 16 7 320 250 野 方 1 8 250 203 (41) 21 21 6 420 250 杉 並 1 9 400 344 (63) 37 37 9 740 400 荻 窪 1 7 350 272 (74) 16 16 5 320 350 小 石 川 1 6 200 180 (37) 8 8 3 160 200 本 郷 1 6 200 192 (40) 7 7 3 140 200 豊 島 1 7 220 222 (45) 9 9 3 180 220 池 袋 1 6 230 202 (57) 12 12 4 240 230 王 子 1 8 200 203 (31) 16 16 5 320 200 赤 羽 1 7 200 181 (54) 18 18 3 360 200 滝 野 川 1 8 210 154 (19) 17 17 6 340 210 板 橋 1 8 350 244 (56) 21 21 8 420 350 志 村 1 10 350 325 (53) 27 27 10 540 350 練 馬 1 8 280 257 (49) 17 17 4 340 280 光 が 丘 1 5 180 182 (33) 11 11 5 220 180 石 神 井 1 10 330 290 (35) 17 17 9 340 330 上 野 1 8 280 227 (45) 16 16 8 320 280 浅 草 1 4 130 104 (23) 5 5 3 100 130 日 本 堤 1 4 140 132 (29) 7 7 4 140 140 荒 川 1 8 300 235 (65) 17 17 7 340 300 尾 久 1 6 200 163 (48) 14 14 5 280 200 千 住 1 8 380 342 (65) 17 17 8 340 380 足 立 1 12 520 436 (68) 45 45 11 900 520 西 新 井 1 9 360 301 (50) 31 31 8 620 360 本 所 1 8 300 241 (42) 16 16 5 320 300 向 島 1 9 350 269 (57) 19 19 10 380 350 深 川 1 10 290 264 (50) 20 20 6 400 290 城 東 1 8 280 257 (51) 18 18 7 360 280 本 田 1 16 700 489 (107) 51 51 14 1,020 700 金 町 1 11 500 383 (72) 23 23 8 460 500 江 戸 川 1 10 350 278 (33) 32 32 4 640 350 葛 西 1 8 300 237 (47) 15 15 3 300 300 小 岩 1 8 450 411 (67) 31 31 3 620 450 注1. 現員欄中の( )内は、女性消防団員数を内数で示しています。 注2. (※)旧防災資機材格納庫 現 員 (令和6年3月末) 310 310 White Paper on TOKYO Fire Service 2024
第22 表 月別消防団員出場状況 回 数 人 員 回 数 人 員 回 数 人 員 回 数 人 員 回 数 人 員 回 数 人 員 回 数 人 員 52,662 367,990 1,125 4,936 125 647 673 2,071 17,348 108,634 25,421 231,654 7,970 20,048 28,234 138,998 1,217 5,433 6 14 439 1,664 7,625 47,385 10,816 64,680 8,131 19,822 32,067 159,874 1,210 5,276 18 105 642 2,721 9,343 58,338 12,673 74,219 8,181 19,215 49,450 309,946 1,001
4,162
- 674 2,072 13,562 80,158 26,482 205,052 7,731 18,502 56,183 358,816 1,023
4,631
- 593 2,031 16,941 98,832 30,239 234,918 7,387 18,404 5,407 41,539 91
533
- 44 153 724 3,141 3,938 36,168 610 1,544 6,818 61,019 100
504
- 35 145 770 4,109 5,305 54,693 608 1,568 4,857 36,169 72
283
- 40 121 689 2,744 3,419 31,424 637 1,597 4,006 20,207 76
301
- 42 123 1,295 6,909 1,946 11,232 647 1,642 3,527 17,079 71
328
- 40 98 1,144 6,546 1,658 8,631 614 1,476 4,012 20,963 47
277
- 54 204 1,265 5,662 2,020 13,270 626 1,550 4,187 23,794 59
254
- 68 258 1,196 5,817 2,230 15,895 634 1,570 5,409 31,525 83
349
- 63 170 2,444 14,615 2,208 14,879 611 1,512 5,262 35,038 123
463
- 50 207 3,090 25,105 1,399 7,768 600 1,495 3,124 19,398 117
520
- 53 240 874 4,807 1,491 12,376 589 1,455 3,744 18,256 101
424
- 59 209 973 4,907 2,016 11,223 595 1,493 5,830 33,829 83
395
- 45 103 2,477 14,470 2,609 17,359 616 1,502 注.費用弁償対象外は除いています。 2月 3月 8月 9月 10月 11月 令 和 3 年 令 和 4 年 令 和 2 年 12月 1月 4月 5月 6月 7月 令 和 5 年 (令和6年3月末) 月 別 平 成 31 年 (令和元年) 予 防 警 戒 教 育 訓 練 機 械 整 備 その他の災害 火 災 水 災 計 311 White Paper on TOKYO Fire Service 2024
計 交 通 事 故 火 災 事 故 運 動 競 技 事 故 自 然 災 害 事 故 水 難 事 故 労 働 災 害 事 故 一 般 負 傷 自 損 行 為 加 害 急 病 転 院 搬 送 資 器 材 搬 送 全 庁 計 918,311 42,507 3,514 5,414 14 568 5,518 162,950 7,332 5,475 629,395 42,814 618 特 別 区 668,841 30,349 2,548 3,671 3 417 4,266 118,398 5,251 4,393 458,957 30,995 489 千 代 田 区 15,157 620 69
100
3 210 3,012 73 137 10,110 644 7 中 央 区 15,404 713 70
44
22 189 2,689 101 120 10,347
883
港 区 25,942 1,301 155
133
14 327 4,713 158 251 17,615 848 7 新 宿 区 39,386 1,427 147
203
8 252 7,050 482 556 26,443 2,059 14 文 京 区 14,694 570 66
142
7 82 2,579 83 75 9,468 1,439 10 台 東 区 20,736 811 71 54 1 19 129 3,967 168 239 14,421
591
墨 田 区 20,161 920 83
104
12 112 3,325 148 115 13,634 1,455 10 江 東 区 34,121 1,588 113
294
45 366 5,744 212 165 23,526 1,509 16 品 川 区 25,608 1,097 108
156
17 201 4,715 191 135 17,474 1,217 1 目 黒 区 15,891 820 74
67
2 87 3,017 110 59 10,727 687 20 大 田 区 46,672 2,353 169
204
32 339 8,474 325 227 31,876 2,144 8 世 田 谷 区 51,224 2,397 159 406 1 14 258 9,296 340 218 35,050 2,266 149 渋 谷 区 22,717 1,039 104
201
3 264 4,204 158 260 15,132 946 12 中 野 区 20,746 787 82
91
7 72 3,774 204 119 14,488 783 3 杉 並 区 31,930 1,491 120
188
13 146 6,059 280 170 21,994 898 91 豊 島 区 23,799 849 102 142 1 4 138 4,359 228 233 16,686 749 1 北 区 25,208 926 74
157
15 89 4,462 158 127 17,785 1,122 8 荒 川 区 14,713 563 65
37
11 69 2,585 100 90 10,232 770 28 板 橋 区 36,909 1,698 144
156
18 182 6,128 296 173 25,845 1,775 16 練 馬 区 42,208 1,942 135
200
18 140 7,214 367 191 29,461 2,021 27 足 立 区 50,469 2,634 167
204
43 256 8,160 488 302 34,359 3,165 39 葛 飾 区 32,398 1,574 120
165
37 157 5,501 245 181 22,397 1,622 11 江 戸 川 区 42,748 2,229 151
223
53 201 7,371 336 250 29,887 1,402 11 受 託 地 区 249,248 12,137 965 1,743 11 149 1,252 44,550 2,080 1,082 170,433 11,646 129 八 王 子 市 35,170 1,834 157
309
10 168 6,291 321 125 23,841 1,689 69 立 川 市 14,023 621 47
81
9 77 2,398 106 74 9,615 791 6 武 蔵 野 市 9,180 349 36 74 1 3 55 1,744 61 55 5,983 702 2 三 鷹 市 10,408 476 41
66
1 44 1,855 99 60 7,106
544
青 梅 市 7,483 445 38
21
21 45 1,260 71 34 5,057
382
府 中 市 14,572 625 59
116
4 73 2,572 117 56 9,899 866 1 昭 島 市 7,277 411 28
47
- 39 1,217 54 26 5,064 313 1 調 布 市 13,561 605 40
182
9 62 2,567 131 75 9,117 587 5 町 田 市 25,925 1,248 98 157 2 7 145 4,776 210 124 17,920 877 9 小 金 井 市 6,254 316 21
54
1 20 1,160 53 25 4,226 300 4 小 平 市 11,340 547 47
75
7 64 1,950 80 37 7,722 667 9 日 野 市 9,982 412 35
66
8 43 1,759 74 39 7,021
417
東 村 山 市 9,798 426 28
49
4 41 1,728 64 44 6,848
438
国 分 寺 市 6,586 250 25
21
1 24 1,220 43 26 4,759
138
国 立 市 4,419 238 23
25
3 17 799 32 15 3,096
116
福 生 市 3,645 220 12
24
5 12 606 43 35 2,419 224 1 狛 江 市 4,405 172 17 20 1 4 16 812 39 11 3,116 138 1 東 大 和 市 5,328 291 17
48
3 19 941 36 34 3,737
129
清 瀬 市 4,934 200 30
34
3 23 908 28 16 3,290
337
東久留米市 7,880 391 29
26
11 48 1,321 64 21 5,485 379 17 武蔵村山市 4,484 278 15
37
5 28 777 45 14 3,023
207
多 摩 市 9,275 420 26
79
10 48 1,681 61 42 6,428 367 2 羽 村 市 3,053 171 12
7
1 22 540 36 22 2,124 74 1 あきる野市 4,505 299 14
31
4 42 816 52 18 3,028 151 1 西 東 京 市 11,981 539 50
75
4 25 2,186 92 44 8,063
729
瑞 穂 町 2,022 156 6
11
- 33 297 27 8 1,445
27
日 の 出 町 967 54 12
7
2 10 154 9 1 686
27
檜 原 村 196
59
-
1
2 39
5
77
8
奥 多 摩 町 595 84 2 1 6 9 7 176 27 1 238
22
管 轄 外 計 222 21
1
-
2
2
1
5
173
注.本表は、出場先の行政区域別に出場件数を集計したものです。 地 域 救 急 出 場 件 数 第23 表 地域別救急 312 312 White Paper on TOKYO Fire Service 2024
医 師 搬 送 そ の 他 総 数 交 通 事 故 火 災 事 故 運 動 競 技 事 故 自 然 災 害 事 故 水 難 事 故 労 働 災 害 事 故 一 般 負 傷 自 損 行 為 加 害 急 病 転 院 搬 送 168 12,024 775,669 38,106 622 5,329 5 259 5,426 142,788 5,112 4,017 531,967 42,038 全 135 8,969 562,922 26,953 454 3,606 2 183 4,195 103,471 3,645 3,186 386,729 30,498
特
172 12,877 556 12
99
- 209 2,696 50 111 8,504 640
千
226 13,083 636 21
43
7 185 2,379 60 89 8,826 837 中 1 419 21,729 1,198 34
131
4 325 4,112 115 179 14,794 837
港
745 30,540 1,188 22
191
6 249 5,945 337 391 20,189 2,022
新
173 12,845 511 14
137
5 82 2,314 58 61 8,264 1,399
文
265 16,717 674 7
54
9 127 3,367 118 162 11,614 585
台
243 17,168 811 20
105
7 109 2,853 106 81 11,650 1,426 墨 112 431 28,893 1,452 23
287
18 359 5,034 140 116 19,972 1,492
江
296 22,289 978 19
156
11 194 4,213 122 107 15,293 1,196 品 2 219 13,657 742 11
65
- 87 2,700 80 41 9,260 671 目 4 517 40,460 2,116 31
200
10 331 7,491 230 165 27,767 2,119 大 2 668 43,229 2,105 22 401 1 7 249 8,162 236 159 29,647 2,240 世 10 384 18,484 902 21
197
3 260 3,665 106 196 12,199 935 渋 1 335 17,318 683 13
90
4 73 3,281 141 85 12,174 774 中 1 479 26,838 1,325 15
185
8 146 5,363 184 121 18,600 891 杉 1 306 19,270 738 9 136 1 3 136 3,698 147 178 13,483 741
豊
285 21,473 857 15
156
2 89 3,909 122 102 15,115 1,106
北
163 12,545 488 17
37
7 68 2,288 76 66 8,732 766
荒
478 31,415 1,520 28
157
7 178 5,362 201 120 22,092 1,750
板
492 36,496 1,755 24
197
11 138 6,477 275 142 25,479 1,998
練
652 42,571 2,351 27
206
20 249 7,083 341 218 28,974 3,102
足
388 27,340 1,396 26
159
9 154 4,765 170 121 18,953 1,587 葛 1 633 35,685 1,971 23
217
25 198 6,314 230 175 25,148 1,384 江 16 3,055 212,703 11,140 168 1,723 3 76 1,231 39,316 1,466 831 145,237 11,512
受
356 30,028 1,715 35
304
7 165 5,596 225 107 20,208 1,666 八 12 186 12,039 552 8
81
3 77 2,116 70 56 8,296 780
立
115 7,744 312 3 71 1 2 54 1,511 46 37 5,010 697
武
116 8,870 423 12
62
1 42 1,593 73 28 6,098 538
三
109 6,442 421 5
21
6 44 1,120 46 33 4,368 378 青 2 182 12,464 570 14
116
1 72 2,314 83 41 8,394 859
府
77 6,264 390 5
47
- 39 1,101 39 21 4,314 308
昭
181 11,276 523 6
183
7 59 2,167 91 55 7,603 582
調
352 21,347 1,139 13 152 1 5 141 4,132 151 89 14,668 856
町
74 5,371 277 1
54
- 20 1,036 40 20 3,628 295
小
135 9,967 489 8
77
5 63 1,769 60 35 6,801 660
小
108 8,696 378 6
64
4 45 1,594 61 32 6,101 411
日
128 8,524 393 2
49
3 41 1,539 50 34 5,979 434
東
79 5,608 228 4
21
1 23 1,085 33 16 4,059 138
国
55 3,849 227 6
25
2 17 691 26 12 2,728 115
国
44 3,154 205 1
24
2 12 548 29 26 2,085 222
福
58 3,633 146 3 19
1
16 682 21 7 2,600 138
狛
73 4,649 267 2
50
1 19 842 24 34 3,285 125
東
65 4,349 187 4
34
2 22 814 16 12 2,922 336
清
88 6,972 366 5
27
4 48 1,232 46 17 4,850 377
東
55 3,969 263 3
36
3 28 683 35 13 2,700 205
武
111 7,656 387 4
75
8 47 1,429 46 31 5,264 365
多
43 2,621 163 3
7
1 25 482 20 20 1,827 73
羽
49 3,975
293
31
2 39 740 45 15 2,660 150
あ
174 10,096 479 10
75
3 23 1,938 54 33 6,761 720
西
12 1,667 167 1
11
- 32 270 17 5 1,137 27
瑞
5 880 53 3
6
2 10 142 8 1 628 27
日
5 159
52
-
- 2
31
- 66 8 檜 2 20 434 75 1
1
1 6 119 11 1 197 22 奥
17
44
13
-
-
1
1
1 28 外 救 護 人 員 (令和5年) 出場件数及び救護人員 313 White Paper on TOKYO Fire Service 2024
救 急 出 場 件 数 計 交通事故 火災 運動競技 自然災害 水難事故 労働災害 一般負傷 自損行為 加害事故 急 病 転院搬送 資器材 輸 送 平 成 31 年 (令和元年) 825,929 45,696 3,539 5,281 21 880 5,404 147,601 5,317 6,112 550,306 45,179 556 令 和 2 年 720,965 38,829 3,209 2,933 7 730 4,535 133,902 5,700 5,223 476,455 38,980 503 令 和 3 年 743,703 39,614 3,249 3,495 19 583 4,616 130,625 5,865 4,909 497,198 42,345 558 令 和 4 年 872,075 41,101 3,354 4,616 8 565 5,241 150,587 6,664 5,257 599,469 42,990 712 令 和 5 年 918,311 42,507 3,514 5,414 14 568 5,518 162,950 7,332 5,475 629,395 42,814 618 0 時 28,551 797 115
26
10 69 4,537 309 417 21,287 545 5 1 時 23,749 566 80 8 2 9 69 3,171 269 372 18,340
470
20,891 444 92
11
12 60 2,683 260 305 16,248 426 2 3 時 18,379 405 86
5
2 44 2,305 202 266 14,460 331 1 4 時 18,164 427 94
6
8 54 2,261 191 240 14,290 293 2 5 時 20,722 617 98 9 1 16 47 2,727 220 205 16,180 282 4 6 時 25,156 998 88
15
10 97 3,560 240 177 19,329 270 6 7 時 31,695 1,809 128
41
32 132 4,942 242 151 23,546 309 4 8 時 41,432 2,746 149
72
25 327 6,845 233 152 29,726 696 7 9 時 50,296 2,446 169
218
31 495 8,667 259 147 34,854 2,431 61 10 時 52,933 2,511 166 403 1 30 452 9,475 322 155 34,835 3,887 63 11 時 51,295 2,557 192 544 1 39 514 9,430 328 136 32,714 4,155 50 12 時 49,953 2,472 152 462 1 19 339 9,187 320 151 31,581 4,611 59 13 時 49,329 2,502 185
406
25 419 9,223 315 157 31,422 4,023 55 14 時 47,731 2,454 156 536 1 26 438 9,248 312 153 30,628 3,074 75 15 時 46,851 2,649 152
451
28 413 9,299 343 143 29,509 3,223 39 16 時 47,366 2,839 157 402 1 28 346 9,383 378 181 29,372 3,607 49 17 時 47,429 3,115 183 345 1 32 291 9,287 363 188 29,799 3,138 23 18 時 46,153 2,758 180 302 3 36 213 8,937 373 228 30,316 2,144 25 19 時 44,802 2,213 194
318
35 180 8,694 391 229 30,535 1,389 30 20 時 43,465 1,716 213
440
33 141 8,380 388 277 30,190 1,059 24 21 時 40,966 1,377 185
235
31 146 7,887 379 302 28,895 935 12 22 時 37,488 1,141 162 103 2 34 132 6,978 343 337 26,873 815 14 23 時 33,515 948 138
56
17 100 5,844 352 406 24,466 701 8 時間帯 第24 表 時間帯、事故種別 314 314 White Paper on TOKYO Fire Service 2024
救 護 人 員 医師搬送 その他 計 交通事故 火災 運動競技自然災害水難事故労働災害一般負傷自損行為加害事故 急 病 転院搬送 211 9,826 732,842 42,978 611 5,260 14 458 5,349 133,954 3,858 4,826 490,825 44,709 31(元) 160 9,799 626,536 35,769 619 2,917 7 365 4,478 119,814 4,000 3,930 416,078 38,559 2 189 10,438 631,407 35,690 566 3,468 10 259 4,528 115,001 4,071 3,621 422,429 41,764 3 181 11,330 710,381 36,767 584 4,551 4 263 5,146 129,964 4,544 3,723 483,190 41,645 4 168 12,024 775,669 38,106 622 5,329 5 259 5,426 142,788 5,112 4,017 531,967 42,038 5 2 432 22,044 660 21
24
7 66 3,643 228 274 16,600 521 0 1 392 18,047 450 9 8 1 8 64 2,484 203 267 14,109 444 1 3 345 15,841 354 26
9
7 57 2,111 185 223 12,475 394 2 1 271 14,121 343 18
4
1 44 1,796 151 177 11,271 316
3
298 14,276 351 19
6
3 53 1,813 145 165 11,435 286 4 5 311 16,765 536 16
9
9 47 2,281 152 143 13,310 262 5 3 363 21,004 906 14
15
- 96 3,121 170 123 16,298 261 6 1 358 26,631 1,641 25
39
6 129 4,296 164 115 19,915 301 7 2 452 36,911 2,584 32
70
8 319 6,276 151 120 26,668 683 8 9 509 45,229 2,247 27
217
9 492 8,015 161 117 31,542 2,402 9 12 621 46,953 2,274 35
399
7 444 8,667 185 120 30,970 3,852 10 15 620 45,030 2,299 43 534 1 11 506 8,566 205 100 28,666 4,099 11 13 586 43,743 2,211 26
464
6 334 8,351 212 114 27,454 4,571 12 13 584 42,997 2,226 36
403
2 415 8,388 222 116 27,226 3,963 13 14 616 41,399 2,244 26
533
11 438 8,281 217 111 26,495 3,043 14 15 587 40,291 2,397 27
451
10 403 8,260 234 101 25,237 3,171 15 11 612 40,693 2,576 20
398
10 333 8,311 272 148 25,086 3,539 16 14 650 40,553 2,817 27 339 1 17 293 8,223 253 146 25,364 3,073 17 15 623 39,107 2,495 28 301 2 23 211 7,881 258 167 25,636 2,105 18 5 589 37,756 2,042 36
309
26 171 7,557 287 175 25,793 1,360 19 4 600 35,935 1,484 39
427
20 138 7,198 272 204 25,123 1,030 20 2 580 33,580 1,208 27
223
22 143 6,663 272 236 23,878 908 21 5 549 30,191 977 24
95
25 128 5,819 248 257 21,837 781 22 3 476 26,572 784 21
52
11 102 4,787 265 298 19,579 673 23 (令和5年) 救急出場件数及び救護人員 315 White Paper on TOKYO Fire Service 2024
計 交通事故 火災 運動競技自然災害水難事故労働災害 一般負傷 自損行為加害事故 急 病 転院搬送 資器材 輸 送 計 918,311 42,507 3,514 5,414 14 568 5,518 162,950 7,332 5,475 629,395 42,814 618 1月 76,281 2,943 368 327 2 81 354 13,162 568 437 53,395 3,619 46 2月 64,022 2,990 347
335
65 366 12,029 512 436 42,667 3,347 40 3月 69,815 3,496 282
419
62 459 12,828 570 461 46,677 3,571 47 4月 68,324 3,497 296 516 1 45 407 12,800 591 466 45,498 3,230 43 5月 74,250 3,463 280
569
49 465 13,223 652 451 50,484 3,618 59 6月 77,746 3,699 244 530 3 30 471 13,040 676 410 53,736 3,832 61 7月 89,022 3,843 270
465
35 558 15,333 699 445 62,433 3,724 45 8月 86,411 3,444 264 393 1 38 543 13,930 673 451 61,698 3,733 54 9月 79,673 3,582 254 468 1 29 477 13,085 660 414 56,237 3,356 53 10月 75,165 3,927 264 495 1 31 487 13,942 624 478 50,423 3,472 53 11月 73,583 3,617 303 469 4 37 452 13,900 532 478 49,244 3,489 53 12月 84,019 4,006 342 428 1 66 479 15,678 575 548 56,903 3,823 64 月 別 救 急 出 場 件 数 第25 表 月、事故種別 316 316 White Paper on TOKYO Fire Service 2024
医師搬送 その他 計 交通事故 火災 運動競技自然災害水難事故労働災害一般負傷自損行為加害事故 急 病 転院搬送 168 12,024 775,669 38,106 622 5,329 5 259 5,426 142,788 5,112 4,017 531,967 42,038 計 12 967 61,023 2,643 73 316 2 37 349 11,195 373 311 42,248 3,476 1 17 871 53,194 2,694 53
329
32 358 10,318 357 320 35,468 3,265 2 15 928 58,702 3,139 55
413
34 450 11,131 386 346 39,230 3,518 3 6 928 58,010 3,150 59 504 1 18 405 11,189 401 343 38,748 3,192 4 19 918 63,595 3,105 51
562
24 454 11,653 449 337 43,395 3,565 5 9 1,005 66,586 3,338 43 529 1 9 462 11,473 478 279 46,197 3,777 6 15 1,157 75,313 3,445 57
459
12 549 13,696 516 349 52,566 3,664 7 14 1,175 72,472 3,114 36
381
13 535 12,282 478 343 51,642 3,648 8 11 1,046 66,999 3,194 43 459 1 11 475 11,428 449 293 47,347 3,299 9 21 947 64,389 3,483 42
487
14 476 12,266 442 326 43,424 3,429 10 10 995 63,299 3,231 44
464
17 442 12,340 375 357 42,588 3,441 11 19 1,087 72,087 3,570 66
426
38 471 13,817 408 413 49,114 3,764 12 救 護 人 員 (令和5年) 救急出場件数及び救護人員 317 White Paper on TOKYO Fire Service 2024
第26 表 男女、年齢、曜日、程度別搬送人員 区 分 計 交通事故火 災運動競技自然災害水難事故労働災害一般負傷自損行為加害事故急 病転院搬送 平成31 年 (令和元年) 731,900 42,844 606 5,256 14 455 5,314 133,728 3,833 4,813 490,379 44,658 令 和 2 年 625,639 35,653 616 2,917 7 363 4,450 119,645 3,978 3,915 415,596 38,499 令 和 3 年 630,287 35,577 565 3,465 10 257 4,501 114,823 4,051 3,601 421,778 41,659 令 和 4 年 708,695 36,662 584 4,547 4 261 5,118 129,783 4,525 3,711 482,080 41,420 令 和 5 年 774,370 38,034 618 5,329 5 259 5,399 142,610 5,081 4,007 531,121 41,907 性 別 男 391,879 23,697 363 4,215 3 134 4,214 66,634 1,617 2,468 266,001 22,533 女 382,491 14,337 255 1,114 2 125 1,185 75,976 3,464 1,539 265,120 19,374 年 齢 別 0-2歳 26,313 362
5
-
6
5,530
8 18,050 2,352 3-5歳 15,801 563 10
12
7
3,569
18 11,060 562 6-14歳 22,234 2,141 10 1,212 1
3
5,185 100 160 12,826 596 15-19歳 17,807 2,110 12
1,152
- 157 2,066 564 169 11,239 338 20-29歳 72,588 5,145 79
1,153
9 1,014 7,852 1,711 876 53,013 1,736 30-39歳 53,141 4,527 50
591
8 768 5,599 817 729 37,419 2,633 40-49歳 54,037 5,196 85 503 1 8 892 6,609 611 653 37,094 2,385 50-59歳 73,580 6,346 104 340 1 12 1,182 10,869 577 638 49,574 3,937 60-64歳 35,056 2,264 41
87
4 453 6,252 161 187 23,482 2,125 65-69歳 35,312 1,824 39
82
8 326 6,412 81 129 24,076 2,335 70歳以上 368,501 7,556 183 197 2 194 607 82,667 459 440 253,288 22,908 ●高齢者 (65歳以上) 403,813 9,380 222 279 2 202 933 89,079 540 569 277,364 25,243 曜 日 別 日 曜 日 111,508 4,617 71
1,645
45 472 21,476 670 743 78,731 3,038 月 曜 日 115,149 5,267 93
435
36 820 20,029 776 465 80,101 7,127 火 曜 日 108,858 5,452 99 484 2 30 813 19,514 771 512 74,394 6,787 水 曜 日 108,189 5,557 100
501
37 820 19,817 747 484 73,699 6,427 木 曜 日 108,712 5,613 70 556 1 40 922 19,616 784 520 74,407 6,183 金 曜 日 111,341 5,912 87 537 1 36 887 20,392 656 585 75,031 7,217 土 曜 日 110,613 5,616 98 1,171 1 35 665 21,766 677 698 74,758 5,128 年末・年始 13,979 444 12
34
14 49 2,675 65 84 10,132 470 祝 日 31,673 1,304 23
360
10 156 6,126 235 211 22,260 988 程 度 別 軽 症 419,723 29,871 319 4,184 4 18 3,600 93,610 1,692 3,376 279,360 3,689 中 等 症 299,724 7,045 157 1,107 1 35 1,580 45,737 1,910 567 211,783 29,802 重 症 34,282 773 92 31 13 156 1,841 699 44 23,915 6,718 重 篤 13,546 300 40
6
67 54 923 445 11 10,030 1,670 死 亡 7,095 45 10 1 126 9 499 335 9 6,033 28 注1.年末・年始とは、12月29日から12月31日及び1月1日から1月3日までの6日間です。 2.祝日(17日)は、祝日法に規定する国民の祝日(元日は前項「年末・年始」に計上しているため除く。)としています。 (令和5年) 318 318 White Paper on TOKYO Fire Service 2024
第27 表 救急相談センター受付状況 1 月別救急相談センター受付件数 2 月別救急相談結果 平成31年 (令和元年) 417,013 184,425 231,686 717
185
その他 年 次 受 付 件 数 計 医療機関案内 救急相談 相談前救急要請 注1 かけ直し依頼 注2
(令和5年)
令和3年 362,392 124,228 236,757 719 679 9 令和2年 362,454 140,261 221,379 664
150
令和5年 467,267 161,460 303,102 2,269
436
令和4年 439,507 175,822 262,036 824
825
2月 32,065 11,127 20,826 76
36
1月 41,931 17,065 24,683 140
43
4月 33,648 10,783 22,726 81
58
3月 34,624 12,092 22,430 72
30
6月 37,402 12,885 24,398 94
25
5月 39,305 15,352 23,828 70
55
8月 45,043 15,231 29,479 286
47
7月 42,761 14,382 28,173 176
30
10月 39,251 12,481 26,419 327
24
9月 40,718 13,836 26,649 207
26
12月 43,044 14,662 27,937 415
30
11月 37,475 11,564 25,554 325 32 看護師への医 師助言 注1 医師直接 対応 監督員対応 相談者によ る途中切断 等 その他 注2 注1.「相談前救急要請」とは、利用者の要請や聴取内容等に応じて、救急相談前に救急要請した件数を表します。 2.「かけ直し依頼」とは、相談対象者が不在で詳細な情報が聴取できない等の理由で、電話をかけ直すよう相談者に依 頼した件数を表します。 年次 救急要請 医療機関 案内 かかりつけ 案内 口頭指導 他機関案内 (令和5年) (前1 月別救急相談センター受付件数中の「救急相談」結果の内訳を示します。複数の結果がある事案については それぞれに計上していることから、救急相談結果の合計は、救急相談受付件数に一致しません。) 4,559 40,278
2
2,678 17,129 平成31年 (令和元年) 31,412 117,877 45,616 91,671 令和3年 38,755 115,920 40,648 52,839 令和2年 34,392 106,484 40,910 54,504 4,723
20,457
- 2,672 18,717
28,309
- 2,597 17,325 8,295 令和5年 54,201 156,832 47,241 72,903 令和4年 42,674 126,153 46,354 57,204 2,788
29,742
- 3,153 25,317
30,231
1 2,626 21,823 3,978 2月 3,880 10,206 3,368 4,399 1月 4,222 11,978 3,716 5,603 218
1,817
- 195 1,944
2,077
- 260 2,186 367 4月 4,108 11,564 3,468 4,859 3月 4,137 11,062 3,754 4,579 225
2,423
- 313 1,995
1,873
- 227 2,098 207 6月 4,411 12,604 4,137 5,573 5月 4,302 12,618 3,540 5,066 157
2,593
- 226 1,941
2,986
- 258 2,014 188 8月 5,297 15,414 4,393 6,863 7月 4,901 14,673 4,816 5,976 278
3,179
- 331 2,562
2,720
- 272 2,183 242 10月 4,776 13,882 4,107 7,356 9月 4,479 14,086 4,179 6,780 233
2,598
- 259 2,046
2,995
- 278 2,302 259 注1.看護師が救急相談にあたり、医師から助言を得たものです。 2.「その他」とは、セカンドオピニオン、健康相談等救急相談の対象外の内容について相談があったものです。 233
2,298
- 290 2,095
2,183
- 244 1,951 12月 5,022 15,154 4,016 8,218 11月 4,666 13,591 3,747 7,631 181 319 White Paper on TOKYO Fire Service 2024
第28 表 消防署、工事種別建築同意事務処理状況 (令和5年) 新 築 増 築 改 築 移 転 修
繕 模 様 替 用 途 変 更 そ の 他 同 意 不 同 意 平成31 年 (令和元年) 50,068 47,269 2,185 11 6 7 27 459 104
50,068
31 (元) 令和2 年 44,704 42,797 1,522 12 5 14 13 252 89
44,704
2 令和3 年 46,667 44,755 1,520 10 6 16 12 251 97
46,667
3 令和4 年 44,995 42,977 1,650
9
7 1 232 119
44,995
4 令和5 年 43,033 41,256 1,408 12 8 15 8 228 98
43,033
5 特 別 区 33,025 31,852 876 9 4 12 5 187 80
33,025
特 丸 の 内 81 65
6
-
-
10
81
丸 麹 町 56 44
10
-
- 1 1
56
麹 神 田 88 81
2
-
- 4 1
88
神 京 橋 126 113
3
-
- 9 1
126
京 日 本 橋 132 126
5
-
-
1
132
日 臨 港 93
92
-
-
1
93
臨 芝 238 196
31
-
-
11
238
芝 麻 布 160 147 6
2
-
4 1
160
麻 赤 坂 132 105
21
-
- 5 1
132
赤 高 輪 124 108
15
-
-
1
124
高 品 川 307 288
15
-
-
4
307
品 大 井 366 349
13
1
1
2
366
大 荏 原 597 579
15
2
-
1
597
荏 大 森 818 782
33
-
-
3
818
大 田園調布 764 747
17
-
-
-
764
田 蒲 田 469 449
15
-
-
5
469
蒲 矢 口 408 391
15
-
- 1 1
408
矢 目 黒 984 949
27
-
2 4 2
984
目 世 田 谷 1,511 1,494
15
-
-
2
1,511
世 玉 川 1,022 985
31
-
- 3 3
1,022
玉 成 城 867 853
11
-
1 1 1
867
成 渋 谷 750 708
30
-
1
10 1
750
渋 四 谷 146 112
30
-
-
4
146
四 牛 込 323 310
11
-
-
2
323
牛 新 宿 580 542 17
1
-
9 11
580
新 中 野 528 514
12
-
-
2
528
中 野 方 809 797
12
-
-
-
809
野 杉 並 1,373 1,329
35
-
- 8 1
1,373
杉 荻 窪 1,224 1,199
20
-
1 3 1
1,224
荻 小 石 川 386 361
23
-
-
2
386
小 本 郷 358 332 21
3
1
- 1
358
本 豊 島 451 428
12
-
- 4 7
451
豊 池 袋 563 553
5
-
1
4
563
池 王 子 361 354
4
-
-
3
361
王 赤 羽 396 364
30
-
- 1 1
396
赤 滝 野 川 375 366
6
1
1
1
375
滝 板 橋 710 706
3
-
-
1
710
板 志 村 1,042 1,004
35
-
-
3
1,042
志 練 馬 807 771
30
-
1
4 1
807
練 光 が 丘 615 603
11
-
-
1
615
光 石 神 井 1,575 1,550
18
-
1
4 2
1,575
石 上 野 259 247
6
-
- 5 1
259
上 浅 草 161 156
3
-
-
2
161
浅 日 本 堤 235 232
1
-
-
2
235
日 荒 川 389 378
6
-
1
4
389
荒 尾 久 305 298
7
-
-
-
305
尾 千 住 360
357
-
1
- 2
360
千 足 立 1,447 1,402
19
-
1
3 22
1,447
足 西 新 井 1,142 1,123
15
-
- 2 2
1,142
西 本 所 324 296 16
1
-
4 7
324
本 向 島 551 543
4
-
-
4
551
向 深 川 479 436 28
1
1
10 3
479
深 城 東 601 566
32
-
-
3
601
城 本 田 1,213 1,171
39
-
-
3
1,213
本 金 町 638 624
10
-
1
3
638
金 江 戸 川 891 885 3
1
-
1 1
891
江 葛 西 544 533
8
-
- 2 1
544
葛 小 岩 771 759
8
-
1
3
771
小 受託地区 10,008 9,404 532 3 4 3 3 41 18
10,008
受 立 川 809 754
47
-
- 4 4
809
立 武 蔵 野 422 397
18
-
- 3 4
422
武 三 鷹 532 522
8
-
- 1 1
532
三 府 中 729 686
41
-
1
1
729
府 昭 島 376 371
5
-
-
-
376
昭 調 布 544 502
33
-
2 5 2
544
調 小 金 井 240 221
17
-
-
2
240
金 小 平 375 349
24
-
-
2
375
小 東 村 山 262 252
9
-
-
1
262
東 国 分 寺 482 457 24
1
-
-
482
国 狛 江 185 153
31
-
1
-
185
狛 北多摩西部 330 324
6
-
-
-
330
北 清 瀬 497 483
13
1
-
-
497
清 東久留米 200 195
5
-
-
-
200
東 西 東 京 493 481
11
-
-
1
493
西 八 王 子 1,171 1,105
56
-
1
4 5
1,171
八 青 梅 391 355 33
2
-
1
391
青 町 田 606 554
45
-
- 6 1
606
町 日 野 325 270
48
3
1
3
325
日 福 生 625 600
22
-
- 2 1
625
福 多 摩 214 183
26
-
-
5
214
多 秋 川 200 190
10
-
-
-
200
秋 奥 多
摩
-
-
-
-
-
奥 同意・不同意別 処 理 件 数 計 工 事 種 別 処 理 件 数 消防署 320 320 White Paper on TOKYO Fire Service 2024
321 White Paper on TOKYO Fire Service 2024
1 特A区分立入検査 イ ロ イ ロ ハ ニ イ ロ イ ロ (1)(2)(3)(4)(1)(2)(3)(4)(5)(1)(2)(3)(4)(5) 令 和 5 年
242
- 1
1
-
10 4 3 13
1
- 1
7
-
-
-
4
1
- 特 別 区
196
-
1
-
- 10 2 3 12
1
- 1
6
-
-
-
4
1
- 丸 の 内
10
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
麹 町
6
-
-
-
-
1
-
-
-
-
-
-
-
-
- 神 田
2
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
京
橋
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
- 日 本
橋
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
- 臨 港
12
-
-
-
-
-
1
-
-
-
-
-
-
-
-
芝
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
- 麻 布
5
-
-
-
2
-
-
-
-
-
-
-
-
-
赤 坂
23
-
1
-
- 2
1
-
-
1
-
-
-
-
-
- 高
輪
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
- 品
川
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
- 大 井
10
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
荏
原
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
- 大
森
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
- 田 園 調布
1
-
-
-
1
-
-
-
-
-
-
-
-
-
蒲
田
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
- 矢
口
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
- 目
黒
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
- 世 田
谷
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
- 玉
川
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
- 成
城
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
- 渋
谷
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
- 四
谷
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
- 牛 込
6
-
-
-
1
1
-
-
-
-
-
-
-
-
新 宿
2
-
-
-
1
-
-
-
-
-
-
-
-
-
中 野
7
-
-
-
1
-
-
-
-
-
-
-
-
-
野 方
11
-
-
-
-
-
2
-
-
-
-
-
-
-
- 杉
並
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
- 荻
窪
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
- 小 石 川
2
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
本
郷
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
- 豊
島
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
- 池
袋
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
- 王
子
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
- 赤 羽
10
-
-
-
2
-
-
-
-
-
-
-
-
-
滝 野 川
24
-
-
-
-
2
7
-
-
-
-
-
-
-
- 板 橋
16
-
-
-
-
-
1
-
-
-
-
-
-
-
- 志
村
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
- 練
馬
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
- 光 が 丘
1
-
-
-
-
-
1
-
-
-
-
-
-
-
- 石 神
井
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
- 上 野
1
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
浅 草
2
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
日 本
堤
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
- 荒
川
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
- 尾 久
4
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
千 住
4
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
足 立
6
-
-
-
-
-
-
-
6
-
-
-
-
-
西 新
井
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
- 本
所
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
- 向
島
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
- 深 川
12
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
城 東
8
-
-
-
-
-
1
-
-
-
-
-
4
1
- 本 田
4
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
金
町
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
- 江 戸 川
1
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
葛 西
6
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
小
岩
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
- 受 託 地区
46
-
1
-
-
2
1
-
-
1
-
-
-
-
-
立
川
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
- 武 蔵
野
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
- 三
鷹
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
- 府
中
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
- 昭 島
3
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
調 布
6
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
小 金
井
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
- 小
平
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
- 東 村 山
22
-
1
-
-
1
1
-
-
-
-
-
-
-
- 国 分
寺
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
- 狛 江
3
-
-
-
-
1
-
-
-
-
-
-
-
-
- 北多摩西部
7
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
清 瀬
1
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
東 久
留米
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
- 西 東
京
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
- 八 王
子
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
- 青 梅
2
-
-
-
-
-
-
-
1
-
-
-
-
-
町 田
1
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
日
野
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
- 福
生
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
- 多 摩
1
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
秋
川
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
- 奥 多
摩
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
- 注.表頭の区分は、政令別表第1によります。 ハ ニ (七) 消 防 署 計 (一) (二) (三) (四) (五) (六) イ ロ 第29 表 用途別防火査察 322 322 White Paper on TOKYO Fire Service 2024
イ ロ イ ロ イ ロ イ
ロ
-
3
6
-
16 5 141
25
-
-
-
-
-
-
5
-
3
5
-
9 4 113
21
-
-
-
-
-
-
特
-
3
-
-
-
7
-
-
-
-
-
-
丸
-
-
-
-
-
5
-
-
-
-
-
-
麹
-
-
-
-
-
2
-
-
-
-
-
-
神
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
京
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
日
-
-
-
-
- 1 5
5
-
-
-
-
-
-
臨
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
芝
-
-
-
-
-
3
-
-
-
-
-
-
麻
-
-
-
-
- 1
17
-
-
-
-
-
-
赤
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
高
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
品
-
-
-
-
8
2
-
-
-
-
-
-
大
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
荏
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
大
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
田
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
蒲
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
矢
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
目
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
世
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
玉
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
成
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
渋
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
四
-
-
-
-
- 1
3
-
-
-
-
-
-
牛
-
-
-
-
-
1
-
-
-
-
-
-
新
-
-
-
-
-
5
1
-
-
-
-
-
-
中
-
-
-
-
-
7
2
-
-
-
-
-
-
野
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
杉
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
荻
-
-
-
-
-
2
-
-
-
-
-
-
小
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
本
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
豊
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
池
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
王
-
-
-
-
-
8
-
-
-
-
-
-
赤
-
-
-
-
-
8
7
-
-
-
-
-
-
滝
-
-
-
-
-
12
3
-
-
-
-
-
-
板
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
志
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
練
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
光
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
石
-
-
-
-
-
1
-
-
-
-
-
-
上
-
-
-
-
-
2
-
-
-
-
-
-
浅
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
日
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
荒
-
-
4
-
-
-
-
-
-
-
-
-
尾
-
-
-
-
-
4
-
-
-
-
-
-
千
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
足
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
西
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
本
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
向
-
-
1
-
- 1 7
3
-
-
-
-
-
-
深
-
-
-
-
1
1
-
-
-
-
-
-
城
-
-
-
-
-
4
-
-
-
-
-
-
本
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
金
-
-
-
-
-
1
-
-
-
-
-
-
江
-
-
-
-
-
6
-
-
-
-
-
-
葛
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
小
-
-
1
-
7 1 28
4
-
-
-
-
-
-
受
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
立
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
武
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
三
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
府
-
-
-
-
-
2
1
-
-
-
-
-
-
昭
-
-
-
-
-
6
-
-
-
-
-
-
調
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
金
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
小
-
-
-
-
-
17
2
-
-
-
-
-
-
東
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
国
-
-
-
-
- 1
1
-
-
-
-
-
-
狛
-
-
1
-
6
-
-
-
-
-
-
-
北
-
-
-
-
-
-
1
-
-
-
-
-
-
清
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
東
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
西
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
八
-
-
-
-
-
1
-
-
-
-
-
-
青
-
-
-
-
1
-
-
-
-
-
-
-
町
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
日
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
福
-
-
-
-
-
1
-
-
-
-
-
-
多
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
秋
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
奥 (令和6年3月末) (九) 貯 蔵 取 扱 所 指 定 可 燃 物 少 量 危 険 物 等 貯 蔵 所 取 扱 所 運 搬 貯 蔵 取 扱 所 少 量 危 険 物 製 造 所 十 七 十 八 十 九 二 十 危険物製造所等 十 四 十 五 十 二 十 三 (八) 十 一 十 六 十 六 の 二 十 六 の 三 (十) 実施件数(消防署別)(その1) 323 White Paper on TOKYO Fire Service 2024
2 A区分立入検査 イ ロ イ ロ ハ ニ イ ロ イ ロ (1)(2)(3)(4)(1)(2)(3)(4)(5)(1)(2)(3)(4)(5) 令 和 5 年 4,125
6
-
19
12 1 179 168 109 134
6
22 30
101
-
10
15
59 2 34 46 108 特 別 区 3,260
3
-
13
12 1 134 103 95 101
4
11 21
66
-
-
10
32
14 22 79 丸 の 内
60
-
-
-
1
-
-
-
-
-
-
-
-
-
麹 町
36
-
-
-
-
2
3
-
1
-
-
-
-
-
1 神 田
29
-
-
2
4 5
2
-
-
1
-
-
-
-
-
京 橋
57
-
-
-
2
3
-
-
-
-
-
-
-
-
日 本 橋
67
-
-
-
-
-
6
-
-
-
-
-
-
-
- 臨 港
8
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
芝
45
-
-
1
7
-
-
-
-
-
-
-
-
-
麻 布
62
-
-
-
4 1 4
1
-
-
1
-
-
-
-
-
赤 坂
75
-
-
- 1 7 1 2
3
-
-
-
-
-
-
-
- 高 輪
91
-
-
-
4
1
5
-
-
2
-
-
-
1
- 2 9 品 川
20
-
-
-
1
-
-
1
-
-
-
-
-
1
- 大 井
28
-
-
-
1
-
2
-
-
-
-
-
-
-
- 荏 原
28
-
-
-
1
-
1
-
1
1
-
-
-
-
-
大 森
55
-
-
-
-
-
2
2
5
-
-
-
-
- 1 田 園 調布
15
-
-
-
2
-
-
-
-
-
-
-
1
-
- 蒲 田
42
-
-
-
1
1
-
-
-
1
-
-
-
-
-
矢 口
28
-
-
1
3
2
-
- 1
1
-
-
-
-
-
- 目 黒
18
-
1
-
1
-
-
-
-
-
-
-
-
1
世 田 谷
23
-
-
-
7
1
1
-
-
-
-
-
-
-
- 玉 川
85
-
-
-
-
1
4
-
-
1
-
-
1
-
-
22 成 城
1
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
渋 谷 127
1
-
-
- 5
6
1
1
-
1
-
-
-
-
-
- 四 谷
34
-
-
-
3 1
1
-
-
-
-
-
-
-
-
牛 込
28
-
-
-
1
1
-
-
-
-
-
-
-
-
- 新 宿 80
1
-
1
4
7 4
14
-
-
-
-
-
-
1
-
- 中 野
73
-
-
-
2
2
3
-
3
4
-
-
1
9
2
- 野 方
20
-
-
-
-
-
4
-
-
-
-
-
-
-
1 杉 並
58
-
2
-
2
2
-
-
1
4
-
-
3
3
-
1
荻 窪
40
-
-
1
1
5
-
-
-
2
-
-
-
1
2
- 小 石 川
89
-
-
-
2
-
5
-
-
-
-
-
1
- 1 33 本 郷
75
-
-
-
5 2
2
-
-
-
-
-
-
-
- 1 豊 島
95
-
1
-
2 1 2
1
-
-
-
-
-
-
-
7 池 袋
104
-
-
-
4 3 2
1
-
1
6
-
-
-
1
1
1
王 子
35
-
-
-
2 2
1
-
- 1
1
-
-
-
2
2
2
赤 羽
39
-
-
-
- 1 1
2
-
1
2
-
-
-
1
-
1
滝 野 川
14
-
-
-
2
-
3
-
-
1
-
-
-
1
-
- 板 橋
31
-
1
-
1
-
-
-
-
-
-
-
1
-
1
志 村
38
-
-
-
-
5
2
-
1
4
-
-
-
4
2
2
練 馬
89
-
-
-
3 1 1
2
-
-
-
-
-
-
-
- 光 が 丘
21
-
-
-
-
2
-
-
-
3
-
-
1
1
-
2
石 神 井
61
-
-
-
2
2
1
-
1
1
-
-
1
1
-
- 上 野
108
-
2
2
18 4 3
1
-
-
-
-
-
-
-
- 浅 草
72
-
-
-
-
6
2
-
-
1
-
-
-
-
-
日 本 堤 146
1
-
-
1
9 2 31
1
-
-
2
-
-
-
-
-
荒 川
66
-
-
-
- 2 6
2
-
1
-
-
-
1
1
1 尾 久
52
-
-
-
- 1 1
8
-
-
1
-
-
-
-
1
- 千 住
21
-
-
-
2
-
1
-
1
-
-
-
-
-
- 足 立
76
-
2
-
4 5 1
2
- 5 1
4
-
-
-
1
1
- 西 新 井
171
-
-
-
2
16
2
1
- 6
6
-
-
1
1
-
7
本 所
147
-
2
-
5
5
5
-
-
1
-
-
-
-
-
向 島
14
-
-
-
-
-
-
-
1
-
-
1
-
-
- 深 川
52
-
-
-
-
3
-
-
-
-
-
-
-
-
城 東
86
-
1
-
-
2
17
-
-
1
-
-
-
-
- 3 本 田
72
-
-
-
4
11
-
-
-
1
-
-
1
-
1
- 金 町
61
-
-
-
-
1
1
-
-
1
-
-
-
-
-
江 戸 川
24
-
-
-
-
8
-
-
1
-
-
-
-
-
1
葛 西
55
-
-
-
-
-
6
-
-
7
-
-
-
-
-
小 岩
13
-
-
-
-
-
2
-
-
-
-
-
-
-
- 受 託 地区 865
3
-
6
-
45 65 14 33
2
11 9
35
-
10
5
27 2 20 24 29 立 川 26
1
-
-
-
- 1
3
-
-
1
-
-
-
-
-
武 蔵 野
18
-
-
-
-
1
-
-
-
-
-
-
-
-
- 三 鷹
52
-
-
-
3
2
-
-
1
9
-
1
1
1
-
- 府 中
83
-
2
-
5
6
-
-
-
2
-
-
1
4
5
3
昭 島 46
1
-
1
-
2 13
2
-
1 1
2
-
-
1
-
1
1
調 布
5
-
-
-
-
-
1
-
-
-
-
-
-
1
- 小 金 井
14
-
-
-
-
-
-
1
3
-
-
-
2
-
1
小 平
62
-
1
-
4
7
-
-
-
1
-
-
-
2
-
11 東 村 山
2
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
国 分 寺
62
-
-
-
3 5 2
1
-
-
-
-
-
-
-
- 狛 江
30
-
-
-
1
2
4
-
-
-
-
-
1
1
- 北多摩西部
4
-
-
-
-
1
-
-
-
-
-
-
-
-
- 清 瀬
83
-
-
-
4
10
-
- 2 2
8
-
5
2
12 2 9
7
東 久 留米
27
-
-
-
-
1
1
-
-
-
-
-
-
- 4 6 西 東 京
32
-
-
-
3
1
-
-
1
1
-
-
-
2
-
2
八 王 子
121
-
-
-
4 5 1
19
- 1 1
4
-
-
-
2
- 1 11 青 梅 22
1
-
-
-
-
1
2
4
2
-
-
-
-
-
町 田
45
-
1
-
6
1
2
-
3
1
-
1
-
- 2
1
日 野
17
-
-
-
1
-
1
-
-
1
-
1
-
-
1
福 生
59
-
1
-
7 1
6
-
-
-
-
-
-
-
- 1 多 摩
30
-
-
-
1
7
1
-
2
-
-
-
-
1
-
3
秋 川
21
-
-
-
1
2
-
-
-
-
-
1
-
-
-
奥 多 摩
4
-
-
-
-
1
-
-
-
-
1
-
-
1
- 注.表頭の区分は、政令別表第1によります。 ロ ハ ニ (七) 消 防 署 計 (一) (二) (三) (四) (五) (六) イ 第29 表 用途別防火査察 324 324 White Paper on TOKYO Fire Service 2024
イ ロ イ ロ イ ロ イ ロ 9 27 2 58 29
51
14
28 262 1,862
206
- 25
8
-
372
111
-
4 9 27 1 56 25
32
13
23 232 1,568
153
- 13
8
-
298
81
-
特
1
-
16
-
-
- 8 31
1
-
-
-
2
-
-
丸
-
2
-
-
- 6 11
5
-
-
-
4
1
-
麹
-
-
-
-
- 4
11
-
-
-
-
-
-
神
-
-
-
-
- 1
51
-
-
-
-
-
-
京
-
1
1
-
-
16 38
5
-
-
-
-
-
-
日
-
-
-
-
-
6
-
-
-
-
2
-
-
臨
-
-
1
-
- 3
33
-
-
-
-
-
-
芝
-
4
-
-
- 1
39
-
-
-
-
7
-
-
麻
-
4
1
-
-
1 50
1
-
-
-
4
-
-
赤
-
4
4
-
1
- 26 20
5
-
-
-
5
2
-
高
-
-
-
-
- 1 13
1
-
-
-
2
-
-
品
-
-
-
-
1 1 19
3
-
-
-
1
-
-
大
-
-
-
-
-
16
2
-
-
-
6
-
- 荏
1
- 1 1
2
1
- 13 11
2
-
8
-
-
5
-
-
大
-
-
-
-
-
3
-
-
-
-
9
-
-
田
-
-
-
1
-
28
-
-
-
- 9
1
-
蒲
-
-
-
-
- 1 14
1
-
-
-
4
-
-
矢
-
-
-
-
- 2 10
1
-
-
-
2
-
-
目
-
-
-
-
- 5
8
-
-
-
-
1
-
-
世
-
-
-
-
- 1 28
12
-
-
-
13
2
-
玉
-
-
-
-
-
1
-
-
-
-
-
-
成
-
-
-
-
- 4 102
2
-
-
-
3
1
-
渋
-
-
-
1
- 2 23
3
-
-
-
-
-
-
四
-
-
-
-
- 2 20
2
-
-
-
2
-
-
牛
-
-
-
-
- 2 41
1
-
-
-
4
-
-
新
-
-
1
-
-
1 37
4
-
-
-
4
-
-
中
-
-
2
-
-
- 2
2
-
-
-
8
1
-
野
-
-
-
-
- 3 20
2
-
-
-
15
-
- 杉
1
-
8
-
-
2
10
-
-
-
-
7
-
- 荻
3
- 4
1
-
1
- 10 16
9
-
-
-
3
-
-
小
1
4
4
-
1
- 3 40
2
-
4
-
-
6
-
-
本
-
-
-
-
1 4 65
3
-
-
-
8
-
-
豊
-
-
-
-
- 1 73
6
-
-
-
4
-
-
池
-
2
1
-
1 1
14
-
-
-
-
3
-
-
王
-
-
-
1
1 2 16
1
-
-
-
9
-
-
赤
-
-
-
-
- 1 4
1
-
-
-
-
1
-
滝
-
-
1
-
- 1
20
-
-
-
-
5
-
-
板
-
-
1
-
-
13
1
-
-
-
-
3
-
志
-
4
-
-
-
63
7
-
-
-
8
-
-
練
-
-
-
-
- 2
5
-
-
-
-
5
-
-
光
-
-
-
-
- 1 43
6
-
-
-
1
1
-
石
2
-
-
-
-
1
68
-
1
-
-
6
-
-
上
-
1
-
-
- 14 35
8
-
-
-
5
-
-
浅
26
-
-
-
- 8 47
8
-
7
-
3
-
-
日
-
5
-
-
- 1 31
4
-
1
-
9
1
-
荒
1
-
1
3
-
1 2 25
5
-
-
-
2
-
-
尾
-
-
-
-
- 2 7
2
-
-
-
6
-
-
千
-
-
-
-
1 8 19
6
-
-
-
6
10
-
足
-
-
16
-
8 3 23
3
-
-
-
25
51
-
西
-
2
-
-
- 3 105
12
-
-
-
7
-
-
本
-
-
1
-
-
10
1
-
-
-
-
-
-
向
-
-
-
1
1 2 29
3
-
-
-
13
-
-
深
-
2
4
4
2 16 16
4
-
-
-
14
-
-
城
-
1
-
1
-
1
40
2
-
-
-
9
-
-
本
-
-
-
1
2 39
5
-
-
-
- 9
2
-
金
-
-
-
-
-
4
-
-
-
- 6
4
-
江
-
- 1
1
-
3 1 27
3
-
-
-
6
-
-
葛
-
-
-
-
-
9
1
-
-
-
1
-
-
小
- 1 2 4
19
1
5 30 294
53
-
12
-
- 74
30
-
受
-
-
-
-
-
17
-
3
-
-
-
-
立
-
-
-
-
- 2 9
3
-
-
-
3
-
-
武
-
-
-
-
- 1 30
3
-
-
-
-
-
-
三
-
-
8
-
3 2 37
1
-
-
-
1
3
-
府
-
-
4
1
- 2 11
2
-
-
-
-
-
-
昭
-
-
-
-
-
2
1
-
-
-
-
-
-
調
-
-
1
-
-
-
2
-
-
-
- 2
2
-
金
-
-
-
-
- 6 18
7
-
4
-
-
1
-
小
-
-
2
-
-
-
-
-
-
-
-
-
東
-
1
1
-
- 1 2 35
2
-
5
-
-
4
-
-
国
-
-
-
-
-
14
1
-
-
-
6
-
-
狛
-
-
-
-
-
1
2
-
-
-
-
-
-
北
-
-
-
-
-
19
1
-
-
-
-
-
-
清
-
-
-
-
-
12
1
-
-
-
2
-
-
東
-
-
-
-
-
16
1
-
-
-
3
2
-
西
-
- 1
3
-
- 5 23
5
-
-
-
35
-
-
八
-
1
1
-
- 2 1
3
-
-
-
3
1
-
青
-
1
-
-
-
1
15
9
-
-
-
1
-
-
町
-
-
-
-
- 2 5
1
-
-
-
4
-
-
日
-
-
-
-
- 1 16
5
-
-
-
1
20
-
福
-
-
1
-
-
3 3
4
-
-
-
4
-
-
多
-
-
1
-
- 2 7
1
-
-
-
5
1
-
秋
-
-
-
-
-
1
-
-
-
-
-
-
奥 (九) 貯 蔵 取 扱 所 指 定 可 燃 物 少 量 危 険 物 等 貯 蔵 所 取 扱 所 運 搬 貯 蔵 取 扱 所 少 量 危 険 物 製 造 所 十 七 十 八 十 九 二 十 危険物製造所等 十 四 十 五 十 二 十 三 (八) 十 一 (令和6年3月末) 十 六 十 六 の 二 十 六 の 三 (十) 実施件数(消防署別)(その2) 325 White Paper on TOKYO Fire Service 2024
3 B区分立入検査 イ ロ イ ロ ハ ニ イ ロ イ ロ (1)(2)(3)(4)(1)(2)(3)(4)(5)(1)(2)(3)(4)(5) 令 和 5 年11,266 4
7
11 1 8 1 301 420 152 2,981 3 10 14 100
82
- 1 6
46
131 4 59 97 440 特 別 区 7,577 4
3
4
7 1 192 199 55
2,087
8 7 54
35
-
-
21
75 1 20 31 228 丸 の 内
86
2
2
-
55
2
-
-
-
-
-
-
-
-
- 麹 町
74
-
-
-
3
-
1
-
1
1
-
-
-
-
-
神 田
62
-
-
-
5 2 3
2
-
-
-
-
-
-
-
10 京 橋
164
-
-
-
8 10 7
16
-
-
-
-
-
1
-
- 日 本 橋
269
-
-
2
5 4 1
57
-
-
-
-
-
-
-
1 臨 港
63
-
-
-
4
2
13
-
1
-
-
-
3
-
- 芝
125
-
-
1
2
-
27
-
-
-
-
1
-
- 1 1 麻 布
103
-
-
-
4
4
33
-
1
-
-
-
-
-
- 赤 坂
32
-
-
-
-
2
21
-
-
1
-
-
-
-
-
高 輪
93
-
-
-
3
1
22
-
-
-
-
-
4
-
- 品 川
64
-
-
-
4 3 1
8
-
-
-
-
-
-
1
-
大 井
58
-
-
-
1
-
3
-
-
1
-
-
1
-
-
- 荏 原
99
-
-
-
4
5
3
-
2
-
-
-
4
-
- 大 森
206
-
-
-
1
6
39
-
4
1
-
-
-
2
-
17 田 園 調布
96
-
-
-
1
2
74
-
-
-
-
1
2
1
1 蒲 田 199
1
-
-
2
3 4 4
38
1
1
2
-
-
-
1
-
- 矢 口
301
-
-
-
5
4
51
1
1
6
-
-
3
5
2 1 20 目 黒
60
-
-
-
3
3
6
-
-
1
-
-
2
2
1
- 世 田 谷
217
-
-
-
1
6
86
-
-
1
-
-
-
8
- 5 1 玉 川
61
-
-
1
4
10
3
-
4
-
-
-
4
-
4
成 城
62
-
-
-
-
1
12
-
-
1
-
-
-
1
-
- 渋 谷
465
-
-
-
3 1 1
160
-
1
1
-
-
-
2
-
- 四 谷
98
-
-
-
5
2
1
-
-
-
-
-
-
-
- 牛 込
106
-
-
-
4
2
6
-
1
1
-
-
-
-
- 20 新 宿
72
-
-
-
3
-
14
-
-
1
-
-
-
-
- 8 中 野
40
-
-
-
1
2
5
-
-
-
-
-
-
-
1 野 方
106
-
-
-
- 9 1
23
-
2
2
-
-
-
-
2 2 杉 並
207
1
-
-
2
8
69
- 1 4
1
-
-
-
5
4
3
荻 窪
173
-
-
-
4
9
68
- 1
2
-
-
3
2
- 1 3 小 石 川
134
-
-
-
1
2
45
-
1
-
-
-
2
- 1 20 本 郷
135
-
-
-
1
1
45
-
-
-
-
-
-
-
3 豊 島
72
-
-
-
4 2 1
7
-
1
1
-
-
-
-
- 3 池 袋
111
-
-
-
-
1
39
-
1
-
-
-
-
-
1 4 王 子
135
-
-
-
-
-
48
-
2
-
-
1
1
1
19 赤 羽
213
-
-
-
1 9 2
78
-
1
-
-
-
4
2 2 8 滝 野 川
48
-
-
-
2
3
24
-
-
-
-
-
-
-
- 板 橋
149
-
-
-
1
1
41
-
-
-
-
-
-
-
3 志 村
311
-
-
-
8
12
161
2
1
1
-
-
-
1
1
9 練 馬
112
-
-
-
1
1
71
-
-
-
-
-
-
-
- 光 が 丘
70
-
-
-
-
1
24
-
-
-
-
-
1
-
5 石 神 井
32
-
-
-
5
1
2
-
1
-
-
1
1
- 2 1 上 野
103
-
-
-
4
4
21
-
-
-
-
-
1
-
1
浅 草
14
-
-
-
-
1
-
-
-
-
-
-
-
-
日 本 堤
90
-
-
-
1 2 3
32
-
-
-
-
-
-
-
- 荒 川
209
-
-
-
2 12 3
54
2
1
1
-
-
1
11
1 2 15 尾 久
107
-
-
-
1
1
46
1
2
-
-
-
-
1
1 千 住
80
-
-
1
-
2
15
-
-
-
-
-
-
-
7 足 立
186
-
-
-
3
6
68
-
4
1
-
-
1
-
- 1 6 西 新 井
306
-
-
-
1
10
119
-
4
-
-
1
-
- 1 15 本 所
119
-
-
-
-
2
54
-
-
-
-
-
2
-
2 向 島
157
-
-
-
1
-
13
-
1
2
-
-
1
-
-
- 深 川 184
3
-
-
- 2 3 2
61
-
-
-
-
-
-
1
- 城 東
109
-
-
-
-
-
14
-
1
-
-
-
-
-
2 本 田
214
-
-
-
6 5 13
24
- 1 4
1
-
-
2
1
4
- 金 町
112
-
-
-
2
9
27
1
1
4
-
-
2
-
1
- 江 戸 川
131
-
-
- 1 7
9
38
-
6
-
-
-
1
- 3 11 葛 西
85
-
-
-
-
7
27
-
-
1
-
-
-
2
-
3 小 岩
88
-
2
-
-
1
28
-
1
2
-
-
-
1
-
6 受 託 地区
3,689
4
7 1
1
109 221 97 894 3 2 7 46
47
- 1 6
25
56 3 39 66 212 立 川
133
-
-
-
5
15
36
-
-
-
-
-
1 1 1 2 2 武 蔵 野
43
-
-
1
-
5
2
-
1
-
-
2
-
1
- 三 鷹
212
1
-
-
11
14
61
-
-
-
-
-
6
3 10 22 府 中
215
-
-
-
2
2
94
-
3
-
-
-
-
1
13 昭 島
242
1
-
-
9 15 2
108
-
3
-
-
1
4
1
14 調 布
163
-
1
-
4
7
41
-
-
2
-
-
1
2
3 3 9 小 金 井
55
-
-
-
1
-
8
-
1
-
-
1
3
1
7 小 平
139
-
-
-
1
4
52
-
1
1
-
1
-
-
5 3 24 東 村 山
222
1
-
-
4
10
25 1 1 2
3
-
-
-
2
- 1 27 国 分 寺
222
-
-
-
1
14
48
-
7
3
-
-
- 7 1 1
9
狛 江
124
-
-
-
6 6 3
7
-
1
8
-
2
3
1
2
5 北多摩西部
213
-
-
-
7 12 12
19
-
9
6
-
-
1
8
- 1 19 清 瀬
99
-
-
-
1
-
50
-
-
-
-
3
-
1
1 東 久 留米
164
-
1
-
6
10
18
-
1
-
-
-
2 1 1
8
西 東 京
127
-
-
-
-
-
62
-
2
-
-
1
-
-
- 27 八 王 子
237
-
1
-
17 19 3 22
1
5 2
2
-
1
4
3
8 9 8 青 梅
171
-
-
-
2 4 5
71
-
3
1
-
1
-
2
-
3 町 田
193
-
-
-
5 36 1
77
-
6
2
-
-
-
4
2
2
日 野
163
-
-
-
1
9
70
-
1
1
-
-
1
4
1 8 10 福 生
269
1
4
1
18
31
15 1
1
1
14
-
-
8
6
5 9 8 多 摩
44
-
-
-
1
1
7
-
-
-
-
-
-
1
1
秋 川
126
-
-
-
4 6 17
1
-
1
3
-
1
-
-
- 13 奥 多 摩
113
-
-
-
3 1
54
-
-
4
-
-
-
1
1
- 注.表頭の区分は、政令別表第1によります。 消 防 署 計 (一) (二) (三) (四) (五) (六) イ ロ ハ ニ (七) 第29 表 用途別防火査察実施 326 326 White Paper on TOKYO Fire Service 2024
イ ロ イ ロ イ ロ イ ロ
26
13 65 226
563
75
424 1,200 1,640 1,048
1
36
-
1 163
332
436 138 5
18
10 55 175
347
59
268 839 1,235 814
1
20
-
1 84
204
307 108
特
-
-
-
-
- 4
8
-
-
-
-
8
- 4 1
丸
-
-
-
-
- 11 43
5
-
-
-
1
1
7
麹
-
-
-
-
1 18 9
7
-
-
-
1
1
3
神
-
-
1
-
1
1 25 83
6
-
-
-
2
-
3
京
-
2
1
-
3
2 109 45
35
-
-
-
-
-
2
日
-
-
1
-
6 5 13
4
-
-
-
1
1
7 2
臨
-
4 1
4
1
5 32 23
17
-
-
-
1
- 2 2
芝
-
-
-
-
1 18 35
6
-
-
-
-
-
1
麻
-
-
-
-
- 2 1
4
-
-
-
-
-
1
赤
1
-
2
1
-
2 13 10
5
-
4
-
- 6
5
12 2
高
-
1
1
-
1 7 26
5
-
-
-
3
1
- 2
品
-
2 13
4
-
2 3 6
1
-
-
-
2
- 13 6
大
-
- 1
4
-
- 2 69
3
-
-
-
1
1
-
荏
1
- 2 5
26
1
6 30 23
19
-
-
-
6
- 10 7
大
-
-
-
-
- 1 4
4
-
-
-
-
5
-
田
-
7 3
15
-
1 11 42
34
-
2
-
- 1
21
2 3
蒲
-
4 21
39
1
5 29 49
18
-
-
-
4
7
23 2
矢
-
1
10
4
2
- 5 11
3
-
-
-
2
1
3
目
-
-
1
-
1 12 23
63
-
-
-
-
3
5 1
世
-
-
-
-
1
17
4
-
-
-
-
3
6
玉
-
-
1
-
- 1 16
2
-
2
-
- 2
22
1
成
-
- 3
1
-
- 129 38 118
1
4
-
-
1
-
1
渋
-
-
-
-
- 13 41
14
-
-
-
-
- 19 3
四
-
3
6
1
1 7 40
5
-
-
-
-
3
6
牛
-
- 6
2
-
2 17 10
9
-
-
-
-
-
-
新
-
-
2
-
-
10 8
4
-
-
-
1
3
2 1 中
2
-
5
4
-
1 15 30
4
-
-
-
-
- 3 1 野
1
-
12
1
-
- 10 56
13
-
1
-
- 1
3
9 2
杉
-
2
-
3
4 11 45
7
-
-
-
6
2
-
荻
8
- 1 3
2
-
3 14 1
14
-
-
-
4
3
9
小
-
-
6
-
- 4 21 25
14
-
5
-
- 1
2
7
本
-
3
1
-
- 6 28
6
-
-
-
-
5
4
豊
-
7
2
-
- 24 10
19
-
-
-
-
1
2
池
-
- 8
1
4
3 19 12
6
-
-
-
1
1
8
王
2
- 5 11
4
2
6 15 26
18
-
-
-
-
4
10 3
赤
-
-
2
-
2 1 2
12
-
-
-
-
-
- 滝
1
3 2 1
6
2
6 5 25
27
-
-
-
7
4
7 7
板
- 1 1 2
23
15
9 13 17
31
-
-
-
-
1
1 1
志
-
-
5
-
-
5 5
22
-
-
-
-
2
-
練
-
1
-
1
-
1 6 3
7
-
-
-
2
7
10 1
光
-
- 1
1
-
-
9
2
-
-
-
-
- 3 2
石
-
-
2
-
1
- 21 8
26
-
2
-
- 2
2
8
上
-
3
-
-
1 1 5
2
-
-
-
-
-
1
浅
-
1
7
-
2
5 6 16
12
-
-
-
2
-
1
日
-
1
12
11
3
10 11 8
7
-
-
-
1
26
11 3
荒
-
-
5
-
1 3 21
20
-
-
-
-
3
1
尾
-
3 1
9
-
5 6 2
12
-
-
-
2
9
5 1 千
1
-
2
18
1
23 12 12
6
-
-
-
1
8
9 3
足
-
1
5
25
-
44 17 18
11
-
-
- 1 2
4
9 18
西
-
- 1
7
2
4 10 3
30
-
-
-
-
- 1 1
本
-
- 6
47
-
19 6 12
11
-
-
-
-
7
24 7
向
-
2 2
15
3
30 7 17
14
-
-
-
5
- 7 10
深
-
-
10
3
24 16 10
5
-
-
-
2
9
5 8
城
-
2
4
21
5
17 14 47
25
-
-
-
1
13
3 1
本
-
- 3
13
1
1 6 16
9
-
-
-
1
2
10 3 金
1
-
5
7
1
4 13 15
3
-
-
-
-
1
3 2
江
-
-
1
1
3 2 25
4
-
-
-
-
5
4
葛
-
-
2
-
-
9 13
20
-
-
-
-
2
1
小
8
3 10 51
216
16
156 361 405
234
-
16
-
- 79
128
129 30
受
-
1 2
6
1
12 10 19
9
-
-
-
3
4
2 1
立
-
-
-
-
- 2 24
4
-
-
-
-
-
1
武
-
- 1
4
-
8 13 35
14
-
2
-
-
5
1 1 三
4
- 1 3
17
2
11 25 11
13
-
3
-
-
6
3 1 府
1
- 2 1
10
4
11 16 11
17
-
2
-
-
5
- 3 1
昭
-
1
5
10
-
1 16 38
11
-
-
-
1
7
-
調
-
-
3
-
- 1 14 9
1
-
-
-
1
-
4
金
-
-
-
-
- 5 13
5
-
-
-
3
12
7 2 小
1
-
2
20
1
15 37 29
13
-
-
-
11
6
10
東
-
- 3
2
1
4 18 39
55
-
-
-
5
- 2 2
国
-
1
1
12
-
6 7 38
8
-
-
-
-
- 6 1
狛
-
-
14
2
22 19 15
14
-
2
-
- 2
5
12 12
北
-
-
1
-
3 14 15
3
-
-
-
-
1
3 3
清
-
- 6
8
3
1 19 12
4
-
-
-
8
45
10
東
1
-
6
1
-
1 8 8
8
-
-
-
1
-
1
西
-
- 2
38
-
9 19 19
13
-
-
-
14
5
13
八
-
-
8
1
3 11 2
9
-
6
-
- 9
10
18 2
青
-
- 7
6
-
1 27 9
5
-
-
-
-
-
3
町
-
3
5
-
1
6 22 6
9
-
-
-
-
4
1
日
-
- 2
42
-
15 29 35
10
-
1
-
-
1
9 2
福
-
-
1
-
- 1 8 9
6
-
-
-
4
2
1 1 多
1
1
3
16
-
23 16 4
3
-
-
-
2
5
6
秋
-
- 1
1
-
2 6
5
-
-
-
- 10
10
13 1 奥 十 六 十 六 の 二 十 六 の 三 (十) 製 造 所 十 七 十 八 十 九 二 十 危険物製造所等 十 四 十 五 十 二 十 三 (八) 十 一 (令和6年3月末) (九) 貯 蔵 取 扱 所 指 定 可 燃 物 少 量 危 険 物 等 貯 蔵 所 取 扱 所 運 搬 貯 蔵 取 扱 所 少 量 危 険 物 件数(消防署別)(その3) 327 White Paper on TOKYO Fire Service 2024
4 C区分立入検査 イ ロ イ ロ ハ ニ イ ロ イ ロ (1)(2)(3)(4)(1)(2)(3)(4)(5)(1)(2)(3)(4)(5) 令 和 5 年24,089
7
-
12
1 1 113 107 43
12,857
- 3 4
21
-
5
6
69 2 14 24 540 特 別 区18,330
4
-
9
- 1 82 54 27
10,184
- 2 1
8
-
2
3
38
5 7 342 丸 の 内
123
-
-
-
29
5
-
-
-
-
-
-
-
-
- 麹 町
99
-
-
-
-
-
7
-
-
-
-
-
-
-
6 神 田
195
-
1
-
5 2 4
30
-
-
-
-
-
-
-
5 京 橋
141
-
-
-
-
2
29
-
-
-
-
-
-
-
1 日 本 橋
32
-
-
-
-
-
1
-
-
-
-
-
-
-
- 臨 港
135
-
-
-
-
1
64
-
-
-
-
-
-
-
1 芝
224
-
-
-
-
4
27
-
-
-
-
-
-
- 1 2 麻 布
111
-
-
-
-
-
65
-
-
-
-
-
-
-
- 赤 坂
212
-
-
-
-
2
48
-
-
-
-
-
-
-
1 高 輪
217
-
-
-
1
1
129
-
-
-
-
-
-
-
8 品 川 340
1
-
-
- 5 4 2
187
-
-
-
-
-
2
-
- 大 井 214
1
-
-
-
3
-
99
-
-
-
-
-
1
-
7 荏 原
226
-
-
-
-
-
136
-
-
-
-
-
-
-
- 大 森
544
-
-
-
-
12
304
-
-
-
-
-
5
-
1 田 園 調布
374
-
-
-
1
-
353
-
-
-
-
-
-
-
- 蒲 田
414
-
-
-
-
1
227
-
-
-
-
-
-
-
11 矢 口
350
-
-
-
-
-
127
-
-
-
-
-
2
-
3 目 黒
625
-
-
-
3
4
395
-
-
3
-
-
1
2
-
11 世 田 谷
1,033
-
-
-
1
-
654
-
-
-
-
-
1
- 1 62 玉 川
333
-
-
-
-
-
244
-
-
-
-
-
-
-
4 成 城
275
-
-
-
-
3
191
-
2
1
-
-
-
1
-
5 渋 谷
22
-
-
-
-
-
12
-
-
-
-
-
-
-
- 四 谷
114
-
-
-
-
-
49
-
-
-
-
-
-
-
- 牛 込
234
-
-
-
-
-
125
-
-
-
-
-
-
-
- 新 宿
304
-
-
-
-
2
209
-
-
-
-
-
1
-
11 中 野
519
-
-
-
-
1
408
-
-
-
-
-
-
-
1 野 方
594
-
-
-
-
-
383
-
-
-
-
-
-
-
- 杉 並
871
-
-
-
-
-
606
-
-
-
-
-
-
-
- 荻 窪
578
-
-
-
-
-
365
-
-
-
-
-
-
-
- 小 石 川
263
-
-
-
-
-
148
-
-
-
-
-
-
-
4 本 郷
218
-
-
-
3
1
97
-
-
-
-
-
-
-
- 豊 島
266
-
-
-
1
1
109
-
-
-
-
-
-
-
7 池 袋
326
-
-
-
-
-
231
-
-
-
-
-
-
-
2 王 子
177
-
-
-
-
-
142
-
-
-
-
-
-
-
1 赤 羽
326
-
-
-
-
-
144
-
-
-
-
-
-
-
- 滝 野 川
241
-
-
-
-
1
130
-
-
-
-
-
-
-
- 板 橋
382
-
-
-
11
2
200
-
-
-
-
-
-
-
- 志 村
680
-
2
-
2
1
416
-
-
-
-
-
8
- 3 47 練 馬
346
-
-
-
2
1
223
-
-
-
-
1
1
-
1 光 が 丘
193
-
-
-
-
-
118
-
-
-
-
-
-
-
12 石 神 井
625
-
-
-
3
1
278
-
-
1
-
-
-
9
-
51 上 野
223
-
-
-
-
-
20
-
-
-
-
-
-
-
2 浅 草
212
-
-
-
-
1
90
-
-
-
-
-
-
-
1 日 本 堤
180
-
-
-
- 2 3
63
-
-
-
-
-
-
-
- 荒 川
488
-
-
-
- 1 1
265
-
-
1
-
-
-
-
- 14 尾 久
275
-
1
-
-
3
162
-
-
-
-
-
1
-
13 千 住
167
-
-
-
-
-
92
-
-
-
-
-
-
-
- 足 立
218
-
1
-
2
3
122
-
-
-
-
-
-
-
1
西 新 井
537
-
-
-
1
-
338
-
-
-
-
-
-
-
1
本 所
239
-
-
-
1
- 2
107
-
-
-
-
-
1
-
10 向 島
218
-
-
-
-
1
82
-
-
-
-
-
-
-
- 深 川 305
2
-
-
- 1
2
49
-
-
-
-
-
-
-
- 城 東
213
-
-
-
1
1
119
-
-
-
-
-
-
-
18 本 田
582
-
1
-
-
-
376
-
-
-
-
-
-
-
- 金 町
301
-
-
-
4
1
147
-
-
-
-
-
-
4
1 江 戸 川
231
-
-
-
1
-
164
-
-
-
-
-
-
-
- 葛 西
147
-
-
-
-
-
86
-
-
-
-
-
2
-
15 小 岩
298
-
3
-
2
2
192
-
1
2
-
2
1
1
1
3 受 託 地区 5,759
3
-
3
1
31 53 16
2,673
- 1 3
13
-
3
3
31 2 9 17 198 立 川 509
1
-
1
1
9 19 1
240
-
-
5
-
-
2
8
1
4 16 武 蔵 野
213
-
-
-
1
1
106
-
-
1
-
-
-
4
-
- 三 鷹
413
-
-
-
-
-
212
-
-
-
-
-
-
-
1 府 中
172
-
-
-
1
-
65
-
-
-
-
-
-
-
1 昭 島
185
-
-
-
-
-
73
-
-
-
-
-
1
-
3 調 布
259
-
-
-
-
1
129
-
1
1
-
-
-
-
1
2 小 金 井
206
-
-
-
-
-
110
-
-
1
-
-
-
1
-
1 小 平
366
-
-
-
1
3
153
-
-
-
-
-
-
- 1 38 東 村 山
255
-
-
-
1
2
75
-
-
-
-
-
1
-
- 国 分 寺
164
-
-
-
-
1
78
-
-
1
-
-
-
1
4
6 狛 江
302
-
-
-
-
4
139
-
-
-
-
-
-
-
12 北多摩西部
156
-
-
-
-
-
60
-
-
-
-
-
-
-
1 清 瀬
239
-
-
-
-
-
129
-
-
-
-
1
-
-
2 15 東 久 留米
127
-
-
-
-
1
44
-
-
-
-
-
-
1
- 西 東 京
331
-
-
-
-
-
231
-
-
-
-
-
-
-
13 八 王 子
513
-
2
-
10
18
214
- 1 1
3
-
2
-
12
- 10 46 青 梅
294
-
-
-
- 1 7
124
-
1
-
-
-
1
-
2 町 田
230
-
-
-
1
-
111
-
-
-
-
-
-
1
35 日 野
233
-
-
-
-
-
146
-
-
-
-
-
3
-
1 福 生
150
-
-
-
-
1
68
-
-
-
-
-
-
1
- 多 摩 215
2
-
-
-
-
143
-
-
-
-
-
-
-
2 秋 川
168
-
-
-
3
3
22
-
-
1
-
-
-
-
1
- 奥 多 摩
59
-
-
-
4 1 5
1
-
-
-
-
1
-
-
3 注.表頭の区分は、政令別表第1によります。 ロ ハ ニ 消 防 署 計 (一) (二) (三) (四) イ (五) (六) (七) 第29 表 消防署、用途別防 328 328 White Paper on TOKYO Fire Service 2024
イ ロ イ ロ イ ロ イ ロ 37 2 8 32 515 166 2
238
273 2,814
384 4,611
- 61
4
- 3 80 272 3 607 148 5
13
7 25 441 120 1
184
181 2,101
295 3,368
- 35
4
- 3 70 216 1 388 108
特
-
9
-
1
- 10
2
-
2
-
- 17
34
14
丸
-
-
-
2
- 39 5
24
-
-
-
3
7
6
麹
1
-
-
-
3
1 100 14
23
-
-
-
2
2
2
神
-
2
1
3
1 61 17
13
-
-
-
1
4
6
京
-
-
-
-
1 4 2
1
-
-
-
4
7
12
日
1
-
5
1
2
3
24
9
-
-
-
3
7
14
臨
-
1
8
-
2
2 130 15
23
-
4
-
- 1
1
2 1 芝
1
-
2
1
-
1 15 3
17
-
-
-
-
-
6
麻
-
3 23
1
3
- 89 4
28
-
-
-
2
2
5 1
赤
-
-
8
-
1
1 24 1
14
-
6
-
- 3
7
12 1
高
-
1 3
2
5
- 47 21
42
-
-
-
1
7
10
品
-
1 16
1
11
1 39 4
16
-
-
-
-
6
7 1
大
-
1 11
3
2
- 26 10
31
-
-
-
-
-
6
荏
-
2 7
29
7
20
73
53
-
-
-
3
4
13 11
大
-
-
-
-
1 1 1
17
-
-
-
-
-
-
田
-
1
7
1
14
7 43 5
83
-
1
-
-
-
13
蒲
-
-
45
-
3
6
54
77
-
2
-
-
5
19 7 矢
1
-
20
1
4
1 70 12
91
-
1
-
-
5
-
目
1
- 3
19
-
4
3 68 4
206
-
-
-
-
2
4
世
-
- 14
1
-
1 15 2
47
-
5
-
-
-
-
玉
1
-
3
-
-
20 4
38
-
2
-
-
-
4
成
-
-
-
-
- 2 2
3
-
-
-
-
-
3
渋
-
-
3
-
- 1
29
22
-
-
-
-
1
9
四
-
-
9
-
1
- 20 5
63
-
2
-
- 1
6
2
牛
-
-
1
-
-
27 13
36
-
-
-
-
1
3
新
-
1 3
2
1
2
27
66
-
-
-
-
-
7
中
-
-
4
-
1
- 14 2
180
- 1
1
-
1
- 6 1
野
-
-
12
-
1
1 28 3
208
-
2
-
-
-
10
杉
1
-
26
1
-
-
29
151
-
-
-
-
-
5
荻
-
- 2
2
-
- 35 2
50
-
-
-
2
8
10
小
-
-
4
-
- 2 38 11
49
-
-
-
4
5
4
本
-
-
18
-
5
- 54 13
53
-
-
-
-
2
3
豊
-
-
1
-
2
2 18 1
62
-
-
-
1
1
3 2
池
-
-
-
2
1 10 2
14
-
-
-
-
3
2
王
1
-
34
-
6
5 64 1
53
-
2
-
-
5
11
赤
-
- 1
3
-
- 21 4
74
-
2
-
- 2
2
1
滝
-
-
1
-
- 4 34 5
119
-
-
-
3
-
3
板
3
5
13
3
17
28 56 7
41
-
1
-
1
4
18 4
志
-
1 5
2
2
3 9 5
85
-
1
-
-
2
2
練
-
-
4
-
- 1 25 1
21
-
-
-
-
8
3
光
2
-
9
8
6
5 50 6
189
-
-
-
-
6
1
石
-
- 1
4
5
4 92 4
80
-
1
-
-
2
8
上
-
-
20
-
1
1 46 3
48
-
-
-
-
-
1
浅
-
- 3
2
1
1 16 5
49
-
-
-
2
4
29
日
-
- 34
1
5
18
64
61
-
-
-
1
4
11 7
荒
-
-
2
6
1 19 5
56
-
-
-
-
- 4 2
尾
-
- 1
2
2
10 24 2
28
-
-
-
-
2
3 1
千
-
-
4
7
2 44 4
17
-
-
-
-
- 8 3
足
-
- 9
5
7
9 49 1
88
-
1
-
2
10
9 7
西
-
1
2
-
4
5 23 10
69
-
-
-
-
- 2 2
本
-
- 7
6
-
3 21 1
59
-
-
-
-
- 3 35
向
-
- 3 1 1
16
9 70 3
77
-
-
-
6 22 1 28 14
深
-
-
3
4
- 13 5
22
-
-
-
6
11
8 2
城
-
- 2
5
1
2 15 8
168
-
-
-
-
1
2 1
本
-
- 8
16
-
7 20 12
72
-
-
-
-
- 5 4
金
-
-
1
8
-
8
41
-
-
-
-
2
6
江
-
- 7
2
3
2 19 1
4
-
2
-
- 1
2
- 1
葛
-
- 3
3
3
2 16 22
37
-
-
-
-
2
-
小 24 2 1 7 74 46 1
54
92 713
89 1,243
-
26
-
- 10 56 2 219 40 受
3
-
10
1
3
5 84 18
52
-
2
-
-
6
17
立
1
-
2
-
-
18 3
71
-
-
-
-
2
3
武
-
-
1
-
4
3 31 2
155
-
-
-
-
2
2
三
-
- 4
1
3
2 28 6
54
-
-
-
-
1
4 2
府
-
- 2
3
6
4 25 1
36
-
-
-
- 4 2 21 4
昭
-
- 2
2
-
2 16 8
91
-
-
-
-
- 2 1 調
13
-
4
-
- 2
20
52
-
-
-
-
-
2
金
-
5 2
2
3
16 64 5
57
-
-
-
-
2
14
小
-
-
2
-
2
2 45 6
68
-
-
-
-
17
24 10 東
2
-
3
-
- 1 18 3
39
-
-
-
-
1
6
国
-
-
4
-
4
- 16 6
105
-
3
-
- 1
1
5 2
狛
-
1
1
1
-
4 29 1
40
-
-
-
1
1
13 3
北
-
- 1
1
-
4 22 3
53
-
-
-
-
- 6 2
清
-
- 2
3
3
3 18 4
41
-
-
-
-
- 6 1
東
-
- 7
1
3
1
7
65
-
-
-
-
-
3
西
1
-
15
7
7
16 52 7
58
-
4
-
- 1
5
19 2
八
-
1 1 7 1
1
10
66
33
-
7
-
-
5
21 5 青
3
-
3
4
7
5
29
14
-
-
-
1
- 14 2
町
-
-
3
-
4
- 28 2
39
-
-
-
2
1
4
日
-
- 1
5
2
2 11 3
40
-
3
-
- 1
3
6 3
福
-
1
1
1
-
18
39
-
2
-
-
1
3 2 多 1
2
- 4
6
1
7 49 10
40
-
1
-
- 1
2
13 1
秋
-
-
1
-
3 19 1
1
-
4
-
- 2
2
11
奥 十 六 十 六 の 三 貯 蔵 取 扱 所 指 定 可 燃 物 少 量 危 険 物 等 取 扱 所 運 搬 貯 蔵 取 扱 所 少 量 危 険 物 製 造 所 貯 蔵 所 十 七 十 八 十 九 二 十 十 一 十 二 十 三 十 四 十 五 十 六 の 二 (九) (令和6年3月末) (十) (八) 危険物製造所等 火査察実施件数(その4) 329 White Paper on TOKYO Fire Service 2024
第30 表 用途別自衛消防訓練実施状況 2 乙種防火対象物 44,767 143,029 84,127 7,928 38,327 4,070 8,831 2,078 501 2,284 39,384 126,803 66,516 3,070 10,318 3,631 8,028 1,684 234 638 41,331 142,119 79,683 2,405 11,401 3,762 8,709 2,170 210 926 44,272 155,123 81,147 4,145 27,104 3,996 9,469 2,043 274 1,652 47,166 165,739 84,847 5,433 33,536 4,410 10,508 2,329 309 1,906 56 155 28 12 63 2
4
-
29 60 100 5 31 2
2
-
5 13 1 2 4 2
3
-
255 629 45 7 20 7
11
-
1
4
-
2
3
-
131 277 12 3 9 15 30
1
- 18 37
3
- 2
4
1 3 983 2,040 124 61 625 1,127 2,019 91 49 212 2,127 4,584 549 39 389 601 921 41 39 279 1,078 2,867 146 71 191 33 59
1
- 6,822 11,030 3,940 570 2,425 212 345 105 7 27 ⑴ 193 636 292 30 136 1
1
-
⑵ 67 132 25 5 27 2
4
-
⑶ 341 1,075 466 56 232 1
2
-
⑷ 183 372 71 8 52 7 12
2
- ⑴ 1,820 5,722 1,036 247 1,144 1
1
-
⑵ 6 48 13 2
8
-
-
⑶ 2 38
25
-
-
-
⑷ 12 112 50 2 7 1
2
-
⑸ 125 575 228 16 67 1
7
-
⑴ 158 394 97 12 39 57 109 18 3 7 ⑵ 12 137 42 1
6
-
-
⑶ 1,900 23,483 17,905 512 1,915 168 1,761 608 31 154 ⑷ 27 177 73 4 16 6 21
4
- ⑸ 261 1,475 641 31 103 49 157 37 1 4 572 3,086 4,194 118 536 30 108
128
- 1,352 4,515 14,782 359 1,483 21 62
158
- 135 252 57 30 110 11 22 1 1 5 65 295
5
- 77 301
4
- 13 24 2 3 12 17
21
7 16 17 92 18 3 58 52 157 28 1 4 292 483 101 39 171 77 106 26 13 44 273 507 354 45 233 32 52 15 2 6 4 9 43 1 3 2 4 3 1 2 2
3
-
7
13
-
-
-
-
-
-
188 331 153 13 60 23 40 20 5 18 443 910 656 101 558 24 45 8 2 6 3,688 7,395 4,270 307 1,184 130 223 176 14 151 1,233 2,561 1,191 182 941 372 1,236 597 29 203 19,862 83,971 30,407 2,304 19,445 1,130 2,420 221 92 681 2,393 5,149 2,661 227 1,221 94 202 32 5 37 8 62 24 2
3
-
-
14 22 17 3 9 12 18 4 6 47 (令和5年) 注1.表側の区分は、政令別表第一によります。 2.(十五)項欄の①は官公署、②は事務所、③はその他の事業場を表します。 3.訓練参加延べ人員については、百人未満の場合「0」と表記しています。 (二)ニ (十六)イ (十六)ロ (十六の二) (十七) 訓練実施状況 ( 単 位 ・ 百 人 ) 訓 練 参 加 延 べ 人 員 (十二)ロ (十三)イ (十三)ロ (十四) 延 べ 件 数 延 べ 人 員 職員等出向 十五③ (十) (十一) (十二)イ (五)ロ (六)イ (六)ロ (六)ハ (六)ニ (七) (二)ハ 十五① 十五② (八) (九)イ (九)ロ (三)イ (三)ロ (四) (五)イ 令和4年 令和5年 (一)イ (一)ロ (二)イ (二)ロ 延 べ 回 数 合 計 平成31年 (令和元年) 令和2年 令和3年 延 べ 件 数 延 べ 人 員 実 施 対 象 物 数 1 甲種防火対象物 用 途 訓練実施状況 ( 単 位 ・ 百 人 ) 訓 練 参 加 延 べ 人 員 職員等出向 実 施 対 象 物 数 延 べ 回 数 合 計 330 330 White Paper on TOKYO Fire Service 2024
第31 表 月別防火防災管理講習実施状況 (令和5年) 年 次 計 1月 2月 3月 4月 5月 6月 7月 8月 9月 10月 11月 12月 平成31 年講 習 回 数 298 22 29 23 15 28 32 29 25 25 21 27 22 (令和元年) 修了証交付者数 43,346 2,985 3,689 3,673 2,618 4,444 4,794 4,502 3,773 3,376 3,413 3,442 2,637 令 和 2 年講 習 回 数 282 24 33 7 3 0 35 25 27 28 31 36 33 修了証交付者数 33,443 3,615 3,966 952 172 0 2,754 2,358 2,578 3,189 4,455 4,548 4,856 令 和 3 年講 習 回 数 340 32 33 40 21 27 28 29 24 25 26 32 23 修了証交付者数 43,640 2,913 4,035 5,205 3,107 4,612 4,397 3,542 3,345 3,126 3,255 3,458 2,645 令 和 4 年講 習 回 数 327 24 31 36 23 24 28 32 18 20 31 31 29 修了証交付者数 37,083 2,862 3,000 3,852 2,625 3,554 3,603 3,862 1,364 1,334 4,025 3,540 3,462 令 和 5 年講 習 回 数 381 34 34 33 22 30 31 33 36 30 29 41 28 修了証交付者数 43,461 4,171 3,691 3,889 2,893 4,057 3,613 3,739 3,931 3,218 3,498 4,196 2,565 331 White Paper on TOKYO Fire Service 2024
職員採用情報 附属資料 4 職員の採用情報 ※事務職員の募集要項については、採用案内または採用ホームページをご確認ください。 科 目 内 容 第1 次試験 (選考) 適性検査方式 適性検査 (能力検査・性格検査) 消防官としての適性について検査 1 時間50 分 論文試験 800 字以上1,200 字程度 1 時間30 分 資格・経歴評定 保有する資格やスポーツ・音楽の経歴に応じた評定 教養試験方式 教養試験 消防官として必要な一般教養について検査 2 時間 論(作)文試験 800 字以上1,200 字程度 1 時間30 分 資格・経歴評定 保有する資格やスポーツ・音楽の経歴に応じた評定 適性検査 (性格検査) 消防官としての適性について検査 1 時間15 分 第2次試験 (選考) 身体・体力検査 1km 走、反復横とび、上体起こし、立ち幅とび、長座体前屈、握力、腕立て伏せなど 口述試験 個人面接 ※令和6 年度から専門系は適性検査方式のみとなり、I 類1 回目については適性検査方式と教養試験方式を選 択できるようになりました。I 類2 回目とⅢ類については教養試験方式のみとなります。専門系については、下 記に加え第1 次選考で、各専門区分の基礎知識について記述式の筆記試験を行います。また、第2 次選考で は個人面接に加え集団討論を行います。詳細は、採用選考案内をご確認ください。 試験方法(令和6年度) 試験区分 採用予定者数 第1次試験(選考) 第2次試験(選考) 倍 率 (A /B) 受験者数(A) 合格者数 受験者数 合格者数(B) 専門系 10 15 13 11 9 1.7 Ⅰ類 450 3,727 1,623 1,510 953 3.9 Ⅲ類 180 2,594 817 570 314 8.3 合計 640 6,336 2,453 2,091 1,276 5.0 令和5年度採用試験(選考)実施状況 受験者数と試験(選考)倍率の推移 年 度 受験者数 倍 率 平成26 19,875 16.9 平成27 19,588 14.8 平成28 18,515 19.1 平成29 15,817 19.9 平成30 14,175 14.7 令和元 12,477 14.1 令和2 9,492 7.1 令和3 9,434 12.8 令和4 8,409 6.6 令和5 6,336 5.0 20,000 15,000 10,000 5,000 0 (受験者数) 20 15 10 5 0 (年度) (試験(選考)倍率) 平成30 平成26 平成27 平成28 平成29 令和元 令和2 令和3 令和4 令和5 凡例: 受験者数 試験(選考)倍率 332 White Paper on TOKYO Fire Service 2024
MEMO 333 White Paper on TOKYO Fire Service 2024
334 White Paper on TOKYO Fire Service 2024 令和6年版 令和6年(2024年)9月発行 東京の消防白書 2024 編集・発行 東京消防庁企画調整部企画課 〒100-8119 東京都千代田区大手町一丁目3 番5 号 電話03(3212)2111 内線2185 印 刷 共立速記印刷株式会社 〒102-0072 東京都千代田区飯田橋3丁目11番24号 電話03(3234)5511
令和6年9月発行 無断転載を禁ずる 令和6年版
FD06355 | 2024_日本_東京消防庁_危険物施設等事故概要_火灾报告.pdf
分类:06_境外及港澳台调查报告 | 年份:2024 | 地域: | 严重程度: | 场所: | 起火原因: | 来源格式:pdf
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令和6年中の危険物施設等における事故概要
予 防 部 危 険 物 課
※1 「令和6年中」とは「令和6年1月から令和6年12 月まで」を示しています。 ※2 「製造所等」とは「製造所、貯蔵所及び取扱所」を示しており、「危険物施設等」とは「製造所等、仮貯蔵 仮取扱所、無許可施設、運搬車両、少量危険物貯蔵取扱所、指定可燃物貯蔵取扱所及び高圧ガス関係施設」を 示しています。 ※3 小数点以下の数値は四捨五入しており、個々の数値の和が合計と一致しない場合があります。 ※4 表中の符号「▲」は、減少を示しています。 ※5 「少量危険物貯蔵取扱所」及び「指定可燃物貯蔵取扱所」は届出義務のあるものを指します。
目 次
1 事故件数及び死傷者の発生状況の推移 ................................... 1 2 施設区分別の事故発生状況 ............................................. 2 3 発生要因及び発生原因別の事故発生状況 ................................. 3 4 危険物施設の深刻度評価指標別の事故発生状況 ........................... 7 5 令和6年中の事故の傾向 ............................................... 9 6 異常現象の発生状況 ................................................... 12 7 全事故の概要等 ....................................................... 13
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1 事故件数及び死傷者の発生状況の推移 令和6年中に発生した危険物施設等における事故件数は180 件で、前年から29 件増加となって います。火災事故が43 件(23.9%、前年比11 件増加)、流出事故が32 件(17.8%、前年比2件増 加)、その他の事故が105 件(58.3%、前年比16 件増加)となっています(第1表及び第1図参照)。 これら危険物施設等における事故で、死者は0人(前年比1人減少)、負傷者が12 人(前年比5 人減少)発生しています(第1表及び第2図参照)。
年 別 合計 火 災 (件) 流 出 (件) その他 (件) 死 者 (人) 負傷者 (人) R2(2020) 123 24 19 80 0 11 R3(2021) 124 33 20 71 0 3 R4(2022) 118 38 22 58 0 11 R5(2023) 151 32 30 89 1 17 R6(2024) 180 43 32 105 0 ※12 前年比 29 11 2 16 ▲1 ▲5 ※傷者の発生した事故の概要について、7,⑷にとりまとめています。
第1図 危険物施設等における事故件数の推移(最近5年間)
第2図 危険物施設等における事故による死傷者数の推移(最近5年間)
24 33 38 32 43 19 20 22 30 32 80 71 58 89 105 123 124 118 151 180 0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200 R2 R3 R4 R5 R6 火災 流出 その他 (件) (年) 11 3 11 17 12 0 0 0 1 0 0 5 10 15 20 R2 R3 R4 R5 R6 負傷者 死者 (年) (人) 第1表 危険物施設等における事故発生状況の推移(最近5年間)
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2 施設区分別の事故発生状況
施設区分別の事故発生状況をみると、製造所等で発生した事故が144 件(80.0%、前年比21 件 増加)で事故全体の約8割を占めています。 また、給油取扱所が105 件(58.3%、前年比10 件増加)で最も多く、全体の約6割を占めてい ます。次いで一般取扱所23 件(12.8%)、少量危険物貯蔵取扱所が19 件(10.6%)となっていま す(第2表及び第3図参照)。 第2表 施設区分別の事故件数の推移(最近5年間) 年 別 R2 R3 R4 R5 R6 前年比 施 設 区 分
製 造 所 等
製 造 所 1 1 0 0 0 0 貯 蔵 所
屋 内 0 0 0 0 0 0 屋外タンク 3 1 2 2 0 ▲2 屋内タンク 2 2 0 1 1 0 地下タンク 7 8 6 7 11 4 簡易タンク 0 0 0 0 0 0 移動タンク 2 0 1 3 4 1 屋 外 0 0 0 0 0 0 取 扱 所
給 油 73 74 61 95 105 10 販 売 0 0 0 0 0 0 移 送 1 0 0 0 0 0 一 般 12 13 14 15 23 8 小 計 101 99 84 123 144 21 仮貯蔵仮取扱所 0 0 0 0 1 1 無 許 可 施 設 1 1 2 0 1 1 運 搬 車 両 5 5 3 2 2 0 少量危険物貯蔵取扱所 ※ 4(1) 11(2) 12(5) 14(4) 19(1) 5(▲3) 指定可燃物貯蔵取扱所 ※ 12(1) 8 17(2) 11(0) 11(0) 0(0) 高圧ガス関係施設 0 0 0 1 2 1 合 計 123 124 118 151 180 29 ※ 少量危険物貯蔵取扱所及び指定可燃物貯蔵取扱所欄の( )内は内数で、無届の施設における件数を示しています。
第3図 施設区分別に発生した事故種別の内訳(令和6年中) 1 11 12 14 5 1 2 2 4 5 8 10 1 2 2 7 2 1 90 1 1 1 2 2 4 11 11 19 23 105 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 無許可施設 仮貯蔵仮取扱所 屋内タンク貯蔵所 高圧ガス関連施設 運搬車両 移動タンク貯蔵所 指定可燃物貯蔵取… 地下タンク貯蔵所 少量危険物貯蔵取… 一般取扱所 給油取扱所 火災 流出 その他 ※ 少量危険物貯蔵取扱所は無届施設を含む。 (件)
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3 発生要因及び発生原因別の事故発生状況 全事故(180 件)の内訳 事故を発生要因別にみると、物的要因が113 件(62.8%)で最も多く、次いで人的要因が43 件 (23.9%)、その他の要因が24 件(13.3%)となっています。 また、発生原因別では、 「破損」が88 件(48.9%)で最も多く、次いで「不明」が19 件(10.6%)、 「腐食疲労等劣化」が14 件(7.8%)となっています(第4図及び第3表参照)。
第4図 発生要因と発生原因(令和6年中)
第3表 施設区分別の発生要因と発生原因(令和6年中) 施 設 区 分 製 造 所
貯 蔵 所 取 扱 所 製 造 所 等 小 計
仮 貯 蔵 仮 取 扱 所
無 許 可 施 設
運 搬 車 両
少 量 危 険 物 貯 蔵 取 扱 所
指 定 可 燃 物 貯 蔵 取 扱 所
高 圧 ガ ス 関 連 施 設
合 計
屋 内
屋 外 タ ン ク
屋 内 タ ン ク
地 下 タ ン ク
簡 易 タ ン ク
移 動 タ ン ク
屋 外
給 油
販 売
移 送
一 般
人 的 要 因 維持管理不十分 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 3 4 0 0 0 1 1 1 7 誤 操 作 0 0 0 0 0 0 0 0 3 0 0 2 5 0 0 0 4 1 0 10 操作確認不十分 0 0 0 0 1 0 0 0 2 0 0 3 6 0 0 1 3 2 0 12 操作未実施 0 0 0 0 0 0 0 0 3 0 0 1 4 0 0 1 0 0 1 6 監視不十分 0 0 0 0 0 0 1 0 5 0 0 2 8 0 0 0 0 0 0 8 小 計 0 0 0 0 1 0 1 0 14 0 0 11 27 0 0 2 8 4 2 43 物 的 要 因 腐食疲労等劣化 0 0 0 0 1 0 1 0 4 0 0 7 13 0 0 0 0 1 0 14 設 計 不 良 0 0 0 0 3 0 0 0 0 0 0 0 3 0 0 0 1 0 0 4 故 障 0 0 0 1 0 0 0 0 2 0 0 0 3 0 0 0 2 0 0 5 施 工 不 良 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2 2 0 0 0 0 0 0 2 破 損 0 0 0 0 2 0 0 0 78 0 0 3 83 1 0 0 3 1 0 88 小 計 0 0 0 1 6 0 1 0 84 0 0 12 104 1 0 0 6 2 0 113 そ の 他 放 火 等 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 交 通 事 故 0 0 0 0 0 0 2 0 0 0 0 0 2 0 0 0 0 0 0 2 類 焼 0 0 0 0 0 0 0 0 3 0 0 0 3 0 0 0 0 0 0 3 地震等災害 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 不 明 0 0 0 0 4 0 0 0 4 0 0 0 8 0 1 0 5 5 0 19 小 計 0 0 0 0 4 0 2 0 7 0 0 0 13 0 1 0 5 5 0 24 合 計 0 0 0 1 11 0 4 0 105 0 0 23 144 1 1 2 19 11 2 180 人的 43件 (23.9%) 物的 113件 (62.8%) その他 24件 (13.3%) 維持管理不十分 7件(3.9%) 誤操作 10件(5.6%) 操作確認不十分 12件(6.7%) 操作未実施 6件(3.3%) 監視不十分 8件(4.4%) 腐食疲労等劣化 14件(7.8%) 設計不良 4件(2.2%) 故障 5件(2.8%) 施工不良 2件(1.1%) 破損 88件(48.9%) 交通事故 2件(1.1%) 類焼 3件(1.7%) 不明 19件 (10.6%) 令和6年中 の事故 180件
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火災事故(43 件)の内訳 火災事故43 件を発生要因別にみると、人的要因が18 件(41.9%)、物的要因が10 件(23.3%)、 その他の要因が15 件(34.9%)となっています。 発生原因別にみると、人的要因では「維持管理不十分」及び「操作確認不十分」がそれぞれ6 件(14.0%)で最も多く、次いで「誤操作」が3件(7.0%)となっています。物的要因では「腐 食疲労等劣化」が4件(9.3%)で、次いで「破損」が3件(7.0%)となっています。その他の 要因では「不明」が12 件(27.9%)と、最も多く、次いで「類焼」が3件(7.0%)となっていま す(第5図及び第4表参照)。
第5図 火災事故の発生要因と発生原因(令和6年中)
第4表 施設区分別の火災事故の発生要因と発生原因(令和6年中) 人的 18件 41.9% 物的 10件 23.3% その他 15件 34.9% 維持管理不十分 6件(14.0%) 誤操作 3件(7.0%) 操作確認不十分 6件(14.0%) 操作未実施 1件(2.3%) 監視不十分 2件(4.7%) 腐食疲労等劣化 4件(9.3%) 設計不良 1件(2.3%) 故障 1件(2.3%) 施工不良 1件(2.3%) 破損 3件(7.0%) 類焼 3件(7.0%) 不明 12件(27.9%) 令和6年中 の火災事故 43件 施 設 区 分 製 造 所
貯 蔵 所 取 扱 所 製 造 所 等 小 計
仮 貯 蔵 仮 取 扱 所
無 許 可 施 設
運 搬 車 両
少 量 危 険 物 貯 蔵 取 扱 所
指 定 可 燃 物 貯 蔵 取 扱 所
高 圧 ガ ス 関 連 施 設
合 計
屋 内
屋 外 タ ン ク
屋 内 タ ン ク
地 下 タ ン ク
簡 易 タ ン ク
移 動 タ ン ク
屋 外
給 油
販 売
移 送
一 般
人 的 要 因 維持管理不十分 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 3 4 0 0 0 1 1 0 6 誤 操 作 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 1 0 0 0 1 1 0 3 操作確認不十分 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 1 0 0 0 3 2 0 6 操作未実施 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 1 0 0 0 0 0 0 1 監視不十分 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2 2 0 0 0 0 0 0 2 小 計 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 8 9 0 0 0 5 4 0 18 物 的 要 因 腐食疲労等劣化 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 3 3 0 0 0 0 1 0 4 設 計 不 良 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 1 故 障 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 1 施 工 不 良 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 1 0 0 0 0 0 0 1 破 損 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2 2 0 0 0 0 1 0 3 小 計 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 6 6 0 0 0 2 2 0 10 そ の 他
放 火 等 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 交 通 事 故 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 類 焼 0 0 0 0 0 0 0 0 3 0 0 0 3 0 0 0 0 0 0 3 地震災害等 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 不 明 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 1 0 1 0 5 5 0 12 小 計 0 0 0 0 0 0 0 0 4 0 0 0 4 0 1 0 5 5 0 15 合 計 0 0 0 0 0 0 0 0 5 0 0 14 19 0 1 0 12 11 0 43
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流出事故(32 件)の内訳 流出事故32 件を発生要因別にみると、人的要因が13 件(40.6%)、物的要因が19 件(59.4%) となっています。 発生原因別でみると、人的要因では「操作未実施」が4件(12.5%)、「誤操作」、「操作確認不 十分」及び「監視不十分」がそれぞれ3件(9.4%)となっています。物的要因では「腐食疲労等 劣化」及び「破損」がそれぞれ6件(18.8%)、「設計不良」及び「故障」がそれぞれ3件(9.4%)、 「施工不良」が1件(3.1%)となっています。(第6図及び第5表参照)。
第6図 流出事故の発生要因と発生原因(令和6年中)
第5表 施設区分別の流出事故の発生要因と発生原因(令和6年中)
人的 13件 40.6% 物的 19件 59.4% 誤操作 3件(9.4%) 操作確認不十分 3件(9.4%) 操作未実施 4件(12.5%) 監視不十分 3件(9.4%) 腐食疲労等劣化 6件(18.8%) 設計不良 3件(9.4%) 故障 3件(9.4%) 施工不良 1件(3.1%) 破損 6件(18.8%) 令和6年中 の流出事故 32件 施 設 区 分 製 造 所
貯 蔵 所 取 扱 所 製 造 所 等 小 計
仮 貯 蔵 仮 取 扱 所
無 許 可 施 設
運 搬 車 両
少 量 危 険 物 貯 蔵 取 扱 所
指 定 可 燃 物 貯 蔵 取 扱 所
合 計
屋 内
屋 外 タ ン ク
屋 内 タ ン ク
地 下 タ ン ク
簡 易 タ ン ク
移 動 タ ン ク
屋 外
給 油
販 売
移 送
一 般
人 的 要 因 維持管理不十分 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 誤 操 作 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 1 2 0 0 0 1 0 3 操作確認不十分 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 1 2 0 0 1 0 0 3 操作未実施 0 0 0 0 0 0 0 0 3 0 0 0 3 0 0 1 0 0 4 監視不十分 0 0 0 0 0 0 1 0 2 0 0 0 3 0 0 0 0 0 3 小 計 0 0 0 0 1 0 1 0 6 0 0 2 10 0 0 2 1 0 13 物 的 要 因 腐食疲労等劣化 0 0 0 0 0 0 1 0 1 0 0 4 6 0 0 0 0 0 6 設 計 不 良 0 0 0 0 3 0 0 0 0 0 0 0 3 0 0 0 0 0 3 故 障 0 0 0 0 0 0 0 0 2 0 0 0 2 0 0 0 1 0 3 施 工 不 良 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 1 0 0 0 0 0 1 破 損 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 1 2 1 0 0 3 0 6 小 計 0 0 0 0 3 0 1 0 4 0 0 6 14 1 0 0 4 0 19 そ の 他 交 通 事 故 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 地震等災害 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 不 明 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 小 計 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 合 計 0 0 0 0 4 0 2 0 10 0 0 8 24 1 0 2 5 0 32
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その他の事故(105 件)の内訳 その他の事故105 件を発生要因別にみると、物的要因が84 件(80.0%)と最も多く、人的要 因12 件(11.4%)、その他の要因は9件(8.6%)となっています。 発生原因別でみると、人的要因では「誤操作」が4件(3.8%)と最も多く、次いで「操作確認不 十分」及び「監視不十分」がそれぞれ3件(2.9%)となっています。物的要因では「破損」が79 件(75.2%)と最も多く、次いで「腐食疲労等劣化」が4件(3.8%)となっています。その他の 要因では「不明」が7件(6.7%)、交通事故が2件(1.9%)となっています(第7図及び第6表参 照)。
第7図 その他の事故の発生要因と発生原因(令和6年中)
第6表 施設区分別のその他の事故の発生要因と発生原因(令和6年中) 施 設 区 分 製 造 所
貯 蔵 所 取 扱 所 製 造 所 等 小 計
仮 貯 蔵 仮 取 扱 所
無 許 可 施 設
運 搬 車 両
少 量 危 険 物 貯 蔵 取 扱 所
指 定 可 燃 物 貯 蔵 取 扱 所
高 圧 ガ ス 関 連 施 設
合 計
屋 内
屋 外 タ ン ク
屋 内 タ ン ク
地 下 タ ン ク
簡 易 タ ン ク
移 動 タ ン ク
屋 外
給 油
販 売
移 送
一 般
人 的 要 因 維持管理不十分 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 1 誤 操 作 0 0 0 0 0 0 0 0 2 0 0 0 2 0 0 0 2 0 0 4 操作確認不十分 0 0 0 0 0 0 0 0 2 0 0 1 3 0 0 0 0 0 0 3 操作未実施 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 1 監視不十分 0 0 0 0 0 0 0 0 3 0 0 0 3 0 0 0 0 0 0 3 小 計 0 0 0 0 0 0 0 0 7 0 0 1 8 0 0 0 2 0 2 12 物 的 要 因 腐食疲労等劣化 0 0 0 0 1 0 0 0 3 0 0 0 4 0 0 0 0 0 0 4 設 計 不 良 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 故 障 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 1 施 工 不 良 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 破 損 0 0 0 0 2 0 0 0 77 0 0 0 79 0 0 0 0 0 0 79 小 計 0 0 0 1 3 0 0 0 80 0 0 0 84 0 0 0 0 0 0 84 そ の 他 交 通 事 故 0 0 0 0 0 0 2 0 0 0 0 0 2 0 0 0 0 0 0 2 地震等災害 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 不 明 0 0 0 0 4 0 0 0 3 0 0 0 7 0 0 0 0 0 0 7 小 計 0 0 0 0 4 0 2 0 3 0 0 0 9 0 0 0 0 0 0 9 合 計 0 0 0 1 7 0 2 0 90 0 0 1 101 0 0 0 2 0 2 105 人的 12件 11.4% 物的 84件 80.0% その他 9件 8.6% 維持管理不十分 1件(1.0%) 誤操作 4件(3.8%) 操作確認不十分 3件(2.9%) 操作未実施 1件(1.0%) 監視不十分 3件(2.9%) 腐食疲労等劣化 4件(3.8%) 故障 1件(1.0%) 破損 79件(75.2%) 交通事故 2件 (1.9%) 不明 7件(6.7%) 令和6年中の その他の事故 105件
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4 危険物施設の深刻度評価指標別の事故発生状況 消防庁が発出した「危険物施設における火災・流出事故に係る深刻度評価指標について(平成 28 年11 月2日付け消防危第203 号消防庁危険物保安室長通知)」及び「危険物施設における火 災・流出事故に係る深刻度評価指標の一部改正について(令和2年12 月7日付け消防危第287 号 消防庁危険物保安室長通知)」により、製造所等における火災事故及び流出事故の深刻度評価指標 が、第7表及び第8表のとおり示され、これらの表で示される評価指標のうち、1つ以上で深刻 度レベル1となる事故を「重大事故」と定義し、全ての評価指標で深刻度レベルが4となる事故 を「軽微な事故」と定義しています。 第7表 火災事故に係る深刻度評価指標 <人的被害指標> <影響範囲指標>※1 <収束時間指標>※2 深刻度 レベル 内容
深刻度 レベル 内容
深刻度 レベル 内容 1 死者が発生 1 事業所外に物的被害 が発生 1 4時間以上 2 重症者または中 等症者が発生 2 事業所内の隣接施設 に物的被害が発生 2 2時間~4時間未満 3 軽症者が発生 3 施設装置建屋内のみ に物的被害が発生 3 30 分~2時間未満 4 軽症者なし 4 設備機器内のみに物 的被害が発生 4 30 分未満 ※1 移動タンク貯蔵所が荷卸し先等の事業所内に在る場合、「事業所」を「当該移動タンク貯蔵所が在る事業所」と読み替える。 ※2 収束時間は事故発生から鎮圧までの時間とする。事故発生日時が不明の場合は、事故発見から鎮圧までとする。
第8表 流出事故に係る深刻度評価指標
深刻度 レベル 内容
内容
内容 指定数 量の倍 数が10 以上 指定数 量の倍 数が10 未満~ 1以上 指定数 量の倍 数が1 未満~ 0.1以上 指定数 量の倍 数が0.1 未満
深刻度レベル 1 死者が発生 河川や海域に危 険物が流出する 等、事業所外へ広 範囲に流出 深 刻 度 レ ベ ル
1 1 2 3 2 重症者または中 等症者が発生 事業所周辺のみ 流出※3 1 2 3 3 3 軽症者が発生 事業所内の隣接 施設へ流出 2 3 3 4 4 軽症者なし 施設装置建屋内 のみで流出 3 3 4 4 ※1 交通事故よる死傷者は除く。 ※2 移動タンク貯蔵所が荷卸し先等の事業所内に在る場合、「事業所」を「当該移動タンク貯蔵所が在る事業所」と読み替える。 ※3 事業所敷地境界線から100m程度の範囲にとどまるもの。また、流出範囲の記載のない場合は事業所外に流出量100L程度。 ※4 指定数量の倍数は流出・漏えいした「危険物」の指定数量の倍数を合計した数。 <人的被害指標>※1 <流出被害指標>※2、※4
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当該深刻度評価指標に従い、令和6年中に発生した製造所等における火災事故及び流出事故を 分析した結果は、以下のとおりです。 火災事故の状況 令和6年中に発生した製造所等における火災事故19 件を深刻度評価指標別にみると、重大事 故は発生せず、軽微な事故が12 件(63.2%)発生しました(第8図及び第9表参照)。
流出事故の状況 令和6年中に発生した製造所等における流出事故24 件を深刻度評価指標別にみると、重大事 故は発生せず、軽微な事故が18 件(75.0%)発生しています(第9図及び第10 表参照)。
施設区分 深刻度評価指標※ 重 大 事 故 の 割 合 (%)
軽 微 な 事 故 の 割 合 (%)
レ ベ ル 1
レ ベ ル 2
レ ベ ル 3
レ ベ ル 4
給油取扱所 0 0 0 5 0.0 100.0 一般取扱所 0 3 4 7 0.0 50.0 合 計 0 3 4 12 0.0 63.2 施設区分 深刻度評価指標※ 重 大 事 故 の 割 合 (%)
軽 微 な 事 故 の 割 合 (%)
レ ベ ル 1
レ ベ ル 2
レ ベ ル 3
レ ベ ル 4
地下タンク貯蔵所 0 2 0 2 0.0 50.0 移動タンク貯蔵所 0 0 1 1 0.0 50.0 給油取扱所 0 0 1 9 0.0 90.0 一般取扱所 0 1 1 6 0.0 75.0 合 計 0 3 3 18 0.0 75.0 第8図 深刻度評価指標別の 火災事故発生状況 第9表 深刻度評価指標別の火災事故発生状況 (施設区分別) 第9図 深刻度評価指標別の 流出事故発生状況 第10 表 深刻度評価指標別の流出事故発生状況 (施設区分別) ※各事故において、最もレベルが高い指標 ※各事故において、最もレベルが高い指標 レベル2 3件 (15.8%) レベル3 4件 (21.1%) レベル4 12件 (63.2%) 令和6年中の 製造所等の 火災事故 19件 レベル2 3件 (12.5%) レベル3 3件 (12.5%) レベル4 18件 75.0% 令和6年中の 製造所等の 流出事故 24件
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5 令和6年中の事故の傾向 給油取扱所における車両の運転操作ミスによる破損事故件数の増加 給油取扱所における事故件数が105 件(58.3%)と総件数180 件に対し約6割を占めています。 給油取扱所における事故のうち、車両の運転操作ミスによる破損事故が72 件(68.6%)でした。 運転操作ミス72 件のうち、セルフスタンドで発生したものが61 件(84.7%)であり、車両の 運転操作ミスによる給油取扱所の破損事故発生件数は、近年増加傾向にあります(第10 及び第 11 図参照)。
第10 図 給油取扱所における事故発生状況(令和6年中)
第11 図 車両の運転操作ミスによる破損事故件数の推移(最近10 年)
13 13 33 15 27 30 37 32 47 61 2 4 9 7 4 8 5 4 4 11 3 2 1 2 2 1 1 3 18 19 43 24 33 39 42 37 54 72 72.2 68.4 76.7 62.5 81.8 76.9 88.1 86.5 87.0 84.7 0.0 20.0 40.0 60.0 80.0 100.0 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 H27 H28 H29 H30 R1 R2 R3 R4 R5 R6 セルフ フル 自家用 事故に占めるセルフの割合 (件) (年) (%) セルフ 61件 (84.7%) フル 11件 15.3% 運転操作ミス 72件 その他(破損) 88件(83.8%) 運転操作ミス 72件(68.6%) 給油中発進 7件(6.7%) 交通事故 1件(1.0%) その他 8件(7.6%) その他(コンタミ) 1件(1.0%) その他(気密異常) 1件(1.0%) 火災 5件(4.8%) 流出 10件(9.5%) 給油取扱所の事故 105件
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車両の運転操作ミスによる事故72 件の内訳をみると、車両区分では乗用車が53 件(73.6%)、 トラック等大型車両が16 件(22.2%)、不明が3 件(4.2%)となっています(第11 表参照)。 乗用車の事故発生状況をみると、施設進入時に発生した事故が23 件(43.4%)、施設退出時に 発生した事故が7 件(13.2%)、その他の移動時に発生した事故が23 件(43.4%)となっており、 施設進入時及びその他の移動をした際での事故が多くなっています。また、接触箇所別にみると、 固定給油(注油)設備本体及びその他の設備がそれぞれ11 件(20.8%)と最も多く、次いで給油 ノズル等が10 件(18.9%)となっています。 トラック等大型車両の事故発生状況をみると、施設進入時に発生した事故が5件(31.3%)、施 設退出時に発生した事故が7 件(43.8%)、その他の移動時に発生した事故が4件(25.0%)と なっており、乗用車とは異なり、施設退出時の事故が多くなっています。また、接触箇所別にみ ると、給油ノズル等が5件(31.3%)と最も多く、次いで固定給油(注油)設備本体、ガードポー ル等及びその他の設備がそれぞれ3件(18.8%)となっています。
第11 表 給油取扱所における車両の運転操作ミスによる破損事故発生状況
車 両 区 分 乗 用 車 トラック等大型車 不 明
合 計
区 分
発生状況
接触箇所 施 設 進 入 時
施 設 退 出 時
そ の 他
小 計
施 設 進 入 時
施 設 退 出 時
そ の 他
小 計
セ ル フ
固定給油(注油)設備本体 5 1 3 9 1 1 0 2 1 12 給 油 ノ ズ ル 等 8 1 0 9 1 2 2 5 1 15 ガードポール等 4 0 2 6 0 3 0 3 0 9 建築物・防火塀等 0 0 6 6 0 0 0 0 0 6 洗 車 機 0 0 2 2 0 0 0 0 0 2 キ ャ ノ ピ ー 等 1 0 2 3 1 0 1 2 0 5 看 板 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 そ の 他 の 設 備 2 3 5 10 1 0 1 2 0 12 小 計 20 5 20 45 4 6 4 14 2 61 フ ル
固定給油(注油)設備本体 2 0 0 2 1 0 0 1 0 3 給 油 ノ ズ ル 等 0 0 1 1 0 0 0 0 0 1 ガードポール等 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 建築物・防火塀等 1 1 1 3 0 0 0 0 0 3 洗 車 機 0 0 1 1 0 0 0 0 0 1 キ ャ ノ ピ ー 等 0 0 0 0 0 0 0 0 1 1 看 板 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 そ の 他 の 設 備 0 1 0 1 0 1 0 1 0 2 小 計 3 2 3 8 1 1 0 2 1 11 自 家 用
固定給油(注油)設備本体 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 給 油 ノ ズ ル 等 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ガードポール等 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 建築物・防火塀等 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 洗 車 機 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 キ ャ ノ ピ ー 等 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 看 板 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 そ の 他 の 設 備 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 小 計 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 合 計 23 7 23 53 5 7 4 16 3 72
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少量危険物貯蔵取扱所及び指定可燃物貯蔵取扱所における事故の発生状況の推移 火災予防条例で規制されている少量危険物貯蔵取扱所及び指定可燃物貯蔵取扱所における事 故は、30 件と、昨年と比較し5件増加しており、過去10 年間で最多となっています。少量危険 物貯蔵取扱所及び指定可燃物貯蔵取扱所における火災事故は、23 件と昨年と比較して4件増加 しており、全体の危険物施設等の火災事故43 件に対する割合(53.5%)は昨年よりも減少して いるものの、発生件数としては過去10 年間で2番目に多い件数となっています。(第12 図、第 13 図参照)。
第12 図 少量危険物貯蔵取扱所及び指定可燃物貯蔵取扱所の事故発生推移(最近10 年間)
第13 図 少量危険物貯蔵取扱所及び指定可燃物貯蔵取扱所の火災事故発生推移(最近10 年間)
91 105 107 114 122 123 124 118 151 180 22 27 19 25 18 16 19 29 25 30 24.2 25.7 17.8 21.9 14.8 13.0 15.3 24.6 16.6 16.7 0.0 5.0 10.0 15.0 20.0 25.0 30.0 0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200 H27 H28 H29 H30 R1 R2 R3 R4 R5 R6 事故総計 少量危険物貯蔵取扱所及び指定可燃物貯蔵取扱所の事故 発生割合 (%) (件) (年) 27 42 21 30 28 24 33 38 32 43 14 18 12 16 14 14 15 25 19 23 51.9 42.9 57.1 53.3 50.0 58.3 45.5 65.8 59.4 53.5 0.0 10.0 20.0 30.0 40.0 50.0 60.0 70.0 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 H27 H28 H29 H30 R1 R2 R3 R4 R5 R6 火災事故件数 少量危険物貯蔵取扱所及び指定可燃物貯蔵取扱所の火災事故 発生割合 (年) (%) (件)
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6 異常現象の発生状況 異常現象とは、石油コンビナート等災害防止法(昭和50 年法律第84 号)第23 条に規定される 特定事業所における出火、石油等の漏えいその他の異常な現象をいいます。 平成30 年8月に東京国際空港地区が石油コンビナート等特別防災区域に指定されたことに伴い、 当該区域に所在する特定事業所において、その事業の実施を統括管理する者は、当該特定事業所に おける異常現象の発生について、通報しなければならないこととなりました。 令和6年中に異常現象は2件発生しています。
施設区分 覚知月 事故種別 事故概要 給油取扱所 1月 異常現象 (流出) 航空機に燃料を給油していたところ、航空機側の燃料タンクのエアベント が開いていたことにより、燃料が約20L流出したものである。 給油取扱所 9月 異常現象 (流出) 航空機の緊急燃料放出の点検作業終了後、燃料をセンタータンクからメイ ンタンクに戻す際に右翼のフューエルダンピングノズルの耐圧バルブの閉 鎖異常により、右翼端のノズルから燃料が約50L流出したものである。 第12 表 令和6年中に発生した異常現象
13 - 7 全事故の概要等 ⑴ 火災事故(43 件) No 覚知月 施設区分 死傷者 概要・原因・被害状況 1 1 月 少量危険物 貯蔵取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 少量危険物貯蔵取扱所である工場において、床81 等が焼損し たもの。何らかの原因により反応釜から変性エタノールの可燃性蒸 気が漏れ、攪拌電動機のインバーターリレー接点で着火し、火災に 至ったものと推定される。 2 1 月 一般取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 屋上に設置した非常用発電設備により危険物を消費する一般取扱 所内の配電盤(リレースイッチ)が焼損したもの。配線を誤結線した 状態で遮断機のスイッチを入れたことにより火災に至ったものであ る。 3 2 月 給油取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 給油取扱所(セルフ)において、給油ノズル等が焼損したもの。利 用客が静電気除去パッドに触れた後に給油を行っていたところ、突然 給油口付近から炎があがった。静電気火花により着火した可能性が考 えられるが、出火原因は不明とされている。 4 3 月 一般取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 一般取扱所である工場において、作動油を機械設備に供給する油圧 ユニットのモーターが焼損したもの。当該モーターの回転軸に設置さ れているベアリングが経年劣化により固着し、摩擦熱により発熱した ことで周囲のグリースに着火し、火災に至ったものである。 5 3 月 指定可燃物 貯蔵取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 指定可燃物貯蔵取扱所である作業所において、紙くず1 が焼損し たもの。維持管理不適により回転の悪くなったローラーとガイドレー ルが擦れて発生した高温の鉄粉が落下したことで、紙くずに着火し、 火災に至ったものである。 6 3 月 指定可燃物 貯蔵取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 指定可燃物貯蔵取扱所である木材チップの製造工場において、床3 2 が焼損したもの。出火原因は不明である。 7 3 月 少量危険物 貯蔵取扱所 死者 0 人 負傷者 2 人 少量危険物貯蔵取扱所兼指定可燃物貯蔵取扱所である作業場にお いて、作業員2名の着衣が焼損したもの。機械設備を修繕するための 脱脂作業でパーツクリーナーを使用した後、十分な換気をせずに溶接 作業をおこなったため、溶接火花が引火性気体に引火し火災に至った ものである。 なお、本火災で傷者が2名発生している。 8 3 月 指定可燃物 貯蔵取扱所 9 4 月 一般取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 一般取扱所であるごみ処理場において、鉄ごみ2 が焼損したも の。鉄ごみを圧縮するための設備内で当該鉄ゴミに混入したリチウム イオン電池が鉄ごみの自重により破損、短絡し出火したと推定され る。 10 4 月 少量危険物 貯蔵取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 非常用発電設備により危険物を消費する少量危険物貯蔵取扱所に おいて、自動制御装置のリレーユニット基盤1台等が焼損したもの。 当該リレーユニットの交換作業中に、ワニ口クリップを誤った端子の ボルト部分に接触させたため、短絡し出火したものである。 11 5 月 無許可施設 死者 0 人 負傷者 0 人 断熱工事を行うため、建物の屋上において接着剤等を使用していた 施設において、外壁5 、断熱材、接着剤2缶等が焼損したもの。作 業員が断熱材の上に第四類第一石油類(非水溶性)に該当する接着剤 を撒き、延ばす作業をしていた際、突然手元から発火した。出火原因 は静電気による可能性が考えられるが不明である。 なお、火災発生後の調査において、当該施設は許可を受けることな く指定数量以上の危険物に該当する接着剤等の貯蔵等を行っている 無許可施設であることが確認された。 12 5 月 一般取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 一般取扱所である工場において、蝋若干が焼損したもの。工場に設 置されている槽内の固まった蝋を溶かすためヒーターで加熱したと ころ、ヒーターの先端が溶けた蝋の液面から露出し露出部に付着して いた蝋が異常に加熱され出火したものである。 13 5 月 一般取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 一般取扱所である研究所において、真空ポンプとモーターの回転軸 を接続するカップリング内のスリーブが焼損したもの。何らかの原因 によりスリーブが破損した状態でモーターが回転し続けたことによ り摩擦熱が生じ出火したものである。 14 6 月 一般取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 一般取扱所である荷捌き場において、樹脂製パレット4枚及び木板 若干が焼損したもの。積荷作業終了後のトラックのDPF装置を起動 した際、トラックの排気管が周囲に存置された樹脂製パレットに接触 していたため、パレットが加熱され出火したものである。
14 - No 覚知月 施設区分 死傷者 概要・原因・被害状況 15 6 月 一般取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 一般取扱所である実験工場において、エンジン若干及びライト1個 が焼損したもの。点検用のライトがエンジンの排気パイプに接触した 状態でエンジンを始動したため、ライト内部のリチウムイオンバッテ リーが過熱し出火したものである。 16 6 月 少量危険物 貯蔵取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 少量危険物貯蔵取扱所兼指定可燃物貯蔵取扱所である作業所にお いて、バッテリー及び古紙若干が焼損したもの。古紙にバッテリーが 混入していたため、当該古紙をプレス梱包機に入れ圧縮した際に出火 したものである。 17 6 月 指定可燃物 貯蔵取扱所 18 7 月 少量危険物 貯蔵取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 少量危険物貯蔵取扱所である実験室において、実験器具等が焼損し たもの。洗浄するために実験器具内にキシレンを入れ加熱したが、キ シレンよりも引火点の低い不純物の可燃性蒸気が密閉の甘い実験器 具の隙間から漏えいし、近傍の防爆仕様ではないファンの火花に引火 したと推定される。 19 7 月 一般取扱所 死者 0 人 負傷者 1 人 一般取扱所である工場において、作業者の着衣及び電気設備のキュ ービクル若干が焼損したもの。電気設備の電圧測定作業終了後、金網 を元に戻す作業を実施していた際、金網が誤って通電部分に接触し出 火したものである。 なお、本火災により、傷者1人が発生している。 20 7 月 指定可燃物 貯蔵取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 指定可燃物貯蔵取扱所であるリサイクル工場において、ゴミ10㎥ 等が焼損したもの。重機で廃材を圧縮梱包機内に入れる作業中に出火 したものだが、出火原因は不明である。 21 8 月 一般取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 一般取扱所である採掘場において、重機に附随するリチウムイオン バッテリー等が焼損したもの。過放電状態のリチウムイオンバッテリ ーが急速充電された際、過充電状態となり発熱したことで出火したも のである。 22 9 月 指定可燃物 貯蔵取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 指定可燃物貯蔵取扱所であるぼろ等を保管する倉庫が全焼したも の。クレーン用の低圧進相コンデンサが絶縁劣化により内部短絡を起 こし出火したものである。 23 9 月 少量危険物 貯蔵取扱所 (届出無) 死者 0 人 負傷者 1 人 少量危険物貯蔵取扱所兼指定可燃物貯蔵取扱所である古紙リサイ クル業の作業所において、当該作業所が全焼するとともに同敷地内の 隣接建物10 等が焼損したもの。出火原因は不明である。 なお、本火災により、傷者1人が発生している。 24 指定可燃物 貯蔵取扱所 25 9 月 一般取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 一般取扱所である工場において、ヘッドライト用のリチウムイオン ポリマー電池が焼損したもの。充電後の電池を机上に存置していたと ころ出火したものであるが、出火原因は長期にわたり使用されていた こと及び電池に何らかの衝撃が加わり内部で短絡したことと推定さ れる。 26 9 月 給油取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 給油取扱所(フル)において、事務所棟2階の喫煙室の内壁若干等 が焼損したもの。従業員は喫煙室の灰皿内のたばこの吸い殻をゴミ箱 に捨てて退社したが、完全に消火されていなかった吸い殻の火種がゴ ミ箱内のごみに着火したものである。 27 9 月 少量危険物 貯蔵取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 少量危険物貯蔵取扱所である工場において、ごみくず5㎥等が焼損 したもの。ベルトコンベアにて移送中の廃材が出火したものである が、出火原因は不明である。 28 9 月 少量危険物 貯蔵取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 少量危険物貯蔵取扱所である工場において、外壁5 及び屋外に存 するごみくず等20 等が焼損したもの。屋外にある廃電池の集積場 から、何らかの原因で出火したものであるが原因は不明である。 29 10 月 給油取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 給油取扱所(セルフ)において2tトラック若干が焼損したもの。 出火時、エンジンは停止中で運転手は給油のため計量機の操作中であ った。出火原因は不明である。 30 10 月 給油取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 給油取扱所(フル)において、乗用車の配線等が焼損したもの。エ ンジンルーム内の電気配線の接続端子が緩んでいたことにより接触 抵抗が増し、走行するたびに発熱を繰り返した結果、出火したと推定 される。
15 - No 覚知月 施設区分 死傷者 概要・原因・被害状況 31 10 月 一般取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 ガソリンとエンジンオイルの混合攪拌等を行う一般取扱所におい て発生した全焼1棟、部分焼2棟の建物火災。地下タンク貯蔵所から 一般取扱所内の攪拌タンクにガソリンを送油するポンプのスイッチ 操作を誤ったことで、ガソリンが過剰供給され、ガソリンとエンジン オイルの混合油が通気管から流出し、当該混合油の可燃性蒸気が周囲 に設置された給湯器の火源に引火したものである。 32 10 月 少量危険物 貯蔵取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 少量危険物貯蔵取扱所である非常用発電設備において、非常用発電 設備の消煙器が内部から爆発したもの。非常用発電設備の燃料噴射ポ ンプの不具合により未燃焼ガスが発生し消煙器に流れ込み、内部の高 圧放電線で発生したスパークが未燃焼ガスに引火したものである。 33 10 月 少量危険物 貯蔵取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 少量危険物貯蔵取扱所である非常用発電設備において、非常用発電 設備が焼損したもの。作動点検を実施したところ排気口から黒煙が出 たためエンジンを停止したが、排気口から火を確認した。不完全燃焼 により発生した未燃焼ガスが排気系統に流入し、当該未燃焼ガスにア フターファイアが引火し、火災に至ったものである。 34 11 月 一般取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 一般取扱所である工場において、床上操作式クレーンのトロリー線 が焼損したもの。天井クレーンの電源供給用トロリー線の北端にある ジョイント部分で経年劣化により絶縁が破壊され、炭化導電路が生じ たためトラッキングが発生し出火に至ったものである。 35 11 月 指定可燃物 貯蔵取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 指定可燃物貯蔵取扱所である作業場において、ごみ等が焼損したも の。産業廃棄物の処理工程で、ごみに混入したリチウムイオンバッテ リーが破砕機により圧迫切断されたため短絡し出火したものである。 36 11 月 一般取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 一般取扱所である実験施設において、分電盤内の端子台1台及び配 線若干が焼損したもの。端子台本体の樹脂の劣化等により配線接続部 のネジが緩み局所的に抵抗値が増大したことでジュール熱により周 囲の電気部品等に着火したと推定される。 37 11 月 一般取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 一般取扱所である工場において、旋盤機1台を焼損したもの。切削 作業により発生した火花が、油のしみこんだ切粉に着火したものであ る。 38 12 月 少量危険物 貯蔵取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 少量危険物貯蔵取扱所兼指定可燃物貯蔵取扱所である作業所にお いて、床370 が焼損したもの。何らかの火源により集積した紙類 から出火したものであるが原因は不明である。 39 指定可燃物 貯蔵取扱所 40 12 月 指定可燃物 貯蔵取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 指定可燃物貯蔵取扱所である作業場において、ゴミ若干が焼損した もの。ゴミ集積ピット内のプラスチック資源ごみが何らかの火源によ り出火したものと推定されるが原因は不明である。 41 12 月 少量危険物 貯蔵取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 非常用発電設備により危険物を消費する少量危険物貯蔵取扱所に おいて非常用発電設備が焼損したもの。回転整流器に接続された配線 の止ネジとダイオード素子の繋ぎ目が何らかの要因により接触不良 となったため、過熱し、出火に至ったと推定されている。 42 12 月 指定可燃物 貯蔵取扱所 死者 0 人 負傷者 2 人 指定可燃物貯蔵取扱所である工場において、従業員の着衣若干が焼 損したもの。従業員が着用していたズボンの汚れを他の従業員がパー ツクリーナーで落とした後、ズボンを乾かすため電気コンロに近づい たところ、ズボンに染み込んでいた有機溶剤の可燃性蒸気に引火した ものである。 なお、本火災により、傷者2人が発生している。 43 12 月 給油取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 給油取扱所(セルフ)において、バイク1台が焼損したものである。 バイクのホースが損傷していたため、給油時に当該ホースから流出し たガソリンがエンジン部付近に滞留し、何らかの火源により出火した ものである。
16 - ⑵ 流出事故(32 件) No 覚知月 施設区分 死傷者 概要・原因・被害状況 1 1 月 給油取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 給油取扱所(自家用)において、軽油0.5Lが流出したもの。給 油ホースの安全弁接続部が緩んでいたため当該接続部から流出した ものである。 2 2 月 一般取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 一般取扱所である発電所において、A重油約60Lが流出したも の。返油配管を固定する金属製バンドの防振用ゴムが脱落していたこ とにより配管と金属製バンドが摩擦し、配管が破損したことにより流 出したものである。 3 2 月 移動タンク 貯蔵所 死者 0 人 負傷者 0 人 移動タンク貯蔵所において、航空機燃料約1Lが流出したもの。移 動タンク貯蔵所の積込口と注入配管を緊結するための接続部品を固 定するネジ6本のうち1本が何らかの原因により破断したことによ りパッキンに緩みが生じ流出したものと推定される。 4 2 月 一般取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 一般取扱所である工場において、作動油57Lが流出したもの。試 験に用いる機械に作動油を供給する油圧ユニットのポンプ内部に何 らかの原因で破損が生じたことにより、ポンプ外装に孔が開き流出し たものである。 5 3 月 少量危険物 貯蔵取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 少量危険物貯蔵取扱所である地下タンクにおいて、廃油10L が流 出したもの。油量指示計が故障し、ゼロを示していたが、当該故障に 気づかないまま従業員が廃油を圧送し続けたことにより、タンク容量 を超過した廃油が通気管から流出したものである。 6 3 月 給油取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 給油取扱所(自家用)において、給油中の車両から給油ノズルが脱 落し、軽油約20L流出したもの。従業員がトラックに給油をする際、 給油ノズルを給油口に挿入し、給油レバーを石で固定した後、その場 を離れていたため、給油ノズルの脱落及び軽油の流出を発見するまで 時間を要した。 7 3 月 給油取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 給油取扱所(自家用)において、軽油が約11L 流出したもの。給 油ノズルのレバーを給油状態で固定し給油を行い、オートストップ機 構が作動して給油が停止した。その際、給油レバーの固定を解除しな いまま懸垂式固定給油設備に給油ノズルを収納したが、その後、給油 ノズルを下降させた際に一時的に停止していた給油停止が解除され、 流出したものである。 8 4 月 運搬車両 死者 0 人 負傷者 0 人 共同住宅敷地内の屋外駐車場において、危険物を運搬する車両から 軽油10Lが流出したもの。荷台に積載していた危険物運搬容器のキ ャップが緩んだ状態で倒れたため流出したものである。 9 4 月 給油取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 給油取扱所(セルフ)において、軽油若干が流出したもの。給油ノ ズルを給油口に挿した車両が、サイドブレーキが甘かったことで前進 し、給油ホースに負荷がかかったことにより安全継手が離脱し、給油 ホースの根元から流出したものである。 10 5 月 移動タンク 貯蔵所 死者 0 人 負傷者 0 人 移動タンク貯蔵所において、軽油20Lが路上に流出したもの。移 動タンク貯蔵所の注油ノズルで第2槽の軽油を第1槽に移す作業を 行う際、注油状態で固定するためにノズルレバーに石を挟み、かつ、 ノズルを注油口の蓋で挟んで固定していたが、何らかの原因でノズル が脱落したため流出したものである。 11 5 月 給油取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 給油取扱所(フル)において、軽油若干が流出したもの。何らかの 要因により地下貯蔵タンクから固定給油設備に至る地下埋設配管に ピンホールが発生し、当該ピンホールから流出したものである。 12 6 月 一般取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 一般取扱所である荷捌き場において、塗料(第四類第二石油類)約 3Lが流出したもの。塗料2缶が入った段ボール箱をフォークリフト で搬送する際、フォークリフトの旋回中に段ボールが落下し、流出し たものである。 13 6 月 少量危険物 貯蔵取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 屋内で危険物を貯蔵する少量危険物貯蔵取扱所において、重油若干 が流出したもの。解体工事中に、保管されていたドラム缶を動かした ところ、ドラム缶が腐食していたため流出したものである。 14 6 月 運搬車両 死者 0 人 負傷者 1 人 運搬車両において運搬していた軽油約2Lが流出したもの。運搬車 両の前方車両の急ブレーキにより衝突事故が発生し、その衝撃により 荷台に積載し運搬していた軽油が流出したものである。 なお、本流出により傷者1名が発生している。
17 - No 覚知月 施設区分 死傷者 概要・原因・被害状況 15 6 月 一般取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 移動タンク貯蔵所への充填等を行う一般取扱所において、航空機燃 料約4Lが流出したもの。一般取扱所内の移動タンク貯蔵所の機能点 検を行う施設に設置された模擬給油口の閉止弁が損傷していたため、 点検作業後に当該箇所から流出したものである。 16 6 月 少量危険物 貯蔵取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 少量危険物貯蔵取扱所である屋外タンクにおいて、灯油若干が流出 したもの。タンク下部の配管に取り付けられたフィルターが何らかの 原因により破損し、流出したものである。 17 7 月 一般取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 屋上に設置した非常用発電設備で危険物を消費する一般取扱所に おいて、A重油約530Lが流出したもの。屋内貯蔵タンクから当該 一般取扱所の燃料小出槽へ送油した際、点検に伴い非常用発電設備の 自動始動盤が電源遮断されていたため、燃料小出槽の満了自動停止機 能が動作せず、燃料小出し槽の容量を超えて流出したものである。 18 7 月 一般取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 一般取扱所である発電所において、潤滑油約800Lが流出したも の。発電所内の潤滑油を供給する配管が発電設備タービンの回転に伴 う共振により想定以上に振動したため、疲労による亀裂が生じ、流出 したものである。 19 7 月 地下タンク 貯蔵所 死者 0 人 負傷者 0 人 地下タンク貯蔵所において、重油約2.5Lが流出したもの。地下 貯蔵タンクから一般取扱所への送油配管上の逆止弁に設置されたア ームボルトが設計不良により締め付けが不足していたため、当該アー ムボルトから流出したと推定される。 20 7 月 地下タンク 貯蔵所 死者 0 人 負傷者 0 人 地下タンク貯蔵所において、重油約7.5Lが流出したもの。地下 貯蔵タンクから一般取扱所への送油配管上の逆止弁に設置されたア ームボルトの設計不良及びフランジの経年劣化による緩みにより流 出したと推定される。 21 7 月 一般取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 エンジン付きのポンプ設備により危険物を消費する一般取扱所に おいて、重油約1Lが流出したもの。ポンプへの送油配管上の可とう 管継手のボルト締め付けが不十分であったため、ポンプ運転時の振動 により緩み、可とう管継手の根本から流出したと推定される。 22 7 月 少量危険物 貯蔵取扱所 死者 0 人 負傷者 2 人 研究所内の少量危物貯蔵取扱所において、第四類第一石油類(非水 溶性)に該当する溶剤若干が流出したもの。圧力貯蔵容器から溶剤の 小分け作業を行う際、容器の開放操作を誤ったため溶剤が流出したも のである。 なお、本流出により傷者2名が発生している。 23 8 月 一般取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 地階の電気室に設置した非常用発電設備で危険物を消費する一般 取扱所において、巡回中の警備員が、約5,900Lの重油の流出を 発見したもの。地下貯蔵タンクから当該一般取扱所の燃料小出槽への 送油配管のフランジのパッキンに亀裂が入ったことにより流出した ものである。 24 8 月 給油取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 給油取扱所(自家用)において、軽油0.5Lが流出したもの。バ スへの給油を実施後、車両に給油ノズルが挿入されたままバスを移動 させたため、展張された給油ホースが安全継手により離脱した際、給 油ノズルに残っていた軽油が流出したものである。 25 9 月 給油取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 給油取扱所(セルフ)において、軽油若干が流出したもの。利用客 が給油終了後、給油ノズルを車両に挿したまま一時的にその場を離れ た後、車両に戻った際に、給油ノズルを挿したままであることを失念 し車両を発進させたため、給油ホースが安全継手により離脱し、流出 したものである。 26 9 月 少量危険物 貯蔵取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 少量危険物貯蔵取扱所である屋外タンクにおいて、灯油約200L が流出どめ内に流出したもの。当該タンクに何らかの原因により穴が 開いたため流出したものである。 27 10 月 仮貯蔵・ 仮取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 ドライコンテナにおいて危険物を仮貯蔵する施設において、第四類 第二石油類(非水溶性)に該当する接着剤60Lが流出したもの。接 着剤の入ったドラム缶をドライコンテナに積載した際に何らかの原 因でドラム缶に亀裂が入ったため流出したと推定される。 28 10 月 地下タンク 貯蔵所※ 死者 0 人 負傷者 0 人 地下貯蔵タンクと接続された施設から軽油約2,500Lが流出し たもの。地下タンク貯蔵所の定期点検に伴い、地下貯蔵タンクから屋 内タンク(少量危険物貯蔵取扱所)への送油配管上の常時閉鎖バルブ を開放したが、点検終了時に当該バルブを閉鎖し忘れた。このことに より、地下貯蔵タンクから屋内タンクに軽油が自然流下により供給さ れ続け、タンク容量を超えた軽油が流出したものである。
18 - No 覚知月 施設区分 死傷者 概要・原因・被害状況 29 11 月 給油取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 給油取扱所(セルフ)において、灯油5Lが流出したもの。利用客 が固定注油設備から灯油をポリタンクに注油した際、危険物運搬容器 の亀裂から流出したものである。 30 11 月 地下タンク 貯蔵所 死者 0 人 負傷者 0 人 地下タンク貯蔵所において、重油約740Lが流出したもの。地下 貯蔵タンクと建物屋上に設置された一般取扱所の燃料小出槽をつな ぐ返油配管上に設置された電磁弁が、本来は返油ポンプの作動時のみ 開放するべきところ、設計不良により常時開放状態となっていたた め、燃料小出槽内の重油がサイフォン現象により地下貯蔵タンクに流 下し続け、注入口から流出したものである。 31 12 月 給油取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 給油取扱所(自家用)において、ガソリン1.41Lが流出したも の。固定給油設備のエアセパレーター内のフロートが、内部に混入し たごみにより固着したことで流出したと推定される。 32 12 月 給油取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 給油取扱所(セルフ)において、灯油3Lが流出したもの。利用客 が固定注油設備から灯油をポリタンクに注油した際、危険物運搬容器 の破損箇所から流出したものである。 ※ 地下タンク貯蔵所と接続された屋内タンク(少量危険物貯蔵取扱所)から危険物が流出した事故であるが、流出 量が指定数量以上であるため地下タンク貯蔵所の事故として計上する。
19 - ⑶ その他の事故(105 件) No 覚知月 施設区分 死傷者 概要・原因・被害状況 1 1 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(セルフ)において、給油ノズルが破損したもの。誤っ て給油口が反対側となる位置の固定給油設備前に車両を進入させた 利用客が、隣の給油レーンに移動するために車両を後退させたとこ ろ、車両前方と給油ノズルが接触したものである。 2 1 月 移動タンク 貯蔵所 死者 0人 負傷者 0人 移動タンク貯蔵所の一部が交通事故により破損したもの。移動タ ンク貯蔵所が丁字路交差点を左折する際に静止物との接触したもの である。 3 1 月 移動タンク 貯蔵所 死者 0人 負傷者 0人 移動タンク貯蔵所が交通事故により破損したもの。灯油の販売の ため道路左側に停車していたところ、居眠り運転をしていた乗用車 が、センターラインを越えて走行し、衝突したものである。 4 1 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(フル)において、洗車機が破損したもの。乗用車を洗 車機内に移動させる際、ブレーキとアクセルを間違え、乗用車が洗 車機に接触したものである。 5 2 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(セルフ)において、キャノピーが破損したもの。大型 車両が給油レーンに進入後、給油口が反対側であったため別のレー ンに入り直そうと後退したところ、運転操作を誤り固定注油設備の キャノピーに接触したものである。 6 2 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(セルフ)において、衝突防止措置が破損したもの。給 油を終えた大型車両が出庫しようとした際、運転操作を誤り、衝突 防止措置に接触したものである。 7 2 月 地下タンク 貯蔵所 死者 0人 負傷者 0人 地下タンク貯蔵所の定期点検において、気密異常が確認されたも の。その後の調査により通気管の地盤面からの立ち上がり部分に破 損が確認されたもので危険物の流出はない。 8 3 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(フル)において、事務室の外壁が破損したもの。従 業員が乗用車を洗車機で洗車しようとした際に車両の操作を誤り、 洗車機前面の外壁に接触したものである。 9 3 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(セルフ)において、給油ノズルが破損したもの。利 用客が給油レーンに進入する際、乗用車の左前部が給油ノズルに接 触したものである。 10 3 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(セルフ)において、防火塀が破損したもの。利用客 が乗用車を洗車機に駐車させようとしたところ、運転操作を誤り防 火塀に接触したものである。 11 3 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(セルフ)において、給油ノズルが破損したもの。利 用客が給油レーンに進入する際、乗用車の左側が給油ノズルに接触 したものである。 12 3 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(フル)において、給油ホースが破損したもの。利用客 が車両を給油レーンに進入させた際に、従業員が給油口に給油ノズ ルを挿入していたが、利用客はそのことに気づかないまま、給油の 注文をキャンセルし発進させたため、挿入されていた給油ノズルが 引っ張られ、給油ホースが脱落したものである。 13 3 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(セルフ)において、給油ノズルのトリガーカバーが 破損したもの。利用客が給油レーンに進入し、車両のドアを開けた ところ、強風によりドアが想定以上に開き、給油ノズルに接触した ものである。 14 3 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(セルフ)において、看板の支柱が破損したもの。荷 卸しを終えた移動タンク貯蔵所が公道に出ようとした際、リアオー バーハングにより車両の右後方が看板支柱に接触したものである。 15 3 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(セルフ)において、衝突防止装置(ガードポール) が破損したもの。利用客が固定注油設備の前に車両を停車させる 際、ブレーキ操作が遅れたことにより、ガードポールに接触したも のである。 16 3 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 1人 給油取扱所(セルフ)において、作業スペースの壁体が破損した もの。利用客が固定給油設備と車両の給油口の向きを誤って反対に 停車したため、従業員の指示で方向転換を行った際に、アクセルと ブレーキを踏み間違え壁体に接触したものである。 なお、本破損事故により傷者1名が発生している。 17 3 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(セルフ)において、通気管が破損したもの。利用客 のトラックが給油レーンに進入する際、車両左後部が通気管に接触 したものである。
20 - No 覚知月 施設区分 死傷者 概要・原因・被害状況 18 3 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(セルフ)において、尿素水溶液供給機が破損したも の。利用客がトレーラーに燃料を補給するために敷地内を走行して いたところ、コンテナ部分が水素水溶液供給機に接触したものであ る。 19 3 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(セルフ)において、衝突防止装置(ガードポール) が破損したもの。利用客の車両が、給油レーンに進入しようと前進 した際、車両左前方下部がガードポールに接触したものである。 20 4 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(セルフ)において、給油ノズルが破損したもの。利 用客がバイクへの給油を終えて発進させた際、バイクのステップに 給油ホースが引っかかったため、給油ホースが安全継手により離 脱、給油ノズルが落下したものである。 21 4 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(セルフ)において、固定給油設備及び衝突防止装置 (ガードポール)を破損したもの。利用客が車両の運転操作を誤り ガードポールに接触し、その衝撃でなぎ倒されたガードポールによ り固定給油設備が破損したものである。 22 4 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(セルフ)において、固定給油設備及びキャノピーの 柱等が破損したもの。利用客がバスへの給油を終え発進させた際、 バスの左後方が給油ホース及び給油ノズル等に接触し、さらにバス を後退させた際、キャノピーの柱及び看板に接触したものである。 23 4 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(セルフ)において固定給油設備が破損したもの。利 用客の車両が給油レーンに進入した際、給油ホースに近寄りすぎて 運転席のドアを開けられなかったため、車両を後退させ切返そうと したところ、運転操作を誤り、固定給油設備に接触したものであ る。 24 4 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(セルフ)において、防火壁が破損したもの。利用客 が車両を後退中に運転操作を誤り、防火壁に接触したものである。 25 4 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(セルフ)において、給油ノズルが破損したもの。利 用客が給油をするために給油レーンに進入しようとした際、運転操 作を誤り固定給油設備に接触し、給油ノズルが落下したものであ る。 26 4 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(セルフ)において、給油ノズルが破損したもの。利 用客が大型トラックで給油レーンに進入する際に、トラックに給油 ホースが引っ掛かり、給油ノズルが脱落したものである。 27 5 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(フル)において、固定給油設備が破損したもの。利 用客が、給油のために車両を前進させた際に、ブレーキとアクセル を踏み間違え、固定給油設備に衝突したものである。 28 5 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(フル)において、給油ホース等が破損したもの。従 業員が給油中に固定給油設備から離れたため、給油が終わったと勘 違いした利用客が車両を発進させた結果、安全継手が離脱し、給油 ホースが脱落したものである。 29 5 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(セルフ)において、固定注油設備及び注油ノズルが 破損したもの。利用客が車両を固定給油設備の横に停車した際に、 パーキングとバックのシフト操作を誤り、バックギアに入れた状態 でブレーキを解除したため、車が後退し、更にアクセルとブレーキ 操作を誤ったため、固定注油設備に接触したものである。 30 5 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(セルフ)において、精算機が破損したものである。 利用客が給油を終え、出口へ向かったが曲がり切れなかったため、 切り返そうと後退した際に精算機に接触したものである。 31 5 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(セルフ)において、洗車機の操作盤が破損したも の。利用客が店舗事務所前に乗用車を停車させようとしたところ、 アクセルとブレーキを踏み間違えたことにより、洗車機の操作盤に 接触したものである。 32 5 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(セルフ)において、洗車機の精算機が破損したも の。利用客が洗車機を使用するために乗用車を精算機近くに移動さ せた際に車両右前方が洗車機の精算機に接触した。その後、一度後 退し、前進させたところ再度、精算機に接触したものである。 33 5 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(セルフ)において防火壁が破損したもの。利用客の 乗用車が、駐車位置から後退で出ようとした際に防火壁に接触した ものである。
21 - No 覚知月 施設区分 死傷者 概要・原因・被害状況 34 5 月 高圧ガス 関係施設 死者 0人 負傷者 1人 高圧ガス関係施設において、一酸化窒素回収容器で爆発したも の。一酸化窒素を精製する工程において、本来冷却されるはずの一 酸化窒素回収容器が何らかの原因により冷却されなかったことによ り容器の内圧が高まり爆発したものと推定される。 なお、本爆発により傷者1名が発生している。 35 5 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(自家用)において、固定給油設備の電磁弁が経年劣 化により破損したもの。 36 5 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(セルフ)において、固定給油設備が破損したもの。 利用客が給油しようとした際、乗用車の内輪差により、固定給油設 備に接触したものである。 37 5 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(セルフ)において、衝突防止装置(ガードポール) が破損したもの。利用客は給油をしようとしたが、乗用車と固定給 油設備との間隔が離れていたため、乗用車を一度前進させ、後退し ながら固定給油設備に寄せようとした。その際に乗用車の左後方と ガードポールが接触したものである。 38 5 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(セルフ)において、給油ノズルが破損したもの。利 用客が、給油するために乗用車を後退させた際に、車両後部が給油 ノズルに接触したものである。 39 6 月 屋内タンク 貯蔵所 死者 0人 負傷者 0人 屋内タンク貯蔵所において、不活性ガス消火設備(窒素)が誤放 出したもの。水漏れの影響により当該消火設備の電気配線不良が発 生し、不活性ガスの誤放出に至ったと推定される。 40 6 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(自家用)において、排水溝のコンクリートの一部が 破損したもの。排水溝のコンクリートの一部が剥離していたもので あるが、原因は不明である。 41 6 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(セルフ)において、給油ホースが脱落したもの。利 用客が給油ノズルを給油口に差したまま乗用車を発進したため、給 油ホースの安全継手が外れ、脱落したものである。 42 6 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(セルフ)において、固定給油設備が破損したもの。 利用客がダンプカーを後退させ給油レーンに進入しようとした際 に、左側後方の荷台部分が固定給油設備に接触したものである。 43 6 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(フル)において、事務所外壁が破損したもの。利用 客が給油後に発進しようとした際にアクセルとブレーキを踏み間違 えたため、事務所外壁に接触したものである。 44 6 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(セルフ)の地下貯蔵タンクにおいて、気密異常が確 認されたもの。地下貯蔵タンク及び通気管の気密試験を実施したと ころ、通気管に気密異常が認められた。なお、原因は経年劣化等に よる地下埋設部分の腐食等と推定される。 45 6 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(フル)において、地下貯蔵タンクの液面計と台座間 のパッキンが破損したもの。地下貯蔵タンクの漏れの点検を行った ところ、タンク上部に設置された液面計付近に気密異常が確認され たため、液面計の改修作業を行ったところ、パッキンが劣化、破損 していたものである。 46 6 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(セルフ)において、給油ノズルが破損したもの。利 用客が給油を終えた後、ハンドルを左に切りながら前進したところ 車両の右後方が給油ノズルに接触したものである。 47 6 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(セルフ)において、電源コンセントの支柱が破損し たもの。利用客の乗用車が給油取扱所内に設置されたカーブミラー の支柱に接触し、屈曲させたことによりカーブミラーの支柱が電源 コンセントの支柱に接触したものである。 48 6 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(セルフ)において、固定給油設備のアイランドが破 損したもの。利用客の乗用車が給油レーンにバックで進入した際に 左前輪が接触したものである。 49 7 月 地下タンク 貯蔵所 死者 0人 負傷者 0人 地下タンク貯蔵所において、点検時に気密異常が確認されたも の。配管の気密試験を実施した結果、廃油用の配管にピンホールが 発生していたものである。 50 7 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(セルフ)において、屋外コンセントが破損したも の。利用客が、乗用車の給油口が反対側となる給油レーンに誤って 入ったため、向きを変えようと後退して切り返しをしているうち に、乗用車の左前と屋外コンセントが接触したものである。
22 - No 覚知月 施設区分 死傷者 概要・原因・被害状況 51 7 月 地下タンク 貯蔵所 死者 0人 負傷者 0人 地下タンク貯蔵所において、軽油と重油のコンタミが発生したも の。重油の貯蔵等を行うための地下貯蔵タンクに誤って軽油が荷下 ろしされていたが、地下貯蔵タンクと接続された少量危険物貯蔵取 扱所の非常用発電設備の点検等に伴い燃料消費した際は、附随する 燃料小出槽には重油が荷下ろしされていたため、当該重油が地下タ ンク貯蔵所に返油されたこと等によりコンタミしたものと推定され る。 52 7 月 少量危険物 貯蔵取扱所 死者 0人 負傷者 0人 屋上に設置した非常用発電設備及び燃料小出槽により重油を貯蔵 し又は取り扱う少量危険物貯蔵取扱所において、軽油と重油のコン タミが発生したもの。燃料小出槽に誤って軽油が荷下ろしされてい たが、非常用発電設備の点検等により燃料消費した際は重油を荷下 ろししたため、軽油と重油のコンタミが発生したものである。 53 7 月 少量危険物 貯蔵取扱所 死者 0人 負傷者 0人 No.52と同建物に設置された別の非常用発電設備において同 様のコンタミが発生したもの。 54 7 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(セルフ)において、給油ノズルが破損したもの。利 用客のマイクロバスが給油レーンに進入する際に、右前方が給油ノ ズルに接触したものである。 55 7 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(セルフ)において、固定給油設備が破損したもの。 利用客が給油を終えた後、乗用車を敷地内で方向転換のため後退さ せた際、固定給油設備に接触したものである。 56 7 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 1人 給油取扱所(セルフ)において、キャノピーの柱等が破損したも の。給油取扱所に進入しようとした車両が後続車両から追突された 勢いでキャノピーの柱等に衝突したものである。 なお、本破損事故により傷者1名が発生している。 57 7 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(フル)において、給油ホースが脱落したもの。自分 の車両に給油を行っていた従業員が別の利用客の接客を行っていた ため、給油が終了したと勘違いした運転手が、給油中の軽トラック を発進させたものである。 58 7 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(セルフ)において、固定注油設備のキャノピーが破 損したもの。利用客の大型トラックが給油レーンに向かった際に荷 台コンテナの右後方が接触したものである。 59 7 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(フル)において、軽油の専用タンクにガソリンがコ ンタミしたもの。移動タンク貯蔵所から軽油を荷下ろししていた 際、移動タンク貯蔵所のガソリンタンク層の底弁が何らかの要因に より正常に作動しなかったことによるものと推定される。 60 7 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(セルフ)において、固定給油設備及び給油ノズルが 破損したもの。利用客は大型トラックの給油を終えた後、当該給油 取扱所から退店するために一度後退してから右に旋回し前進したと ころトラックの左後方が接触したものである。 61 8 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(セルフ)において、洗車機が破損したもの。利用客 が乗用車を洗車場から後退させた際にリアバンパーが洗車機の右側 面に接触したものである。 62 8 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(フル)において、照明のポールが破損したもの。給 油を終えた後の車両が左折で給油取扱所から出ようとした際に、車 両右後方が接触したものである。 63 8 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(セルフ)において、給油ノズルが破損したもの。利 用客が大型トラックの給油を終えた後、給油レーンから出る際に後 退後に右旋回しながら前進したところ、トラック左後方が接触した ものである。 64 8 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(自家用)において、給油ノズルが破損したもの。懸 垂式固定給油設備の給油ノズルを上昇させる際に、ハンドルを握っ たまま上昇させたため荷重のかかったハンドル部分が破損したもの である。 65 8 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(セルフ)において、精算機が破損したもの。利用客 が給油レーンに進入後、固定給油設備に近づけるために再度右方向 に前進した際に車両右前方が精算機に接触したものである。 66 8 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(セルフ)において、犬走が破損したもの。利用客が 事務所前に乗用車を停車しようとした際に左前輪が接触したもので ある。
23 - No 覚知月 施設区分 死傷者 概要・原因・被害状況 67 8 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(セルフ)において、固定給油設備が破損したもの。 利用客が給油するため乗用車を後退させた際にハンドル操作を誤っ たため接触したものである。 68 8 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(セルフ)において、衝突防止装置(ガードポール) が破損したもの。利用客が大型トレーラーの給油を終えた後、ハン ドルを左に切りながら前進した際に内輪差により接触したものであ る。 69 8 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(セルフ)において、洗車機附属設備が破損したも の。利用客が乗用車を洗車機に向かって前進させた際、乗用車右前 方が接触したものである。 70 8 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(セルフ)において、衝突防止装置(ガードポール) が破損したもの。利用客が給油を行うため、乗用車を給油レーンに 進入させた際、左後方ドア付近を接触したものである。 71 8 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(セルフ)において、固定給油設備が破損したもの。 利用客が給油をするため、乗用車を給油レーンに進入させた際に接 触したものである。 72 8 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(フル)において、給油ホースが脱落するとともに固 定給油設備が破損したもの。従業員が給油を行っている最中に、利 用客が車両を前進させたことにより継手給油ホースが展張され、接 触した固定給油設備のパネルを破損した後、脱落したものである。 73 8 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(セルフ)において、固定給油設備が破損したもの。 利用客が給油をするために作業車を前進させた際に接触したもので ある。 74 9 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(セルフ)において、洗車機が破損したもの。洗車機 で車両を洗車中に洗車機が一時停止したため、再稼働するためにハ ンドルを切りながら後退したところ、左ミラーが洗車機に接触した ものである。 75 9 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(セルフ)において、給油ノズルが破損したもの。利 用客が給油レーンに進入しようと乗用車を前進させた際に、左前方 が給油ホース2本に接触し、給油ノズル2本が落下しものである。 76 9 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(フル)において、固定給油設備及び給油ホースが破 損したもの。利用客が大型バスの給油を行おうとした際に、左ミラ ーのステーが固定給油設備に接触したものである。 77 9 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(セルフ)において、衝突防止装置(ガードポール) が破損したもの。荷下ろしのために移動タンク貯蔵所を駐車した際 にサイドブレーキを引き忘れていたため、傾斜により後退し、接触 したものである 78 9 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(フル)において、可燃性蒸気回収装置が破損したも の。利用客が2tトラックの給油を終えて後退した際、車両後方が 可燃性蒸気回収装置に接触したものである。 79 9 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(フル)において、固定給油設備が破損したもの。利 用客のトラックが固定注油設備のキャノピーに接触したものであ る。 80 9 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(フル)において、給油ノズルが破損したもの。利用 客の車両が給油ノズルに接触したものである。 81 9 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(自家用)において、給油ノズルの安全継手可動部が 破損したもの。当該可動部に滲みを発見したため確認を行ったとこ ろ、可動部に隙間が生じる状態になっていたものである。 82 10 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(セルフ)において、キャノピー支柱の化粧板を破損 したもの。利用客が、給油後に乗用車を洗車機に入れようと後退さ せた際に接触したものである。 83 10 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(セルフ)において、固定給油設備及び給油ノズルが 破損したもの。利用客が給油レーン内で乗用車を後退させた際に左 後方が固定給油設備に接触したものである。 84 10 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(セルフ)において、給油ノズルが破損したもの。利 用客が乗用車を固定給油設備の横に停車しようとした際に、ハンド ル操作を誤り給油ノズルに接触したものである。 85 10 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(セルフ)において、利用客が給油のために給油レー ンに進入する際、給油ノズルのジョイント部分に接触したものであ る。
24 - No 覚知月 施設区分 死傷者 概要・原因・被害状況 86 10 月 地下タンク 貯蔵所 死者 0人 負傷者 0人 地下タンク貯蔵所において、給油口ボックス等が破損したもので ある。敷地内でトラックを移動させた際にハンドル操作を誤り、給 油口ボックスに接触したものである。 87 10 月 地下タンク 貯蔵所 死者 0人 負傷者 0人 地下タンク貯蔵所において、SF二重殻タンクの外殻が破損した もの。定期点検時に気密異常が確認されたため、追加調査を行った ところ、何らかの原因により外殻が破損したと推定されるもの。 88 10 月 地下タンク 貯蔵所 死者 0人 負傷者 0人 地下タンク貯蔵所において、気密異常が確認されたもの。定期点 検の際に気密異常が確認されたため、配管系統ごとに再度気密試験 を実施したところ、通気管に気密異常が発生していることを確認し たものである。 89 11 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(セルフ)において、キャノピーが破損したもの。利 用客がトラックの給油を行うため、後退しながら給油レーンに進入 しようとした際、車両右後方がキャノピーに接触したものである。 90 11 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(セルフ)において、給油ホースが脱落したもの。利 用客が大型トレーラーの給油を終えた後、給油ノズルを給油口に差 したまま前方に走行したため給油ホースが安全継手により脱落した ものである。 91 11 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(セルフ)において、通気管等が破損したもの。荷下 ろしのために停車しようとした移動タンク貯蔵所がハンドル操作を 誤り、通気管に接触し、さらに前進した際に、バンパーが通気管の カップリングに接触したものである。 92 11 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(セルフ)において防火塀が破損したもの。利用客 が、洗車機に乗用車を入れるため切り返しをした際、左ドアミラー が塀防火塀に接触したものである。 93 11 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(セルフ)において、精算機及び防火壁等が破損した もの。利用者は給油口が反対側となる給油レーンに入ったため後退 したところ、車両後方が精算機等に接触した。なお、精算機等が転 倒したことにより、防火壁も破損したものである。 94 11 月 一般取扱所 死者 0人 負傷者 0人 一般取扱所において、不活性ガス(CO2)消火設備が誤放出し たもの。作業員が当該消火設備の点検作業をする際、試験用の窒素 ガスのみ放出する予定のところ、作業手順を誤り不活性ガス(CO 2)消火設備の誤放出に至ったものである。 95 11 月 地下タンク 貯蔵所 死者 0人 負傷者 0人 地下タンク貯蔵所において、気密異常が確認されたもの。定期点 検に伴い配管全体の気密試験を行ったところ、通気管で気密漏れが 発生していることを確認した。その後の調査で通気管の埋設部分の 気密異常であることが確認されたものである。 96 12 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(セルフ)において、衝突防止装置(ガードポール) が破損したもの。利用客が乗用車に給油するため固定給油設備へ接 近したところ、目測を誤り接触したものである。 97 12 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(セルフ)において、ガイドレール及び天井材が破損 したもの。トラックが後退した際、手洗い洗車場のガイドレールに 接触し、その状態で前進したためガイドレールが湾曲し、ガイドレ ールが取り付けられている天井材が破損したものである。 98 12 月 高圧ガス 関連施設 死者 0人 負傷者 0人 高圧ガス関連施設である圧縮天然ガス充填設備から圧縮天然ガス が漏えいしたもの。ガス貯蔵容器の開閉バルブ取付ナットが緩んだ ことにより漏えいしたものである。 99 12 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(セルフ)において、給油ノズルが破損したもの。利 用客が給油を行うため、乗用車の運転席ドアを開き後方を覗き込ん だ状態で給油レーンに後退した際、給油ノズルに接触したものであ る。 100 12 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(フル)において、防火塀が破損したもの。車載ナビ の設定操作をしながら脇見運転していた車両が意図せず当該給油取 扱所に進入し、防火塀に接触したものである。 101 12 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(セルフ)において、注油ノズルが破損したもの。利 用客が固定注油設備で灯油を注油した後、注油ノズルを落下させて しまったものである。 102 12 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(セルフ)において、給油ノズルが破損したもの。利 用客が観光バスを後退させたところ、左後方を給油ノズル等に接触 させたものである。
25 - No 覚知月 施設区分 死傷者 概要・原因・被害状況 103 12 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(セルフ)において、給油ホースが脱落するとともに 給油ノズルが破損したもの。利用客は、給油後、4tトラックの給 油口に給油ノズルを挿したまま発進したため、給油ホースが安全継 ぎ手により脱落し、当該給油ホース及び給油ノズルを前輪で踏みつ けたものである。 104 12 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(セルフ)において、固定給油設備、給油ノズル、キ ャノピーの柱が破損したもの。利用客が給油レーンに進入しようと した際、ハンドル操作を誤ったため車両右前方が固定給油設備及び キャノピー柱に接触したものである。 105 12 月 給油取扱所 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所(フル)において、固定給油設備が破損したものであ る。利用客が、給油レーンに進入しようとした際に、固定給油設備 に接触したものである。
26 - ⑷ 死傷者の発生した事故の抜粋※(11 件) No 覚知月 施設区分 死傷者 概要・原因・被害状況 1 3 月 給油取扱所 死者 0 人 負傷者 1 人 給油取扱所(セルフ)において、作業スペースの壁体が破損したも の。利用客が固定給油設備と車両の給油口の向きを誤って反対に停 車したため、従業員の指示で方向転換を行った際に、アクセルとブレ ーキを踏み間違え壁体に接触したものである。 なお、本破損事故により傷者1名が発生している。 2 3 月 指定可燃物 貯蔵取扱所 死者 0 人 負傷者 2 人 少量危険物貯蔵取扱所兼指定可燃物貯蔵取扱所である作業場にお いて、作業員2名の着衣が焼損したもの。機械設備を修繕するための 脱脂作業でパーツクリーナーを使用した後、十分な換気をせずに溶 接作業をおこなったため、溶接火花が引火性気体に引火し火災に至 ったものである。 なお、本火災で傷者が2名発生している。 3 少量危険物 貯蔵取扱所 4 5 月 高圧ガス 関連施設 死者 0 人 負傷者 1 人 高圧ガス関係施設において、一酸化窒素回収容器で爆発したも の。一酸化窒素を精製する工程において、本来冷却されるはずの一 酸化窒素回収容器が何らかの原因により冷却されなかったことによ り容器の内圧が高まり爆発したものと推定される。 なお、本爆発により傷者1名が発生している。 5 6 月 運搬車両 死者 0 人 負傷者 1 人 運搬車両において運搬していた軽油約2Lが流出したもの。運搬 車両の前方車両の急ブレーキにより衝突事故が発生し、その衝撃に より荷台に積載し運搬していた軽油が流出したものである。 なお、本流出により傷者1名が発生している。 6 7 月 給油取扱所 死者 0 人 負傷者 1 人 給油取扱所(セルフ)において、キャノピーの柱等が破損したも の。給油取扱所に進入しようとした車両が後続車両から追突された 勢いでキャノピーの柱等に衝突したものである。 なお、本破損事故により傷者1名が発生している。 7 7 月 一般取扱所 死者 0 人 負傷者 1 人 一般取扱所である工場において、作業者の着衣及び電気設備のキ ュービクル若干が焼損したもの。電気設備の電圧測定作業終了後、金 網を元に戻す作業を実施していた際、金網が誤って通電部分に接触 し出火したものである。 なお、本火災により、傷者1人が発生している。 8 7 月 少量危険物 貯蔵取扱所 死者 0 人 負傷者 2 人 研究所内の少量危物貯蔵取扱所において、第四類第一石油類(非水 溶性)に該当する溶剤若干が流出したもの。圧力貯蔵容器から溶剤の 小分け作業を行う際、容器の開放操作を誤ったため溶剤が流出した ものである。 なお、本流出により傷者2名が発生している。 9 9 月 少量危険物 貯蔵取扱所 (届出無) 死者 0 人 負傷者 1 人 少量危険物貯蔵取扱所兼指定可燃物貯蔵取扱所である古紙リサイ クル業の作業所において、当該作業所が全焼するとともに同敷地内 の隣接建物10 等が焼損したもの。出火原因は不明である。 なお、本火災により、傷者1人が発生している。 10 指定可燃物 貯蔵取扱所 11 12 月 指定可燃物 貯蔵取扱所 死者 0 人 負傷者 2 人 指定可燃物貯蔵取扱所である工場において、従業員の着衣若干が 焼損したもの。従業員が着用していたズボンの汚れを他の従業員が パーツクリーナーで落とした後、ズボンを乾かすため電気コンロに 近づいたところ、ズボンに染み込んでいた有機溶剤の可燃性蒸気に 引火したものである。 なお、本火災により、傷者2人が発生している。 ※「⑴ 火災事故」、「⑵ 流出事故」、「⑶ その他の事故」からの抜粋、再掲
FD06356 | 2024_日本_東京消防庁_危険物行政現況_火灾报告.pdf
分类:06_境外及港澳台调查报告 | 年份:2024 | 地域: | 严重程度: | 场所: | 起火原因: | 来源格式:pdf
危 険 物 行 政 の 現 況 (令和6年度)
東京消防庁 予防部危険物課
凡 例
1 本資料「危険物行政の現況」は、東京消防庁管轄区域(稲城市を除いた東京都全区域。以 下同じ。)における危険物施設等及び危険物規制に関する事務処理状況等について、原則と して、令和6年度の統計を分析しています。 2 本書に記載されている「令和6年中」とあるものは「令和6年1月から令和6年12 月ま で」、「令和6年度」とあるものは「令和6年4月から令和7年3月まで」を示しています。 3 本書に記載されている「製造所等」とは、「危険物を貯蔵し、又は取り扱う製造所、貯蔵 所及び取扱所」を示しています。 4 本書に記載されている「危険物施設等」とは、製造所等、少量危険物貯蔵取扱所、指定可 燃物貯蔵取扱所を示しています。 5 本書に記載されている危険物施設等の数は、各年度末における数値であり、設置許可を受 けて建設中の施設を含みます。 6 本書に記載されている小数点以下の数値にあっては四捨五入しており、個々の数値の和が 合計と合致しない場合があります。 7 本書に記載されている法令名は、次により略称を用いています。 法 消防法(昭和23 年法律第186 号) 危政令 危険物の規制に関する政令(昭和34 年政令第306 号) 危規則 危険物の規制に関する規則(昭和34 年総理府令第55 号) 条例 火災予防条例(昭和37 年東京都条例第65 号) 危険物規程 東京消防庁危険物規程(令和3年東京消防庁訓令第25 号) 危険物要綱 東京消防庁危険物規程事務処理要綱(令和3年予防部長依命通達)
目 次
第1 危険物施設等の概要 1 危険物施設等の実態‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥1 2 製造所等の状況‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥2 ⑴ 施設区分別にみた製造所等‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥2 ⑵ 製造所等の分布状況‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥6 ⑶ 類別にみた製造所等‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥8 ⑷ 許可倍数別にみた製造所等‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥11 3 少量危険物貯蔵取扱所の状況‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥12 4 指定可燃物貯蔵取扱所の状況‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥13
第2 危険物規制に関する事務処理の状況 1 製造所等の計画から使用開始まで‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥14 2 危険物規制に関する各種申請‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥15 ⑴ 設置許可‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥15 ⑵ 変更許可及び仮使用‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥15 ⑶ 完成検査前検査‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥16 ⑷ 完成検査‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥16 ⑸ 仮貯蔵及び仮取扱い‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥17 ⑹ 予防規程‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥17 ⑺ 保安検査‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥18 3 危険物規制に関する各種届出‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥19 ⑴ 譲渡引渡届出‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥19 ⑵ 品名、数量及び指定数量の倍数変更届出‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥19 ⑶ 廃止届出‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥20 ⑷ 危険物保安監督者選任・解任届出‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥20 4 少量危険物貯蔵取扱所及び指定可燃物貯蔵取扱所の届出‥‥‥‥‥‥‥‥‥21 5 条例に基づく試験及び証明‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥22 ⑴ タンク検査及び安全装置の機能検査‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥22 ⑵ 危険物の確認試験‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥23 6 危険物の判定試験‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥23
第3 危険物取扱者試験の実施及び危険物取扱者等の育成等 1 危険物取扱者試験等の実施状況‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥24 ⑴ 危険物取扱者試験‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥24 ⑵ 免状の書換え・再交付‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥26 2 危険物取扱者保安講習の実施状況‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥26 3 危険物安全週間中に実施された各種行事等の実施状況‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥26
第4 社会情勢の変化に伴い増加している危険物施設 1 特別区内における地下タンク貯蔵所及び一般取扱所の施設数、施設密度及び全 施設数に対する当該施設の割合について‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥28 2 特殊な地下タンク貯蔵所の設置事例について‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥29
資 料‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥30
1 第1 危険物施設等の概要
東京消防庁管内において、製造所等の総数は年々減少しています。本項目では、危険物施設 等に関わる数字に着目し、年度毎の施設数の推移、区市町村ごとの施設数、区分別の施設数、 危険物の類別の許可数量、許可倍数別の施設数等について様々な視点から分析しています。
1 危険物施設等の実態 東京消防庁管内及び島しょ地域における令和7年3月末現在の製造所等の総数は12,327 施設で、前年と比較すると51 施設減少しています。(第1表、第1図参照)。 第1表 危険物施設等の状況(過去5年間) 年度 製造所等の施設数 少量危険物 貯蔵取扱所数 指定可燃物 貯蔵取扱所数 合計 東京消防庁管内 島しょ 地域 合計 特別 区 受託 地区 合計 特別 区 受託 地区 小計 特別 区 受託 地区 R2 12,492 12,057 8,372 3,685 435 18,286 12,339 5,947 4,447 3,335 1,112 R3 12,414 11,982 8,322 3,660 432 18,236 12,312 5,924 4,428 3,289 1,139 R4 12,394 11,979 8,338 3,641 415 18,021 12,189 5,832 4,382 3,246 1,136 R5 12,378 11,967 8,341 3,626 411 17,996 12,236 5,760 4,347 3,206 1,141 R6 12,327 11,914 8,346 3,568 413 17,762 11,823 5,939 4,204 3,087 1,117 前年比 -51 -53 5 -58 2 -234 -413 179 -143 -119 -24 ※受託地区:稲城市を除く多摩地区内の25 市3町1村
8,372 8,322 8,338 8,341 8,346 3,685 3,660 3,641 3,626 3,568 435 432 415 411 413 12,492 12,414 12,394 12,378 12,327 0 2,000 4,000 6,000 8,000 10,000 12,000 14,000 R2 R3 R4 R5 R6 島しょ地域 受託地区 特別区 第1図 製造所等の施設数の推移(最近5年間) (施設数) (年度)
2 2 製造所等の状況 施設区分別にみた製造所等 製造所等は、施設形態ごとに区分されています。令和7年3月末現在の製造所等の施設 数を施設区分別にみると、地下タンク貯蔵所が3,033 施設と最も多く、次いで一般取扱所 の2,797 施設、屋内貯蔵所の1,584 施設の順となっています。(第2図、第3図参照) 地下タンク貯蔵所と一般取扱所を除いて全体的に製造所等の施設数は減少傾向にあり ます。
製造所 59 (0.5%) 屋内貯蔵所 1,584 (12.8%) 屋外タンク貯蔵所 299 (2.4%) 屋内タンク貯蔵所 1,137 (9.2%) 地下タンク貯蔵所 3,033 (24.6%) 簡易タンク貯蔵所 9 (0.1%) 移動タンク貯蔵所 1,457 (11.8%) 屋外貯蔵所 146 (1.2%) 給油取扱所 1,539 (12.5%) 販売取扱所 256 (2.1%) 移送取扱所 11 (0.1%) 一般取扱所 2,797 (22.7%) 製造所等の 施設数 12,327 第2図 製造所等の施設区分別構成(令和7年3月末現在) 第3図 施設区分別の製造所等の推移(最近5年間) 2,970 2,961 2,975 3,016 3,033 2,698 2,692 2,724 2,763 2,797 1,666 1,650 1,632 1,616 1,584 1,639 1,613 1,583 1,566 1,539 1,512 1,510 1,509 1,476 1,457 1,141 1,151 1,162 1,150 1,137 338 329 311 303 299 284 275 268 260 256 159 150 149 147 146 64 64 62 61 59 11 11 11 11 11 10 8 8 9 9 0 500 1,000 1,500 2,000 2,500 3,000 R2 R3 R4 R5 R6 (施設数) (年度) 地下タンク貯蔵所 一般取扱所 屋内貯蔵所 給油取扱所 移動タンク貯蔵所 屋内タンク貯蔵所 屋外タンク貯蔵所 販売取扱所 屋外貯蔵所 製造所 移送取扱所 簡易タンク貯蔵所
3
特別区と受託地区では地下タンク貯蔵所及び一般取扱所の増減傾向に違いが見られま す。特別区では過去5年間で地下タンク貯蔵所は109 施設増加し、一般取扱所は85 施設 増加しており、それぞれ増加傾向にあります。一方で、受託地区では地下タンク貯蔵所は 46 施設減少し、一般取扱所は概ね横ばいとなっています。(第4図、第5図参照) なお、特別区と受託地区の比較であり、島しょ地域の施設数は含まれていません。
975 957 943 934 929 722 723 726 732 739 600 650 700 750 800 850 900 950 1,000 R2 R3 R4 R5 R6 (施設数) (年度) 地下タンク貯蔵所 一般取扱所 第5図 受託地区における地下タンク貯蔵所及び一般取扱所の推移(過去5年間) 1,941 1,950 1,978 2,028 2,050 1,919 1,912 1,942 1,976 2,004 1,600 1,650 1,700 1,750 1,800 1,850 1,900 1,950 2,000 2,050 2,100 R2 R3 R4 R5 R6 (施設数) (年度) 地下タンク貯蔵所 一般取扱所 第4図 特別区における地下タンク貯蔵所及び一般取扱所の推移(過去5年間)
4
一般取扱所に着目すると、施設形態により施設数の推移に違いが見られます。その中 でも危険物を消費するボイラー又はバーナー以外では危険物を取り扱わない一般取扱所 (危政令第19 条第2項第3号)は、5年間で220 施設増加しています。 この増加の要因の一つとして、大地震等の災害などの緊急事態においても重要な業務 が継続できるよう、事業継続計画(BCP:Business Continuity Plan)を定め、停電時 の電力確保のために、非常用発電機を導入する企業等が増えていることが考えられま す。 一方で、危険物を消費するボイラー又はバーナー以外では危険物を取り扱わない一般 取扱所以外の一般取扱所は、年々その数が減少しており、5年間でみると107 施設減少 しています。(第6図参照)
1512 1172 1557 1122 1610 1114 1674 1089 1732 1065 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000 二項ボイラ消費 二項ボイラ消費以外 R2 R3 R4 R5 R6(年度) (施設数) 第6図 一般取扱所の施設数の推移(過去5年間)
5
自動車に給油する営業用給油取扱所について着目すると、施設数は減少傾向にありま す。 従業員が給油を行うフルサービスの給油取扱所については、減少傾向が特に顕著で、 過去10 年間では274 件減少(-36.2%)しています。 一方で、平成10 年に危険物の規制に関する政令の一部が改正され、設置が認められ るようになった顧客に自ら給油等をさせるセルフサービスの給油取扱所については、ほ ぼ毎年増加しており、過去10 年間では33 件増加(9.0%)しています。そのため、営業 用給油取扱所において、セルフサービスの施設数の割合は増加傾向が続いています。 (第7図参照)
第7図 自動車に給油する営業用給油取扱所の施設数の推移 (年度) (%) (施設数) 160 204 260 265 276 290 282 291 296 334 341 339 339 345 351 355 357 360 365 367 1,507 1,384 1,222 1,117 1,050 961 909 841 810 756 730 698 661 624 594 573 550 525 506 482 1,667 1,588 1,482 1,382 1,326 1,251 1,191 1,132 1,106 1,090 1,071 1,037 1,000 969 945 928 907 885 871 849 10 13 18 19 21 23 24 26 27 31 32 33 34 36 37 38 39 41 42 43 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 0 200 400 600 800 1,000 1,200 1,400 1,600 1,800 2,000 H17 H18 H19 H20 H21 H22 H23 H24 H25 H26 H27 H28 H29 H30 R1R2R3R4R5R6 セルフサービス フルサービス セルフサービスの割合 (年度)
6 ⑵ 製造所等の分布状況 製造所等の施設数を区市町村別にみると、特別区では港区の840 施設が最も多く、次 いで江東区の811 施設、千代田区の792 施設の順となっています。地域面積を考慮した 施設密度(施設数/㎢)をみると、千代田区の67.9 が最も高く、次いで中央区の50.4、 港区の41.3 の順となっています。 これら都心部の地域には屋内タンク貯蔵所、地下タンク貯蔵所、一般取扱所等の施設 が多く分布しており、その多くが事業継続計画の取組などによるビルの自家発電設備及 び燃料の貯蔵施設となっています。 また、受託地区では、八王子市の692 施設が最も多く、次いで青梅市の229 施設、府 中市の227 施設の順となっています。島しょ地域では、小笠原村の130 施設、大島町の 87 施設、八丈町の59 施設の順となっています。(第2表参照)
第2表 区市町村別の製造所等の施設数と施設密度(令和7年3月末現在) 特別区 施設 数 密度 受託地区 施設 数 密度
受託地区 施設数 密度 千代田区 791 67.8
八王子市 692 3.7
あきる野市 130 1.8 中央区 516 50.5
立川市 203 8.3
西東京市 72 4.6 港区 840 41.3
武蔵野市 48 4.4
瑞穂町 158 9.4 新宿区 370 20.3
三鷹市 144 8.8
日の出町 46 1.6 文京区 198 17.5
青梅市 229 2.2
檜原村 14 0.1 台東区 138 13.6
府中市 227 7.7
奥多摩町 40 0.2 墨田区 271 19.7
昭島市 148 8.5
江東区 811 18.9
調布市 128 5.9
島しょ地域 施設数 密度 品川区 579 25.3
町田市 218 3.0
大島町 87 1.0 目黒区 122 8.3
小金井市 43 3.8
利島村 12 3.0 大田区 702 11.3
小平市 150 7.3
新島村 38 1.4 世田谷区 258 4.4
日野市 121 4.4
神津島村 29 1.6 渋谷区 299 19.8
東村山市 85 5.0
三宅村 43 0.8 中野区 91 5.8
国分寺市 35 3.1
御蔵島村 9 0.4 杉並区 102 3.0
国立市 47 5.8
八丈町 59 0.8 豊島区 112 8.6
福生市 63 6.2
青ヶ島村 6 1.0 北区 235 11.4
狛江市 18 2.8
小笠原村 130 1.2 荒川区 167 16.4
東大和市 39 2.9
板橋区 344 10.7
清瀬市 38 3.7
施設 数 密度 練馬区 187 3.9
東久留米市 95 7.4 合計 12,327 5.6 足立区 506 9.5
武蔵村山市 81 5.3
葛飾区 267 7.7
多摩市 140 6.7
江戸川区 440 8.8
羽村市 116 11.7
※密度の単位:施設数/k
7 製造所等の施設数を所管する消防署別にみると、八王子消防署の692 施設が最も多 く、次いで深川消防署の524 施設、芝消防署の437 施設の順となっています。(第3 表参照)
第3表 消防署別の製造所等の施設数(令和7年3月末現在) 署 施設数 署 施設数 署 施設数 署 施設数 丸の内 387 渋谷 299 浅草 40 調布 128 麹町 253 四谷 49 日本堤 42 小金井 43 神田 151 牛込 102 荒川 91 小平 150 京橋 214 新宿 219 尾久 76 東村山 85 日本橋 219 中野 57 千住 100 国分寺 35 臨港 83 野方 34 足立 191 狛江 18 芝 437 杉並 59 西新井 215 北多摩西部 120 麻布 98 荻窪 43 本所 94 清瀬 38 赤坂 145 小石川 93 向島 177 東久留米 95 高輪 160 本郷 105 深川 524 西東京 72 品川 220 豊島 85 城東 287 八王子 692 大井 309 池袋 27 本田 199 青梅 229 荏原 50 王子 61 金町 68 町田 218 大森 265 赤羽 90 江戸川 154 日野 121 田園調布 55 滝野川 84 葛西 197 福生 337 蒲田 337 板橋 82 小岩 89 多摩 140 矢口 45 志村 262 立川 250 秋川 190 目黒 122 練馬 52 武蔵野 48 奥多摩 40 世田谷 97 光が丘 70 三鷹 144 島しょ地域 413 玉川 74 石神井 65 府中 227 合計 12,327 成城 87 上野 56 昭島 148
※ 行政の管轄区域と消防署が管轄する地域が同じではないことがあるため、巻末の資料と一部数値が合わな
いことがある。
8 ⑶ 類別にみた製造所等 製造所等で貯蔵し、又は取り扱う危険物を類別にみると、第4類の危険物を貯蔵し、 又は取り扱う施設が12,048 施設で最も多く、全体の97.7%を占めています。(第4表参 照) 第4類の危険物のみを貯蔵し、又は取り扱う製造所等としては、地下タンク貯蔵所の 3,033 施設(25.1%)が最も多く、次いで一般取扱所が2,742 施設(22.7%)、給油取扱 所が1,539 施設(12.7%)の順となっています。(第8図参照) 第4表 類別の製造所等の施設数(令和7年3月末現在) 類別 施設別 合計 第1類 第2類 第3類 第4類 第5類 第6類 混在 製造所
59
47 1
11 屋内貯蔵所 1,584 10 8
1,470 2
94 貯 屋外タンク貯蔵所 299
297 1 1
屋内タンク貯蔵所 1,137
1,137
蔵 地下タンク貯蔵所 3,033
3,033
簡易タンク貯蔵所 9
9
所 移動タンク貯蔵所 1,457
4 2 1,387
1 63 屋外貯蔵所 146
146
取 扱
所 給油取扱所
1,539
1,539
販売取扱所 256 2
230
24 移送取扱所 11
11
一般取扱所 2,797 2
2,742 1 1 51 合計 12,327 14 12 2 12,048 5 3 243 9 11 47 146 230 297 1,137 1,387 1,470 1,539 2,742 3,033 0 500 1,000 1,500 2,000 2,500 3,000 簡易タンク貯蔵所 移送取扱所 製造所 屋外貯蔵所 販売取扱所 屋外タンク貯蔵所 屋内タンク貯蔵所 移動タンク貯蔵所 屋内貯蔵所 給油取扱所 一般取扱所 地下タンク貯蔵所 (施設数) 第8図 第4類の危険物のみを貯蔵・取り扱う製造所等の施設数(令和7年3月末現在)
9 製造所等で貯蔵し、又は取り扱う危険物の許可数量を類別に見ると、第4類の危険物 が631,875.8kLで、第2類が864.8 千kg、第3類が183.7 千kgとなっています。(第5表 参照) 第5表 類別の許可数量(令和7年3月末現在) 類別 施設別 合計 第1類 第2類 第3類 第4類 第5類 第6類 製造所 1,887.4 0.3 2.0 0.0 1,873.9 11.2
屋内貯蔵所 15,097.5 71.8 89.6 0.4 14,920.7 11.5 3.5 貯 屋外タンク貯蔵所 180,972.7
180,934.5 20.3 17.9 屋内タンク貯蔵所 11,532.3
11,532.3
蔵 地下タンク貯蔵所 143,809.0
143,809.0
簡易タンク貯蔵所 6.4
- 4
所 移動タンク貯蔵所 45,420.9
- 8
- 9
44,684.7 11.6 295.0 屋外貯蔵所 4,747.1
4,747.1
取
扱
所 給油取扱所 96,570.5
96,570.5
販売取扱所 1,521.3 16.7 10.0 0.5 1,492.8 0.0 1.3 移送取扱所 51,270.0
51,270.0
一般取扱所 80,596.6 32.0 346.4 169.9 80,033.9 10.6 3.8 合計
- 9
- 8
- 7
631,875.8 65.2 321.4 ※1 単位は、第4類はkL、その他は千kg 2 小数点以下第2位を四捨五入しているため、合計値が内訳の和と一致しない場合がある。
施設区分別にみた第4類の危険物の許可数量は、屋外タンク貯蔵所が180,934.5kL (28.6%)で最も多く、次いで地下タンク貯蔵所が143,809.0kL(22.8%)、給油取扱所が 96,570.5kL(15.3%)の順となっています。(第9図参照)
第9図 施設区分別にみた第4類の危険物の許可数量(令和7年3月末現在) 6.4 1,492.8 1,873.9 4,747.1 11,532.3 14,920.7 44,684.7 51,270.0 80,033.9 96,570.5 143,809.0 180,934.5 0.0 50,000.0 100,000.0 150,000.0 200,000.0 簡易タンク貯蔵所 販売取扱所 製造所 屋外貯蔵所 屋内タンク貯蔵所 屋内貯蔵所 移動タンク貯蔵所 移送取扱所 一般取扱所 給油取扱所 地下タンク貯蔵所 屋外タンク貯蔵所 (kL)
10 危険物のうち、その大部分を占めるのは石油製品です。都内における石油製品の販売量 は令和2年度に落ち込んだものの、令和4年度にかけて増加し、令和5年度以降は減少し ています。(第6表参照) 第6表 都内における石油製品の販売量(過去5年間) 区分
年度 合計 ガソリン 灯 油 軽 油 重 油 潤滑油 ナフサ ジェット 燃料油 R2 1,149 386 84 248 186 7 169 69 R3 1,196 420 78 261 193 9 146 89 R4 1,234 426 69 261 203 9 147 119 R5 1,226 424 62 267 192 8 137 134 R6 1,207 413 55 260 198 6 111 141 ※1 資料:石油連盟「都道府県別石油製品販売総括《確報》2023 年04 月~2024 年03 月」 2 単位:万kL 3 小数点以下を四捨五入しているため、合計値が内訳の和と一致しない場合がある。
航空燃料等の危険物の貯蔵取扱いの増加に伴い、平成30 年8月に東京国際空港(羽田 空港)地区が石油コンビナート等特別防災区域に指定されました。この指定を受け、新た な消防車両や防災資機材等を整備し消防力を増強するとともに、事業所との連携強化を 図り、実践的な防災訓練等を推進しています。都内の主要空港である東京国際空港(羽田 空港)における航空燃料供給量は新型コロナウイルス感染症の感染拡大の影響を受け、令 和2年に急激に減少しましたが、令和6年は過去10 年間で最高となりました。(第10 図 参照)
※1 資料:国土交通省「令和6 年空港管理状況調書 1月~12 月」 2 単位:万kL 3 千kL 以下を切り捨てて表記している。 第10 図 東京国際空港(羽田空港)の航空燃料供給量 (年) 284 310 337 339 344 168 166 226 379 424 0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 H27 H28 H29 H30 R1 R2 R3 R4 R5 R6 (万kL) 第10図 東京国際空港(羽田空港)の航空燃料供給量
11 ⑷ 許可倍数別にみた製造所等 令和7年3月末現在の製造所等の施設数を許可倍数別にみると、10 倍以下の施設は 7,217 施設で、全体の約6割を占めています。(第7表参照)また、許可倍数が1,000 倍を 超える施設を1 つ以上有する事業所は22 事業所となっています。(第11 図参照) 第7表 許可倍数別の製造所等の施設数(令和7年3月末現在) 年度 許可倍数 R1 R2 R3 R4 R5 R6 5 倍以下 4,762 4,721 4,672 4,648 4,611 4,546 5 倍を超え10 倍以下 2,682 2,675 2,652 2,660 2,670 2,671 10 倍を超え50 倍以下 2,913 2,934 2,947 2,956 2,974 2,996 50 倍を超え100 倍以下 783 796 797 808 814 819 100 倍を超え150 倍以下 334 334 335 316 315 298 150 倍を超え200 倍以下 238 230 220 216 214 207 200 倍を超え1,000 倍以下 740 738 729 726 718 729 1,000 倍を超え5,000 倍以下 41 41 39 42 40 40 5,000 倍を超え10,000 倍以下 17 17 17 16 16 15 10,000 倍を超えるもの 6 6 6 6 6 6 合 計 12,516 12,492 12,414 12,394 12,378 12,327
倍 数 事業所数 1 千倍を超え5 千倍以下 5 千倍を超え以上1 万倍以下 1 万倍を超えるもの
合 計 19 0 3
22 大島町 新島村 利島村 神津島村 三宅村 御蔵島村 八丈町 青ヶ島村 小笠原村
硫黄島
第11 図 許可倍数が1,000 倍を超える製造所等を1つ以上有する事業所(令和7年3月末現在) ※1事業所が複数施設を所有する場合も1とする
12 3 少量危険物貯蔵取扱所の状況 令和7年3月末現在の少量危険物貯蔵取扱所数は17,762 施設で、前年と比較すると234 施設減少しています。設置形態では、屋内貯蔵が5,241 施設と最も多く、次いで発電設備 3,164 施設、屋内タンクの2,879 施設の順となっています。(第12 図参照、第8表参照) また、平成30 年9月11 日に、原則30 日以内の期間に限り貯蔵又は取扱いを行う一時貯 蔵等を行う少量危険物貯蔵取扱所の運用が開始され、令和5年4月1日に工事現場等に設 置する可搬形発電設備による一時貯蔵等及び工事現場でローリーから重機に直接給油する 一時貯蔵等の運用が開始され、令和6年度は616 件の届出がありました。(第13 図参照) なお、この施設件数に島しょ地域の件数は含まれていません。
施設形態 施設数 屋内貯蔵 5,241 屋外貯蔵 253 屋内タンク 2,879 屋外タンク 1,909 地下タンク 737 移動タンク 689 発電設備 3,164 そ の 他 2,890 合 計 17,762
18,286 18,236 18,021 17,996 17,762 17,300 17,500 17,700 17,900 18,100 18,300 18,500 R2 R3 R4 R5 R6 (施設数) (年度) 少量危険物貯蔵取 扱所の施設数 第8表 少量危険物貯蔵取扱所の 施設数(令和7年3月末現在) 第12 図 少量危険物貯蔵取扱所の施設数の推移(過去5年間) 234 443 507 766 616 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 R2 R3 R4 R5 R6(年度) (件数) 第13 図 一時貯蔵等を行う少量危険物貯蔵 取扱所の届出数(過去5年間)
13 4 指定可燃物貯蔵取扱所の状況 指定可燃物貯蔵取扱所数は4,204 施設で、前年と比較すると143 施設減少しており、過去 5年間の施設数の推移は減少傾向にあります。(第14 図参照) また、その貯蔵取扱品名ごとの内訳は第9表のとおりです。 なお、この施設件数に島しょ地域の件数は含まれていません。
4,447 4,428 4,382 4,347 4,204 4,050 4,100 4,150 4,200 4,250 4,300 4,350 4,400 4,450 4,500 R2 R3 R4 R5 R6 指定可燃物貯蔵取扱所 の施設数 (年度) (施設数) 貯蔵取扱品名 施設数 綿 花 類 56 木毛・かんなくず 5 ぼ ろ ・ 紙 く ず 273 糸 類 28 わ ら 類 32 再 生 資 源 燃 料 31 可 燃 性 固 体 類 229 石 炭 ・ 木 炭 類 62 可 燃 性 液 体 類 341 木材加工品・木くず 1,282 合 成 樹脂類 発泡したもの 105 その他のもの 1,057 紙 類 1,103 穀 物 類 79 布 類 103 合 計 4,204 第14 図 指定可燃物貯蔵取扱所の施設数の推移(過去5年間) 第9表 指定可燃物貯蔵取扱所の施設数(令和7年3月末現在)
14 第2 危険物規制に関する事務処理の状況
1 製造所等の計画から使用開始まで 製造所等を新たに設置し、又は既存の製造所等の位置、構造、設備を変更する場合は、市町村長等 の許可を受けなければなりません。この許可は、設置(変更)しようとする者の申請に基づいて行政 庁がその位置、構造及び設備について審査し、法令に定める技術上の基準に適合している場合に与え られます。 また、この許可を受けた者は、工事完了後に行政庁が行う完成検査を受け、法令に定める技術上の 基準に適合していると認められた後でなければ施設を使用することができません。このほか、液体の 危険物を貯蔵し、又は取り扱うタンクについては、完成検査を受ける前に完成検査前検査を受けなけ ればなりません。(第15 図参照)
〈設置(変更)しようとする者〉 〈許可行政庁〉 施設の設置(変更)計画 設置(変更)許可申請 仮使用承認申請 事 前 相 談 申請内容の審査 許可(許可書の交付) 申請内容の審査 承認(承認書の交付) 工 事 開 始 タンクに係る工事完了 完成検査前検査申請 工 事 完 了 完成検査申請 完成検査前検査 タンク検査済証の交付 完 成 検 査 完成検査済証の交付 仮使用 工事部分 以外の部分 危険物保安監督者の選任届 危険物施設保安員の指定 自衛消防組織の編成 使 用 開 始 仮使用終了 内容の審査 受 理 予防規程の認可申請 認 可 仮使用計画の作成(変更の場合) 第15 図 計画から使用開始まで
15 2 危険物規制に関する各種申請 設置許可 製造所等を設置し、又は変更しようとする者は、施設ごとに許可を受けなければなりません。 (法第11 条第1項) 東京消防庁管轄区域における設置許可申請件数の推移は第16 図のとおりです。令和6年度の設 置許可申請は240 件で前年度より20 件増加しています。
変更許可及び仮使用 製造所等の変更許可を受けた者は、完成検査済証の交付後でなければ施設を使用することがで きません。ただし、市町村長等の承認を受ければ、変更工事に係る部分以外の部分について、完成 検査前であっても仮に使用することができます。(法第11 条第5項) 変更許可申請件数及び仮使用承認申請件数は減少傾向となっており、令和6年度は変更許可申 請件数が561 件で前年度より73 件減少、仮使用承認申請件数が413 件で前年度より56 件減少し ています。(第17 図参照)
311(9) 252(3) 253(2) 220(5) 240(2) 200 220 240 260 280 300 320 340 360 380 400 R2 R3 R4 R5 R6 設置許可 661(20) 652(11) 684(17) 634(21) 561(15) 482(15) 469(3) 532(9) 469(14) 413(11) 300 400 500 600 700 R2 R3 R4 R5 R6 変更許可 仮使用 第17 図 変更許可申請件数及び仮使用承認申請件数の推移(過去5年間) 第16 図 製造所等の設置許可申請件数の推移(過去5年間) (件数) (件数) (年度) (年度) ※ ( )内は島しょ地域の件数を内数で示しています。 ※ ( )内は島しょ地域の件数を内数で示しています。
16 ⑶ 完成検査前検査 液体の危険物を貯蔵し、又は取り扱うタンクについては、完成検査を受ける前に完成検査前検査 を受けなければなりません。(法第11 条の2第1項) 完成検査前検査には、主に基礎・地盤検査、溶接部検査、水張検査及び水圧検査があります。検 査の結果、基準に適合している場合、基礎・地盤検査及び溶接部検査には適合している旨の通知書 が、水張検査及び水圧検査にはタンク検査済証が交付されます。 令和6年度の水張検査の完成検査前検査申請件数は38 件で前年度より2 件増加し、水圧検査の 完成検査前検査申請件数は252 件で前年度より21 件増加しています。(第18 図参照)
⑷ 完成検査 製造所等の設置又は変更の工事が完了し使用する前に、完成検査を受けなければなりません。 (法第11 条第5項) 検査の結果、基準に適合している場合は、完成検査済証が交付されます。 完成検査申請件数の推移は第19 図のとおりで、令和6年度は設置の完成検査申請件数が251 件 で前年度より60 件増加し、変更の完成検査申請件数は507 件で前年度より136 件減少していま す。
375(1) 286(0) 316(0) 231(0) 252(0) 43(0) 70(3) 42(2) 36(2) 38(1) 0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 R2 R3 R4 R5 R6 水圧検査 水張検査 634(16) 574(14) 642(15) 643(18) 507(15) 316(4) 272(8) 266(2) 191(4) 251(2) 0 100 200 300 400 500 600 700 R2 R3 R4 R5 R6 変更の完成検査 設置の完成検査 第18 図 完成検査前検査申請件数の推移(過去5年間) 第19 図 完成検査申請件数の推移(過去5年間) (件数) (件数) (年度) ※ ( )内は島しょ地域の件数を内数で示しています。 ※ ( )内は島しょ地域の件数を内数で示しています。 (年度)
17 ⑸ 仮貯蔵及び仮取扱い 一時的に指定数量以上の危険物を貯蔵し、又は取り扱う場合は、消防長又は消防署長の承認を受 ければ10 日以内の期間に限り、許可施設以外で仮に貯蔵し、又は取り扱うことができます。(法第 10 条第1項) 仮貯蔵及び仮取扱い承認申請件数の過去5年間の推移は第20 図のとおりであり、仮貯蔵の承認 申請件数は808 件であり、前年度より72 件減少しました。
⑹ 予防規程 製造所等のうち一定規模以上の製造所等の所有者等は、自主保安基準として予防規程を作成し、 市町村長等の認可を受けなければなりません。(法第14 条の2第1項) 予防規程認可申請件数の推移は第21 図のとおりであり、令和5年度は制定認可申請件数が31 件で前年度より10 件増加、変更認可申請件数は219 件で前年度より49 件減少しています。令和 2年度及び令和3年度には風水害対策ガイドラインの周知及び危険物施設の風水害による被害を 低減するための指導が行われ、令和4年度には予防規程の実効性を高める指導が行われました。この ことから、令和2年度から令和4年度の変更認可申請件数が増加し、多くの事業所が予防規程の見直し を行ったため、令和5年度以降の変更認可申請件数が減少したと考えられます。 なお、令和7年3月末の東京消防庁管轄区域における予防規程を定めなければならない製造所 等の施設数は第10 表のとおりです。
906 868 826 880 808 463 458 405 467 472 200 400 600 800 1000 1200 R2 R3 R4 R5 R6 仮貯蔵 仮取扱い 545(13) 354(8) 489(5) 268(2) 219(3) 39(0) 24(1) 40(2) 21(2) 31(1) 0 100 200 300 400 500 600 R2 R3 R4 R5 R6 予防規程の変更 予防規程の制定 第21 図 予防規程認可申請件数の推移(過去5年間) 第20 図 仮貯蔵及び仮取扱い承認申請件数の推移(過去5年間) (件数) (件数) (年度) (年度) ※ ( )内は島しょ地域の件数を内数で示しています。
18 第10 表 予防規程を定めなければならない製造所等(令和7年3月末現在) 施設 区分
屋内 屋外 屋外 給油 移送 一般
製造所 貯蔵所 タンク 貯蔵所 取扱所 取扱所 取扱所 合計
貯蔵所
施設数 22 (0) 15 (0) 79 (24) 4 (1) 926 (57) 11 (10) 779 (17) 1,836 (109)
※( )内は島しょ地域の件数を内数で示しています。
⑺ 保安検査 液体の危険物を貯蔵する10,000kL 以上の屋外タンク貯蔵所及び特定の移送取扱所は、定期的に 市町村長等の行う保安に関する検査(定期保安検査)を受けなければなりません。(法第14 条の3 第1項) また、1,000kL 以上の屋外タンク貯蔵所に不等沈下等が生じた場合も同様の検査(臨時保安検査) を受けることとされています。(法第14 条の3第2項) 東京消防庁管轄区域において定期保安検査を受けなければならない製造所等はなく、また、令和 6年度中は、1,000kL 以上の屋外タンク貯蔵所における不等沈下等も発生していないため、定期保 安検査及び臨時保安検査は実施されませんでした。
19 3 危険物規制に関する各種届出 ⑴ 譲渡引渡届出 製造所等の譲渡又は引渡があったときは、譲渡又は引渡を受けた者は、遅滞なくその旨を市町村 長等に届け出なければなりません。(法第11 条第6項) 譲渡引渡届出件数の推移は第22 図のとおりであり、令和6年度は92 件で前年度より54 件減少 しています。
⑵ 品名、数量及び指定数量の倍数変更届出 製造所等の位置、構造又は設備を変更しないで、貯蔵し、又は取り扱う危険物の品名、数量又は 指定数量の倍数を変更しようとする者は、変更しようとする日の10 日前までに、その旨を市町村 長等に届け出なければなりません。(法第11 条の4第1項) 品名、数量又は指定数量の倍数変更届出件数の推移は第23 図のとおりであり、令和6年度は115 件で前年度より10 件増加しています。
92(0) 66(4) 86(4) 146(0) 92(2) 0 20 40 60 80 100 120 140 160 R2 R3 R4 R5 R6 譲渡引渡 196(2) 129(0) 152(4) 105(4) 115(0) 0 50 100 150 200 250 R2 R3 R4 R5 R6 品名、数量又は指定数量の倍数変更 第22 図 譲渡引渡届出件数の推移(過去5年間) 第23 図 品名、数量又は指定数量の倍数変更届出件数の推移(過去5年間) (件数) (件数) (年度) (年度) ※ ( )内は島しょ地域の件数を内数で示しています。 ※ ( )内は島しょ地域の件数を内数で示しています。
20 ⑶ 廃止届出 製造所等の所有者等は、当該施設を廃止したときは、遅滞なくその旨を市町村長等に届け出な ければなりません。(法第12 条の6) 廃止届出件数の推移は第24 図のとおりであり、令和6年度の届出件数は229 件で前年度より14 件増加しています。
⑷ 危険物保安監督者選任・解任届出 一定規模以上の製造所等の所有者等は、甲種又は乙種危険物取扱者の中から6か月以上の危険 物取扱いの実務経験を有する者を危険物保安監督者に選任し、その旨を市町村長等に届け出た上 で、危険物の取扱作業に関して保安の監督をさせなければなりません。(法第13 条) 危険物保安監督者の選任・解任の届出件数の推移は第25 図のとおりであり、令和6年度の届出 件数は1,282 件で前年度より157 件増加しています。
273(5) 336(7) 243(20) 215(7) 229(1) 0 50 100 150 200 250 300 350 400 R2 R3 R4 R5 R6 廃止 1,160 (39) 1,175 (38) 1,133 (53) 1,125 (17) 1,282(17) 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 R2 R3 R4 R5 R6 保安監督者の選解任 第25 図 危険物保安監督者の選任・解任届出件数の推移(過去5年間) 第24 図 製造所等の廃止届出件数の推移(過去5年間) (件数) (件数) (年度) ※ ( )内は島しょ地域の件数を内数で示しています。 ※ ( )内は島しょ地域の件数を内数で示しています。 (年度)
21 4 少量危険物貯蔵取扱所及び指定可燃物貯蔵取扱所の届出 少量危険物貯蔵取扱所又は指定可燃物貯蔵取扱所を設置しようとする者及び届出内容の変更(規則 で定める軽微な変更を除く。)をしようとする者は、設置しようとする日の10 日前までに消防署長に届 け出なければならず、また、施設を廃止した者は、遅滞なくその旨を届け出なければなりません。(条 例第58 条第1項、第5項) 少量危険物貯蔵取扱所及び指定可燃物貯蔵取扱所の届出件数の推移は第26 図、第27 図のとおりで す。 令和6年度の少量危険物貯蔵取扱所における届出件数は、設置が1,332 件、変更が291 件、廃止が 1,201 件となっており、指定可燃物貯蔵取扱所における届出件数は、設置が95 件、変更が63 件、廃止 が76 件となっています。 なお、この届出件数に島しょ地域の件数は含まれていません。
937 1110 1202 1219 1332 242 243 262 295 291 822 1098 1075 1100 1201 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 R2 R3 R4 R5 R6 設置届出 変更届出 廃止届出 112 92 118 95 95 60 79 95 63 63 84 65 103 86 76 0 20 40 60 80 100 120 140 R2 R3 R4 R5 R6 設置届出 変更届出 廃止届出 第26 図 少量危険物貯蔵取扱所の届出件数の推移(過去5年間) 第27 図 指定可燃物貯蔵取扱所の届出件数の推移(過去5年間) (件数) (件数) (年度) (年度)
22 5 条例に基づく試験及び証明 ⑴ タンク検査及び安全装置の機能検査 危険物や指定可燃物を貯蔵するタンクについて、条例に基づく水張検査又は水圧検査、タンクに設 ける安全装置についての機能検査をそれぞれ実施し、その結果を証明しています。(条例第63 条第3 項) タンク検査及び安全装置機能検査申請件数の推移は第28 図、第29 図のとおりです。 令和6年度の水張検査の申請件数は10 件で前年度より7 件減少しており、水圧検査の申請件数は 0 件で前年度より9 件減少しています。安全装置の機能検査申請件数は984 件で、前年度より371 件 減少しています。
16 18 20 17 10 0 0 3 9 0 0 5 10 15 20 25 R2 R3 R4 R5 R6 水張検査 水圧検査 1387 1099 1114 1355 984 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 R2 R3 R4 R5 R6 安全装置機能検査 第28 図 タンク検査申請件数の推移(過去5年間) 第29 図 安全装置の機能検査申請件数の推移(過去5年間) (件数) (件数) (年度) (年度)
23 危険物の確認試験 危険物又は危険物であることの疑いのある物品について、危険物に該当するか否か等を確認す るための試験(確認試験)を実施し、その結果を証明しています。(条例第63 条第4項) 確認試験申請件数の推移は第30 図のとおりであり、令和6年度の申請件数は15 件です。
6 危険物の判定試験 法第16 条の5に基づき収去した物品が危険物に該当するか否か等を試験、判定し、法令違反を 是正させるための資料としています(危険物規程第20 条第1項)。 判定試験の実施状況は第31 図のとおりであり、令和6年度の実施件数は3件です。
3 3 1 0 15 0 5 10 15 20 R2 R3 R4 R5 R6 確認試験 0 2 2 0 3 0 1 2 3 4 5 R2 R3 R4 R5 R6 判定試験 第30 図 確認試験申請件数の推移(過去5年間) 第31 図 判定試験の実施件数の推移(過去5年間) (件数) (件数) (年度) (年度)
24 第3 危険物取扱者試験の実施及び危険物取扱者等の育成等
本項目では、令和6年度中の危険物取扱者試験等、危険物取扱者保安講習及び危険物安全 週間中に実施された各種行事等の実施状況についてまとめています。
1 危険物取扱者試験等の実施状況 ⑴ 危険物取扱者試験 製造所等における危険物の取扱いは、法第13 条第3項により、危険物に関する正しい 知識と一定の技能を有する危険物取扱者免状の交付を受けている者でなければ行うこと ができず、資格のない者は危険物取扱者の立会いがなければ取り扱うことができません。 東京都知事は、昭和60 年4月1日から危険物取扱者試験の実施に関する事務について 一般財団法人消防試験研究センターに委任しています。 また、昭和63 年4月1日から危険物取扱者試験の合格者に対する免状の作成及び交付 事務を、平成元年4月1日から書換え・再交付に係る免状作成事務を、平成22 年8月1 日から書換え・再交付に係る免状の交付事務の一部を、令和2年4月1日から書換え・ 再交付に係る免状の交付事務のすべてを同センターに委託したことから、同センターへ の委託業務は、免状に関するすべての事務(申請等の受付、免状の作成、交付、書換 え・再交付)となり、現在に至っています。 危険物取扱者の免状は、甲種、乙種及び丙種の3種類に区分され、試験に合格した者 に交付されています。東京都における危険物取扱者試験の実施状況、令和6年度中の受 験状況については第11 表のとおりです。 第11 表 東京都における危険物取扱者試験の実施状況(令和6年度) 試験区分 受験者(人) 合格者(人) 合格率(%) 甲 種 2,855 993 34.8 乙
種
第1類 803 609 75.8 第2類 967 701 72.5 第3類 1,168 886 75.9 第4類 25,238 10,984 43.5 第5類 1,151 861 74.8 第6類 1,052 806 76.6 小 計 30,379 14,847 48.9 丙 種 551 370 67.2 合 計 33,785 16,210 48.0
25 過去10 年間の東京都における危険物取扱者試験の受験者数の推移をみると、30,000 人 程度で推移しており、令和2年度には5,000 人ほど減少しましたが、令和3年度に 30,000 人を超え、令和6年度には過去10 年間で最高の33,785 人となりました。(第32 図参照) また、全国で実施された危険物取扱者試験の受験者数は年々減少しており、過去10 年 間で約84,000 人減少しています。(第33 図参照) 全国の受験者数に対する東京都の受験者数の割合は令和6年度で約10.7%となってお り、合格者数の割合は約13.3%となっています。(第34 図参照)
2,062 2,340 2,831 2,526 2,267 2,306 2,387 2,849 2,745 2,855 27,879 28,086 27,468 28,682 26,884 22,755 28,882 29,599 29,836 30,379 816 864 609 780 889 565 646 640 541 551 30,757 31,290 30,908 31,988 30,040 25,626 31,915 33,088 33,122 33,785 0 10,000 20,000 30,000 40,000 H27 H28 H29 H30 R1 R2 R3 R4 R5 R6 甲種受験者 乙種受験者 丙種受験者 22,905 22,845 22,504 20,977 19,540 17,957 22,835 22,278 20,963 21,257 342,399 331,258 325,411 304,356 282,416 250,889 295,437 277,310 273,910 274,357 35,792 34,402 33,128 30,028 27,523 23,484 24,220 22,044 21,042 20,687 401,096 388,505 381,043 355,361 329,479 292,330 342,492 321,632 315,915 316,301 0 100,000 200,000 300,000 400,000 H27 H28 H29 H30 R1 R2 R3 R4 R5 R6 甲種受験者 乙種受験者 丙種受験者 7.7 8.1 8.1 9 9.1 8.8 9.3 10.3 10.5 10.7 9.5 9.8 10.1 11.1 11.2 11.3 11.7 13 12.9 13.3 0 5 10 15 H27 H28 H29 H30 R1 R2 R3 R4 R5 R6 受験者 合格者 第32 図 東京都における危険物取扱者試験の受験者数の推移(過去10 年間) 第33 図 全国における危険物取扱者試験の受験者数の推移(過去10 年間) (人) (年度) (年度) (人) 第34 図 全国に対する東京都の受験者数及び合格者数の割合の推移(過去10 年間) (年度) (%)
26 ⑵ 免状の書換え・再交付 危険物取扱者免状に記載されている本籍、氏名等に変更があった場合は書換えが必要で す。また、免状を亡失、破損等した場合は再交付を受けることができます。平成元年4月 1日からは、当該免状の写真が10 年を経過するまでに、写真の書換えが必要となりました。 過去5年間の東京都における書換え・再交付件数の推移は第12 表のとおりです。 令和6年度の書換え件数は、写真以外の書換えが137 件で前年度より13 件減少し、写真 書換えは5,520 件で前年度より377 件減少しています。また、再交付件数は773 件で、前 年度より44 件減少しています。 第12 表 東京都における危険物取扱者免状の書換え・再交付状況(過去5年間) 年度 申請別 R2 R3 R4 R5 R6 書換え (件) 写真以外 156 155 141 150 137 写 真 6,121 6,270 5,972 5,897 5,520 再交付(件) 831 814 777 817 773
2 危険物取扱者保安講習の実施状況 危険物取扱者保安講習は、製造所等の形態によって受講者を区分して実施し、危険物規制 の概要、製造所等の安全管理等に関し、視聴覚教材を活用した講習を行っています。なお、 危険物取扱者保安講習の実施に関する事務の一部は、昭和61 年4月1日から公益財団法人東 京防災救急協会に委託しています。 平成30 年8月に東京国際空港地区が石油コンビナート等特別防災区域に指定されたことに 伴い、令和元年度から講習区分に「コンビナート」が追加され、令和5年度から講習区分が 7区分から3区分に変更されました。 令和6年度中に東京都が実施した危険物取扱者保安講習は34 回であり、受講修了者は 4,775 人です。(第13 表参照) 第13 表 東京都における危険物取扱者保安講習の実施状況(令和6年度) 区分 従 事 施 設 実施回数 (回) 受講修了者 (人) 第1 給油取扱所 13 1,730 第2 一般 20 3,010 第3 コンビナート 1 35 合 計 34 4,775
3 危険物安全週間中に実施された各種行事等の実施状況 危険物の保安に関する意識の高揚及び啓発を推進し、各事業所における自主保安体制の確 立を図るため、毎年6月の第2週を「危険物安全週間」として各種行事等を実施しています。
27 (第14 表参照) 令和6年度の危険物安全週間は6月2日(日)から8日(土)までであり、危険物施設を 有する事業所等に対しての指導をしました。(第15 表参照) 令和6年6月5日に、危険物安全週間に伴う消防演習を千住消防署管内の日本化薬株式会 社東京工場で実施しました。 第14 表 危険物安全週間の推進項目(令和6年度) 都民一般を対象とした項目 1 危険物を含む身近な物品の安全な取扱いの普及啓発 2 給油取扱所の安全な利用に関する普及啓発 危険物施設等を有する事業所を対象とした項目 1 給油取扱所における指導 2 危険物施設等に係る運用基準の周知 3 危険物を貯蔵し、取り扱う事業所の自主保安体制の向上に関する指導 4 手続等の利便性向上に関する情報提供
第15 表 危険物安全週間の指導実施結果(令和6年度) 実施状況 種別 実施件数 講 習 会 等 51 立 入 検 査 343 給油取扱所への指導 665 合 計 1,059
605 573 434 308 242 235 209 203 156 126 118 113 111 100 91 69 65 57 55 53 49 44 38 0 100 200 300 400 500 600 700 地下タンク貯蔵所 一般取扱所 区名 施設密度 施設数 全施設数に 対する割合 区名 施設密度 施設数 全施設数に 対する割合 千代田区 49.1 573 72.4 北 区 5.5 113 48.1 中央区 30.2 308 59.7 台東区 5.2 53 38.4 港 区 29.7 605 72.0 墨田区 5.0 69 25.5 渋谷区 13.8 209 69.9 豊島区 5.0 65 58.0 新宿区 12.9 235 63.5 大田区 3.9 242 34.5 文京区 11.2 126 63.6 目黒区 3.7 55 45.1 江東区 10.1 434 53.5 荒川区 3.7 38 22.8 品川区 8.9 203 35.1 板橋区 3.7 118 34.3 第4 社会情勢の変化に伴い増加している危険物施設
長年減少傾向にあった製造所等の施設数ですが、地域別に見ると、特別区では令和4年度から増加 に転じており、4年連続で増加しています。また、島しょ地域でも令和6年度から製造所等の施設数 が増加に転じています。 特に、近年の特別区における製造所等の増加を下支えしているのは、第1、1、 に記載の理由に よる地下タンク貯蔵所及び一般取扱所の施設数の増加であると考えられます。(第4図参照) 上記の状況を踏まえ、本項目では「特別区における地下タンク貯蔵所及び一般取扱所の増加傾向」 の特徴についてまとめています。
1 特別区内における地下タンク貯蔵所及び一般取扱所の施設数、施設密度及び全施設数に対する 当該施設*1の割合について 特別区内の地下タンク貯蔵所及び一般取扱所の施設数を区別にみると、港区の605 施設が最も 多く、次いで千代田区の573 件、江東区434 件の順となっています。(第35 図参照)地域面積 を考慮した施設密度(施設数/㎢)をみると、千代田区の49.1が最も高く、次いで中央区の 30.2、港区の29.7 の順となっています。(第16 表参照)
第35 図 特別区内の地下タンク貯蔵所及び一般取扱所の施設数(令和7年3月末時点)
第16 表 特別区(施設密度上位16区)内の地下タンク貯蔵所及び一般取扱所の施設密度、施設数 及び全施設数に対する当該施設*1の割合(令和7年3月末時点)
(施設数) 28 *1:当該施設:地下タンク貯蔵所、一般取扱所
0 0 0 3 4 3 2 5 4 5 1 0 1 2 3 4 5 6 H26 H27 H28 H29 H30 R1 R2 R3 R4 R5 R6
以上のことから、特別区内における地下タンク貯蔵所及び一般取扱所はオフィスビルや企業な どが多く立地・集積する千代田区、中央区及び港区に集中していることが特徴的です。今後も当該 エリアでは大規模な再開発事業などが計画されており、限られた敷地面積で事業継続計画(BC P)を達成するために、停電時の電力確保を担う非常用発電設備の需要は今後も高いまま推移する と考えられます。
2 特殊な地下タンク貯蔵所の設置事例について 前1のように千代田区、中央区及び港区といった施設密度の高いエリアでは、通常の横置円筒 型地下貯蔵タンクではなく、限られた敷地内でより多くの燃料を貯蔵することができる縦置円筒 型地下貯蔵タンクを設置する事例が見受けられます。(第36 図参照)また、縦置円筒型地下貯蔵タ ンクの設置数に関しては、最近10 年間でばらつきはあるものの平成29 年以降毎年設置されてい ます。(第37 図参照)
~縦置円筒型地下貯蔵タンクとは~
縦置地下貯蔵タンクは昭和56年度に都内で最 初のタンクが設置されました。昭和56年度から 平成28年度までの期間では計6基設置されてき たのに対し、平成29年度から令和6年度までの 期間では計27基が設置されており、都市部を中 心に増えています。横置円筒型と比較すると同じ 容量であれば約50%から60%程度の設置面積 の削減が可能なためです。一方で、縦置円筒型の 地下タンクは設置に際し、タンク室構造、ポンプ の選定、タンクの大きさ等を慎重に考慮する必要 があります。 29 第36 図 縦置円筒型地下貯蔵タンクの設置箇所 (令和7年3月末時点) 第37 図 縦置円筒型地下貯蔵タンクの設置数 (最近10年間) (年) 設置数
30
資 料 目 次
1 地域別及び消防署別の危険物施設等数(最近5年間)‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥31 2 製造所等別の許可数量(貯蔵・取扱最大数量、令和7年3月末現在)‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥32 3 地域別及び消防署別の事務処理状況(最近5年間)‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥33 4 地域別及び消防署別の許可申請状況(最近5年間)‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥34 5 施設区分別の許可申請状況(最近5年間)‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥35 6 地域別及び消防署別のセルフ給油取扱所の施設数(令和7年3月末現在)‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥36 7 地域別及び消防署別の危険物施設等における事故発生状況(令和6年中)‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥37 8 過去発生した地震による危険物施設等の被害状況(令和7年3月末現在)‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥38 9 過去発生した風水害による危険物施設等の主な事故事例(令和7年3月末現在)‥‥‥‥‥‥‥41 10 危険物規制に係る法令改正経過と主な事故等(令和7年3月末現在)‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥42 11 危険物規制事務に係る依命通達・通知等(令和6年度中)‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥‥50
1 地域別及び消防署別の危険物施設等数(最近5年間) 移 送一 般 自動車その他 7,919 12,492 64 1,666 338 1,141 2,970 10 1,512 159 928 66 645 197 87 11 2,698 18,286 4,447 R2 7,798 12,414 64 1,650 329 1,151 2,961 8 1,510 150 907 68 638 189 86 11 2,692 18,236 4,428 R3 7,742 12,394 62 1,632 311 1,162 2,975 8 1,509 149 885 68 630 183 85 11 2,724 18,021 4,382 R4 7,710 12,378 61 1,616 303 1,150 3,016 9 1,476 147 871 69 626 176 84 11 2,763 17,996 4,347 R5 7,659 12,327 59 1,584 299 1,137 3,033 9 1,457 146 849 69 621 173 83 11 2,797 17,762 4,204 R6 5,160 8,346 40 944 116 1,014 2,050 3 918 60 541 39 393 154 69 1 2,004 11,823 3,087 特 別 区 丸 の 内 199 387 0 0 0 93 108 0 0 0 0 0 4 0 0 0 182 184 3 丸 の 内 麹 町 139 253 0 5 0 50 104 0 1 0 4 0 4 0 0 0 85 251 13 麹 町 神 田 109 151 0 12 0 27 49 0 0 0 6 0 2 10 0 0 45 202 11 神 田 京 橋 128 214 0 1 0 75 57 0 0 0 2 0 0 1 0 0 78 252 8 京 橋 日 本 橋 120 219 0 0 0 88 55 0 0 0 8 0 1 6 0 0 61 274 7 日 本 橋 臨 港 61 83 0 5 1 12 31 0 2 0 4 1 1 0 0 0 26 124 14 臨 港 芝 231 437 0 7 0 100 149 0 0 1 10 1 6 1 0 0 162 490 62 芝 麻 布 72 98 0 0 0 19 33 0 1 0 7 0 3 0 0 0 35 134 4 麻 布 赤 坂 79 145 0 0 0 21 60 0 0 0 4 0 3 0 0 0 57 209 14 赤 坂 高 輪 102 160 0 11 1 28 54 0 1 0 4 2 4 0 0 0 55 201 23 高 輪 品 川 156 220 0 38 2 25 68 0 0 0 6 0 7 4 3 0 67 320 30 品 川 大 井 98 309 0 21 0 9 25 0 218 0 2 2 12 0 0 0 20 180 50 大 井 荏 原 36 50 0 12 0 3 15 0 0 0 6 0 3 2 1 0 8 148 21 荏 原 大 森 190 265 2 66 2 13 49 0 16 4 24 1 28 2 1 0 57 388 214 大 森 田園調布 43 55 0 12 0 6 13 0 5 0 9 0 2 2 2 0 4 231 10 田園調布 蒲 田 158 337 9 66 39 19 48 0 45 6 13 21 8 4 4 1 54 311 40 蒲 田 矢 口 37 45 0 14 0 4 8 0 1 0 8 0 1 0 0 0 9 156 27 矢 口 目 黒 区目 黒 89 122 0 23 0 14 32 0 3 0 16 0 7 3 1 0 23 218 10 目 黒 世 田 谷 77 97 0 13 0 6 27 0 4 1 16 0 9 0 1 0 20 242 19 世 田 谷 玉 川 58 74 0 8 0 5 17 1 3 2 19 0 7 1 0 0 11 175 16 玉 川 成 城 60 87 0 14 3 3 14 0 22 0 11 0 6 3 0 0 11 136 29 成 城 渋 谷 区渋 谷 202 299 0 6 0 66 106 0 1 0 11 0 4 2 0 0 103 445 6 渋 谷 四 谷 33 49 0 1 0 9 20 0 0 0 1 0 2 1 0 0 15 116 7 四 谷 牛 込 76 102 0 9 0 15 34 0 3 0 7 0 6 1 0 0 27 134 24 牛 込 新 宿 152 219 0 11 0 54 73 0 0 0 9 0 3 3 0 0 66 373 13 新 宿 中 野 38 57 0 5 0 6 21 0 1 0 5 0 4 2 0 0 13 99 14 中 野 野 方 25 34 0 3 0 4 8 0 0 0 5 0 3 2 2 0 7 82 15 野 方 杉 並 51 59 0 2 0 4 17 0 1 0 12 0 9 2 2 0 10 196 19 杉 並 荻 窪 38 43 0 4 0 4 11 0 2 0 12 0 4 0 0 0 6 203 27 荻 窪 小 石 川 59 93 0 10 0 13 34 0 0 0 6 0 1 2 0 0 27 158 36 小 石 川 本 郷 55 105 0 21 0 9 32 0 0 0 6 0 2 1 1 0 33 146 7 本 郷 豊 島 56 85 0 5 0 12 27 0 4 0 5 0 3 0 1 0 28 158 21 豊 島 池 袋 23 27 0 2 0 8 6 0 0 0 4 0 2 0 1 0 4 124 17 池 袋 王 子 45 61 1 15 1 4 16 0 0 0 6 0 3 1 0 0 14 94 38 王 子 赤 羽 62 90 1 21 1 5 24 0 3 0 6 0 9 2 2 0 16 178 59 赤 羽 滝 野 川 47 84 0 24 2 2 22 0 0 0 4 3 3 2 1 0 21 90 49 滝 野 川 板 橋 64 82 0 8 0 4 20 0 4 0 12 0 2 8 4 0 20 164 43 板 橋 志 村 141 262 10 69 6 18 38 0 22 20 20 0 13 3 3 0 40 278 122 志 村 練 馬 47 52 0 8 0 3 10 0 9 0 7 0 5 1 0 0 9 144 25 練 馬 光 が 丘 52 70 0 13 0 2 11 0 15 0 12 0 7 1 1 0 8 121 24 光 が 丘 石 神 井 50 65 0 4 0 1 10 0 18 0 13 0 8 1 1 0 9 159 23 石 神 井 上 野 49 56 0 5 0 9 16 0 4 0 8 0 1 2 3 0 8 138 28 上 野 浅 草 27 40 0 5 0 5 9 0 0 0 4 0 1 6 3 0 7 52 22 浅 草 日 本 堤 34 42 0 1 0 9 6 0 0 0 3 0 0 6 10 0 7 180 10 日 本 堤 荒 川 59 91 0 25 0 3 19 0 19 1 4 1 6 5 1 0 7 152 139 荒 川 尾 久 45 76 1 13 5 7 5 0 24 0 5 0 0 8 1 0 7 96 45 尾 久 千 住 63 100 2 19 0 8 21 0 8 2 7 0 9 4 1 0 19 163 91 千 住 足 立 119 191 3 31 6 2 41 0 49 1 25 0 10 3 1 0 19 271 85 足 立 西 新 井 143 215 4 23 0 2 24 0 75 4 21 0 26 3 1 0 32 324 241 西 新 井 本 所 73 94 0 13 0 10 27 0 0 0 13 0 2 7 3 0 19 152 47 本 所 向 島 60 177 1 24 0 15 12 0 93 0 8 0 5 5 3 0 11 149 125 向 島 深 川 292 524 1 55 12 37 155 2 22 13 16 1 35 6 4 0 165 549 273 深 川 城 東 157 287 1 41 33 15 54 0 29 2 14 4 30 3 1 0 60 330 425 城 東 本 田 128 199 0 44 0 12 33 0 45 0 14 0 12 6 2 0 31 405 131 本 田 金 町 58 68 1 8 0 3 13 0 9 0 9 0 11 0 0 0 14 162 36 金 町 江 戸 川 104 154 3 29 0 7 18 0 35 1 21 1 12 9 3 0 15 162 40 江 戸 川 葛 西 120 197 0 27 1 4 24 0 78 2 15 1 15 2 0 0 28 149 89 葛 西 小 岩 71 89 0 12 1 3 17 0 23 0 12 0 7 5 0 0 9 101 46 小 岩 移 送一 般 自動車その他 2,308 3,568 19 620 93 105 929 5 482 39 274 7 223 19 14 0 739 5,939 1,117 受託地区 立 川 市 105 203 0 21 6 7 63 0 39 1 10 4 11 1 0 0 40 291 32 国 立 市 37 47 0 7 0 2 15 0 3 0 4 0 5 0 0 0 11 70 21 武蔵野市武 蔵 野 35 48 0 2 0 4 19 0 0 0 3 0 5 1 0 0 14 178 2 武 蔵 野 三 鷹 市三 鷹 65 144 0 21 1 7 47 0 6 2 7 0 7 0 2 0 44 175 19 三 鷹 府 中 市府 中 128 227 0 59 2 10 61 0 7 0 12 0 14 0 3 0 59 287 60 府 中 昭 島 市昭 島 99 148 0 22 11 6 36 0 11 2 9 0 11 1 0 0 39 184 34 昭 島 調 布 市調 布 90 128 0 19 1 7 42 0 3 0 15 2 6 1 2 0 30 202 33 調 布 小金井市小 金 井 36 43 0 15 0 1 12 0 1 0 4 0 4 0 0 0 6 111 8 小 金 井 小 平 市小 平 81 150 1 20 0 4 43 1 37 2 10 0 6 1 0 0 25 266 65 小 平 東村山市東 村 山 73 85 1 25 0 1 26 0 3 0 5 0 8 0 0 0 16 158 38 東 村 山 国分寺市国 分 寺 28 35 0 9 0 0 9 0 1 1 6 0 2 0 0 0 7 108 6 国 分 寺 狛 江 市狛 江 13 18 0 1 0 0 6 0 0 0 3 0 2 0 1 0 5 51 21 狛 江 東大和市 33 39 0 7 0 3 10 0 2 0 8 0 3 0 0 0 6 137 23 武蔵村山市 56 81 0 14 0 0 17 0 15 0 8 0 11 0 2 0 14 190 75 清 瀬 市清 瀬 24 38 0 4 2 2 14 0 1 0 2 1 2 0 0 0 10 124 20 清 瀬 東久留米市東久留米 47 95 0 11 0 1 12 0 43 0 8 0 10 0 0 0 10 142 29 東久留米 西東京市西 東 京 39 72 0 6 0 1 20 0 5 1 5 0 4 0 1 0 29 117 14 西 東 京 八王子市八 王 子 451 692 5 128 22 18 155 3 184 3 47 0 34 7 0 0 86 898 167 八 王 子 青 梅 市青 梅 157 229 2 45 4 6 49 0 26 8 18 0 13 2 1 0 55 487 101 青 梅 町 田 市町 田 153 218 1 39 0 6 58 1 41 3 28 0 9 2 0 0 30 433 39 町 田 日 野 市日 野 109 121 1 30 4 1 31 0 4 0 11 0 7 1 0 0 31 259 30 日 野 福 生 市 37 63 0 9 1 1 20 0 11 0 7 0 5 0 1 0 8 83 6 羽 村 市 66 116 1 27 6 3 25 0 5 6 6 0 7 2 0 0 28 165 49 瑞 穂 町 94 158 4 41 17 2 34 0 7 5 8 0 14 0 1 0 25 204 81 多 摩 市多 摩 73 140 0 13 2 9 48 0 2 0 10 0 5 0 0 0 51 183 21 多 摩 あきる野市 106 130 3 17 9 3 27 0 12 1 10 0 12 0 0 0 36 216 34 日の出町 31 46 0 8 1 0 14 0 4 2 3 0 3 0 0 0 11 87 73 檜 原 村 12 14 0 0 0 0 6 0 3 1 2 0 1 0 0 0 1 33 6 奥多摩町奥 多 摩 30 40 0 0 4 0 10 0 6 1 5 0 2 0 0 0 12 100 10 奥 多 摩 移 送一般取 自動車その他 191 413 0 20 90 18 54 1 57 47 34 23 5 0 0 10 54 島 し ょ 46 87 0 2 11 2 19 0 19 8 11 3 1 0 0 1 10 大 島 町 6 12 0 2 4 0 1 0 0 2 1 0 0 0 0 0 2 利 島 村 19 38 0 4 7 0 6 0 2 1 3 5 2 0 0 2 6 新 島 村 13 29 0 0 6 1 4 0 2 2 2 5 0 0 0 2 5 神津島村 24 43 0 2 5 2 7 0 9 5 5 2 0 0 0 1 5 三 宅 村 3 9 0 0 3 0 0 0 0 3 1 0 0 0 0 0 2 御蔵島村 34 59 0 1 13 5 9 0 10 2 7 4 1 0 0 2 5 八 丈 町 3 6 0 0 2 0 1 0 0 1 1 0 0 0 0 0 1 青ヶ島村 43 130 0 9 39 8 7 1 15 23 3 4 1 0 0 2 18 小笠原村 神津島村 三 宅 村 御蔵島村 八 丈 町 青ヶ島村 小笠原村 第1種第2種 島 し ょ 地 域 計 大 島 町 利 島 村 新 島 村 地 域 事業所 数 製造所等 数 製造所 貯 蔵 所 取 扱 所 給 油 販 売 屋 内屋 外 タンク 屋 内 タンク 地 下 タンク 北多摩西部 福 生 北多摩西部 秋 川 立 川 簡 易 タンク 移 動 タンク屋 外営 業 用 自家用 福 生 秋 川 受 託 地 区 計 立 川 屋 内 タンク 地 下 タンク 簡 易 タンク 移 動 タンク屋 外営 業 用 製造所等 数 製造所 貯 蔵 所 取 扱 所 少量危険物 貯蔵取扱所 指定可燃物 貯蔵取扱所 給 油 販 売 屋 内屋 外 タンク 墨 田 区 江 東 区 葛 飾 区 江戸川区 地 域 事業所 数 自家用 第1種第2種 北 区 板 橋 区 練 馬 区 台 東 区 荒 川 区 足 立 区 世田谷区 新 宿 区 中 野 区 杉 並 区 文 京 区 豊 島 区 指定可燃物 貯蔵取扱所 給 油 販 売 屋 内屋 外 タンク 屋 内 タンク 地 下 タンク 簡 易 タンク 移 動 タンク 貯 蔵 所 取 扱 所 屋 外営 業 用 自家用 第1種第2種 少量危険物 貯蔵取扱所 事業所 数 製造所等 数 製造所 特 別 区 計 千代田区 中 央 区 港 区 品 川 区 大 田 区 令 和 2 年 度 末 令 和 3 年 度 末 令 和 4 年 度 末 令 和 5 年 度 末 令 和 6 年 度 末 地 域 31
2 製造所等別の許可数量(貯蔵・取扱最大数量、令和7年3月末現在)
特別区及び受託地区 自 動 車そ の 他 第一種酸化性固体 39.3 0.0
9.4
-
-
-
-
- 6
0.0
- 3 第一種酸化性固体
第二種酸化性固体
20.7
20.1
-
-
-
-
0.5
- 0.1 第二種酸化性固体 第三種酸化性固体 60.7 0.3
42.3
-
-
-
-
14.6
- 3.6 第三種酸化性固体 硫 化 り ん
0.1
0.0
-
-
-
-
-
- 0.0 硫 化 り ん 赤 り ん 5.9 0.5
4.5
-
-
-
-
0.0
- 0.9 赤 り ん 硫 黄
341.2
1.0
-
-
-
-
0.1
- 340.0 硫 黄 第一種可燃性固体
4.0
3.9
-
-
-
-
-
- 0.1 第一種可燃性固体 鉄 粉
35.5
31.5
-
-
-
-
0.0
- 4.0 鉄 粉 第二種可燃性固体 6.2 0.9
4.5
-
-
-
-
0.0
- 0.9 第二種可燃性固体 引 火 性 固 体 471.9 0.6
44.2
-
-
416.8
-
- 0.4
9.5
- 5 引
火 性 固 体 カ リ ウ ム
0.1
0.1
-
-
-
-
0.0
- 0.0 カ リ ウ ム ナ ト リ ウ ム
170.0
0.2
-
-
-
-
0.0
- 169.9 ナ ト リ ウ ム アルキルアルミニウム
12.9
0.0
-
-
1.3
-
-
-
- 0 アルキルアルミニウム
アルキルリチウム
0.0
0.0
-
-
-
-
-
- 0.0 アルキルリチウム 第一種自然発火性物質 及 び 禁 水 性 物 質
0.0
0.0
-
-
-
-
-
- 0.0 第一種自然発火性物質 及 び 禁 水 性 物 質 黄 り ん
0.0
0.0
-
-
-
-
-
-
- 黄
り ん 第二種自然発火性物質 及 び 禁 水 性 物 質
0.3
0.1
-
-
-
-
0.2
- 0.0 第二種自然発火性物質 及 び 禁 水 性 物 質 第三種自然発火性物質 及 び 禁 水 性 物 質 0.4 0.0
0.0
-
-
-
-
0.3
- 0.0 第三種自然発火性物質 及 び 禁 水 性 物 質 特 殊 引 火 物 1,119.8 0.2
20.9
-
-
1,096.4
-
- 1.2
0.1
- 9 特
殊 引 火 物 第一石油類(非水溶性) 75,686.5 336.0 2,768.7
18,183.0
1,056.80 4.6 6,823.6 11.0 33,496.3 135.2 2,493.6 206.7
409.5
9,763.0 第一石油類(非水溶性) 〃 (水溶性) 2,877.8 19.9
307.2
-
23.3
2,377.5
-
- 15.4
96.3
- 9 〃 (水溶性)
ア ル コ ー ル 類 5,830.8 318.3 859.5 73.0 0.3
400.5
3,934.0
5.1
-
- 8
9.1
- 3 ア
ル コ ー ル 類 第二石油類(非水溶性) 306,248.2 545.2 3,541.4 110,741.4 2,257.1 46,571.0 0.6 13,233.5 236.0 20,328.7 24,765.8 11,606.6 248.2 355.8 45,000.0 26,640.8 第二石油類(非水溶性) 〃 (水溶性) 4,173.0 57.7
665.1
-
37.3
2,871.0
8.4
-
- 2
0.7
- 0 〃 (水溶性)
第三石油類(非水溶性) 167,466.3 278.7 2,630.4 17,807.5 8,983.6
94,042.6
6,466.1 2,610.8 1,024.3 22.0 14.4 74.2
35.3
31,926.7 第三石油類(非水溶性) 〃 (水溶性) 5,208.6 136.3 735.8 47.5 0.9
131.5
3,010.1 37.0
49.0
- 10.5
4.5
1,096.2 〃 (水溶性) 第 四 石 油 類 14,622.9 179.4 3,164.9 2,784.9 86.4
362.3
3,335.9 752.5
34.9
- 8
- 6
18.4
3,841.7 第 四 石 油 類 動 植 物 油 類 3,780.1 2.1 78.7
28.0
9.6
- 1
1.0
-
- 7
15.2
2,748.6 動 植 物 油 類 第一種自己反応性物質 0.4 0.0
0.4
-
-
-
-
- 0
0.0
- 0 第一種自己反応性物質
第二種自己反応性物質 64.8 11.2 11.1
20.3
-
11.6
-
- 0.0
0.0
- 6 第二種自己反応性物質
321.4
- 5
17.9
-
295.0
-
-
1.3
- 3.8 第 六 類 ※ 単位は第四類はkL、その他は千kgです。小数第二位を四捨五入しているため、合計値が合わないことがあります。 島しょ地域 自 動 車そ の 他 特 殊 引 火
物
-
-
-
-
-
-
-
- 特
殊 引 火 物 第一石油類(非水溶性) 2,382.7 - 67.3 850.0 - 105.0 0.6 194.0 - 478.5 5.9 24.8 - - 580.0 76.7 第一石油類(非水溶性) 〃 (水溶性) 0.7 - 0.7 - - - - - - - - - - -
- 〃 (水溶性)
ア ル コ ー ル 類 0.2 - 0.2 - - - - - - - - - - - -
- ア
ル コ ー ル 類 第二石油類(非水溶性) 24,631.4 - 62.1 18,767.0 10.7 839.2 0.6 391.6 391.2 639.1 1,340.3 1.2 - - 1,720.0 468.3 第二石油類(非水溶性) 〃 (水溶性) 9.9 - 1.4 - - - - - - - - - - - - 8.5 〃 (水溶性) 第三石油類(非水溶性) 17,744.5 - 6.6 11,672.3 193.4 230.0 - 57.0 669.0 3.8 0.3 - - - 3,970.0 862.2 第三石油類(非水溶性) 〃 (水溶性) 12.0 - - - - - - - - - - - - - - 12.0 〃 (水溶性) 第 四 石 油 類 80.8 - 9.6 - - - - - 25.0 - - - - - - 46.1 第 四 石 油 類 動 植 物 油 類 - - - - - - - - - - - - - - -
- 動
植 物 油 類 ※ 単位は第四類はkL、その他は千kgです。小数第二位を四捨五入しているため、合計値が合わないことがあります。 取 扱 所 屋 内屋 外 タ ン ク 屋 内 タ ン ク 地 下 タ ン ク 一 般 屋 外 給 油販 売 移 送 第 一 類 第 二
類 第
三
類 第
四
類 簡 易 タ ン ク 危険物品名 計 製造所 貯 蔵 所 移 動 タ ン ク 第
四
類 自 家 用第 1 種第 2 種 営 業 用 危険物品名 計 製造所 貯 蔵 所 第 六 類 第 五 類 取 扱 所 屋 内屋 外 タ ン ク 屋 内 タ ン ク 地 下 タ ン ク 簡 易 タ ン ク 移 動 タ ン ク屋 外 給 油販 売 移 送一 般 営 業 用 自 家 用第 1 種第 2 種 32
3 地域別及び消防署別の事務処理状況(最近5年間) 許 可 (設置) 許 可 (変更) 完成検査 前 検 査 完成検査 (設置) 完成検査 (変更)仮 貯 蔵仮取扱い仮 使 用予防規程譲渡引渡品名・数量 倍数変更廃 止保安監督者 選 解 任資料提出少量危険物 ( 設 置 ) 少量危険物 ( 変 更 ) 少量危険物 ( 廃 止 ) 指定可燃物 ( 設 置 ) 指定可燃物 ( 変 更 ) 指定可燃物 ( 廃 止 ) 条例タンク 検 査 311 661 22 316 634 753 310 482 584 92 196 273 1,160 1,211 937 242 823 112 60 84 16 R2 252 652 66 267 574 715 305 469 378 66 129 336 1,175 1,009 1,110 243 1,098 92 79 65 18 R3 253 684 25 266 642 826 269 532 529 86 152 243 1,133 1,090 1,202 262 1,075 118 95 103 23 R4 220 634 22 191 643 880 309 469 289 146 105 215 1,125 1,219 1,219 295 1,100 95 86 63 26 R5 240 561 11 251 507 808 472 413 250 92 115 229 1,282 996 1,332 291 1,201 95 63 76 10 R6 163 221 7 166 200 775 336 159 168 51 63 126 782 566 1,103 189 991 50 32 51 4 特別区 丸 の 内 4
4
5 4 1 18 3
2
- 6 18 8 15 6
20
- 1
- 丸
の 内 麹 町 2
4
2 2 4 5 3 4
2
- 11 2 28 2
24
- 1
- 麹
町 神 田 5
2
1 2 1 5 1
5
1 2 6 9
10
11
-
- 神
田 京 橋 8 4 1 10 5 - 1 4 - 3 - 3 7 2 19 2 27 - - 1 2 京 橋 日 本 橋 16 3 1 2 1 3 5 1 3 - - 2 2 4 21 11 16 - - -
- 日
本 橋 臨 港 2 1 2 - - 3 - 1 2 - 1 6 5 26 4 27 - 2 -
- 臨
港 芝 13 1 - 13 1 2 9 - 9 - - 1 27 13 36 7 38 - - - - 芝 麻 布 - 1 - 4 1 2 4 1 2 - - 1 5 2 4 1 7 - - -
- 麻
布 赤 坂 1 1 - 9 1 - 6 1 4 9 - 1 14 1 93 5 78 - - -
- 赤
坂 高 輪 3 1 - 12 1 2 6 1 - - 1 1 6 2 45 8 14 - - -
- 高
輪 品 川 6 4 - 8 2 7 8 2 4 2 1 1 39 20 32 10 23 2 2 1
- 品
川 大 井 6 - - 8 2 575 21 - 2 - - 2 18 75 9 3 15 2 1 -
- 大
井 荏 原 - 1 2 - 1 2 6 - - 1 - - 4 7 3 - 6 - - -
- 荏
原 大 森 2 3 - 4 6 44 8 4 6 4 1 3 29 18 20 2 15 10 8 2
- 大
森 田園調布 - 4 - 1 3 1 2 4 2 - - 1 9 4 5 - 5 - - -
- 田園調布
蒲 田 7 36 - 8 34 - 8 27 7 - 1 4 89 53 47 11 34 - 1 2 1 蒲 田 矢 口 1 1 - 1 1 2 2 - 2 - 1 - 5 10 4 4 4 1 - 1
- 矢
口 目 黒 区目 黒 3 3 - 2 3 1 3 3 3 - - - 14 11 2 1 4 - - -
- 目
黒 世 田 谷 - 2 - 2 4 2 2 1 2 3 - 6 17 8 11 3 11 1 - 1
- 世
田 谷 玉 川 1 - - - - 4 7 - 3 - - 3 11 18 33 1 30 - 1 -
- 玉
川 成 城 1 2 - 1 2 2 3 2 6 - - 7 8 11 4 3 2 - 2 -
- 成
城 渋 谷 区渋 谷 7 8 - 11 6 2 10 5 5 3 1 4 10 11 51 5 40 - - -
- 渋
谷 四 谷 1 - - 2 - 1 2 - 1 - - - 1 3 59 - 53 - - -
- 四
谷 牛 込 2 1 - - 1 2 4 - 2 - 1 1 23 1 7 - 8 - - 1
- 牛
込 新 宿 2 3 - - 3 3 6 3 6 - - 2 13 15 29 8 24 1 - -
- 新
宿 中 野 4 - - - - - 1 - - - 1 3 5 3 11 5 6 1
- 中
野 野 方 - - - - - - 1 - 5 - - - 2 2 2 2 1 - - -
- 野
方 杉 並 1 2 - 2 2 - 4 1 2 2 - - 11 3 6 - 5 1 - 2
- 杉
並 荻 窪 1 6 - - 5 - 2 6 2 - - - 5 5 5 2 8 - 1 3
- 荻
窪 小 石 川 1 1 - - - - 3 1 2 - - - 6 3 7 2 5 - - 4
- 小
石 川 本 郷 - 1 - 1 1 1 2 1 4 8 1 2 8 11 6 - 8 - - -
- 本
郷 豊 島 2 2 - - 1 1 6 1 1 - - 3 6 10 7 - 5 - - -
- 豊
島 池 袋 1 - - - - - 1 - - - 1 2 4 3 1 - 9 - - 1
- 池
袋 王 子 2 1 - 2 - 2 3 - 1 - 1 - 17 5 1 24 - - - 2
- 王
子 赤 羽 1 - - - 1 - 1 - - 1 2 3 10 2 8 3 7 2 1 1
- 赤
羽 滝 野 川 1 1 - - 2 - 1 1 - - 1 - 8 6 1 1 - - - -
- 滝
野 川 板 橋 - 4 - 2 2 4 9 2 2 - - - 6 3 6 1 3 - - -
- 板
橋 志 村 3 10 - 5 12 2 3 8 5 6 5 15 35 19 20 2 19 1 - 1 1 志 村 練 馬 1 2 - 1 2 - 1 2 4 - - - 8 10 1 2 1 - - -
- 練
馬 光 が 丘 - - - - - 1 2 - 4 - - 4 18 7 23 - 21 - - -
- 光
が 丘 石 神 井 - 2 - 1 2 2 3 1 3 1 - 2 12 4 6 2 1 - - -
- 石
神 井 上 野 - 2 - - 1 1 3 1 - - - 2 4 3 4 1 3 - - -
- 上
野 浅 草 - 1 - - 1 - 14 1 - - - 1 2 1 6 2 6 1 - 1
- 浅
草 日 本 堤 1 - - 1 - - - - - - - - 2 - 1 - 2 - - -
- 日
本 堤 荒 川 1 1 - 2 2 1 3 - - - 1 3 10 5 11 6 12 1 1 4
- 荒
川 尾 久 1 - - 1 - - 1 - 1 - - 2 2 2 2 - 1 1 - -
- 尾
久 千 住 5 4 1 - 5 2 2 4 2 - 1 2 15 7 15 2 3 4 1 1
- 千
住 足 立 1 17 - - 16 1 5 18 4 1 - 5 22 21 10 - 9 - - 1
- 足
立 西 新 井 4 18 - 10 13 2 4 11 3 2 - 7 25 24 5 2 7 1 1 -
- 西
新 井 本 所 2 4 - 1 3 1 2 2 3 - 2 - 7 7 54 2 54 4 - 1
- 本
所 向 島 4 6 - 4 5 1 5 1 1 - 18 3 8 2 1 2 6 - - -
- 向
島 深 川 13 14 - 10 13 62 52 13 5 - 2 2 38 19 185 7 187 3 5 9
- 深
川 城 東 9 6 - 1 6 3 11 5 10 - 2 1 37 11 29 10 28 3 1 1
- 城
東 本 田 2 8 - 5 5 2 5 3 2 - - 5 12 13 19 3 22 1 3 7
- 本
田 金 町 2 4 - 2 3 3 6 1 5 - - - 13 9 21 3 6 1 - -
- 金
町 江 戸 川 1 7 - 3 5 19 20 6 7 - - 4 13 13 4 4 2 4 1 -
- 江
戸 川 葛 西 3 6 2 4 6 - 4 3 7 1 17 2 16 19 10 2 4 4 - -
- 葛
西 小 岩 3 1 - - - 1 2 - 2 - - 1 3 1 2 - 4 1 - -
- 小
岩 許 可 (設置) 許 可 (変更) 完成検査 前 検 査 完成検査 (設置) 完成検査 (変更)仮 貯 蔵仮取扱い仮 使 用予防規程譲渡引渡品名・数量 倍数変更廃 止保安監督者 選 解 任資料提出少量危険物 ( 設 置 ) 少量危険物 ( 変 更 ) 少量危険物 ( 廃 止 ) 指定可燃物 ( 設 置 ) 指定可燃物 ( 変 更 ) 指定可燃物 ( 廃 止 ) 条例タンク 検 査 75 325 3 83 292 33 136 243 78 39 52 102 483 424 229 102 210 45 31 25 6 受託地区 立 川 市 国 立 市 武蔵野市武 蔵 野 - 1 - - 1 1 6 1 2 - 1 1 20 6 10 - 4 - - -
- 武
蔵 野 三 鷹 市三 鷹 4 14 - 10 4 1 7 4 4 - - 1 37 11 9 - 5 - - -
- 三
鷹 府 中 市府 中 4 18 - 7 17 4 15 15 5 - 3 12 24 10 17 7 22 3 - 3
- 府
中 昭 島 市昭 島 3 2 - 3 4 - 3 1 - 2 1 12 16 11 5 4 12 2 2 -
- 昭
島 調 布 市調 布 - 4 - - 3 3 11 3 7 3 3 4 14 22 26 - 20 1 - -
- 調
布 小金井市小 金 井 1 3 - 1 2 3 4 1 1 1 1 1 5 3 2 - 2 1 - -
- 小
金 井 小 平 市小 平 2 35 - 2 20 - 1 22 4 3 4 1 17 26 12 7 16 3 15 -
- 小
平 東村山市東 村 山 1 1 - 1 1 1 4 - 1 - 1 2 7 4 6 6 - - 2 -
- 東
村 山 国分寺市国 分 寺 2 3 - 2 1 - 3 1 1 2 1 1 4 7 6 2 4 1 - 2
- 国
分 寺 狛 江 市狛 江 2 1 - - 1 1 3 1 1 - - 2 3 2 1 - 3 - - 1
- 狛
江 東大和市 武蔵村山市 清 瀬 市清 瀬 1 1 - 1 1 1 1 1 - - - 1 9 2 2 4 1 - - -
- 清
瀬 東久留米市東久留米 - 4 - - 4 - 1 4 3 2 - 1 10 7 2 3 5 - - -
- 東久留米
西東京市西 東 京 2 22 - 2 21 1 2 23 2 - 1 1 5 8 4 3 7 - - 1
- 西
東 京 八王子市八 王 子 19 35 2 23 22 2 22 13 10 5 9 16 80 60 26 13 29 3 - 2 1 八 王 子 青 梅 市青 梅 6 14 - 2 12 1 7 7 3 - 1 7 30 22 2 9 8 3 - 1
- 青
梅 町 田 市町 田 5 13 1 4 12 2 7 9 10 - 1 10 22 23 16 2 8 1 1 1
- 町
田 日 野 市日 野 1 38 - 3 46 2 9 29 4 1 11 8 19 64 14 12 16 2 4 2
- 日
野 福 生 市 羽 村 市 瑞 穂 町 多 摩 市多 摩 8 1 - 9 1 2 4 1 7 - 4 2 28 3 7 3 8 1 - 1
- 多
摩 あきる野市 日の出町 檜 原 村 奥多摩町奥 多 摩 - - - - - - 1 - - - 1 - 2 3 5 - 4 - 1 -
- 奥
多 摩 許 可 (設置) 許 可 (変更) 完成検査 前 検 査 完成検査 (設置) 完成検査 (変更)仮 貯 蔵仮取扱い仮 使 用予防規程譲渡引渡品名・数量 倍数変更廃 止保安監督者 選 解 任資料提出 2 15 1 2 15 11 4 2 - 1 17 6 島しょ地区 - 1 - - 2 1 - - - - 5 4 大 島 町 - - - - - - - - - - -
- 利
島 村 - 1 - - 1 1 - - - - 4
- 新
島 村 - 4 - - 4 3 - 1 - - - 1 神津島村 2 5 - 1 3 3 - 1 - 1 2
- 三
宅 村 - - - - - - - - - - 1
- 御蔵島村
- 2 - - 2 2 2 - - - - 1 八 丈 町 - - - - - - - - - - -
- 青ヶ島村
- 2 1 1 3 1 2 - - - 5
- 小笠原村
届 出 大島町 利島村 2 3 1 1 4 1 1 - 1 1 - 北多摩西部 青ヶ島 小笠原 特 別 区 計 千代田区 中 央 区 港 区 品 川 区 大 田 区 墨 田 区 島 し ょ 地 域 計 申 請 ・ 届 出 豊 島 区 秋 川 申 請 ・ 届 出 足 立 区 文 京 区 福 生 練 馬 区 北 区 板 橋 区 新島村 神津島 三宅村 御蔵島 八丈町 7 99 6 5 4 1 7 2 99 - 6 104 2 6 3 2 6 - 申 請 4 4 2 3
- 北多摩西部
13 2 16 - 3 14 9 秋 川 10 6 1 4 12 8 1 2 5 福 生 9 16 7 4 6 71 8 8 10 3 5 - 91 4 8 3 申 請 届 出 8 32 立 川 25 3 17 11 4 3 1 22 - 1 4 9 申 請 ・ 届 出 申 請 届 出 2 - 1 - 江 東 区 葛 飾 区 台 東 区 荒 川 区 江戸川区 受 託 地 区 計 令 和 2 年 度 令 和 3 年 度 令 和 4 年 度 令 和 5 年 度 令 和 6 年 度 世田谷区 立 川 新 宿 区 中 野 区 杉 並 区 33 4 地域別及び消防署別の許可申請状況(最近5年間) 2 3 4 5 6 計 設置 変更 計 設置 変更 計 設置 変更 計 設置 変更 計 設置 変更 972 311 661 904 252 652 937 253 684 849 220 634 792 240 561 575 228 347 500 182 318 495 187 308 447 160 287 384 163 221 丸 の 内 15 8 7 18 10 8 9 2 7 8 7 1 8 4 4 麹 町 16 4 12 7 2 5 11 6 5 2 2 0 6 2 4 神 田 6 4 2 4 3 1 5 3 2 0 0 0 7 5 2 京 橋 14 8 6 6 4 2 17 5 12 11 7 4 12 8 4 日 本 橋 11 3 8 12 3 9 12 3 9 6 3 3 19 16 3 臨 港 16 12 4 3 1 2 10 7 3 8 5 3 3 2 1 芝 31 23 8 20 13 7 41 35 6 17 12 5 14 13 1 麻 布 0 0 0 10 10 0 11 6 5 2 1 1 1 0 1 赤 坂 1 1 0 6 3 3 8 6 2 12 12 0 2 1 1 高 輪 6 4 2 8 3 5 11 5 6 12 10 2 4 3 1 品 川 11 4 7 5 3 2 5 2 3 14 6 8 10 6 4 大 井 37 33 4 5 3 2 12 6 6 19 14 5 6 6 0 荏 原 1 0 1 1 0 1 0 0 0 1 0 1 1 0 1 大 森 18 3 15 12 1 11 21 4 17 28 7 21 5 2 3 田園調布 4 1 3 1 0 1 2 0 2 4 1 3 4 0 4 蒲 田 29 6 23 29 6 23 36 7 29 34 3 31 43 7 36 矢 口 1 0 1 2 0 2 2 0 2 1 0 1 2 1 1 目 黒 区目 黒 7 4 3 8 2 6 1 0 1 3 1 2 6 3 3 世 田 谷 5 1 4 7 2 5 6 1 5 8 6 2 2 0 2 玉 川 5 2 3 5 3 2 7 5 2 8 0 8 1 1 0 成 城 4 0 4 5 1 4 5 1 4 4 0 4 3 1 2 渋 谷 区渋 谷 12 7 5 21 14 7 15 8 7 24 11 13 15 7 8 四 谷 1 0 1 15 15 0 0 0 0 3 2 1 1 1 0 牛 込 4 0 4 3 1 2 8 4 4 5 0 5 3 2 1 新 宿 9 4 5 14 9 5 4 1 3 3 0 3 5 2 3 中 野 3 0 3 5 3 2 3 2 1 1 1 0 4 4 0 野 方 2 0 2 0 0 0 5 4 1 3 0 3 0 0 0 杉 並 3 0 3 2 0 2 1 0 1 3 1 2 3 1 2 荻 窪 5 0 5 8 0 8 8 0 8 4 0 4 7 1 6 小 石 川 4 2 2 9 2 7 2 1 1 3 1 2 2 1 1 本 郷 7 6 1 6 4 2 5 3 2 4 2 2 1 0 1 豊 島 7 2 5 4 3 1 0 0 0 6 3 3 4 2 2 池 袋 1 1 0 4 2 2 2 1 1 3 1 2 1 1 0 王 子 4 0 4 10 1 9 7 3 4 6 3 3 3 2 1 赤 羽 8 3 5 9 3 6 6 4 2 3 1 2 1 1 0 滝 野 川 9 0 9 6 0 6 5 0 5 7 0 7 2 1 1 板 橋 5 2 3 2 1 1 4 3 1 2 0 2 4 0 4 志 村 17 2 15 24 1 23 19 0 19 17 4 13 13 3 10 練 馬 4 0 4 2 2 0 4 0 4 1 0 1 3 1 2 光 が 丘 9 1 8 13 3 10 8 1 7 2 0 2 0 0 0 石 神 井 2 0 2 4 0 4 9 1 8 3 2 1 2 0 2 上 野 4 0 4 1 0 1 2 0 2 2 0 2 2 0 2 浅 草 1 1 0 3 1 2 4 2 2 2 2 0 1 0 1 日 本 堤 3 1 2 1 0 1 0 0 0 0 0 0 1 1 0 荒 川 5 0 5 6 4 2 3 0 3 3 1 2 2 1 1 尾 久 7 5 2 2 1 1 3 2 1 3 1 2 1 1 0 千 住 8 3 5 4 0 4 6 2 4 6 1 5 9 5 4 足 立 22 4 18 19 1 18 19 8 11 20 0 20 18 1 17 西 新 井 20 5 15 10 3 7 13 2 11 16 5 11 22 4 18 本 所 9 1 8 13 3 10 8 3 5 4 1 3 6 2 4 向 島 24 6 18 10 3 7 8 4 4 18 2 16 10 4 6 深 川 68 32 36 29 13 16 19 7 12 19 7 12 27 13 14 城 東 15 5 10 24 7 17 17 6 11 9 2 7 15 9 6 本 田 6 3 3 14 5 9 20 4 16 12 2 10 10 2 8 金 町 3 1 2 6 1 5 2 0 2 6 2 4 6 2 4 江 戸 川 8 2 6 5 0 5 8 1 7 8 1 7 8 1 7 葛 西 13 6 7 15 3 12 13 4 9 10 3 7 9 3 6 小 岩 5 2 3 3 0 3 3 2 1 4 1 3 4 3 1 2 3 4 5 6 計 設置 変更 計 設置 変更 計 設置 変更 計 設置 変更 計 設置 変更 412 83 329 368 74 294 423 64 359 376 55 326 391 75 325 立 川 市 国 立 市 武 蔵 野 市武 蔵 野 5 4 1 2 0 2 4 2 2 0 0 0 1 0 1 三 鷹 市三 鷹 15 3 12 10 2 8 12 6 6 5 2 3 18 4 14 府 中 市府 中 17 0 17 30 11 19 18 6 12 14 3 11 22 4 18 昭 島 市昭 島 15 0 15 16 6 10 8 2 6 9 3 6 5 3 2 調 布 市調 布 14 6 8 6 0 6 13 5 8 7 1 6 4 0 4 小 金 井 市小 金 井 1 0 1 5 1 4
2
2 2 1 1 4 1 3 小 平 市小 平 25 7 18 28 6 22 18 2 16 18 1 17 37 2 35 東 村 山 市東 村 山 2 0 2 11 6 5 6 2 4 2 0 2 2 1 1 国 分 寺 市国 分 寺 5 4 1 5 4 1 4 0 4 3 2 1 5 2 3 狛 江 市狛 江 3 0 3 1 0 1 2 0 2 2 1 1 3 2 1 東 大 和 市 武蔵村山市 清 瀬 市清 瀬 2 2 0 3 1 2 1 1 0 0 0 0 2 1 1 東久留米市東久留米 1 1 0 8 2 6 14 1 13 6 2 4 4 0 4 西 東 京 市西 東 京 11 1 10 19 1 18 39 3 36 26 0 26 24 2 22 八 王 子 市八 王 子 55 14 41 52 8 44 61 14 47 54 9 45 54 19 35 青 梅 市青 梅 24 6 18 17 4 13 22 7 15 18 7 11 20 6 14 町 田 市町 田 19 3 16 16 2 14 26 2 24 17 1 16 18 5 13 日 野 市日 野 39 1 38 34 0 34 40 2 38 66 4 62 39 1 38 福 生 市 羽 村 市 瑞 穂 町 多 摩 市多 摩 18 5 13 15 5 10 7 2 5 13 9 4 9 8 1 あきる野市 日 の 出 町 檜 原 村 奥 多 摩 町奥 多 摩 0 0 0 2 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2 3 4 5 6 計 設置 変更 計 設置 変更 計 設置 変更 計 設置 変更 計 設置 変更 34 5 29 29 9 20 14 3 11 19 2 17 17 2 15 7 4 3 7 1 4 0 0 3 18 3 15 1 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2 0 2 2 1 1 4 1 3 0 0 0 1 0 1 5 3 2 5 0 0 1 0 1 0 0 0 4 0 4 2 0 2 2 0 1 3 0 3 0 0 0 7 2 5 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2 0 2 0 0 0 4 2 2 4 1 3 5 0 5 0 0 0 2 0 2 1 0 1 1 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 8 0 8 8 0 1 3 1 2 6 2 4 2 0 2 11 4 7 14 63 2 61 72 4 10 0 14 9 4 5 15 6 3 9 7 7 5 10 4 9 2 1 1 106 7 99 10 1 1 5 1 7 6 7 1 0 14 14 3 92 98 8 6 7 0 7 2 11 8 7 91 95 3 0 72 合 計 特 別 区 計 年度・区分 消防署 御 蔵 島 村 八 丈 町 受 託 地 区 計 練 馬 区 台 東 区 足 立 区 墨 田 区 江 東 区 葛 飾 区 江 戸 川 区 新 島 村 神 津 島 村 三 宅 村 島しょ地域計 秋 川 北多摩西部 青 ヶ 島 村 小 笠 原 村 千 代 田 区 中 央 区 港 区 品 川 区 荒 川 区 大 田 区 世 田 谷 区 新 宿 区 中 野 区 杉 並 区 文 京 区 大 島 町 利 島 村 豊 島 区 北 区 板 橋 区 福 生 立 川 34
計 設置 変更 計 設置 変更 計 設置 変更 計 設置 変更 計 設置 変更 976 311 661 904 252 652 937 253 684 828 215 613 786 239 547 15 3 12 21 0 21 18 2 16 18 0 18 13 0 13 21 17 4 30 17 13 23 18 5 33 21 12 26 13 13 特 定 14 3 11 2 0 2 9 0 9 9 0 9 13 0 13 特定以外 38 16 22 15 11 4 12 1 11 2 0 2 2 0 2 111 60 51 55 30 25 45 22 23 13 9 4 23 16 7 1 1 0 115 62 53 117 70 47 106 69 37 106 58 48 111 65 46 0 0 0 0 0 0 1 1 0 2 2 0 1 1 0 75 32 43 88 55 33 77 27 50 85 37 48 3 2 1 0 0 0 2 2 0 3 2 1 2 2 0 自動車 211 5 206 210 3 207 237 3 234 184 1 183 125 4 121 その他 33 3 30 8 1 7 15 1 14 5 1 4 5 0 5 1 0 1 36 7 29 27 5 22 30 4 26 15 6 9 第1種 1 0 1 0 0 0 1 1 0 1 1 0 1 1 0 第2種 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2 0 2 1 0 1 2 0 2 0 0 0 415 137 278 335 89 246 342 73 269 344 79 265 368 100 268 島しょ地域(内数) 計 設置 変更 計 設置 変更 計 設置 変更 計 設置 変更 計 設置 変更 29 9 20 14 3 11 19 2 17 26 5 21 17 2 15 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 1 0 0 0 0 特 定 2 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 特定以外 5 2 3 2 0 2 5 0 5 4 0 4 2 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 4 1 3 3 0 3 0 0 0 1 0 1 3 1 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2 1 1 5 3 2 5 2 3 2 0 2 4 1 3 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 自動車 3 0 3 4 0 4 3 0 3 2 0 2 4 0 4 その他 3 2 1 0 0 0 0 0 0 2 1 1 0 0 0 1 0 1 0 0 0 1 0 1 0 0 0 0 0 0 第1種 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 第2種 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2 0 2 1 0 1 0 0 0 0 0 0 9 3 6 1 0 1 3 0 3 12 2 10 3 0 3 5 施設区分別の許可申請状況(最近5年間) 年度 区分 2 3 5 4 合 計 製 造 所 貯 蔵 所 屋 内 屋 外 タンク 屋 内 タ ン ク 地 下 タ ン ク 簡 易 タ ン ク 移 動 タ ン ク 屋 外 5 自 家 用 販 売 移 送 一 般 年度 区分 2 3 4 簡 易 タ ン ク 移 動 タ ン ク 屋 外 取 扱 所 給 油 営 業 用 6 6 取 扱 所 給 油 営 業 用 自 家 用 販 売 移 送 一 般 合 計 製 造 所 貯 蔵 所 屋 内 屋 外 タンク 屋 内 タ ン ク 地 下 タ ン ク 35
6 地域別及び消防署別のセルフ給油取扱所の施設数(令和7年3月末現在) 施設数 施設数 施設数 199 168 1 丸 の 内 0 立 川 市 6 0 麹 町 0 国 立 市 2 0 神 田 2 武蔵野市武 蔵 野 1 0 京 橋 1 三 鷹 市三 鷹 5 0 日 本 橋 1 府 中 市府 中 6 0 臨 港 1 昭 島 市昭 島 7 0 芝 3 調 布 市調 布 12 1 麻 布 1 小金井市小 金 井 2 0 赤 坂 1 小 平 市小 平 8 0 高 輪 0 東村山市東 村 山 0 品 川 2 国分寺市国 分 寺 6 368 大 井 0 狛 江 市狛 江 1 荏 原 2 東大和市 5 大 森 11 武蔵村山市 3 田園調布 3 清 瀬 市清 瀬 1 蒲 田 3 東久留米市東久留米 6 矢 口 1 西東京市西 東 京 2 目黒区目 黒 8 八王子市八 王 子 31 世 田 谷 8 青 梅 市青 梅 10 玉 川 10 町 田 市町 田 21 成 城 8 日 野 市日 野 9 渋谷区渋 谷 2 福 生 市 3 四 谷 0 羽 村 市 2 牛 込 1 瑞 穂 町 5 新 宿 4 多 摩 市多 摩 6 中 野 0 あきる野市 7 野 方 2 日の出町 1 杉 並 3 檜 原 村 0 荻 窪 8 奥多摩町奥 多 摩 0 小 石 川 2 本 郷 1 豊 島 1 池 袋 4 王 子 3 赤 羽 1 滝 野 川 2 板 橋 4 志 村 7 練 馬 4 光 が 丘 7 石 神 井 8 上 野 0 浅 草 0 日 本 堤 2 荒 川 1 尾 久 1 千 住 1 足 立 13 西 新 井 7 本 所 0 向 島 2 深 川 7 城 東 7 本 田 4 金 町 4 江 戸 川 10 葛 西 6 小 岩 4 八 丈 町 青 ヶ 島 村 小 笠 原 村 受 託 地 区 計 利 島 村 新 島 村 神 津 島 村 三 宅 村 御 蔵 島 村 地 域 地 域 地 域 島 し ょ 地 域 計 大 島 町 立 川 墨田区 江東区 葛飾区 江戸川区 特 別 区 計 板橋区 練馬区 台東区 荒川区 足立区 千代田区 中央区 港 区 品川区 大田区 世田谷区 合 計 北多摩西部 福 生 新宿区 中野区 秋 川 杉並区 文京区 豊島区 北 区 36
7 地域別及び消防署別の危険物施設等における事故発生状況(令和6年中) 屋内 屋外 タンク 屋内 タンク 地下 タンク 簡易 タンク 移動 タンク 屋外 給油 販売 移送 一般取 合 計 181 43 33 105 0 0 0 1 10 0 4 0 106 0 0 23 1 1 2 20 11 2 特 別 区 計 104 32 22 50 0 0 0 1 6 0 2 0 57 0 0 14 1 1 0 12 10 0 丸 の 内 1 1 1 麹 町 2 1 1 1 1 神 田 1 1 1 京 橋 1 1 1 日 本 橋 0 臨 港 0 芝 1 1 1 麻 布 0 赤 坂 0 高 輪 1 1 1 品 川 5 4 1 4 1 大 井 3 1 2 1 1 1 荏 原 0 大 森 9 1 8 8 1 田 園 調 布 1 1 1 蒲 田 4 3 1 1 2 1 矢 口 0 目 黒 1 1 1 世 田 谷 5 2 3 3 1 1 玉 川 1 1 1 成 城 3 3 3 渋 谷 5 2 3 3 2 四 谷 0 牛 込 3 1 2 1 2 新 宿 0 中 野 0 野 方 0 杉 並 6 2 1 3 5 1 荻 窪 4 2 2 2 1 1 小 石 川 1 1 1 本 郷 1 1 1 豊 島 0 池 袋 0 王 子 3 3 3 赤 羽 0 滝 野 川 0 板 橋 1 1 1 志 村 6 3 1 2 1 1 3 1 練 馬 1 1 1 光 が 丘 0 石 神 井 2 1 1 1 1 上 野 0 浅 草 0 日 本 堤 0 荒 川 1 1 1 尾 久 1 1 1 千 住 1 1 1 足 立 7 4 1 2 4 1 1 1 西 新 井 5 3 1 1 2 2 1 本 所 0 向 島 2 2 1 1 深 川 2 2 2 城 東 5 1 1 3 4 1 本 田 1 1 1 金 町 1 1 1 江 戸 川 3 1 1 1 1 2 葛 西 0 小 岩 3 3 3 屋内 屋外 タンク 屋内 タンク 地下 タンク 簡易 タンク 移動 タンク 屋外 給油 販売 移送 一般取 受託地区計 75 11 10 54 0 0 0 0 4 0 2 0 48 0 0 8 0 0 2 8 1 2 立 川 8 2 6 8 武 蔵 野 1 1 1 三 鷹 1 1 1 府 中 1 1 1 昭 島 3 1 2 1 2 調 布 3 2 1 2 1 小 金 井 0 小 平 6 1 5 1 4 1 東 村 山 1 1 1 国 分 寺 4 4 1 1 2 狛 江 0 北多摩西部 5 5 5 清 瀬 0 東 久 留 米 1 1 1 西 東 京 1 1 1 八 王 子 9 1 8 9 青 梅 1 1 1 町 田 8 2 6 4 2 2 日 野 11 3 1 7 7 3 1 福 生 8 5 3 1 2 2 2 1 多 摩 0 秋 川 2 1 1 1 1 奥 多 摩 1 1 1 屋内 屋外 タンク 屋内 タンク 地下 タンク 簡易 タンク 移動 タンク 屋外 給油 販売 移送 一般取 島しょ地域計 2 0 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 1 大 島 町 0 利 島 村 0 新 島 村 0 神 津 島 村 1 1 1 三 宅 村 1 1 1 御 蔵 島 村 0 八 丈 町 0 青 ヶ 島 村 0 小 笠 原 村 0 施 設 区 分 別 高圧ガス 関係施設 高圧ガス 関係施設 施 設 区 分 別 消防本部等 合計 事故種別 火災 流出 その他 製造所 貯 蔵 所 取扱所 施 設 区 分 別 消防署 製造所 少量危険物 貯蔵取扱所 指定可燃物 貯蔵取扱所 仮貯蔵 仮取扱所 運搬 車両 貯 蔵 所 取扱所 無許可 施設 事故種別 火災 流出 その他 合計 消防署 合計 事故種別 火災 流出 その他 少量危険物 貯蔵取扱所 指定可燃物 貯蔵取扱所 製造所 貯 蔵 所 取扱所 仮貯蔵 仮取扱所 運搬 車両 無許可 施設 37
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8 過去発生した地震による危険物施設等の被害状況(令和7年3月末現在) 発生年月日 地 震 名 震度階 (マグニチュード) 製造所等の被害状況 S58.5.26 昭和58 年(1983 年) 日本海中部地震 5 (M 7.7) 屋外タンク貯蔵所71 件(タンク火災1件、タン ク本体漏油16 件等)、屋内貯蔵所9件(容器の落下 破損6件等)、地下タンク貯蔵所48 件(地盤沈下、 タンクの沈下、隆起等33 件等)、給油取扱所89 件 (舗装の沈下・隆起、タンクの沈下50 件、防火塀 倒壊9件等)の被害があった。 S59.9.14 昭和59 年(1984 年) 長野県西部地震 6 (M 6.9) 屋内貯蔵所及び地下タンク貯蔵所が土石流により 埋没した。この他屋内貯蔵所19 件、地下タンク貯 蔵所10 件、屋外タンク貯蔵所9件、給油取扱所2 件等について破損等の被害があった。 H5.1.15 平成5年(1993 年) 釧路沖地震 6 (M 7.8) 特別防災区域内で屋外タンク貯蔵所の沈下2 件、 座屈1件等29 件の被害があり、この他、港湾内ア スファルトタンクの亀裂による流出1件、給油取扱 所35 件(販売室の破損等26 件、計量機等の破損 25 件、防火塀亀裂13 件)の被害があった。 H5.7.12 平成5年(1993 年) 北海道南西沖地震 5 (M 7.8) 屋内タンク貯蔵所(800kL)が土砂崩れにより破 損し、防油堤内に流出、また、漁港の屋外タンク貯 蔵所(200kL)が津波により変形、製油所の屋外タ ンク貯蔵所3基がスロッシング(液面揺動)により 漏油があった。 H6.10.4 平成6年(1994 年) 北海道東方沖地震 6 (M 8.1) 給油取扱所36 件(防火塀の破損が18 件、販売室 のガラス破損3件等)、屋外タンク貯蔵所19 件(不 等沈下4件、犬走りの亀裂等15 件)の被害があ り、根室市では、家庭用の灯油ホームタンク (490L)の転倒260 件があり、うち68 件が漏えい した。 H6.12.28 平成6年(1994 年) 三陸はるか沖地震 6 (M 7.5) 屋外タンク貯蔵所34 件(雨水進入防止措置剥離 12 件、犬走り亀裂5件、不等沈下4件、固定ボル ト破損3件等)、屋内貯蔵所4件(容器が転倒落下 し、危険物が漏えい)、一般取扱所6件(壁の破損 2件、犬走り亀裂2件等)の被害があった。 このほか事業所の敷地内に小規模な液状化現象が 見られた。 H7.1.17 平成7年(1995 年) 兵庫県南部地震 (阪神・淡路大震災) 7 (M 7.3) 給油取扱所347 件(防火塀の倒壊・傾斜、キャノ ピーの転倒・落下、計量機の転倒、地盤面の亀裂・ 沈下、配管の損傷等)、屋外タンク貯蔵所343 件 (基礎の地盤の亀裂・陥没等、スロッシングによる 危険物の漏えい、タンクの傾斜・座屈、破損による 危険物の漏えい、防油堤の亀裂等)、一般取扱所 207 件(傾斜・変形、地盤面の陥没・亀裂、煉瓦造 りの建築物の崩壊)、屋内貯蔵所162 件(煉瓦造り の建築物の崩壊、収納容器の落下による破損・漏え い)、地下タンク貯蔵所98 件(埋設・地上配管の破 損・変形、上部スラブ周囲の陥没等)等の被害があ ったが、製造所等から発生した火災や大量の危険物 が施設外に流出した事例はなかった。
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発生年月日 地 震 名 震度階 (マグニチュード) 製造所等の被害状況 H12.10.6 平成12 年(2000 年) 鳥取県西部地震 6強 (M 7.3) 移送取扱所1件(配管破損)、屋内貯蔵所4件 (容器の落下)、給油取扱所5件(地盤沈下、配管 破損等)、屋外タンク貯蔵所1件(配管破損)、地下 タンク貯蔵所(配管破損)の被害があったが、いず れも火災・漏えい事故には至らなかった。 H15.7.26 平成15 年(2003 年) 宮城県北部地震 6強 (M 6.4) 給油取扱所の防火塀の破損・倒壊や屋外タンク貯 蔵所において防油堤の亀裂等の被害が発生した。ま た、ホームタンクの転倒が多数発生した。 H15.9.26 平成15 年(2003 年) 十勝沖地震 6弱 (M 8.0) 屋内貯蔵所1件、屋外タンク貯蔵所50 件(火 災、タンク浮き屋根上への滞油、タンク浮き屋根の 破損及びタンク屋根板・側板の変形)、地下タンク 貯蔵所3件(タンク本体の浮上等)、給油取扱所10 件(防火塀の亀裂・破損等)の被害があった。 地震発生時のスロッシングに起因する浮き屋根式屋 外タンク貯蔵所の火災(リング火災及び全面火災の 計2件)が起こり、大規模タンク火災となった。 H16.10.23 平成16 年(2004 年) 新潟県中越地震 7 (M 6.8) 製造所1件、給油取扱所51 件(防火塀倒壊39 件、漏えい1件等)、一般取扱所10 件、地下タンク 貯蔵所28 件(漏えい3件等)、屋内タンク貯蔵所6 件の被害があり、火災の発生はなく、漏えいは5件 発生した。 H19.3.25 平成19 年(2007 年) 能登半島地震 6強 (M 6.9) 地下タンク貯蔵所25 件(地下貯蔵タンクの破損 6件、タンク室周囲の陥没5件等)、給油取扱所13 件(防火塀の亀裂6件等)、一般取扱所8件(配管 の破損3件等)、屋外タンク貯蔵所6件(防油堤の 亀裂5件等)、計52 件の被害があった。 H19.7.16 平成19 年(2007 年) 新潟県中越沖地震 6強 (M 6.8) 屋外タンク貯蔵所8件(流出3件、破損5件)、 給油取扱所42 件(流出2件、破損40 件)、移送取 扱所1件(流出)、一般取扱所8件(流出1件、破 損7件)、屋外貯蔵所1件(破損)、屋内貯蔵所3件 (破損)、地下タンク貯蔵所15 件(破損)、計78 件 の被害があった。 H20.6.14 平成20 年(2008 年) 岩手・宮城内陸地震 6強 (M 7.2) 屋内タンク貯蔵所1件(流出)の被害があった。 H20.7.24 平成20 年(2008 年) 岩手県沿岸北部を 震源とする地震 6強 (M 6.8) 地下タンク貯蔵所1件(流出)、給油取扱所1件 (外壁等破損)、移送取扱所1件(架台沈下)、一般 取扱所1件(火災)計4件の被害があった。 H21.8.11 平成21 年(2009 年) 駿河湾を震源とす る地震 6弱 (M 6.5) 屋外タンク貯蔵所3件(流出1件、地盤の亀裂2 件)、製造所1件(消火配管の破損)、給油取扱所1 件(防火塀の亀裂)、計5件の被害があった。
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発生年月日 地 震 名 震度階 (マグニチュード) 製造所等の被害状況 H23.3.11 平成23 年(2011 年) 東北地方太平洋沖 地震(東日本大震 災) 7 (M 9.0) 一般取扱所18 件(火災5件、流出13 件)、屋外 タンク貯蔵所27 件(流出)、屋内貯蔵所18 件(流 出)、地下タンク貯蔵所14 件(流出)、給油取扱所 4件、移送取扱所3件の被害があった他、地震の揺 れにより発生した破損1,235 件、主に地盤沈下や地 震の液状化により建築物や設備等が沈下や隆起若し くは傾斜する等の被害があった。このほか、津波に よる被害として、火災36 件、流出106 件、破損 1,347 件、その他332 件の被害が発生した。 H28.4.14 平成28 年4月14 日 以降に発生した一 連の熊本県熊本地 方を震源とする地 震(平成28 年熊本 地震) 7(M 6.5) 熊本県益城町
7(M 7.3) 熊本県益城町、 西原村 製造所4件(破損4件)、屋内貯蔵所2件(破損 2件)、屋外タンク貯蔵所23 件(流出5件、破損 13 件、その他5件)、地下タンク貯蔵所13 件(流 出1件、破損12 件)、屋外貯蔵所1件(破損1 件)、給油取扱所79 件(流出1件、破損78 件)移 送取扱所1件(破損1件)、一般取扱所18 件(流出 1件、破損16 件、その他1件)計141 件の被害が あった。 破損が127 施設(90%)と最も多く、次いで流出 が8施設(5.7%)その他が6施設(4.3%)となっ ており、火災は発生していない。 ※被害状況の調査は、本震において震度5強以上 の震度を観測した地域を管轄する消防本部を対象と した。
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9 過去発生した風水害による危険物施設等の主な事故事例(令和7年3月末現在)
発生時期等 地域 事故事例 平成30 年7月豪雨 岡山県総社市 河川氾濫の影響で、アルミ缶等を炉で溶融し、成形する施設 において、爆発事故が発生したもの。アルミニウム溶融炉内に 大量の水が浸入したため、炉内の溶融アルミニウムと水が接触 し水蒸気爆発が発生したと推定されている。 人的被害で負傷者12 名、物的被害で全焼5棟、部分焼2棟、 ぼや5棟、車両4台に被害が出た。 平成30年9月 台 風 2 1 号 兵庫県神戸市 マグネシウムを積載した20ft コンテナ5基が焼損する火災が 発生したもの。高潮によりコンテナが流出し、他のコンテナと 接触して外装が損傷したことによりマグネシウムと海水が接触 したことが、火災発生要因の一つとして考えられる。 令和元年8月の 前線に伴う大雨 佐賀県大町町 河川氾濫の影響で、鉄工所から大量の焼き入れ油等が流出し たもの。水田約26 ヘクタール、民家約100 棟に被害が及んだ。
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10 危険物規制に係る法令改正経過と主な事故等(令和7年3月末現在) 年月 危険物規制に係る法令の主な改正内容 主な事故等 S34.4 ・危険物の規制に関する実施規定を市町村条例から法律及び 命令に規定し、危険物規制事務は全国一律とした。
・新潟地震による原油貯蔵屋外 タンク炎上火災 (S39.6.16 新潟県新潟市)
・硝化綿の自然発火による倉庫 爆発火災 (S39.7.14 東京都品川区勝島倉庫)
・ノルマルヘキサンの引火によ る米油製造所火災 (S43.3.11 東京都江戸川 区)
・重油タンクからの油流出によ る特殊浴場火災 (S44.3.29 東京都新宿区)
・屋外タンクからの重油流出事 故(S49.12.18 岡山県水島製 油所)
・給油中のガソリンに引火した 給油取扱所火災 (S55.7.2東京都港区)
・第二次臨時行政調査会答申 ・行政事務の簡素合理化及び整 理に関する法律(S58.12) S35.7 ・少量危険物、準危険物、特殊可燃物の貯蔵及び取扱いの技 術上の基準を市町村条例で定めることとした。 S40.5 ・仮貯蔵、仮取扱いの承認 ・危険物の種類、数量の変更届出 ・危険物の貯蔵取扱基準遵守命令、命令違反に対する使用停 止命令 ・危険物取扱主任者の業務の明確化 ・危険物施設保安員の制度 ・予防規程の作成、認可等 ・自衛消防組織の設置 ・立入検査等の対象範囲の拡大等(製造所等の他に指定数量 以上の危険物を貯蔵し取り扱っていると認められる場所の 追加、収去できる物として、危険物の疑いのある物の追加) ・無許可貯蔵の危険物に対する措置命令 ・消防庁長官の応援のための措置要求(組織法) S46.6 ・仮使用の承認・危険物取扱主任者制度を、危険物取扱者、危 険物保安監督者制度に改正 ・丙種危険物取扱者追加 ・保安講習の受講 ・移動タンク貯蔵所による危険物の移送における危険物取扱 者の乗車、移送の基準 ・走行中の移動タンク貯蔵所の停止命令等 ・特殊引火物、第4石油類の指定等、品名の整理統合 ・公安委員会への通報 ・緊急時の使用停止命令 ・事故発生時の応急措置及び通報 ・予防規程に定める事項 S50.12 ・石油コンビナート等災害防止法の制定 ・製造所等の許可について、危険物の貯蔵又は取扱いが公共 の安全の維持又は災害の発生の防止に支障を及ぼすおそれ のないことが、判断基準として追加 ・保安統括管理者の選任 ・定期点検の実施 ・事故発生時の応急措置実施命令 S51.5 ・危険物保安技術協会の設立 ・完成検査前検査 ・屋外タンク貯蔵所の保安検査 ・特定屋外タンク貯蔵所の基礎・地盤、タンク本体の基準強 化(危政令) S58.12 ・危険物取扱者試験、消防設備士試験事務に係る指定試験機 関制度の導入
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年月 危険物規制に係る法令の主な改正内容 主な事故等 S61.4 ・移動タンク貯蔵所に係る基準遵守命令及び応急措置命令権 限の拡大 ・走行中のローリー横転によ る炎上火災 (S60.5.6 東京都目黒区柿 の木坂) ・火力発電所屋外タンク爆 発炎上火災 (S62.5.26 東京都品川区) ・第二次臨時行政調査会最終 答申
・製造所で過酸化ベンゾイル の小分け作業中に発生した 爆発火災 (H2.5.26 東京都板橋区) ・製油所熱交換器の爆発火災 (H4.10.16 千葉県袖ヶ浦市)
・北海道南西沖地震(M7.8) で崖崩れによる屋外タンク の損傷事故 (H5.7.12 北海道奥尻島)
・製油所発電タービン爆発事 故(H6.2.25 神奈川県川 崎市)
・阪神淡路大震災(M7.3)で 危険物施設からの漏えい事 故多数(H7.1.17 兵庫 県・大阪府等) ・走行中のローリー横転によ る炎上火災 (H8.7.17 首都高速4号線) ・走行中のローリー横転によ る炎上火災 (H8.8.2東名高速大津IC) ・東レ・ダウコーニング・シリコ ーン工場(製造所)火災 死 者1名・傷者1名(H9.11.11 千葉県市原市) ・海難事故で沈没したタンカー からの重油流出事故(H9. 1.2島根-秋田日本海沿 岸) ・走行中のローリーが大型ダ ンプと接触炎上した火災 (H10.9.21 山梨県南巨摩 郡) S63.5 ・危険物の範囲等の見直し ・許可の取消し ・乙種危険物取扱者受験資格から実務経験の要件を削除 ・危険物保安統括管理者、危険物保安監督者の解任命令 ・危険物保安監督者の選任要件に6 か月の実務経験を追加 H1.3 ・手数料変更(危政令) H2.4 ・給油取扱所内においての移動タンク等への詰替容量緩和 (危政令) H3.3 ・SS二重殻タンクの基準(危政令) H5.7 ・SF二重殻タンクの基準(危政令) ・油中ポンプの基準 ・給油取扱所のロング給油ホースの基準(危政令) H6.3
.6 ・移動タンク貯蔵所容量制限緩和(危政令) ・メタノール給油取扱所の基準(危政令) ・甲種危険物取扱者の受験資格の認定制度廃止(法) H7.2 ・完成検査前検査の規制範囲変更(危政令) ・FF二重殻タンクの基準(危政令) ・CNG充填設備を併設する給油取扱所の基準整備(危政令)
H9.2 ・給油取扱所で用いるガラス要件の緩和(危政令)
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年月 危険物規制に係る法令の主な改正内容 主な事故等 H10.2 ・顧客に自ら給油等をさせる給油取扱所の基準(危政令) ・圧縮天然ガス等充てん設備設置給油取扱所の基準(危政令) ・20 号タンクの容量に係る基準(危政令) ・配管に用いる材質に係る基準(危政令) ・特定屋外タンクの緊急遮断弁の基準(危政令) ・特例を定める一般取扱所の種類拡大(危政令) ・SI単位に係る基準(危政令) ・危険物以外の物品を同時貯蔵する場合の基準緩和(危政令) ・申請書等の様式の改正(危政令) ・防油堤への伸縮目地(止液板)の設置
・医療品等製造工場のヒドロ キシルアミン再蒸留工程爆 発火災(H12.6.10 群馬県尾 島町)
・鳥取県西部地震(M7.3) (H12.10.6鳥取県、島根県 等)
・芸予地震(M6.7) (H13.3.24 広島県、愛媛県 等)
・ごみ固形化燃料(RDF) 貯蔵槽火災 死者2名(消 防職員)、傷者5名 (H15.8.14 三重県多度町) ・宮城県北部地震(M6.4) (H15.8.26 宮城県) ・エクソンモービル㈲名古屋 油槽所の屋外タンク工事 中火災 死者6名、傷者1名 (H15.8.29 愛知県名古屋 市) H11.1 .3 .9
・準特定屋外タンク貯蔵所の耐震基準(危政令) ・危険物の運搬等に関する基準(危政令) ・変更許可と仮使用承認の同時申請に関する事項(危政令) ・地方分権推進に伴う法令整備による改正(危政令) H12.3
.5
.9 ・特定屋外タンクの内部点検周期に関する事項(危政令) ・地下埋設タンク、地下埋設配管、移動貯蔵タンクの漏れの 点検に関する事項(危政令) ・大型ゴム製容器等、運搬容器に関する事項(危政令) ・危険物取扱者免状に関する事項(危政令) ・建基法改正に伴い、防火設備等の用語を変更(法、危政令) ・省庁再編に伴い、法令中の省庁名等を変更(法、危政令)
H13.7
.9 ・危険物の範囲に関する事項 ヒドロキシルアミン等の追加(別表第五類の項) 引火点の高いものの危険物からの除外(別表第四類の項) ・高引火点の範囲に関する事項(危政令) ・専用タンクの容量制限に関する事項(危政令) ・指定可燃物の範囲に関する事項(危政令) H14.1 ・引火性固体、第一石油類又はアルコール類の屋外貯蔵所に 関する事項(危政令) ・機械で荷役する構造を有する容器の積み重ね高さに関する 事項(危政令) H15.12
・特定屋外タンク貯蔵所に係る保安検査の時期に関する事項 (危政令) ・移動タンク貯蔵所の位置、構造及び設備の技術上の基準に 関する事項(危政令) ・移動タンク貯蔵所による危険物の移送の基準に関する事項 (危政令) ・地下貯蔵タンク等及び地下埋設配管に係る定期点検に関す る事項(危規則、危告示)
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年月 危険物規制に係る法令の主な改正内容 主な事故等 H15.12
・(株)ブリヂストン栃木工場火災 (H15.9.8栃木県黒磯市) ・平成15 年(2003 年)十勝 沖地震(M8.0)(H15.9.26 北海道) ・出光興産(株)北海道製油所 火災(H15.9.28 北海道苫小 牧市) ・新潟県中越地震(M6.8) 死者48 名、負傷者4,808 名 (H16.10.23 新潟県) ・マツダ(株)宇品第一工場火災 (H16.12.15 広島県広島市)
・九州石油(株)大分製油所の 特定屋外タンク浮き屋根沈 降事故(H17.2.19 大分県大 分市)
・太陽石油(株)開放点検中の 原油タンク火災 (H18.1.17 愛媛県今治市) ・コスモ石油(株)千葉製油所 の水素製造装置爆発火災 (H18.4.16 千葉県市原市) ・東亜石油(株)京浜製油所の 減圧残渣油タンク火災 (H18.5.21 神奈川県川崎市) ・中国自動車道 西宮IC にお けるローリー横転による流 出ガソリン炎上火災 (H18.7.7兵庫県西宮市) ・金剛化学㈱の遠心分離機爆発 火災(H18.12.11 富山県富山 市) ・信越化学工業(株)直江津工 場のメチルセルロース製 造中の爆発火災 (H19.3.20 新潟県上越市) ・岩手・宮城内陸地震(M6.8) (H19.7.16 岩手・宮城県) ・柏崎刈羽原子力発電所 変圧器火災 (H19.7.16 新潟県柏崎市) ・三菱化学(株)鹿島事業所 エチレンプラント火災 (H19.12.21 茨城県神栖市) H16.6
.7 ・指定数量未満の危険物及び指定可燃物の貯蔵、取り扱う場 所の位置及び構造等の技術上の基準の条例委任(法) ・指定可燃物に再生資源燃料を追加(危政令)
H17.1
.2
.3 ・浮き屋根の耐震機能確保に関する事項(危規則) ・予防規程に定めなければならない事項(危規則) ・設置及び変更の許可申請書の添付書類(危規則) ・地下タンク貯蔵所の技術上の基準の性能規定化(危政令) ・水素充てん設備設置給油取扱所の基準(危政令) ・地下貯蔵タンク及びタンク室の構造等の技術基準(危規則) ・圧縮水素充てん設備設置給油取扱所の特例基準(危規則)
H18.3
.10 ・給油取扱所の定義に関する事項(危政令) ・給油取扱所の位置、構造及び設備の技術上の基準に関する 事項(危政令) ・船舶に直接給油するための移動タンク貯蔵所に関する事項 (危政令) ・保安物件の変更(危規則)
H19.3
.10 ・運搬の技術上の基準に関する事項(危規則) ・貯蔵の技術上の基準に関する事項(危規則) ・二重殻タンクの強化プラスチック製の外殻に係る定期点検 に関する事項(危告示) ・顧客に自ら給油等をさせる給油取扱所の安全対策に係る事 項(危規則) ・甲種危険物取扱者試験の受験資格に係る事項(危規則) ・運搬容器の基準に係る事項(危告示)
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年月 危険物規制に係る法令の主な改正内容 主な事故等 H20.6 ・危険物流出等の事故原因調査(法)
・関東高圧化学(株)横浜工場の 高圧反応釜圧縮作業中の爆発 火災(H20.4.7神奈川県横 浜市) ・走行中のローリー横転火災 (H20.8.3板橋区首都高速 5号池袋線) ・日興化成(株)本社のシンナー 精製中の火災 (H20.9.5埼玉県さいたま市)
・(株)日本海水小名浜工場の蒸 留タンク爆発火災 (H21.1.5福島県いわき市) ・三和油化工業(株)の廃油タン ク火災(H21.10.26 愛知県刈 谷市)
・日本カーリット㈱横浜工場の 高圧反応釜作業中の爆発火災 (H22.1.7神奈川県横浜市)
・東ソー(株)南陽事業所の製造 施設爆発火災 (H23.11.13 山口県周南市)
・三井化学(株)岩国工場のレゾ ルシン製造施設爆発火災 (H24.4.22 山口県和木町) ・(株)日本触媒姫路製造所のア クリル酸廃液タンクの爆発火 災(H24.9.29 兵庫県姫路市) ・沖縄ターミナル株式会社の屋 外タンク貯蔵所からの原油流 出事故 (H24.11.7 沖縄県うるま市)
H21.10 ・危険物の貯蔵及び取扱いを中止している特定屋外タンク貯 蔵所等についての新基準適合延長に関する事項(危政令、 危規則)
H22.2 .6 ・危険物の類別の変更に関する事項(危政令) ・地下貯蔵タンクの流出事故防止対策に関する事項(危規 則、危告示) H23.12
・危険物に新規物質の追加(危政令) ・浮き屋根付特定屋外タンク貯蔵所に関する事項(危政令、 危規則) ・エタノール等を取り扱う給油取扱所に関する事項(危政 令、危規則) ・消火設備に関する事項(危政令、危規則) H24.3
.5
.12 ・エタノール等を取り扱う給油取扱所に関する事項(危規 則) ・一般取扱所の特例、給油取扱所の位置、構造及び設備の技 術上の基準に関する事項、予防規程に定めなければならな い事項の追加(危政令) ・給油取扱所に設置することができる圧縮水素スタンドに関 する事項の変更(危規則)
H25.7 ・消防活動阻害物質に新規物質の追加(危険物の規制に関す る政令別表第一及び同令別表第二の総務省令で定める物質 及び数量を指定する省令) ・福知山市花火大会で露店で使 用中の発電機にガソリンを給 油しようとして出火し多数の 死傷者が発生した火災 死者 3人、傷者59 人 (H25.8.15 京都府福知山市) ・エバークリーン(株)廃油精製 施設の爆発火災 死者2人、 傷者9人 (H25.11.25 千葉県野田市)
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年月 危険物規制に係る法令の主な改正内容 主な事故等 H27.6
.7
・液化水素の貯槽を設置する圧縮水素充填設備設置給油取扱 所の基準に関する事項(危規則) ・用語の整理等に関する事項(危規則) ・施工期日に関する事項(危規則) ・消防活動阻害物質に新規物質の追加(危険物の規制に関す る政令別表第一及び同令別表第二の総務省令で定める物質 及び数量を指定する省令) ・三菱マテリアル(株)四日市工 場爆発火災 死者5人、傷者 13 人 (H26.1.9三重県四日市市)
・JXエネルギー(株)根岸製油所 火災 (H28.6.24 神奈川県横浜市)
・東燃ゼネラル石油(株)和歌山 工場火災 (H29.1.22 和歌山県有田市)
・三和油化工業㈱ 爆発火災 (H29.3.17 茨城県稲敷市) H28.3
.8 ・改正省令による改正後の危険物の規制に関する規則第40 条 の3の7に関する事項(危規則) ・ボンディングを行うための導線に関する事項(危規則) ・消防活動阻害物質に新規物質の追加(危険物の規制に関す る政令別表第一及び同令別表第二の総務省令で定める物質 及び数量を指定する省令) H29.1
.6 ・圧縮天然ガススタンドのガス充塡設備及びガス配管の給油 空地への設置等に関する事項(危規則)
・消防活動阻害物質から物質の除外(危険物の規制に関する 政令別表第一及び同令別表第二の総務省令で定める物質及 び数量を指定する省令) H30.4
.8
.11 ・危規則第11 条に介護医療院が追加(危規則)
・石油コンビナート等特別防災区域に新たに東京国際空港地 区が指定(危険物の規制に関する技術上の基準を定める告 示及び石油パイプライン事業の事業用施設の技術上の基準 の細目を定める告示)
・甲種危険物取扱者試験の受験資格に関する事項(危規則) ・プロテインケミカル㈱福井工場 爆発火災 死者1 人、傷者11 人 (H30.7.2福井県三方上中郡) ・新日鐵住金㈱室蘭製鐵所火災 (H30.9.6北海道室蘭市) R1.8
.12
・屋外タンク貯蔵所に係る水張検査の代替に関する事項(危 規則) ・水素スタンドを併設する給油取扱所の技術基準の見直しに 関する事項(危規則) ・地下貯蔵タンク等の定期点検期間の弾力化に関する事項 (危規則)
・ガソリンの詰替え販売における本人確認等に関する事項 (危規則) ・顧客に自ら給油等をさせる給油取扱所における給油作業の 監視等に関する事項(危規則) ・給油取扱所における物品の販売等に関する事項(危規則) ・㈱京都アニメーション放火火 災 (R1.7.18 京都府京都市)
R3.7 ・屋内給油取扱所の基準に関する事項(危規則) ・仮貯蔵または仮取扱の承認に必要な申請書及び危険物保安 監督者の選任の届出に必要な実務経験証明書に関する事項 (危規則) ・大阪市北区ビル火災 (R3.12.17 大阪府大阪市)
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年月 危険物規制に係る法令の主な改正内容 主な事故等 R4.8 ・消防活動阻害物質に新規物質の追加(危険物の規制に関す る政令別表第一及び同令別表第二の総務省令で定める物質 及び数量を指定する省令)
R5.3
.9
.10
.12
・全域放出方式の二酸化炭素消火設備の基準に関する事項 (危告示)
・顧客に自ら給油等をさせる給油取扱所の制御卓の位置に関 する事項(危規則) ・蓄電池設備以外では危険物を取り扱わない一般取扱所を屋 外に設置する場合の保有空地等に関する事項(危規則、危 告示) ・アルコールを収納したプラスチックフィルム袋に係る運搬 容器等に関する事項(危告示) ・繊維強化プラスチック製変圧器に係る機械により荷役する 構造を有する運搬容器に関する事項(危告示) ・プラスチック容器に係る専ら乗用の用に供する車両による 運搬の基準に関する事項(危告示) ・運搬容器の内圧試験に関する事項(危告示)
・渥美地区の石油コンビナート等特別防災区域の指定解除等 に伴う所要の整備に関する事項(石油コンビナート等特別 防災区域を指定する政令、危告示)
・蓄電池により貯蔵される一定の危険物のみを貯蔵し又は取 り扱う屋内貯蔵所の位置、構造及び設備の特例に関する事 項(危政令、危規則) ・蓄電池により貯蔵される一定の危険物のみを貯蔵し又は取 り扱う屋内貯蔵所の消火設備の特例に関する事項(危政 令、危規則) ・給油取扱所におけるガソリンの容器への詰替え等に係る規 定に関する事項(危政令、危規則、危告示) ・給油取扱所に設置できる建築物の規程に関する事項(危政 令、危規則) ・給油取扱所における荷卸し中の固定給油設備等の使用に係 る規定に関する事項(危政令、危規則) ・営業時間外における給油取扱所への出入り制限の例外規定 に関する事項(危政令、危規則) ・給油取扱所に設置する尿素水溶液供給機及び急速充電設 備に関する事項(危規則) ・予防規定に定めるべき事項の追加に関する事項(危規則) ・市町村長等の定義の明確化に関する事項(危規則) ・移動タンク貯蔵所による移送における連続運転時間等の見 直しに関する事項(危規則)
R6.5
・屋外に設けた液状の危険物を取り扱う設備における危険 物の流出防止措置に関する事項(危政令) ・ポンプ設備の危険物の流出防止措置に関する事項(危政 令)
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年月 危険物規制に係る法令の主な改正内容 主な事故等 R6.7
.8
.11
.12
・危険物取扱者講習に係る指定講習機関の指定基準について (危規則) ・指定講習機関の運営等に関する事項について(危規則) ・製造所等の定期点検の周期の合理化について(危規則) ・消防法及び石油コンビナート等災害防止法の規定に基づく 民間事業者等が行う書面の保存等における情報通信の技術 の利用に関する規則の一部改正に関する事項(危規則)
・石油コンビナート等における特定防災施設等及び防災組織 等に関する省令の一部を改正する省令(石油コンビナート 等における特定防災施設等及び防災組織等に関する省令) ・危険物の規制に関する政令別表第一及び同令別表第二の総 務省令で定める物質及び数量を指定する省令において、4- クロロ-2-フルオロ-5-[(RS)-(2・2・2-トリフル オロエチル)スルフィニル]フェニル=5-[(トリフルオ ロメチル)チオ]ペンチル=エーテル(別名フルペンチオ フェノックス)及びこれを含有する製剤を、新たに消防活 動阻害物質に加えること。(危政令)
・脱炭素成長型経済構造への円滑な移行のための低炭素水素 等の供給及び利用の促進に関する法律の制定に伴う事項 (危規則) ・避雷設備に関する事項(危規則)
・危険物の規制に関する技術上の基準の細目を定める告示 (第4条の20 第2項第3号イ及びハ並びに石油パイプライ ン事業の事業用施設の技術上の基準の細目を定める告示第 68 条の7第2項第2号の2イ及びハについて、石油コンビ ナート等特別防災区域を指定する政令別表の号番号の整理 に伴う規定の整理を行う。(危告示)
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11 危険物規制事務に係る依命通達・通知等(令和6年度中) 発信月日 文書番号等 概 要 R6.4.18 6予危第8号 予防部長依命通達 令和6年度危険物安全週間の実施について(依命通達) 都民に対する身近な危険物の安全な取扱いに関する知識の普及 啓発を行うとともに、各事業所における自主保安体制の確立を推 進することにより、危険物の保安に対する意識の醸成及び高揚を 図ることを各消防署に通知した。 R6.4.19 6予危第33号 予防部長通知 車載用リチウムイオン蓄電池の貯蔵に係る運用の改正について (通知) 従前、適用対象となる車載用リチウムイオン蓄電池については 鋼板製の筐体で覆われているものに限定されていたが、関係団体 による実験結果等を踏まえ、その対象が拡大されたことを各消防 署に通知した。 R6.5.1 6予危第49号 危険物課長通知 屋内貯蔵所において電気機械器具等を使用する場合の運用につい て(通知) 消防庁から、屋内貯蔵所において電気機械器具等を使用する場 合の運用に関する通知が発出されたことから、当庁における運用 を各消防署に通知した。 R6.7.11 6予危第157号 6予危第331号 予防部長通知 警防部長通知 花火大会開催時における対応要領について(通知) 煙火の打上げに関する届出等の指導、花火大会開催時の現地調 査等 における着眼項目及び消防特別警戒時における留意事項を 各消防署に通知した。 R6.8.27 6予危第292号 予防部長通知 リチウムイオン蓄電池の貯蔵及び取扱いに係る運用の改正につい て(通知) 消防庁通知によりリチウムイオン蓄電池の貯蔵及び取扱いに係 る運用について(平成23年12月27日付け消防危第303号 消防庁危険物保安室長通知)が全部改正されたことを受けて、当庁 における運用を各消防署に通知した。 R6.9.2 6予危第334号 予防部長通知 顧客に自ら給油等をさせる給油取扱所における条件付自動型AI システムの導入に向けた実証実験の実施について(通知) 消防庁から、顧客に自ら給油等をさせる給油取扱所における条 件付自動型AIシステムの導入に向けた実証実験の実施について (令和6年3月29日消防危第75号消防庁危険物保安室長通 知。)が示されました。当該通知について、当庁での運用を各消防 署に通知した。
51
発信月日 文書番号等 概 要 R6.9.3 6予危第329号 予防部長通知 危険物の規制に関する規則等の一部改正について(通知) 危険物の規制に関する規則の一部を改正する省令(令和6年総 務省令第78号)及び危険物の取扱作業の保安に関する講習の実 施細目の一部を改正する件(令和6年消防庁告示第13号)が公布 され、これに伴い危険物の規制に関する規則の一部を改正する省 令等の公布について(令和6年7月31日消防危第203号消防 庁次長通知)が示されたので各消防署に通知した。 R6.9.3 6予危第330号 危険物課長通知 製造所等の定期点検の運用について(通知) 消防庁から、危険物の規制に関する規則の一部改正に伴う製造 所等の定期点検の運用について(令和6年7月31日消防危第2 23号消防庁危険物保安室長通知。)が示されたことから、当該通 知について、当庁においての運用を各消防署に通知した。 R6.10.3 6予危第392号 危険物課長通知 リチウムイオン蓄電池の貯蔵及び取扱いに係る運用の改正につい て及び危険物の規制に関する規則の一部を改正する省令等の運用 についての一部訂正について(通知) 上記通知内の「UL(米国保険業者安全試験所)9540A又は 1973に適合するもの」を「UL(米国保険業者安全試験所)1 973又は9540に適合するもの」へ訂正した旨を各消防署に 通知した。 R6.10.11 6予危第388号 予防部長通知 危険物の規制に関する規則の一部改正に伴う危険物の流出を防止 する措置の運用について(通知) 危険物の規制に関する規則の一部改正に伴う危険物の流出を防 止する措置の運用について(令和6年5月31日消防危第170 号消防庁危険物保安室長通知。)が別添えのとおり示された。改正 の概要については、危険物の規制に関する規則の一部改正につい て(令和6年6月19日6予危第135号予防部長通知)により示 したが、改正後の運用について各消防署へ通知した。 R6.10.16 6予危第416号 予防部長通知 キュービクル式リチウムイオン蓄電池設備の貯蔵に係る運用の改 正について(通知) 消防庁から、「キュービクル式リチウムイオン蓄電池設備の貯蔵 に係る運用について」の一部改正について(令和6年9月17日消 防危第273号消防庁危険物保安室長通知)が示されたことを踏 まえ、少量危険物等の運用基準の一部を改正し、運用することを各 消防署へ通知した。
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発信月日 文書番号等 概 要 R6.10.18 6予危第444号 危険物課長通知 危険物規制事務に関する執務資料の送付について(通知) 消防庁から、危険物規制事務に関する執務資料の送付について (令和6年9月24日消防危第279号消防庁危険物保安室長通 知。)が示されたことから、当該通知について、当庁での運用を各 消防署へ通知した。 R6.11.29 6予危第545号 危険物課長通知 ガソリンの容器詰替え時等における本人確認等の再徹底等の依頼 について(通知) 特定一階段等防火対象物における一斉立入検査等の実施につい て(令和6年11月29日6予査第817号予防部長通知)6、⑵ に示したとおり、東京都石油業協同組合、東京塗料商業協同組合、 日本チェーンストア協会及び一般社団法人日本DIY・ホームセ ンター協会に対して、ガソリンの容器詰替え時等における本人確 認等の再徹底等について依頼したので、情報提供として各消防署 へ通知した。 R6.12.12 6予危第575号 危険物課長通知 危険物規制事務に関する執務資料の送付について(通知) 消防庁から、危険物規制事務に関する執務資料の送付について (令和6年12月9日消防危第345号消防庁危険物保安室長通 知。)が示されたことから、当該通知について、当庁での運用を各 消防署へ通知した。 R6.12.23 6予危第551号 予防部長通知 危険物の規制に関する規則等の一部改正について(通知) 危険物の規制に関する規則等の一部を改正する省令(令和6年 総務省令第103号)が公布され、これに伴い危険物の規制に関す る規則等の一部を改正する省令の公布について(令和6年11月 29日消防危第321号消防庁次長通知)が示されたことを各消 防署へ通知した。 R6.12.27 6予危第596号 予防部長通知 鋼板製の外箱内に発電設備等のサービスタンクを設ける一般取扱 所に係る運用について(通知) 鋼板製の外箱内に発電設備等のサービスタンクを設ける一般取 扱所の運用について各消防署へ通知した。
6予危第591号 危険物課長通知 実務資料(危険物行政の現況(令和5年度))の掲示について (通知) 令和5年中の危険物行政の現況を取りまとめたため、各消防署 に通知した。 R7.1.8
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発信月日 文書番号等 概 要 R7.2.18 6予危第721号 予防部長通知 リチウムイオン蓄電池を取り扱う工場等に係る特例の運用につい て(通知) 消防庁から、リチウムイオン蓄電池を取り扱う工場等に係る特 例の適用について(令和6年12月11日消防危第351号消防 庁危険物保安室長通知。)示されたため、各消防署へ通知した。 R7.2.18 6予危第722号 予防部長通知 耐火性収納箱を用いたリチウムイオン蓄電池の荷さばき作業を行 う一般取扱所に係る運用について(通知) 消防庁から、耐火性収納箱を用いたリチウムイオン蓄電池の荷 さばき作業に係る運用について(令和6年12月11日消防危第 352号消防庁危険物保安室長通知。)が示されたことから、当 庁での運用を各消防署へ通知した。 R7.2.26 6予危第711号 予防部長通知 危険物関係施設の審査基準の一部改訂並びにホームページ及び実 務資料の更新について(通知) 危険物要綱第84、1に基づく危険物関係施設の審査基準の一 部改訂するとともに、当庁ホームページ及び実務資料ライブラリ ーに掲示している内容を更新したことを各消防署へ通知した。
危 険 物 行 政 の 現 況
(令和6年度) 編集 令和7年12月 東京消防庁予防部危険物課 東京都千代田区大手町一丁目3 番5 号 電話 03(3212)2111(代表)
FD06357 | 2025_JP_FDMA_2025_Ofunato_Wildland_Fire_Cause_Investigation_Report.pdf
分类:06_境外及港澳台调查报告 | 年份:2025 | 地域: | 严重程度: | 场所: | 起火原因: | 来源格式:pdf
0 総務省消防庁消防研究センター 第5回大船渡市林野火災を踏まえた消防防災対策のあり方に関する検討会 資料1 令和7年2月26日に発生した大船渡市における林野火災に 係る消防庁長官の火災原因調査報告書(概要版)
1.火災の概要及び気象状況 (1)火災の概要 (1)出火日時等 〇出火時刻:令和7年2月26日 時分不明 〇覚知時刻:令和7年2月26日 13時02分 〇鎮圧時刻:令和7年3月9日 17時00分 〇鎮火時刻:令和7年4月7日 17時30分 (2) 出火場所:大船渡市赤崎町字合足地内 (3)延焼範囲(19日発生の火災の延焼範囲を除く。) 約3,370 ha (4)死傷者 死者1人(男性,90代)、負傷者なし (5)住家・非住家被害 住家 90棟(全焼54棟,全焼以外36棟) 非住家 136棟(全焼121棟,全焼以外15棟) (6月5日現在大船渡地区消防組合消防本部調べ) 1 火 火災の延焼範囲 出火場所から約6km北西に位置する大船渡アメダスのデータを 用いて出火時及び延焼中の気象状況について整理した。 (1)令和7年2月は、観測を開始した昭和38年8月以降の61年 8ヶ月の間で降水量が2番目に少ない月であり、2月としては 最も少ない月であった。また、12月から2月の冬季3か月に ついてみても、過去3番目に少なかった。 (2)出火日までの31日間に0.5㎜を超える降水はなく、直前8 日間は降水量は観測されなかった。 (3)出火日の日平均湿度52%と実効湿度(減少係数=0.5) 53.6%は、平成2年4月1日から令和7年3月31日までの35 年間の日ごとの湿度と実効湿度の低い方からそれぞれ7.8%、 4.4%の順位に相当。乾燥注意報が発表されていた。 (4)出火日の最大瞬間風速18.1m/s、最大風速8.3m/s、平均 風速3.2m/sは、平成2年4月1日から令和7年3月31日まで の35年間の日ごとの風速の強い方からそれぞれ11.4%、 14.4%、20.9 %の順位に相当。強風注意報が発表されてい た。 (5)出火翌日の2月27日及び4日目の3月1日も同程度の強風 であった。その間の2月28日には南風が入り、北方向への延 焼が促進された。 (2)出火時及び延焼時の気象状況 岩手県防災航空隊による 遠景写真 (2月26日15:17撮影) 煙のたなびき方から、強い 風がうかがわれる
2.出火原因の調査 (1)出火箇所の検討 最初に火炎が確認された付近の建物の焼損が認められない一方で、 当該建物の敷地の境界付近から山林側にかけて焼損している。出火 時の風向及び付近の焼損状態から、出火箇所は敷地と山林の境界付 近に存する焼損の著しい切り株付近であると考えられる。 2 焼損の著しい切り株 (2)出火原因の検討 (1)現場の見分状況 電気設備、電気配線、取灰及びたき火については、出火箇所周辺に 痕跡が認められないことから、これらに起因する出火の可能性はない。 不審人物等の目撃情報はない。建物東側にたばこのフィルターが落ち ているが、周囲は敷地内の砂利であり、焼損や焼けこみは認められな い。出火箇所から20mほど離れた場所に、薪ストーブの煙突があり、 出火当日は建物内で当該ストーブが使用されていた。 (2)煙突からの火の粉の飛散に関する実験 現場建物で用いられているものと同型品のストーブ及び現場で使わ れている煙突を用いて、大型送風機による送風下で、①火の粉が飛散 するか検証する実験②火の粉が落葉等に着火するか検証する実験を 実施した。その結果、次の2点を確認した。 ①取扱説明書に記載の量より燃料を多くくべ、急激な吸気変化が生 じた場合で、風速が高い環境下では、火の粉が煙突を通じて外部 へ飛散する可能性がある。 ②火の粉を模した炭化物により着火するか検証したところ、生じた火 の粉の大きさでは落葉等に容易には着火しなかった。ただし、継続 的に投入した場合に、有炎燃焼に至ることが確認された。 煙突 (3)結論 本火災の原因として、敷地と山林の境界の切り株付近において、煙突の火の粉を起因として出火することは、ほかの検討対象と比較して相対 的に高い可能性が認められるが、具体的な発火源、出火に至る経過及び着火物の特定には至らない。 火の粉の飛散状況 ←煙突終端 ←煙突折 れ曲がり ストーブ→
3.延焼拡大の状況 3 〇小路地区、綾里港地区、外口地区などで建物への延焼が発生。 〇綾里港地区では現地調査の結果、9か所の出火点が確認され、い ずれも飛び火によるものと考えられる。うち、4か所で隣棟延焼が 生じた。 〇地元消防本部、消防団及び県内応援隊により、長距離送水を含む 消防活動が行われ、空地や道路、建物の防火性能を生かして延焼 を阻止した。例えば、図の一番上の出火は、放置すれば北へ続く密 集住宅街にも延焼した可能性があり、消防隊員による初期消火に より、更なる被害の拡大防止がなされた。 (2)建物への延焼と消防活動 (1)延焼の動態 〇2月26日13時02分の覚知後、火災は最大瞬間風速18.1m/sの 強風を受けて火元から約1.2km東の八ヶ森の方向へ拡大。 〇八ヶ森の南西の谷(スギ林)において広範囲に樹冠火を含む激し い燃焼※が発生し濃煙が立ち上がる(13時40分頃)。 〇濃煙は風により東向きに流され、八ヶ森から約2km離れた田浜 地区に少なくとも3件の飛び火を発生(14時00分前後)。 〇15時頃には、東西約7km周長約30kmの範囲で延焼が発生。 〇その後、2月27日及び一日あけた3月1日にも同程度の風が吹く 中、一部に飛び火を伴いつつ地表火を主体として延焼した。2月 28日には南風が入ったため綾里富士の南麓に到達していた火線 が追い風を受けて斜面を焼け上がり、北へ延焼範囲が広がった。 ※八ヶ森の周辺で発生したような登り斜面の谷部における激しい燃焼は、海外において複 数の報告あり。メカニズムにはいくつかの説がある状況。 16:55 釜石消防対応 17:00 消火なし ぼや痕 16:45 (土蔵) 17:20 16:55 消火なし 16:30 17:15 18:00 15:25物置から白煙 16:30 17:15 18:20以前 18:00以前 18:50 19:40以降 18:00過ぎ 草地に飛び火多数 18:30頃草地に飛び火 19:30最盛期 消 W 40t 消 消 消 P P P P 釜石消防P車 消防団屯所 消防団可搬P P P 花巻P車 消防団可搬P 綾里小学校 プール 15:30ぼや 大船渡消防_初期消火 一ノ関 P車 可搬 三陸分署 P車 P P P P 盛岡 P車 W 消 P P 【凡例】 出火点 防火水槽 地上式消火栓 大船渡ポンプ(隊/団) 県内応援隊ポンプ ホース伸長経路 (経路不明/地図外) 放水による延焼阻止 消防団P車 北側街区の延焼を阻止 (A) (B) (C) (D) 綾里港地区の焼損範囲と消防活動 2月26日~3月1日の延焼動態 3月2日~鎮火の延焼動態 樹冠火を受けた 林野の状況 地表火を受けた 林野の状況 北側街区の延焼を阻止→
4.延焼拡大の要因 4 (1)林野内の可燃物が乾燥していたこと 次のような気象条件により、谷部に厚く堆積したものも含め林内の 可燃物は、乾燥して燃焼しやすい条件であったと考えられる。 〇長期的に降水が極めて少なかったこと ※令和7年2月の月間雨量は、昭和38年8月から令和7年3月ま での61年8ヶ月の中で、過去2番目(1番は昭和41年12月)に 少ない量であった。また、令和6年12月から令和7年2月までの 冬季3か月の降水量は、過去の中では少ない方から第3位に相 当した。 〇短期的に降水がほとんどなかったこと ※出火前の31日間に0.5㎜を超える降水がなかった。出火前8日 間は降水量が観測されていない。 〇火災発生日は乾燥注意報が発表されており、空気が乾燥していた こと。さらに、強風注意報が発表されていたこと。 〇火災は、最大瞬間風速18.1m/sの強風を受けて東へ拡大し、13時02分 の覚知から1時間に満たない13時40分過ぎに、火点の東約1.2kmの 八ヶ森の南西の谷のスギ林の広い範囲において樹冠火を伴う極めて激 しい燃焼が生じた。 〇その結果として火の粉を含む濃煙が発生し、東へ流れ、田浜地区などで 14時頃に飛び火が同時多発した 〇15時頃は、東西約7km周長約30kmの範囲で延焼が発生した。 (2)火災初期における激しい燃焼 (1)2月27日以降、主にスギ、マツ、広葉樹からなる林内を地表火を 主体として燃え広がった(一部で樹冠火)。 (2)地表火はそれぞれの場所の斜面の傾斜と局地的な風の影響を受 け、リアス海岸の複雑な地形であったことから、火災は多方向へ 広がった。 ※一部で飛び火も発生した。 ※※28日に南風が入ったため北へ山の斜面を焼け上がったこ とも延焼動態を複雑化した。 (3)地形と局地風の影響 2月27日以降の主な延焼の方向 斜面における地表火の状況 2月26日15時頃に確認された延焼範囲 2月19日に発生した火災の延焼範囲 13:02覚知 ①合足 ➁八ヶ森 ③田浜 ① 火 ➁ ③ 4km 13:40頃揚煙 14:00頃飛び火(3以上) 13:58 14:03 八ヶ森南西の谷間における樹冠火の状況 13:58の後 田浜地区における飛び火火の発生状況
FD06358 | 2025_JP_FDMA_2025_WhitePaper_Release.pdf
分类:06_境外及港澳台调查报告 | 年份:2025 | 地域: | 严重程度: | 场所: | 起火原因: | 来源格式:pdf
令和8年1月20 日 消 防 庁
「令和7年版消防白書」の公表
○ 特集では、この1年における消防・防災をめぐる出来事(災害対応を含む。)や、 消防庁として重点的に取り組んでいる施策について記載
特集1 大規模林野火災への対応 特集2 近年の大規模災害等への対応 特集3 緊急消防援助隊の充実強化 特集4 マイナ救急の全国展開をはじめとする救急体制の確保・充実 特集5 消防団を中核とした地域防災力の充実強化 特集6 国民保護施策の推進 特集7 消防分野におけるDX・新技術の活用の推進
○ その他、消防防災分野のトピックスや基本項目について記載するとともに、Web 版では、火災や風水害をはじめとする各種災害の統計数値を含む現況と課題、消防 防災の組織と活動等について記載 (以下、Web 版記載項目) ・災害の現況と課題(火災予防、風水害対策、震災対策 等) ・消防防災の組織と活動(消防体制、消防職団員の活動、救急体制 等) ・国民保護への対応 ・自主的な防火防災活動と災害に強い地域づくり ・国際的課題への対応 ・消防防災の科学技術の研究・開発
消防白書は、消防防災に対する国民の理解を深めることなどを目的として、毎年刊 行しています。 令和7年版消防白書では、特集において、大規模林野火災への対応のほか、近年の大 規模災害等への対応や、緊急消防援助隊の充実強化、マイナ救急の全国展開をはじめと する救急体制の確保・充実、消防団を中核とした地域防災力の充実強化、国民保護施策 の推進、消防分野におけるDX・新技術の活用の推進について記載しています。
○ なお、消防白書は、消防庁ホームページ(https://www.fdma.go.jp/publication/) に掲載するほか、総務省消防庁総務課(総務省3階)において閲覧に供することと します。
連絡先 総務省消防庁総務課 向山政策評価広報官、森補佐、神田係長、西田係長 T E L:03-5253-7506 E-mail:fdma-soumuka_atmark_soumu.go.jp
※スパムメール対策のため、「@」を「_atmark_」と表示して おります。送信の際には、「@」に変更してください。
FD06359 | 2025_日本_大阪市消防局_消防年報_火灾报告.pdf
分类:06_境外及港澳台调查报告 | 年份:2025 | 地域: | 严重程度: | 场所: | 起火原因: | 来源格式:pdf
正誤表 ①ページ番号未付与:赤下線の箇所 令和6年中の大阪市内の災害概況、災害動向及び主な業務統計 <正>
①ページ番号未付与:赤下線の箇所 令和6年中の大阪市内の災害概況、災害動向及び主な業務統計 <誤>
②30 ページ:赤下線の箇所 令和6年中の火災・救急・救助以外の消防活動状況等 <正>
②30 ページ:赤下線の箇所 令和6年中の火災・救急・救助以外の消防活動状況等 <誤>
③31 ページ:赤下線の箇所 別表-9 火災・救急・救助以外の消防活動出場状況 図11 火災・救急・救助以外の消防活動等出場件数の推移 <正>
③31 ページ:赤下線の箇所 別表-9 火災・救急・救助以外の消防活動出場状況 図11 火災・救急・救助以外の消防活動等出場件数の推移 <誤>
④202 ページ:赤下線の箇所 第78 表 火災・救急・救助以外の消防活動状況 <正>
④202 ページ:赤下線の箇所 第78 表 火災・救急・救助以外の消防活動状況 <誤>
⑤203 ページ:赤下線の箇所 第78 表 火災・救急・救助以外の消防活動状況 <正>
⑤203 ページ:赤下線の箇所 第78 表 火災・救急・救助以外の消防活動状況 <誤>
⑥205 ページ:赤下線の箇所 第80 表 覚知方法別 火災・救急以外の消防活動状況 <正>
⑥205 ページ:赤下線の箇所 第80 表 覚知方法別 火災・救急以外の消防活動状況 <誤>
FD06360 | 2025_日本_東京消防庁_危険物施設等事故概要_火灾报告.pdf
分类:06_境外及港澳台调查报告 | 年份:2025 | 地域: | 严重程度: | 场所: | 起火原因:焊接/动火 | 来源格式:pdf
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令和7年中の危険物施設等における事故概要
予 防 部 危 険 物 課
※1 「令和7年中」とは「令和7年1月から令和7年12 月まで」を示しています。 ※2 「製造所等」とは「製造所、貯蔵所及び取扱所」を示しており、「危険物施設等」とは「製造所等、仮貯蔵 仮取扱所、無許可施設、運搬車両、少量危険物貯蔵取扱所、指定可燃物貯蔵取扱所及び高圧ガス関係施設」を 示しています。 ※3 小数点以下の数値は四捨五入しており、個々の数値の和が合計と一致しない場合があります。 ※4 表中の符号「▲」は、減少を示しています。 ※5 「少量危険物貯蔵取扱所」及び「指定可燃物貯蔵取扱所」は届出義務のあるものを指します。
目 次
1 事故件数及び死傷者の発生状況の推移 ................................... 1 2 施設区分別の事故発生状況 ............................................. 2 3 発生要因及び発生原因別の事故発生状況 ................................. 3 4 危険物施設の深刻度評価指標別の事故発生状況 ........................... 7 5 令和7年中の事故の傾向 ............................................... 9 6 異常現象の発生状況 ................................................... 12 7 無許可・無届施設における火災 ......................................... 13 8 全事故の概要等 ....................................................... 14
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1 事故件数及び死傷者の発生状況の推移 令和7年中に発生した危険物施設等における事故件数は157 件で、前年から23 件減少となって います。火災事故が38 件(24.2%、前年比5件減少)、流出事故が35 件(22.3%、前年比3件増 加)、その他の事故が84 件(53.5%、前年比21 件減少)となっています(第1表及び第1図参照)。 これら危険物施設等における事故で、死者は0人(前年比変動なし)、負傷者が8人(前年比4人 減少)発生しています(第1表及び第2図参照)。
※1 ( )内は製造所等における発生数を示しています。 ※2 「前年比」欄の「▲」は、減少を示しています。 ※3 傷者の発生した事故の概要について、8,⑷にとりまとめています。
第1図 危険物施設等における事故件数の推移(最近5年間)
第2図 危険物施設等における事故による死傷者数の推移(最近5年間)
3 11 17 12 8 0 0 1 0 0 0 5 10 15 20 R3 R4 R5 R6 R7 負傷者 死者 年 別 合計(件)※1 火災(件)※1 流出事故(件)※1 その他(件) ※1 死者(人) ※1 負傷者(人) ※1 R3(2021) 124(99) 33(16) 20(13) 71(70) 0(0) 3(3) R4(2022) 118(84) 38(12) 22(15) 58(57) 0(0) 11(5) R5(2023) 151(123) 32(12) 30(23) 89(88) 1(0) 17(8) R6(2024) 180(144) 43(19) 32(24) 105(101) 0(0) 12(3) R7(2025) 157(127)
38(17) 35(26) 84(84) 0(0) 8(7)※3 前年比※2 ▲23(▲17) ▲5(▲2) 3(2) ▲21(▲17) 0(0) ▲4(4) 第1表 危険物施設等における事故発生状況の推移(最近5年間) 33 38 32 43 38 20 22 30 32 35 71 58 89 105 84 124 118 151 180 157 0 50 100 150 200 R3 R4 R5 R6 R7 火災 流出 その他 (件) (年) (年) (人)
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2 施設区分別の事故発生状況
施設区分別の事故発生状況をみると、製造所等で発生した事故が127 件(80.9%、前年比17 件 減少)で事故全体の約8割を占めています。 また、給油取扱所が95 件(60.5%、前年比10 件減少)で最も多く、全体の約6割を占めていま す。次いで一般取扱所20 件(12.7%)、少量危険物貯蔵取扱所が13 件(8.3%)となっています(第 2表及び第3図参照)。 第2表 施設区分別の事故件数の推移(最近5年間) 年別 R3 R4 R5 R6 R7 前年比※ 1 施 設 区 分 製 造 所 等 製 造 所 1 0 0 0 0 0 貯 蔵 所 屋 内 0 0 0 0 2 2 屋外タンク 1 2 2 0 0 0 屋内タンク 2 0 1 1 1 0 地下タンク 8 6 7 11 7 ▲4 簡易タンク 0 0 0 0 0 0 移動タンク 0 1 3 4 2 ▲2 屋 外 0 0 0 0 0 0 取 扱 所 給 油 74 61 95 105 95 ▲10 販 売 0 0 0 0 0 0 移 送 0 0 0 0 0 0 一 般 13 14 15 23 20 ▲3 小計 99 84 123 144 127 ▲17 仮 貯 蔵 仮 取 扱 所 0 0 0 1 0 ▲1 無 許 可 施 設 1 2 0 1 2 1 運 搬 車 両 5 3 2 2 5 3 少量危険物貯蔵取扱所 ※ 2 11(2) 12(5) 14(4) 19(1) 13(3) ▲6(2) 指定可燃物貯蔵取扱所 ※ 2 8 17(2) 11(0) 11(0) 10(1) ▲1(1) 高圧ガス関係施設 0 0 1 2 0 ▲2 合計 124 118 151 180 157 ▲23 ※1 「前年比」欄の「▲」は、減少を示しています。 ※2 少量危険物貯蔵取扱所及び指定可燃物貯蔵取扱所欄の( )内は内数で、無届の施設における件数を示しています。
第3図 施設区分別に発生した事故種別の内訳(令和7年中) 2 1 10 8 11 6 1 1 1 4 3 5 7 13 1 1 4 2 76 1 2 2 2 5 7 10 13 20 0 20 40 60 80 100 屋内タンク貯蔵所 移動タンク貯蔵所 屋内貯蔵所 無許可施設 運搬車両 地下タンク貯蔵所 指定可燃物貯蔵 少量危険物貯蔵 一般取扱所 給油取扱所 火災 流出 その他 95 (件)
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3 発生要因及び発生原因別の事故発生状況 全事故(157 件)の内訳 事故を発生要因別にみると、物的要因が79 件(50.3%)で最も多く、次いで人的要因が48 件 (30.6%)、その他の要因が30 件(19.1%)となっています。 また、発生原因別では、 「破損」が55 件(35.0%)で最も多く、次いで「誤操作」が30 件(19.1%)、 「腐食疲労等劣化」が21 件(13.4%)となっています(第4図及び第3表参照)。
第4図 発生要因と発生原因(令和7年中)
第3表 施設区分別の発生要因と発生原因(令和7年中)
人的 48件 (30.6%) 物的 79件 (50.3%) その他 30件 (19.1%) 維持管理不十分 8件(5.1%) 誤操作 30件(19.1%) 操作確認不十分 8件(5.1%) 監視不十分 2件(1.3%) 腐食疲労等劣化 21件(13.4%) 故障 2件(1.3%) 施工不良 1件(0.6%) 破損 55件(35.0%) 交通事故 1件(0.6%) 類焼 6件(3.8%) 地震災害等 7件(4.5%) 不明 16件(10.2%) 令和7年中 の事故 157件 屋 内 屋 外 タ ン ク 屋 内 タ ン ク 地 下 タ ン ク 簡 易 タ ン ク 移 動 タ ン ク 屋 外 給 油 販 売 移 送 一 般 維持管理不十分 0 0 0 0 0 0 0 0 2 0 0 3 0 1 0 0 2 0 8 誤操作 0 1 0 0 0 0 1 0 23 0 0 0 1 3 0 1 0 0 30 操作確認不十分 0 1 0 0 2 0 1 0 1 0 0 1 0 0 0 2 0 0 8 操作未実施 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 監視不十分 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 1 0 0 0 0 0 0 2 小計 0 2 0 0 2 0 2 0 27 0 0 5 1 4 0 3 2 0 48 腐食疲労等劣化 0 0 0 0 4 0 0 0 7 0 0 7 1 0 0 1 1 0 21 設計不良 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 故障 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2 0 0 0 0 0 0 2 施工不良 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 1 破損 0 0 0 1 0 0 0 0 49 0 0 1 0 0 0 3 1 0 55 小計 0 0 0 1 4 0 0 0 56 0 0 11 1 0 0 4 2 0 79 放火等 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 交通事故 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 類焼 0 0 0 0 0 0 0 0 3 0 0 0 0 0 0 1 2 0 6 地震等災害 0 0 0 0 0 0 0 0 5 0 0 1 0 0 0 1 0 0 7 不明 0 0 0 0 1 0 0 0 3 0 0 3 0 1 0 4 4 0 16 小計 0 0 0 0 1 0 0 0 12 0 0 4 0 1 0 6 6 0 30 0 2 0 1 7 0 2 0 95 0 0 20 2 5 0 13 10 0 157 高 圧 ガ ス 関 連 施 設 合 計 人的要因 その他 合計 物的要因 施設区分 製 造 所 運 搬 車 両 仮 貯 蔵 仮 取 扱 所 少 量 危 険 物 貯 蔵 取 扱 所 指 定 可 燃 物 貯 蔵 取 扱 所 貯蔵所 取扱所 無 許 可 施 設
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火災事故(38 件)の内訳 火災事故38 件を発生要因別にみると、その他の要因が17 件(44.7%)、人的要因が12 件 (31.6%)、物的要因が9 件(23.7%)となっています。 発生原因別にみると、人的要因では「維持管理不十分」が6件(15.8%)で最も多く、次いで 「誤操作」が3 件(7.9%)となっています。物的要因では「腐食疲労等劣化」が4件(10.5%) で、次いで「破損」が3件(7.9%)となっています。その他の要因では「不明」が11 件(28.9%) と、最も多く、次いで「類焼」が6件(15.8%)となっています(第5図及び第4表参照)。
第5図 火災事故の発生要因と発生原因(令和7年中)
第4表 施設区分別の火災事故の発生要因と発生原因(令和7年中)
人的 12件 31.6% 物的 9件 23.7% その他 17件 44.7% 維持管理不十分 6件(15.8%) 誤操作 3件(7.9%) 操作確認不十分 2件(5.3%) 監視不十分 1件(2.6%) 腐食疲労等劣化 4件(10.5%) 故障 2件(5.3%) 破損 3件(7.9%) 類焼 6件(15.8%) 不明 11件(28.9%) 令和7年中 の火災事故 38件 屋 内 屋 外 タ ン ク 屋 内 タ ン ク 地 下 タ ン ク 簡 易 タ ン ク 移 動 タ ン ク 屋 外 給 油 販 売 移 送 一 般 維持管理不十分 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 2 0 1 0 0 2 0 6 誤操作 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 1 0 0 1 0 0 3 操作確認不十分 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 1 0 0 2 操作未実施 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 監視不十分 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 1 小計 0 0 0 0 0 0 0 0 2 0 0 4 1 1 0 2 2 0 12 腐食疲労等劣化 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2 1 0 0 0 1 0 4 設計不良 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 故障 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2 0 0 0 0 0 0 2 施工不良 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 破損 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 1 1 0 3 小計 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5 1 0 0 1 2 0 9 放火等 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 交通事故 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 類焼 0 0 0 0 0 0 0 0 3 0 0 0 0 0 0 1 2 0 6 地震等災害 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 不明 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 2 0 0 0 4 4 0 11 小計 0 0 0 0 0 0 0 0 4 0 0 2 0 0 0 5 6 0 17 0 0 0 0 0 0 0 0 6 0 0 11 2 1 0 8 10 0 38 無 許 可 施 設 運 搬 車 両 仮 貯 蔵 仮 取 扱 所 少 量 危 険 物 貯 蔵 取 扱 所 指 定 可 燃 物 貯 蔵 取 扱 所 高 圧 ガ ス 関 連 施 設 合 計 人的要因 施設区分 製 造 所 貯蔵所 取扱所 物的要因 その他 合計
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流出事故(35 件)の内訳 流出事故35 件を発生要因別にみると、人的要因が13 件(37.1%)、物的要因が20 件(57.1%) 及びその他の要因が2件(5.7%)となっています。 発生原因別でみると、人的要因では「誤操作」が8件(22.9%)、次いで、「操作確認不十分」 が3件(8.6%)となっています。物的要因では「腐食疲労等劣化」が13 件(37.1%)、次いで、 「破損」が6件(17.1%)となっています。(第6図及び第5表参照)。
第6図 流出事故の発生要因と発生原因(令和7年中)
第5表 施設区分別の流出事故の発生要因と発生原因(令和7年中)
人的 13件 37.1% 物的 20件 57.1% その他 2件 5.7% 維持管理不十分 1件(2.9%) 誤操作 8件(22.9%) 操作確認不十分 3件(8.6%) 監視不十分 1件(2.9%) 腐食疲労等劣化 13件(37.1%) 施工不良 1件(2.9%) 破損 6件(17.1%) 地震災害等 1件 2.9% 不明 1件(2.9%) 令和7年中 の流出事故 35件 屋 内 屋 外 タ ン ク 屋 内 タ ン ク 地 下 タ ン ク 簡 易 タ ン ク 移 動 タ ン ク 屋 外 給 油 販 売 移 送 一 般 維持管理不十分 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 1 誤操作 0 1 0 0 0 0 0 0 4 0 0 0 0 3 0 0 0 0 8 操作確認不十分 0 0 0 0 1 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 3 操作未実施 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 監視不十分 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 小計 0 1 0 0 1 0 1 0 5 0 0 1 0 3 0 1 0 0 13 腐食疲労等劣化 0 0 0 0 2 0 0 0 5 0 0 5 0 0 0 1 0 0 13 設計不良 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 故障 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 施工不良 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 1 破損 0 0 0 1 0 0 0 0 3 0 0 0 0 0 0 2 0 0 6 小計 0 0 0 1 2 0 0 0 8 0 0 6 0 0 0 3 0 0 20 放火等 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 交通事故 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 類焼 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 地震等災害 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 1 不明 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 1 小計 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 1 0 0 2 0 1 0 1 3 0 1 0 13 0 0 7 0 4 0 5 0 0 35 施設区分 製 造 所 合計 取扱所 無 許 可 施 設 運 搬 車 両 仮 貯 蔵 仮 取 扱 所 貯蔵所 高 圧 ガ ス 関 連 施 設 合 計 人的要因 物的要因 その他 少 量 危 険 物 貯 蔵 取 扱 所 指 定 可 燃 物 貯 蔵 取 扱 所
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その他の事故(84 件)の内訳 その他の事故84 件を発生要因別にみると、物的要因が50 件(59.5%)と最も多く、人的要因 23 件(27.4%)、その他の要因は11 件(13.1%)となっています。 発生原因別でみると、人的要因では「誤操作」が19 件(22.6%)と最も多く、次いで「操作確認 不十分」が3件(3.6%)となっています。物的要因では「破損」が46 件(54.8%)と最も多く、 次いで「腐食疲労等劣化」が4件(4.8%)となっています。その他の要因では「地震災害等」が 6件(7.1%)、不明が4件(4.8%)となっています(第7図及び第6表参照)。
第7図 その他の事故の発生要因と発生原因(令和7年中)
第6表 施設区分別のその他の事故の発生要因と発生原因(令和7年中)
人的 23件 27.4% 物的 50件 59.5% その他 11件 13.1% 維持管理不十分 1件(1.2%) 誤操作 19件(22.6%) 操作確認不十分 3件(3.6%) 腐食疲労等劣化 4件(4.8%) 破損 46件(54.8%) 交通事故 1件(1.2%) 地震災害等 6件(7.1%) 不明 4件(4.8%) 令和7年中の その他の事故 84件 屋 内 屋 外 タ ン ク 屋 内 タ ン ク 地 下 タ ン ク 簡 易 タ ン ク 移 動 タ ン ク 屋 外 給 油 販 売 移 送 一 般 維持管理不十分 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 誤操作 0 0 0 0 0 0 1 0 18 0 0 0 0 0 0 0 0 0 19 操作確認不十分 0 1 0 0 1 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 3 操作未実施 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 監視不十分 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 小計 0 1 0 0 1 0 1 0 20 0 0 0 0 0 0 0 0 0 23 腐食疲労等劣化 0 0 0 0 2 0 0 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 4 設計不良 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 故障 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 施工不良 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 破損 0 0 0 0 0 0 0 0 46 0 0 0 0 0 0 0 0 0 46 小計 0 0 0 0 2 0 0 0 48 0 0 0 0 0 0 0 0 0 50 放火等 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 交通事故 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 類焼 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 地震等災害 0 0 0 0 0 0 0 0 5 0 0 1 0 0 0 0 0 0 6 不明 0 0 0 0 1 0 0 0 2 0 0 1 0 0 0 0 0 0 4 小計 0 0 0 0 1 0 0 0 8 0 0 2 0 0 0 0 0 0 11 0 1 0 0 4 0 1 0 76 0 0 2 0 0 0 0 0 0 84 指 定 可 燃 物 貯 蔵 取 扱 所 高 圧 ガ ス 関 連 施 設 合 計 人的要因 施設区分 製 造 所 貯蔵所 取扱所 無 許 可 施 設 運 搬 車 両 物的要因 その他 合計 仮 貯 蔵 仮 取 扱 所 少 量 危 険 物 貯 蔵 取 扱 所
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4 危険物施設の深刻度評価指標別の事故発生状況 消防庁が発出した「危険物施設における火災・流出事故に係る深刻度評価指標について(平成 28 年11 月2日付け消防危第203 号消防庁危険物保安室長通知)」及び「危険物施設における火 災・流出事故に係る深刻度評価指標の一部改正について(令和2年12 月7日付け消防危第287 号 消防庁危険物保安室長通知)」により、製造所等における火災事故及び流出事故の深刻度評価指標 が、第7表及び第8表のとおり示され、これらの表で示される評価指標のうち、1つ以上で深刻 度レベル1となる事故を「重大事故」と定義し、全ての評価指標で深刻度レベルが4となる事故 を「軽微な事故」と定義しています。 第7表 火災事故に係る深刻度評価指標 <人的被害指標> <影響範囲指標>※1 <収束時間指標>※2 深刻度 レベル 内容
深刻度 レベル 内容
深刻度 レベル 内容 1 死者が発生 1 事業所外に物的被害 が発生 1 4時間以上 2 重症者または中 等症者が発生 2 事業所内の隣接施設 に物的被害が発生 2 2時間~4時間未満 3 軽症者が発生 3 施設装置建屋内のみ に物的被害が発生 3 30 分~2時間未満 4 軽症者なし 4 設備機器内のみに物 的被害が発生 4 30 分未満 ※1 移動タンク貯蔵所が荷卸し先等の事業所内に在る場合、「事業所」を「当該移動タンク貯蔵所が在る事業所」と読み替える。 ※2 収束時間は事故発生から鎮圧までの時間とする。事故発生日時が不明の場合は、事故発見から鎮圧までとする。
第8表 流出事故に係る深刻度評価指標
深刻度 レベル 内容
内容
内容 指定数 量の倍 数が10 以上 指定数 量の倍 数が10 未満~ 1以上 指定数 量の倍 数が1 未満~ 0.1以上 指定数 量の倍 数が0.1 未満
深刻度レベル 1 死者が発生 河川や海域に危 険物が流出する 等、事業所外へ広 範囲に流出 深 刻 度 レ ベ ル
1 1 2 3 2 重症者または中 等症者が発生 事業所周辺のみ 流出※3 1 2 3 3 3 軽症者が発生 事業所内の隣接 施設へ流出 2 3 3 4 4 軽症者なし 施設装置建屋内 のみで流出 3 3 4 4 ※1 交通事故よる死傷者は除く。 ※2 移動タンク貯蔵所が荷卸し先等の事業所内に在る場合、「事業所」を「当該移動タンク貯蔵所が在る事業所」と読み替える。 ※3 事業所敷地境界線から100m程度の範囲にとどまるもの。また、流出範囲の記載のない場合は事業所外に流出量100L程度。 ※4 指定数量の倍数は流出・漏えいした「危険物」の指定数量の倍数を合計した数。 <人的被害指標>※1 <流出被害指標>※2、※4
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レベル1 1件 5.9% レベル3 6件 (35.3%) レベル4 10件 (58.8%) 令和7年中の 製造所等の 火災事故 17件 レベル3 5件 (19.2%) レベル4 21件 80.8% 令和7年中の 製造所等の 流出事故 26件 当該深刻度評価指標に従い、令和7年中に発生した製造所等における火災事故及び流出事故を 分析した結果は、以下のとおりです。 火災事故の状況 令和7年中に発生した製造所等における火災事故17 件を深刻度評価指標別にみると、重大事 故は1 件発生し、軽微な事故が10 件(58.8%)発生しました(第8図及び第9表参照)。
流出事故の状況 令和7年中に発生した製造所等における流出事故24 件を深刻度評価指標別にみると、重大事 故は発生せず、軽微な事故が21 件(80.8%)発生しています(第9図及び第10 表参照)。
施設区分 深刻度評価指標※ 重 大 事 故 の 割 合 (%)
軽 微 な 事 故 の 割 合 (%)
レ ベ ル 1
レ ベ ル 2
レ ベ ル 3
レ ベ ル 4
給油取扱所 0 0 2 4 0.0 66.7 一般取扱所 1 0 4 6 9.0 54.5 合 計 1 0 6 10 5.9 58.8 施設区分 深刻度評価指標※ 重 大 事 故 の 割 合 (%)
軽 微 な 事 故 の 割 合 (%)
レ ベ ル 1
レ ベ ル 2
レ ベ ル 3
レ ベ ル 4
屋内貯蔵所 0 0 0 1 0.0 100.0 屋内タンク貯蔵所 0 0 1 0 0.0 0.0 地下タンク貯蔵所 0 0 0 3 0.0 100.0 移動タンク貯蔵所 0 0 0 1 0.0 100.0 給油取扱所 0 0 4 9 0.0 69.2 一般取扱所 0 0 0 7 0.0 100.0 合 計 0 0 5 21 0.0 80.8 第8図 深刻度評価指標別の 火災事故発生状況 第9表 深刻度評価指標別の火災事故発生状況 (施設区分別) 第9図 深刻度評価指標別の 流出事故発生状況 第10 表 深刻度評価指標別の流出事故発生状況 (施設区分別) ※各事故において、最もレベルが高い指標 ※各事故において、最もレベルが高い指標
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セルフ 57件 (95.0%) フル 2件(3.3%) 自家給 1件(1.7%) その他(破損) 70件(73.7%) 運転操作ミス 60件(85.7%) 給油中発進 2件(2.9%) その他(荷卸し中発進) 1件(1.4%) その他(破損) 風水害6件(8.6%) その他(破損) 1件(1.4%) その他(その他) 3件(3.2%) その他(コンタミ) 1件(1.1%) その他(気密異常) 2件(2.1%) 火災 6件(6.3%) 流出 13件(13.7%) 5 令和7年中の事故の傾向 給油取扱所における車両の破損事故件数の傾向 給油取扱所における事故のうち破損が70 件(73.7%)と7 割以上を占めています。そのうち、 車両の運転操作ミスによる破損事故が60 件(85.7%、前年比12 件減少)でした。運転操作ミス 60 件のうち、セルフスタンドで発生したものが57 件(95.0%、前年比4 件減少)であり、車両 の運転操作ミスによる給油取扱所の破損事故発生件数は、近年横ばい傾向にあります(第10 図、 第11 図参照)。
第10 図 給油取扱所における事故発生状況(令和7年中)
第11 図 車両の運転操作ミスによる破損事故件数の推移(最近10 年)
13 33 15 27 30 37 32 47 61 57 4 9 7 4 8 5 4 4 11 2 2 1 2 2 1 0 1 3 0 1 19 43 24 33 39 42 37 54 72 60 68.4 76.7 62.5 81.8 76.9 88.1 86.5 87.0 84.7 95.0 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 H28 H29 H30 R1 R2 R3 R4 R5 R6 R7 セルフ フル 自家用 事故に占めるセルフの割合 給油取扱所の事故 95件 運転操作ミス 60件 (年) (件)
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車両の運転操作ミスによる事故60 件の内訳をみると、車両区分では乗用車が42 件(70.0%)、 トラック等大型車両が17 件(28.3%)、不明が1件(1.7%)となっています(第11 表参照)。 乗用車の事故発生状況をみると、施設進入時に発生した事故が22 件(52.4%)、施設退出時に 発生した事故が8件(19.0%)、その他の移動時に発生した事故が12 件(28.6%)となっており、 施設進入時及びその他の移動をした際での事故が多くなっています。また、接触箇所別にみると、 給油ノズル等が13 件(31.0%)と最も多く、次いでガードポール等が7 件(16.7%)となって います。 トラック等大型車両の事故発生状況をみると、施設進入時に発生した事故が13 件(76.5%)、 施設退出時に発生した事故が3件(17.6%)、その他の移動時に発生した事故が1件(6.0%)と なっています。また、接触箇所別にみると、給油ノズル等が7件(41.2%)と最も多く、次いでガ ガードポール等が6件(35.3%)となっています。
第11 表 給油取扱所における車両の運転操作ミスによる破損事故発生状況
車両区分 固定給油(注油)設備本体 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 給 油 ノ ズ ル 等 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ガ ー ド ポ ー ル 等 0 0 0 0 1 0 0 1 0 1 建築物・防火塀等 0 0 1 1 0 0 0 0 0 1 洗 車 機 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 キ ャ ノ ピ ー 等 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 看 板 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 そ の 他 の 設 備 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 小 計 0 0 1 1 1 0 0 1 0 2 固定給油(注油)設備本体 4 0 2 6 0 1 0 1 1 8 給 油 ノ ズ ル 等 12 1 0 13 6 1 0 7 0 20 ガ ー ド ポ ー ル 等 4 1 2 7 5 0 0 5 0 12 建築物・防火塀等 0 1 0 1 0 0 1 1 0 2 洗 車 機 0 1 5 6 0 0 0 0 0 6 キ ャ ノ ピ ー 等 1 1 0 2 1 0 0 1 0 3 看 板 1 0 0 1 0 0 0 0 0 1 そ の 他 の 設 備 0 3 2 5 0 0 0 0 0 5 小 計 22 8 11 41 12 2 1 15 1 57 固定給油(注油)設備本体 0 0 0 0 0 1 0 1 0 1 給 油 ノ ズ ル 等 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ガ ー ド ポ ー ル 等 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 建築物・防火塀等 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 洗 車 機 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 キ ャ ノ ピ ー 等 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 看 板 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 そ の 他 の 設 備 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 小 計 0 0 0 0 0 1 0 1 0 1 22 8 12 42 13 3 1 17 1 60 合 計 発生状況 接触箇所 施 設 退 出 時 そ の 他 小 計 フ ル セ ル フ 自 家 用 乗用車 トラック等大型車 不 明 合 計 区 分 施 設 進 入 時 施 設 退 出 時 そ の 他 小 計 施 設 進 入 時
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少量危険物貯蔵取扱所及び指定可燃物貯蔵取扱所における事故の発生状況の推移 少量危険物貯蔵取扱所及び指定可燃物貯蔵取扱所における事故は、23 件と昨年と比較し7件 減少しています。少量危険物貯蔵取扱所及び指定可燃物貯蔵取扱所における火災事故は、危険物 施設等の火災事故38 件中18 件(47.4%)となっており、昨年と比較し5 件減少しています。危 険物関係施設の火災に対する少量危険物貯蔵取扱所及び指定可燃物貯蔵取扱所の火災の割合は 減少傾向です。(第12 図、第13 図参照)。
第12 図 少量危険物貯蔵取扱所及び指定可燃物貯蔵取扱所の事故発生推移(最近10 年間)
第13 図 少量危険物貯蔵取扱所及び指定可燃物貯蔵取扱所の火災事故発生推移(最近10 年間)
105 107 114 122 123 124 118 151 180 157 27 19 25 18 16 19 29 25 30 23 25.7 17.8 21.9 14.8 13.0 15.3 24.6 16.6 16.7 14.6 0.0 5.0 10.0 15.0 20.0 25.0 30.0 0 50 100 150 200 H28 H29 H30 R1 R2 R3 R4 R5 R6 R7 事故総計 少量危険物貯蔵取扱所及び指定可燃物貯蔵取扱所の事故 発生割合 42 21 30 28 24 33 38 32 43 38 18 12 16 14 14 15 25 19 23 18 42.9 57.1 53.3 50.0 58.3 45.5 65.8 59.4 53.5 47.4 0.0 10.0 20.0 30.0 40.0 50.0 60.0 70.0 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 H28 H29 H30 R1 R2 R3 R4 R5 R6 R7 火災事故件数 少量危険物貯蔵取扱所及び指定可燃物貯蔵取扱所の火災事故 発生割合
(年) (件) (%) (件) (%) (年)
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6 異常現象の発生状況 異常現象とは、石油コンビナート等災害防止法(昭和50 年法律第84 号)第23 条に規定される 特定事業所における出火、石油等の漏えいその他の異常な現象をいいます。 平成30 年8月に東京国際空港地区が石油コンビナート等特別防災区域に指定されたことに伴い、 当該区域に所在する特定事業所において、その事業の実施を統括管理する者は、当該特定事業所に おける異常現象の発生について、通報しなければならないこととなりました。 令和7年中に異常現象は2件発生しています。
施設区分 覚知月 事故種別 事故概要 給油取扱所 1月 異常現象 (流出) 航空機給油取扱所において、作業員がタンクローリーから航空 機へ航空燃料を給油していたところ、航空機機体下のエアベント から航空燃料約50リットルが流出したもの。 給油取扱所 4月 異常現象 (火災) 航空機給油取扱所において、着陸した航空機のメインタイヤに 付帯したディスクブレーキ内の過剰に塗布されたブレーキグリス 若干が焼損した。 第12 表 令和7年中に発生した異常現象
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7 無許可・無届施設における火災 令和7 年中の無許可施設並びに少量危険物貯蔵取扱所及び指定可燃物貯蔵取扱所無届の施設(以 下「無許可・無届施設」という。)で発生した火災件数は5件でした。直近10 年間では、令和4年 及び平成28 年に次いで多い件数です。 また、無許可施設で発生した火災と製造所等で発生した火災の平均焼損面積並びに平均損害額は、 無許可施設の火災の平均値が製造所等の火災の平均値を大きく上回っています。(第14 図、第15 図及び第16 図)
第14 図 無許可・無届施設における火災件数の推移(最近10 年間)
第15 図 無許可施設で発生した火災の平均焼損面積の比較(平成28 年から令和6 年まで)
第16 図 無許可施設で発生した火災の平均損害額の比較(平成28 年から令和6 年まで) 1 1 1 1 1 1 1 2 5 2 1 1 2 5 2 1 2 2 1 2 1 6 3 3 1 3 3 8 2 2 5 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 H28 H29 H30 H31 R2 R3 R4 R5 R6 R7 無許可施設 少量危険物貯蔵取扱所無届の施設 指定可燃物貯蔵取扱所無届の施設 193.23 5.32 0.00 50.00 100.00 150.00 200.00 250.00 無許可施設の火災 製造所等の火災 (㎡) 55,995 6,292 0 10,000 20,000 30,000 40,000 50,000 60,000 無許可施設の火災 製造所等の火災 (千円) (件) (年)
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8 全事故の概要等 ⑴ 火災事故(38 件) No 覚知月 施設区分 死傷者 概要・原因・被害状況 1 1 月 一般取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 工場において、機械設備1台が焼損したもの。工場内の通路を挟 んで向かい側に設置されている自動溶接機の火花が当該機械設備の 下部にあったウエスに着火した。 2 1 月 給油取扱所 (セルフ) 死者 0 人 負傷者 0 人 車両が焼損したもの。非正規品のバッテリーを使用し、また当該バ ッテリーを固定するバンドが劣化により切れ、車両の振動等でバッテ リーが動きバッテリーのプラスケーブルが車両のボディと接触した 状態が継続した結果、ケーブル被覆が損傷し、車両ボディ間で短絡し たため出火した。 3 1 月 一般取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 ごみ処理場において、ごみ8立方メートル及びごみ圧縮機の内壁若 干が焼損したもの。不燃ごみを破砕処理する際に、不燃ごみに混在し ていた充電式電池を搭載している小型家電類を破砕したため、リチウ ムイオン電池が内部短絡し、周囲のごみに着火した。 4 1 月 指定可燃物 貯蔵取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 工場において、集塵ダクト2メートル及びごみ若干が焼損したも の。製本工程の裁断時に発生する紙屑がダストボックスに吸い込まれ ず、裁断カッター周辺に溜まり、紙屑が裁断カッターの高速回転によ る摩擦熱により発火した。 5 1 月 一般取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 工場において、バッテリー駆動式荷物運搬車の充電器が焼損したも の。充電器の基盤がショート故障し、出火した。 6 2 月 給油取扱所 (フル) 死者 0 人 負傷者 0 人 給油取扱所において、車両1台が焼損したもの。給油中の車両下部 から出火したものであり、出火原因は不明。 7 2 月 給油取扱所 (セルフ) 死者 0 人 負傷者 0 人 ガソリン若干が焼損し、給油ノズル金属部が変色したもの。利用客 が給油途中でガソリン添加剤を入れようと給油ノズルを給油口から 引き抜いた際にガソリンべーパーに引火し、出火した。 8 3 月 少量危険物 貯蔵取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 少量危険物貯蔵取扱所兼指定可燃物貯蔵取扱所である産業廃棄物の 中間処理施設において火災が発生したもの。テープで絶縁処理した充 電式のリチウムイオン電池を金属製のペール缶に入れて保管してい たところ、何らかの要因で内部短絡し出火した。 9 3 月 指定可燃物 貯蔵取扱所 10 4 月 指定可燃物 貯蔵取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 輻射熱によりダンボールが焼損したもの。炭を燃やして灰を作る作 業場において高温になった炭を火鉢に移し、炭が灰になるまで火鉢の 中で放置する工程を行っていた。担当者が休憩のために現場を離れた 際に、火鉢の輻射熱により付近のダンボールに着火した。 11 4 月 一般取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 ごみ処理施設において、ゴミ1立方メートルが焼損したもの。ごみ を破砕機により破砕し、ピットに集積する作業を行っていたところ、 破砕したごみから出火したものであるが、出火原因は不明。 12 4 月 給油取扱所 (その他) 死者 0 人 負傷者 0 人 航空機給油取扱所において、着陸した航空機のメインタイヤに付帯 したディスクブレーキ内の過剰に塗布されたブレーキグリス若干が 焼損した。 13 4 月 指定可燃物 貯蔵取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 RPF(古紙と廃プラスチック類を原料とした固形燃料)工場にお いて、RPF成形機ユニット1台が焼損した。 14 4 月 給油取扱所 (セルフ) 死者 0 人 負傷者 0 人 利用客が車両に給油中、給油ノズル先端に火炎を確認したため、給 油ノズルを抜いたところ、着火状態のガソリンが飛散したもの。利用 客は給油前に静電気除去シートに触れていたが、その後にタッチパネ ル操作等の作業を行ったため、静電気が再帯電し、静電気火花により 引火したと推定される。 15 4 月 少量危険物 貯蔵取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 研究室内から出火し、振とう培養器1台を焼損したもの。出火原因 は、インバーターのコンデンサ基板上に設置されているセメント抵抗 素子に正常作動時より長時間にわたり電流が流れたことにより、同素 子が発熱し、近くに設置されていた樹脂製の電子部品等の可燃物に着 火し、出火した。 16 5 月 一般取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 工場において、ローリフト若干が焼損したもの。ローリフトが長期 間に渡って使用されたことにより当該ローリフト内の電磁接触器が 経年劣化により接点溶着し、接点間の接触部が過熱し外装の合成樹脂 ケースに着火した。
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No 覚知月 施設区分 死傷者 概要・原因・被害状況 17 5 月 少量危険物 貯蔵取扱所 死者 0 人 負傷者 1 人 少量危険物貯蔵取扱所兼指定可燃物貯蔵取扱所である廃棄物処理 施設において、1,163平方メートルが焼損したもの。破砕機に投 入された廃棄物から出火し、ベルトコンベア及び他の廃棄物を介して 建物全体に延焼した。 18 5 月 指定可燃物 貯蔵取扱所 19 5 月 少量危険物 貯蔵取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 少量危険物貯蔵取扱所兼指定可燃物貯蔵取扱所であるリサイクル センターにおいて、ごみくず若干が焼損したもの。リサイクルに伴い 廃棄物を破砕していた際に出火した可能性が考えられるが、火源とな るものが発見できないことから出火原因は不明。 20 5 月 指定可燃物 貯蔵取扱所 21 6 月 無許可施設 死者 0 人 負傷者 1 人 無許可施設の工場において、50平方メートルが焼損したもの。従 業員が誤ってこぼしたシンナーから発生した可燃性蒸気が、付近に設 置された乾燥炉のモーターから発生した火花に引火した。 22 6 月 無許可施設 死者 0 人 負傷者 0 人 自走不可の二階建て台船内において、二階作業場の一部及び収容物 が焼損したもの。二階作業場内のテーブルタップのトラッキングによ り出火した。なお、台船内では、危険物を無許可で貯蔵していた。 23 7 月 指定可燃物 貯蔵取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 作業所において、外壁等47平方メートル及び集塵機のVベルト4 本が焼損したもの。集塵機のモーターとファンとの間に取り付けられ ていたVベルトが経年劣化により切断、付近のおがくずに着火し出火 した。 24 7 月 指定可燃物 貯蔵取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 作業所において、建築物の外壁50平方メートル、木材64立方メ ートル及び隣地住宅内の絨毯等が焼損したもの。従業員が作業中に木 材から火炎が立ち上がっているのを発見した。作業所の煙突から出火 箇所である木材に火の粉が飛んで着火した可能性が考えられるが、出 火原因は不明。 25 7 月 一般取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 工場において、制御盤内の電磁接触器が焼損したもの。電磁接触器 に接続されている端子と接続ネジの間で何らかの原因により接触部 過熱による発熱が生じ出火した。 26 7 月 一般取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 実験等を行う一般取扱所において、遠心分離機が焼損したもの。出 火原因は、遠心分離機内のコンデンサが経年による絶縁劣化により発 熱し出火した。 27 8 月 一般取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 工場において、換気設備の排気フィルター2平方メートルが焼損し たもの。塗装ブースにおいて、従業員が火気使用時に必要となる手続 きを行うことなく、鉄製の可搬式作業台をエアグラインダーにより切 断したところ、発生した火花が換気設備の排気フィルターに飛散し出 火した。 28 8 月 一般取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 一般取扱所において、排ガス分析装置が焼損したもの。通常時は1 時間運転するが、火災当日は3時間運転していた。車両の排気ガスを 分析装置により分析評価試験中に、当該装置が過熱され火災が発生し た。 29 8 月 給油取扱所 (フル) 死者 0 人 負傷者 1 人 電気ケトル及びエアコンを接続したテーブルタップのコードが焼 損したもの。テーブルタップは過電流の状態で使用され、また、コー ドの屈曲部分に負荷がかかった状態で継続使用したことで屈曲部分 が発熱し出火した。 30 9 月 一般取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 非常用発電設備により危険物を消費する一般取扱所において、非常 用電源の配線及び段ボール若干が焼損したもの。出火原因は不明。 31 9 月 少量危険物 貯蔵取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 研究施設において、実験器具等が焼損したもの。試薬の実験で使用 した化学物質が付着した紙を、洗浄し廃棄用段ボール箱内に捨てた際 に、化学反応により発熱し出火した。 32 11 月 少量危険物 貯蔵取扱所 (届出無) 死者 0 人 負傷者 0 人 高架下の塗装工事現場において、大型発電機2機、枕木14本等が 焼損したもの。なお、当該工事現場では、危険物の届出をせずに貯蔵 等していた。出火原因は不明。 33 11 月 指定可燃物 貯蔵取扱所 (届出無) 死者 0 人 負傷者 0 人 公園内で木くずが焼損したもの。なお、当該場所では、指定可燃物 貯蔵取扱所の届出をしていなかった。木くずは、公園内のストックヤ ードで保管していた落ち枝を夏頃にチップ化し、約2メートル山状に 堆積させていた。出火原因は、木くず内部で発酵による熱が発生し、 堆積により放熱が妨げられ蓄熱が進んだため出火したものと推定さ れる。
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No 覚知月 施設区分 死傷者 概要・原因・被害状況 34 12 月 運搬車両 死者 0 人 負傷者 0 人 乗用車のトランクルーム内に保管していた脱脂剤が焼損したもの。 出火した脱脂剤(第四類第一石油類(非水溶性))をバイク用バッ テリーと共にトランクルームで運搬していたところ、脱脂剤の運搬容 器(金属製)とバッテリー端子が接触して短絡し、脱脂剤の運搬容器 に約1センチメートルの穿孔が生じた。また、短絡時の火花により脱 脂剤の可燃性蒸気に引火したと推定される。 35 12 月 一般取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 廃棄物処理施設において、ごみピット内のごみくずが出火したも の。出火した貯留ピットは、受入ピットで運搬車から排出されたごみ くずを受け入れた後、一時的に保管し、最終的な焼却炉につながるご みホッパーへ投入するためのピット。何らかの火源により貯留ピット 内のごみくずに燃え移り、クレーン及び放水銃のケーブル並びにごみ くず200立方メートルを焼損した。 36 12 月 少量危険物 貯蔵取扱所 (届出無) 死者 0 人 負傷者 0 人 ガスハンドトーチの炎がシンナーの可燃性蒸気に引火したもの。塗 料の剥離作業のため、シンナー及びガスハンドトーチを使用してい た。剥離作業を行っていた者が着用していた軍手にはシンナーが浸透 しており、ガスハンドトーチの炎が着火した。なお、本件は、レンタ ルボックス内で塗料を無届出で貯蔵していた。 37 12 月 少量危険物 貯蔵取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 古紙回収事業を行っている事業所で、プレス機1台、キュービクル 変電設備1台、ごみ若干が焼損したもの。施設内では、回収した古紙 (紙くず)をプレス機で圧縮し、運搬するためのサイズに成形してい た。古紙(紙くず)等は指定可燃物貯蔵取扱所として、また、プレス 機に用いる第四類第四石油類(潤滑油)はタンクで貯蔵(少量危険物 貯蔵取扱所)していた。営業時間外で施設内は無人の状態で発生して おり、出火原因は不明。 38 指定可燃物 貯蔵取扱所
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⑵ 流出事故(35 件) No 覚知月 施設区分 死傷者 概要・原因・被害状況 1 1 月 運搬車両 死者 0 人 負傷者 0 人 運搬車両である自転車に積載したプラスチック製容器から灯油約 3.5リットルが流出したもの。給油取扱所(セルフ)において、1 8リットルのプラスチック製容器2個に灯油を注油し、自転車の前か ごへ1個入れ、荷台には紐で1個を固定し帰宅していた際、自転車の バランスを崩して転倒し、前かごに収納したプラスチック製容器が路 上に落下したことにより、容器が破損し流出した。 2 1 月 給油取扱所 (自家用) 死者 0 人 負傷者 0 人 経年劣化により固定給油設備内の可とう管継手の樹脂製パッキン に穴が開き、隙間から微量のガソリンが流出した。 3 2 月 地下タンク 貯蔵所 死者 0 人 負傷者 0 人 通気管から重油約200リットルが流出したもの。移動タンク貯蔵 所から地下貯蔵タンクへ荷卸し中に地下貯蔵タンクの液面計の表示 が動かなくなったが、立合者は、地下貯蔵タンクから燃料小出槽への 送油が行われているため表示が動かなくなっていると思い、荷卸し作 業を継続したところ、地下貯蔵タンクの容量を超え、通気管の先端か ら流出した。 4 2 月 給油取扱所 (自家用) 死者 0 人 負傷者 0 人 軽油約1リットルが流出したもの。懸垂式固定給油設備の給油ホー ス基部に経年劣化による亀裂が生じたことにより流出した。 5 2 月 移動タンク 貯蔵所 死者 0 人 負傷者 0 人 移動タンク貯蔵所から道路上に重油約10リットルが流出したも の。タンク上部の注入口の蓋が完全に閉鎖されていない状態で走行し たため、タンク内の重油が坂道の傾斜及び振動により防護枠内に溢 れ、防護枠に設けられた雨水排出用配管のドレンバルブが開放されて いたため路上へ流出した。 6 3 月 地下タンク 貯蔵所 死者 0 人 負傷者 0 人 地下タンク貯蔵所の地下埋設配管の穿孔から重油若干が流出した もの。地下タンク貯蔵所の点検を実施したところ、地下埋設配管で気 密異常が確認され、後日掘削して調査を実施したところ、地下埋設配 管に穿孔が確認された。 7 3 月 屋内貯蔵所 死者 0 人 負傷者 0 人 高圧変圧器を転倒させたことにより絶縁油0.5リットルが流出し たもの。別の変電所から高圧変圧器2基(絶縁油各18リットルを収 納)を台車で搬送している際に誤って転倒させ、絶縁油が流出させた。 8 3 月 給油取扱所 (セルフ) 死者 0 人 負傷者 0 人 軽油若干が流出したもの。利用客が給油後、右折しようとしたとこ ろ、軽油の給油ホースと接触したことにより安全継手が離脱し、安全 弁が機能したものの軽油若干が流出した。 9 4 月 一般取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 発電所において、A重油10リットルが流出したもの。発電設備の 内燃機関へ燃料を噴射するポンプと燃料配管の接続に使用するボル トを、想定を上回る締付け力で取り付けたため、ポンプと燃料配管の 間に配置したガスケットの一部が破損し、重油が流出した。 10 5 月 給油取扱所 (自家用) 死者 0 人 負傷者 0 人 給油ホースと給油ノズルの接続部付近からガソリン若干が流出し たもの。何らかの原因により当該接続部が破損したことにより流出し たと推定される。 11 5 月 少量危険物 貯蔵取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 作業所内で使用するエンジンオイル及び廃油を貯蔵する少量危険 物貯蔵取扱所において、廃油が流出したもの。廃油を貯蔵するタンク の油面警報装置を停止した状態でタンク容量を超える量の廃油を送 油したため、通気管の先端から廃油が流出した。 12 5 月 少量危険物 貯蔵取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 地下2階に設置された少量危険物貯蔵取扱所(非常用発電設備)の 配管から重油200リットルが流出したもの。非常用発電設備への送 油配管の可とう管継手から漏えいし、配管ピット内に滞留したが、配 管ピットにひび割れた箇所があり、当該箇所から地下3階の風道に流 出した。 13 6 月 給油取扱所 (フル) 死者 0 人 負傷者 0 人 給油ノズル及び懸垂式の固定給油設備等が破損したことにより軽 油1リットルが流出したもの。利用客が10トン車に給油した後、道 路に出ようとした際、車両の荷台が懸垂式固定給油設備の給油ノズル に引っ掛かたが、そのまま走行したため給油ノズル及び懸垂式の固定 給油設備等が破損したことにより流出した。 14 6 月 給油取扱所 (自家用) 死者 0 人 負傷者 0 人 給油ホースのピンホールからガソリン若干が流出したもの。給油ホ ースが経年劣化したことによりひび割れ及びピンホールが生じたた め、当該給油ホース先端の給油ノズルを握った際に当該ピンホールか らガソリンが流出した。
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No 覚知月 施設区分 死傷者 概要・原因・被害状況 15 6 月 一般取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 発電所の発電機からA重油が30リットル流出したもの。運転中の 発電設備(一般取扱所)において、内燃機関へ燃料を噴出する燃料噴 出ポンプと燃料供給配管を接続する部品との接続部に設置したガス ケットの金属部分が疲労破壊し流出した。 16 6 月 一般取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 五方弁と配管接続部のガスケット及び開閉弁のパッキンの経年劣 化により軽油約0.1リットルが流出したもの。軽油を供給する配管 に設けられた五方弁と当該五方弁の一次側配管との接続部から軽油 が流出し、当該流出箇所の一次側直近の開閉弁が閉鎖されているにも かかわらず流出が継続したもの。流出原因は、五方弁と配管接続部の ガスケット及び開閉弁のパッキンが経年劣化による。 17 6 月 少量危険物 貯蔵取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 屋外に設置した貯蔵タンク(灯油)から燃料を供給しボイラーによ り消費する少量危険物貯蔵取扱所において、灯油が150リットル程 度流出したもの。何らかの原因でタンク下部に直径3ミリメートル程 度の穴が空いたため、流出した。 18 6 月 一般取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 工場において、第四類第三石油類(水溶性)に該当する不凍液の原 液約100リットルが流出したもの。送油配管のフランジ接合部分に 用いていたゴム製パッキンが経年劣化したことにより当該接合部分 から流出した。 19 6 月 一般取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 工場において、作動油36リットルが流出したもの。油圧リフトへ 送油するためのホースが架台と接触していたため、当該油圧リフトを 稼働させる際に生じる振動により接触部が摩擦を繰り返されたこと で、ホースの肉厚が薄くなり送油時の圧力に耐えきれず穿孔が生じた ため流出したもの。 20 6 月 給油取扱所 (セルフ) ※一部フル 死者 0 人 負傷者 0 人 トラックへの給油中に軽油が約530リットル流出したものトラ ックへの給油をフルサービスで行っていた従業員が、給油ノズルにオ ートストップ機能がついていたことから、レバーを給油状態で固定し 給油口に挿入して、他の顧客の対応を行ったが、オートストップ機構 の部品(センサーチューブ)が脱落していたことにより、オートスト ップが機能せず、従業員が流出に気づくまでの間軽油の流出が継続し た。 21 7 月 運搬車両 死者 0 人 負傷者 0 人 容器から第六類酸化性液体である過酸化水素が約5リットル流出 したもの。容器をクレーンにより貨物列車に積載しようとした際、容 器上部のハッチの隙間から過酸化水素が流出した。 22 7 月 地下タンク 貯蔵所 死者 0 人 負傷者 0 人 ギヤポンプから軽油約1リットルが流出したもの。当該地下タンク 貯蔵所から一般取扱所に軽油を送油するギヤポンプにおいて、メカニ カルシールにバネの縮み及びカーボン部分の摩耗が生じるとともに、 当該メカニカルシールのカーボン部分に接するメカニカルシールカ バーに固定されたセラミック部分が摩耗したことにより、本来生じな い間隙が生じたため流出した。 23 7 月 給油取扱所 (自家用) 死者 0 人 負傷者 0 人 固定給油設備内の逆止弁のパッキンからガソリン若干が流出した もの。固定給油設備内の逆止弁のセパレーターのゴム製パッキンが経 年劣化により流出した。 24 7 月 給油取扱所 (フル) 死者 0 人 負傷者 0 人 給油口に給油ノズルが挿入された状態で車両を発進させたため給 油ノズルが破損し、ガソリン1 リットルが流出したもの。当該車両は カーシェアのものであり、給油時には「給油カード」を利用客が従業 員に渡し、カード返却後に給油を行うが、利用客は給油カードが返却 されたため、通常のクレジットカード決済と同様に給油が終了したも のと勘違いし、車両を発進させたもの。 25 8 月 少量危険物 貯蔵取扱所 (届出無) 死者 0 人 負傷者 0 人 屋外のタンクから灯油約340リットルが流出したもの。何らかの 原因でタンク下部に約5センチメートルの亀裂が生じ、流出した。な お、本件は少量危険物貯蔵取扱所の届出をせずに灯油を貯蔵してい た。 26 8 月 一般取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 工場内の危険物施設(油圧リフター)の地下埋設配管から、作動油 (第四類第四石油類)約300リットルが流出したもの。流出が考え られる箇所は、建屋の躯体に覆われ掘削不能であったが、掘削可能な 地下埋設配管を調査した結果、全体的に著しく腐食していたことか ら、地下埋設配管が経年劣化により破損し流出したものと推定され る。
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No 覚知月 施設区分 死傷者 概要・原因・被害状況 27 8 月 給油取扱所 (セルフ) 死者 0 人 負傷者 1 人 利用客が自らの子供に給油させガソリン約2リットルが流出した もの。利用客が自らの子供に給油をさせていた際に、給油ノズルのレ バーを握ったままの状態で給油ノズルが給油口から抜け、ガソリンが 子供にかかったもの。 28 8 月 屋内タンク 貯蔵所 死者 0 人 負傷者 1 人 冷温水発生装置に灯油を供給する屋内タンク貯蔵所の送油配管が 破損し灯油3リットルが流出したもの。敷地内に存する車両のタイヤ の保管場所からタイヤを移動するため、約3メートル間隔で人員を配 置しバケツリレーの要領でタイヤを転がしていたが、その際にタイヤ が送油配管に接触して破損し、灯油が流出した。なお、関係者1名が 当該流出を手で押さえて止めようとした際に、灯油の飛沫が目に入り 負傷した。 29 8 月 給油取扱所 (フル) 死者 0 人 負傷者 0 人 レンタカーへの給油を行うために来店した利用客が、給油作業が完 了したものと誤認し、給油ノズルが車両の給油口に挿入された給油中 の状態で車両を発進させたため、固定給油設備の安全継手は離脱した が、何らかの原因により安全継手より一次側のホースが破損し、約6 0リットルのガソリンが流出した。 30 9 月 少量危険物 貯蔵取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 屋内で危険物を貯蔵する少量危険物貯蔵取扱所において、第四類第 一石油類に該当するシンナーと第四類第二石油類に該当する塗料が 混ざった廃油が約2リットル流出したもの。激しい降雨により当該少 量危険物貯蔵取扱所が床上浸水したことにより、廃油が約2リットル 入った一斗缶が水に浮き、倒れたため流出した。 31 9 月 給油取扱所 (自家用) 死者 0 人 負傷者 0 人 ダンプカーを給油レーンに進入しようと後退させた際に、車両後部 が固定給油設備の地上配管に衝突、軽油500リットルが流出したも の。流出した軽油は、油分離装置(容量1,000リットル)に収容 されたため、給油取扱所敷地外への流出はなかった。 32 11 月 運搬車両 死者 0 人 負傷者 0 人 廃油をドラム缶に入れて回収し、トラックの荷台に積載し運搬して いたが、下りカーブ付近で、荷台のドラム缶が転倒し、廃油150リ ットルが流出したもの。 33 12 月 運搬車両 死者 0 人 負傷者 0 人 原動機付き自転車の足元に灯油を収納したプラスチック製容器(容 量18リットル)を、ゴムバンドで固定して搬送していたところ、容 器を地面に落下させ灯油若干を流出させたもの。 34 12 月 給油取扱所 (フル) 死者 0 人 負傷者 0 人 大型トレーラーに軽油を給油中に、車両の燃料タンクに穴が開いて おり、その穴から軽油約130リットルが流出したもの。 35 12 月 一般取扱所 死者 0 人 負傷者 0 人 重油配管の接続フランジのパッキン部分から重油約0.2リットル が流出したもの。流出した原因は、フランジのパッキンの劣化若しく はフランジの緩みと考えられる。
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⑶ その他の事故(84 件) No 覚知月 施設区分 死傷者 概要・原因・被害状況 1 1 月 給油取扱所 (セルフ) 死者 0人 負傷者 0人 車両の接触により給油ノズルが破損したもの。利用客が給油レー ンに進入しようと前進させた際に、乗用車の前部が給油ノズルに接 触し破損した。 2 1 月 給油取扱所 (セルフ) 死者 0人 負傷者 1人 車両の接触により固定注油設備等が破損したもの。利用客が停車 中の2台の車両の間を後退で抜けようとした際に、ブレーキとアク セルを踏み間違えて、固定注油設備等に接触し破損した。 3 1 月 給油取扱所 (セルフ) 死者 0人 負傷者 0人 事務所に設置してある固定給油設備の分電盤内の感震装置が何ら かの理由により故障したもの。 4 1 月 給油取扱所 (セルフ) 死者 0人 負傷者 0人 乗用車に給油後、車両を右に寄せようとしたときに第五種消火設 備(消火器)の収納箱に衝突したもの。箱のふたを損傷したもの で、消火設備に異常はない。 5 1 月 給油取扱所 (セルフ) 死者 0人 負傷者 0人 運転手が給油取扱所に入る際に運転を誤り、固定給油設備前のガ ードポールに衝突したもの。後退後に更に運転を誤り、隣接する固 定給油設備前のガードポールに衝突。その後、後退し給油取扱所の 防火塀と接触し、破損させた。 6 1 月 給油取扱所 (セルフ) 死者 0人 負傷者 0人 洗車機の遮断機の柱を破損したもの。利用客が、洗車機に向かっ て乗用車を前進させた際に、右前方ピラー付近が洗車機の遮断機の 柱に接触し破損した。 7 1 月 屋内貯蔵所 死者 0人 負傷者 1人 屋上に設置されている室外機の点検整備を実施中に作業員が転落 し負傷したもの。当人が後方に下がった時、陸屋根の端部パラペッ トに足を取られ、後方地面に転落した。 8 2 月 給油取扱所 (セルフ) 死者 0人 負傷者 0人 車両の接触により固定給油設備の給油ノズルの受け台が破損した もの。給油後に大型バスの右オーバーハングが固定給油設備の給油 ノズルの受け台部に接触し破損した。 9 2 月 給油取扱所 (セルフ) 死者 0人 負傷者 0人 給油しようとした軽貨物車が給油レーンに停止し、運転席ドアを 開放した際に、固定給油設備の燃料キャップ置き場に接触し破損し たもの。 10 2 月 給油取扱所 (フル) 死者 0人 負傷者 0人 定期点検(漏れの点検)時にSF二重殻地下貯蔵タンクの検知層 に気密異常があったもの。 11 2 月 給油取扱所 (セルフ) 死者 0人 負傷者 0人 車両の接触により給油ノズルの受け台が破損したもの。利用客が 給油レーンに後退して進入しようとした際にハンドル操作を誤り乗 用車の右後方が固定給油設備の給油ノズルの受け台に接触し破損し た。 12 2 月 給油取扱所 (セルフ) 死者 0人 負傷者 0人 利用客の運転する乗用車が固定給油設備の給油ノズルに接触し、 給油ノズルが破損したもの。 13 2 月 給油取扱所 (セルフ) 死者 0人 負傷者 0人 車両の接触により給油ノズルが破損したもの。利用客が2トント ラックを給油レーンに後退させ進入しようとした際に、車両右後方 が給油ノズルに接触し破損した。 14 2 月 地下タンク 貯蔵所 死者 0人 負傷者 0人 地下タンク貯蔵所において気密異常が発生したもの。定期点検に 伴い、漏れの点検を行ったところ気密漏れの疑いがあったため、後 日再度漏れの点検を行ったところ、地下埋設配管(送油配管)に気 密異常が確認された。 15 3 月 給油取扱所 (セルフ) 死者 0人 負傷者 0人 利用客が給油レーンに進入しようと2tトラックを後退させた際 に、バンパーステップが固定給油設備の衝突防止用パイプに衝突し たもの。 16 3 月 給油取扱所 (セルフ) 死者 0人 負傷者 0人 車両から軽油50リットルが流出したもの。従業員が軽油の給油 中に燃料タンクから軽油が漏れていることに気が付いたため給油の 継続を断ったが、利用客がかたくなに給油を継続した。 17 3 月 給油取扱所 (セルフ) 死者 0人 負傷者 0人 車両の接触により給油ノズルの受け台が破損したもの。利用客が 給油を終えた後、施設から出るために3トントラックを一度後退さ せてから前進したところ、トラックの一部が給油ホースに引っかか り、給油ノズルが引っ張られたことにより給油ノズルの受け台が破 損した。 18 3 月 給油取扱所 (セルフ) 死者 0人 負傷者 0人 クレーン車の接触により防火塀が破損したもの。給油取扱所の南 側で別建物の新築工事を行っていたクレーン車が後退した際に防火 塀に接触し破損した。
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No 覚知月 施設区分 死傷者 概要・原因・被害状況 19 3 月 給油取扱所 (セルフ) 死者 0人 負傷者 0人 車両の接触により給油ノズルが破損したもの。利用客が乗用車に 給油するため停車した際に、ハンドル操作を誤り給油ノズルに接触 し破損した。 20 4 月 給油取扱所 (セルフ) 死者 0人 負傷者 0人 車両の接触により衝突防止装置が破損したもの。利用客が大型ト レーラーの給油をするため給油レーンに進入する際に内輪差により ガードポールに接触し破損した。 21 4 月 給油取扱所 (セルフ) 死者 0人 負傷者 0人 車両の接触により洗車機及び防火塀が破損したもの。利用客がブ レーキとアクセルを踏み間違え洗車機に接触し、その衝撃により洗 車機が防火塀に接触し破損した。 22 4 月 給油取扱所 (セルフ) 死者 0人 負傷者 0人 車両の接触により給油ノズルが破損したもの。洗車待ちの軽乗用 車が後退した際、給油ノズルに接触し破損した。 23 4 月 給油取扱所 (自家用) 死者 0人 負傷者 0人 重機の接触により固定給油設備等が破損したもの。油圧ショベル への給油を終え、旋回したところ、固定給油設備等に接触し破損し た。 24 4 月 給油取扱所 (フル) 死者 0人 負傷者 0人 固定給油設備が破損したもの。強風により固定給油設備が倒れた ものと推定される。 25 4 月 給油取扱所 (セルフ) 死者 0人 負傷者 0人 車両の接触により洗車機の遮断機が破損したもの。利用客が停車 中にアクセルとブレーキを踏み間違え、アクセルを踏み込んだため 洗車機の遮断機に接触し破損した。 26 4 月 給油取扱所 (セルフ) 死者 0人 負傷者 0人 車両の接触によりキャノピーの柱が破損したもの。利用客が給油 を終えた後、通常とは異なる経路で道路に進入しようとした際に、 ハンドル操作を誤りキャノピーの柱に接触したもの。 27 4 月 給油取扱所 (セルフ) 死者 0人 負傷者 0人 車両の接触により防火塀が破損したもの。利用客が給油を終え敷 地外へ出ようとした際にアクセルとブレーキを踏み間違い接触し破 損した。 28 5 月 給油取扱所 (セルフ) 死者 0人 負傷者 0人 車両の接触により給油ノズルが破損したもの。利用客が給油レー ンに進入しようとした際、ハンドル操作を誤り給油ノズルに接触し 破損した。 29 5 月 移動タンク 貯蔵所 死者 0人 負傷者 1人 トンネル内において、移動タンク貯蔵所が乗用車に追突したも の。危険物の流出及び危険物の規制がかかる箇所の破損はない。 30 6 月 給油取扱所 (セルフ) 死者 0人 負傷者 0人 車両の接触により給油取扱所において洗車機が破損したもの。利 用客が給油を終え退店しようとした際、ハンドル操作を誤り洗車機 に接触し破損した。 31 6 月 給油取扱所 (セルフ) 死者 0人 負傷者 0人 車両の接触により給油ノズルが破損したもの。利用客は、10ト ントラックの給油を行うため後退しながら固定給油設備に接近した 際、給油ノズルに接触し破損した。 32 6 月 給油取扱所 (セルフ) 死者 0人 負傷者 0人 車両の接触により給油ノズルが破損したもの。利用客がダンプカ ーの給油を行うために給油レーンに進入した際に給油ノズルに接触 し破損した。 33 6 月 給油取扱所 (セルフ) 死者 0人 負傷者 0人 車両の接触によりガードポール、固定給油設備、給油ノズル等が 破損したもの。利用客が給油のために固定給油設備に車両で接近し た際、ガードポール等に接触し破損した。 34 6 月 給油取扱所 (セルフ) 死者 0人 負傷者 0人 車両の接触により事務所の壁が破損したもの。利用客が乗用車へ の給油を終え、当該給油取扱所から出ようとした際に事務所直近に 設置している第四種消火設備(大型消火器)に接触し、当該接触に より押された第四種消火設備が事務所壁体に接触したことにより破 損した。 35 6 月 給油取扱所 (セルフ) 死者 0人 負傷者 0人 車両の接触により給油ノズルが破損したもの。利用客が給油をす るために車両を後退させた際に給油ノズルに接触し破損した。 36 6 月 給油取扱所 (セルフ) 死者 0人 負傷者 0人 車両の接触によりガードポールが破損したもの。利用客の車両が 荷卸し中の移動タンク貯蔵所の脇を抜けて給油レーンに進入しよう とした際に、ガードポールに接触し破損した。 37 6 月 給油取扱所 (セルフ) 死者 0人 負傷者 0人 車両の接触により固定注油設備のキャノピーが破損したもの。利 用客の運転する8トントラックが給油レーンに進入しようとした際 に、荷台部分が固定注油設備のキャノピーに接触し破損した。
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No 覚知月 施設区分 死傷者 概要・原因・被害状況 38 6 月 給油取扱所 (セルフ) 死者 0人 負傷者 0人 車両の接触により給油取扱所のパッケージ型固定泡消火設備の筐 体が破損したもの。利用客が、給油後に当該給油取扱所から出よう とした際に運転を誤り、パッケージ型固定泡消火設備に接触し破損 した。 39 7 月 給油取扱所 (セルフ) 死者 0人 負傷者 0人 車両の接触により固定給油設備の一部が破損したもの。利用客が 給油を行うため車両を給油レーンに向かって後退させた際に、固定 給油設備の給油ノズルの受け台に接触し破損した。 40 7 月 給油取扱所 (セルフ) 死者 0人 負傷者 0人 車両の接触により給油ノズルが破損したもの。利用客が給油を行 うために車両を固定給油設備に寄せたところハンドル操作を誤り給 油ノズルに接触し破損した。 41 7 月 給油取扱所 (セルフ) 死者 0人 負傷者 0人 車両の接触により洗車機のゲートが破損したもの。利用客が洗車 を行うため洗車機に向かって車両を前進させた際、ハンドル操作を 誤り洗車機のゲートに接触し破損した。 42 7 月 給油取扱所 (セルフ) 死者 0人 負傷者 0人 車両の接触によりガードポールが破損したもの。利用客が乗用車 に給油を行うため固定給油設備に接近した際に、ガードポールまで の距離を見誤り接触し破損した。 43 7 月 給油取扱所 (フル) 死者 0人 負傷者 0人 経年劣化及び強風等により外壁のサイディングボードが剥離し、 隣棟の敷地内へ落下したもの。 44 7 月 給油取扱所 (セルフ) 死者 0人 負傷者 0人 利用客が車両で給油レーンに進入した際、ハンドル操作を誤り給 油ノズルに接触し破損したもの。 45 7 月 給油取扱所 (セルフ) ※一部フル 死者 0人 負傷者 0人 車両の接触により尿素水溶液供給機及びガードポールが破損した もの。利用客のダンプカーがフルサービスの固定給油設備に近づけ るために後退した際、当該車両の左後方が、尿素水溶液供給機及び ガードポールに接触し破損した。 46 8 月 給油取扱所 (フル) 死者 0人 負傷者 0人 給油取扱所でレギュラーガソリンのタンクに軽油をハイオクガソ リンのタンクにレギュラーガソリンを軽油タンクにハイオクガソリ ンをそれぞれ注入したことでコンタミしたもの。 出荷基地で実施するデータの書換え操作を誤ったこと、確認作業 を怠ったことにより荷積時に誤った油種を積んだことが判明した。 47 8 月 給油取扱所 (セルフ) 死者 0人 負傷者 0人 車両の接触により固定給油設備が破損したもの。利用客が給油を 行うため、乗用車を固定給油設備に後退しながら寄せた際に固定給 油設備に接触し破損した。 48 8 月 給油取扱所 (セルフ) 死者 0人 負傷者 0人 車両の接触により給油ノズルが破損したもの。利用客が給油を行 おうとしたところ、車両がガソリンの給油ノズルに接触し破損し た。 49 8 月 給油取扱所 (セルフ) 死者 0人 負傷者 0人 給油ホースの安全継手部分から給油ホースが離脱したもの。利用 客が大型トラックの複数ある燃料タンクにそれぞれ別の給油ノズル を挿し込み給油を終えた後、燃料タンクに給油ノズルを挿しこんだ まま発進させたため、給油ホース2本が安全継手部分から離脱し た。 50 8 月 給油取扱所 (セルフ) 死者 0人 負傷者 0人 車両の接触によりキャノピーの柱及び当該柱の土台部分が破損し たもの。利用客が車両を固定給油設備に近づけようとした際、アク セルを過度に踏み込んだため接触し破損した。 51 9 月 給油取扱所 (セルフ) 死者 0人 負傷者 0人 給油のために前進で進入したマイクロバスが、衝突防止装置と接 触し、破損したもの。 52 9 月 給油取扱所 (自家用) 死者 0人 負傷者 0人 定期点検(漏れの点検)を行った際に、2基ある地下専用タンク のうち軽油を貯蔵している地下専用タンクの通気管からの気密異常 が確認されたもの。 53 9 月 給油取扱所 (セルフ) 死者 0人 負傷者 0人 車両の接触によりガードポール及び尿素水溶液供給機のタンクが 破損したもの。利用客が大型トラックに給油するため後退しながら 給油レーンに進入した際にガードポール及び尿素水溶液供給機のタ ンクに接触し破損した。 54 9 月 給油取扱所 (セルフ) 死者 0人 負傷者 0人 車両の接触により固定給油設備の給油ノズルホルダーが破損した もの。利用客が給油を行うため給油レーンに進入した際、車両の左 前方が給油ホースを巻き込んだことにより給油ノズルのホルダーが 破損した。 55 9 月 給油取扱所 (セルフ) 死者 0人 負傷者 0人 車両の接触により給油ノズルが破損したもの。利用客が給油を行 うため給油レーンに向かって車両を前進させた際、給油ホース3本 と接触したことにより給油ノズル3基が落下し破損した。
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No 覚知月 施設区分 死傷者 概要・原因・被害状況 56 9 月 給油取扱所 (セルフ) 死者 0人 負傷者 0人 車両の接触によりエアチャージャー等が破損したもの。利用客が 当該給油取扱所に併設されている飲食店で休憩しよう車両を駐車す る際に、一度停車したが、駐車位置を修正するために前進しようと アクセルを踏んだところ、ギアがRに入っていたため車両が後退 し、エアチャージャー等に接触し破損した。 57 9 月 給油取扱所 (フル) 死者 0人 負傷者 0人 従業員による給油が終わったと認識した運転手は、前のレーンが 空いたため前方に移動したところ、給油は停止していたが給油口に 給油ノズルが挿さったままであったため、固定給油設備の安全継手 が破損したもの。 58 9 月 給油取扱所 (セルフ) 死者 0人 負傷者 0人 車両が方向転換する際に屋外電源コンセント支柱に接触し破損し たもの。 59 10 月 給油取扱所 (フル) 死者 0人 負傷者 0人 移動タンク貯蔵所が荷卸し作業後に注入ホースを注入口に接続し たまま車両を1メートル程度移動させたことで、注入口、注入口の 配管及び注入口ボックスが破損したもの。 60 10 月 給油取扱所 (セルフ) 死者 0人 負傷者 0人 4トントラックが給油口に給油ノズルを挿入したまま発進し、固 定給油設備のホースの安全継手が離脱したもの。 61 10 月 給油取扱所 (セルフ) 死者 0人 負傷者 0人 大型トレーラーが燃料補給のため給油レーンに進入する際、内輪 差によりけん引部分の巻き込み防止バーをガードポールに接触させ 破損したもの。 62 10 月 給油取扱所 (セルフ) 死者 0人 負傷者 0人 乗用車が給油のため敷地に乗り入れ給油空地を走行していたとこ ろ、歩道との境界に設置された電光看板用屋外コンセント付き自立 ポールに接触したもの。 63 10 月 地下タンク 貯蔵所 死者 0人 負傷者 0人 地下貯蔵タンク3基の定期点検(漏れの点検)を実施した際、1 基のみタンクプロテクター内の液面計が挿入されている金属製ノズ ルが腐食・亀裂し気密漏れが生じていたもの。 64 10 月 給油取扱所 (セルフ) 死者 0人 負傷者 0人 利用客が車両を方向転換する際に屋外電源コンセント支柱に接触 し破損したもの。 65 10 月 給油取扱所 (セルフ) 死者 0人 負傷者 0人 給油レーンにおいて、給油ホースの余長がフックにかけられてい ない状態で地盤面上にあったことから、大型トラック1台が給油ホ ース上を走行したため、収納してあった給油ノズルが引っ張られて 収納位置から離脱して落下し、給油ノズルのレバーが破損したも の。 66 10 月 給油取扱所 (セルフ) 死者 0人 負傷者 0人 利用客が車両を右折させて給油レーンに進入しようとした際に、 車両の左前部を固定給油設備のガソリン、ハイオクの各ノズルホル ダー及び看板に衝突させたもの。 67 10 月 地下タンク 貯蔵所 死者 0人 負傷者 0人 地下タンク貯蔵所の送油配管及び返油配管が設置されている車両 通行部分は、配管ピット部分を鋼製の蓋で保護をしていたが、塵芥 車が走行した際に鋼製の蓋を浮き上がらせ、鋼製の蓋、ピット内の 返油配管及び送油配管を破損したもの。 68 10 月 一般取扱所 死者 0人 負傷者 0人 台風22号の風の影響により、避雷設備及び二酸化炭素消火設備 用の二酸化炭素ボンベ室の鉄扉が破損したもの。 69 10 月 給油取扱所 (フル) 死者 0人 負傷者 0人 台風22号の影響により、事務所の壁が一部破損したもの。 70 10 月 給油取扱所 (フル) 死者 0人 負傷者 0人 台風22号の影響により、通気管の一部が折損したもの。 71 10 月 給油取扱所 (フル) 死者 0人 負傷者 0人 台風22号の風の影響により、給油取扱所内の洗車機のレールが 歪み、洗車機が起動しなくなったもの。また、整備室の看板が破損 したほか、電柱の傾きにより敷地内の電柱が引っ張られ、折損し た。 72 10 月 給油取扱所 (セルフ) 死者 0人 負傷者 0人 台風22号の風の影響により、給油取扱所内の固定給油設備の液 晶部分及び監視カメラが破損したほか、洗車機の一部フレームが破 損したもの。 73 11 月 給油取扱所 (セルフ) 死者 0人 負傷者 0人 顧客の運転する乗用車が、アクセル操作を誤り、サービスピット 内に設置された固定注油設備に衝突し破損した。
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No 覚知月 施設区分 死傷者 概要・原因・被害状況 74 11 月 給油取扱所 (セルフ) 死者 0人 負傷者 0人 顧客の運転する乗用車が、固定給油設備の衝突防止安全ポールに 車両の左後部ドア付近を接触させ破損した。 75 11 月 給油取扱所 (セルフ) 死者 0人 負傷者 0人 工事中に誤って専用タンクの液面表示計の配線を切断したもの。 76 11 月 給油取扱所 (セルフ) 死者 0人 負傷者 0人 利用客が、洗車機を利用中に車両右前車輪が洗車機内部のボック スと接触したもの。 77 11 月 給油取扱所 (セルフ) 死者 0人 負傷者 0人 自動ドアのポスターを張替え中に、パッケージ型固定泡消火設備 の起動装置の付近にあるカードスキャナーを落下させ、元の場所に 戻した時に、起動装置のボタンを誤って押下し誤作動した。 78 12 月 一般取扱所 死者 0人 負傷者 0人 天井に設置された全域泡消火設備のフォームヘッド1個から、泡 消火薬剤が何らかの原因で放出されたもの。 79 12 月 給油取扱所 (セルフ) 死者 0人 負傷者 0人 20トントレーラーの燃料補給のため給油レーンに進入する際、 内輪差により荷台部分をガードポールに接触させたもの。 80 12 月 給油取扱所 (セルフ) 死者 0人 負傷者 0人 利用客が給油レーンに進入しようと後進させた際に、車両の左後 方部分を固定給油設備に衝突させたもの。 81 12 月 給油取扱所 (フル) 死者 0人 負傷者 0人 乗用車が切り返しを行う際にブレーキとアクセルを踏み間違え事 務所に衝突し、外壁及び扉を破損させたもの。 82 12 月 給油取扱所 (セルフ) 死者 0人 負傷者 0人 トラック運転者が給油を終えて車両を発進させた際、左リアのオ ーバーハングで固定給油設備の給油ホース及び給油ノズルに接触 し、破損したもの。 83 12 月 地下タンク 貯蔵所 死者 0人 負傷者 0人 定期点検(漏れの点検)時に気密異常の地下貯蔵タンクを見つ け、漏れの箇所を調査したところ、地下貯蔵タンクのマンホールの 上蓋の気密を確保するゴムが劣化したことによって漏気が確認され たもの。 84 令和8 年 1 月 給油取扱所 (セルフ) 死者 0人 負傷者 0人 利用客が、給油レーンに進入しようと後退させた際に、車両の前 部を固定給油設備の給油ノズルに接触させ破損したもの。
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⑷ 死傷者の発生した事故の抜粋※(9 件) No 覚知月 施設区分 死傷者 概要・原因・被害状況 1 1 月 給油取扱所 (セルフ) 死者 0 人 負傷者 1 人 固定注油設備等が破損したもの。利用客が停車中の2台の車両の 間を後退で抜けようとした際に、ブレーキとアクセルを踏み間違え て、固定注油設備等に接触したものである。 2 1 月 屋内貯蔵所 死者 0 人 負傷者 1 人 屋内貯蔵所において、屋上に設置されている室外機の点検整備を 実施中に作業員が転落したもの。当人が後方に下がった時、陸屋根の 端部パラペットに足を取られ、後方地面に転落したものである。 3 5 月 移動タンク 貯蔵所 死者 0 人 負傷者 1 人 トンネル内において、移動タンク貯蔵所が乗用車に追突したもの。 危険物の流出及び危険物の規制がかかる箇所の破損はない。 4 5 月 少量危険物 貯蔵取扱所 死者 0 人 負傷者 1 人 少量危険物貯蔵取扱所兼指定可燃物貯蔵取扱所である廃棄物処理 施設において、焼損床面積1,163平方メートル等が焼損したも の。破砕機に投入された廃棄物から出火し、ベルトコンベア及び他の 廃棄物を介して建物全体に延焼したものである。 5 指定可燃物 貯蔵取扱所 6 6 月 無許可施設 死者 0 人 負傷者 1 人 工場である無許可施設において、床50平方メートル等が焼損し たもの。誤ってシンナーをこぼしたため可燃性蒸気が発生し、付近に 設置された乾燥炉のモーターで発生した火花が引火したものであ る。 7 8 月 給油取扱所 (セルフ) 死者 0 人 負傷者 1 人 ガソリン約2リットルが流出したもの。利用客が娘に給油をさせ ていた際に、何らかの拍子にノズルを握ったままの状態で給油ノズ ルが給油口から抜け、ガソリンが娘にかかったもの。 8 8 月 屋内タンク 貯蔵所 死者 0 人 負傷者 1 人 冷温水発生装置に灯油を供給するための屋内タンク貯蔵所におい て、送油配管から灯油3リットルが流出したもの。同敷地内に存する 車両のタイヤの保管場所を移動するため、約3メートル間隔で人員 を配置しバケツリレーの要領でタイヤを転がしていたが、その際に タイヤのバランスが崩れ、屋外に存する冷温水発生装置への送油配 管に接触し配管が破損したことで灯油が流出したものである。なお、 職員が当該流出を手で押さえて止めようとした際に灯油の飛沫が目 に入り軽傷者が1名発生している。 9 8 月 給油取扱所 (フル) 死者 0 人 負傷者 1 人 2階事務室内において、従業員がソファーで休んでいると、電気ケ トル及びエアコンを接続しているテーブルタップから「バチバチ」と 音が聞こえてきたため確認すると、テーブルタップのコードが焼損 していた。従業員は電気ケトルのコンセントをテーブルタップから 抜くことによって消火したが、コンセントを抜いた際に左手に痛み を感じたため、救急相談センターに相談したところ、転送され119 番通報となった。 ※「⑴ 火災事故」、「⑵ 流出事故」、「⑶ その他の事故」からの抜粋、再掲
FD06361 | 2025_日本消防厅_大船渡市林野火災原因調査報告_火灾报告(日文).md
分类:06_境外及港澳台调查报告 | 年份:2025 | 地域: | 严重程度: | 场所: | 起火原因:纵火 | 来源格式:md
日本 消防庁 | 大船渡市林野火災 火災原因調査報告書(2025)
概要 / Summary(中文)
- 出火:2025年2月26日,岩手県大船渡市赤崎町合足地内(覚知 13:02)。鎮圧 3月9日、鎮火 4月7日。
- 規模:延焼約 3,370 ha;死者 1 名、負傷者なし;焼損 住家 90 棟(全焼 54)、非住家 136 棟(全焼 121)。
- 消防活動:大船渡地区消防組合をはじめ岩手県内応援・緊急消防援助隊(最大 1 日 2,000 名規模)が出動。
出火原因 / Cause(原文关键段落)
調査により、出火原因は「たばこ」「煙突からの火の粉」等を検討の上、次の結論(第5章/第1章まとめ):
- 出火箇所:大船渡市赤崎町合足地内の山林。
- 出火原因の検討:放火、たばこ、煙突からの火の粉を順次排除・検討。消防研究センターが実大実験(煙突からの火の粉の飛散に関する実大実験,5月1日〜6月6日)を実施。
- 結論(原文):「出火原因に関する結論」として、特定の人為・設備起因を特定せず、林野内の可燃物が乾燥していたこと等の気象・環境条件との関連で総合判定。
延焼拡大の要因 / Spread factors(原文关键段落)
第3章・第5章まとめ:
- 「林野内の可燃物が乾燥していたこと」
- 「火災の初期に激しい燃焼が発生したこと」
- 「地形と局地風の影響」
飛び火(田浜地区等)の同時多発と、2月27日以降の広域延焼を確認。建物への延焼と消防活動(綾里港地区・外口地区等)を調査。
参考 / Note
本記録は消防庁公表の調査報告書(sankou3.pdf)から抽出・整理。原文は日本語。
FD06362 | 2026_JP_FDMA_2026_OsakaDotonbori_FinalReport_Notice.pdf
分类:06_境外及港澳台调查报告 | 年份:2026 | 地域: | 严重程度: | 场所: | 起火原因: | 来源格式:pdf
事 務 連 絡 令和8年1月30 日 各都道府県消防防災主管課 御中 東京消防庁・各指定都市消防本部 消防庁消防・救急課 消防庁予防課 大阪市中央区ビル火災事故調査報告書について 令和7年8月18 日に大阪市中央区宗右衛門町で発生したビル火災について、本日、 大阪市消防局から事故調査の最終報告書が公表されました。 報告書では、令和7年12 月25 日に公表された 「大阪市中央区ビル火災事故調査中間 報告(概要)」の内容に加え、新たに再発防止策について記載されていますので、今後 の消防活動時等の安全管理の参考としていただき、安全管理体制や安全管理マニュアル の再点検等に活用いただくようお願いします。 なお、消防庁では、報告書の内容を受け、「警防活動時等における安全管理マニュア ル」の改正等について、検討していくこととしています。 また、国土交通省から各都道府県建築主務部長等に対し、別添のとおり 「屋外広告物 に係る防火安全対策について」(令和8年1月30 日付け国住指第407 号・国住参建第 4140 号 ・国都公景第197 号)が通知されたところです。同通知では、消防部局等との連 携の上、建築基準法(昭和25 年法律第201 号)第64 条の屋外広告物に係る規定の適合 性についての実態把握や是正指導を行うこととされていますので、建築主務部局や屋外 広告物条例所管部局と連携し、適切に対応していただくようお願いします。 各都道府県消防防災主管課におかれましては、貴都道府県内の市町村(消防の事務を 処理する一部事務組合等を含む。)に対し、この旨周知していただきますようお願いし ます。 消防庁消防・救急課警防係 髙木、鈴木 TEL:03-5253-7522 Email:keibou@ml.soumu.go.jp 消防庁予防課企画調整・制度・防災管理係 奥田、辻 TEL:03-5253-7523 Email:fdma-yobouka119@soumu.go.jp
国住指第4 0 7 号 国住参建第4140 号 国都公景第 197 号 令和8年1月30 日 各都道府県 建築主務部長 各都道府県・指定都市・中核市 屋外広告物条例所管部長 殿 国土交通省 住宅局 建築指導課長 参事官(建築企画担当) 都市局 公園緑地・景観課長 (公印省略) 屋外広告物に係る防火安全対策について 令和7 年8月18 日に大阪市中央区宗右衛門町で発生したビル火災については、本日、大阪 市消防局から事故調査の最終報告書が公表されました。 最終報告書では、再発防止策として「消防活動に関する対策」と「同様の火災の予防に関 する対策」が示されており、「同様の火災の予防に関する対策」としては建築基準法(昭和 25 年法律第201 号。以下「法」という。)第64 条に係る対策が示されています。 つきましては、屋外広告物に係る防火安全対策について、下記のとおり留意事項を取りま とめたので、これを参考にして、地域の実情に応じた適切な対策を実施されるようお願いし ます。 なお、建築主務部局におかれましては、管内特定行政庁に対して、都道府県の屋外広告物 条例所管部局におかれましては、管内関係市町村(指定都市及び中核市を除く。)に対して も、この旨周知方お願いします。 記 1.建築基準法への適合及びその確認の重要性についての周知・指導等(再依頼(※)) 建築主務部局及び屋外広告物条例所管部局の部局間並びに消防部局など関係部局との連携 (例:関係者が構成員となった協議体制)により、法第64 条の対象となる屋外広告物の設置 事業者等に対する法への適合及びその確認の重要性について周知・指導を行う等、必要な取 組をお願いします。 ※参考添付:「大阪市中央区ビル火災を踏まえた防火安全対策について」(令和7年12 月25 日事務連絡) 2.屋外広告物許可申請の際の建築基準法への適合確認 屋外広告物における法第64 条への適合の要否や適合が必要な場合の不燃材料の使用、法第 88 条に基づく建築確認の要否については、これまでも建築主務部局において建築確認申請時 の確認や設置事業者等に対する指導等を実施しているところであるが、これに加え、屋外広 別添
告物条例所管部局においても、屋外広告物条例に基づく設置事業者等からの許可の申請の際 に、疑義がある場合は設置事業者等に確認し、事前に協議の上で定めた方法等により建築主 務部局に情報共有を行うなど、必要に応じた取組をお願いします。 3.防災査察等の機会を捉えた是正指導 2.に示す許可申請の際の取組に加え、法第64 条の対象となる屋外広告物で、屋外広告物 条例に基づく許可が必要であるにも関わらず許可を受けずに設置されているものや許可が不 要なもの(自家広告など)もあることから、建築主務部局においては、屋外広告物条例所管 部局や消防部局など関係部局と連携の上、建築物防災週間や日常的な防災査察の機会を利用 し、当該火災が発生した地域と類似の地域(防火地域内の繁華街など)を対象に法第64 条の 適合性について実態を把握し、不適合があった場合には適切に是正指導を行うなど、必要な 取組をお願いします。 4.その他(大阪市における取組) 大阪市における取組について、別添のとおり情報提供します。 ・屋外広告物条例および建築基準法への適合に関する周知チラシ(参考資料①) ・令和8年1月15 日に改正された屋外広告物許可申請の様式(参考資料②)
屋外広告物のルール、 守っていますか? 既存の広告物に下記のような事例が 多数見受けられます。 今一度、点検をお願いします。 非自家用広告物・7㎡を超え る自家用広告物は、すべて 許可対象です。 申請漏れをがないか確認し、 速やかに申請してください。 どちらも手続きが必要です。 申請を忘れずに! 許可対象なのに 許可を受けていない 高さが4mを超える広告物の設 置にあたっては、建築基準法に 基づく工作物確認を受けなけれ ばならない場合があります。 未確認の場合は建築士などの専 門家に相談し、建築基準法への 適合性を確認してください。 防火地域にある広告物で、建築 物の屋上に設置されているもの 又は高さ3mを超えるものは、 その主要部分を不燃材料で造る 必要があります。 不燃材料を使っていない場合は 速やかに改修してください。 許可期限が過ぎている のに更新されていない 工作物確認を 受けていない 不燃材料を 使っていない 大阪市建設局総務部管理課 大阪市住之江区南港北2-1-10 ATCビルITM棟6F 06-6615-6678 R7.10版 正しく 大阪市 防火地域 検索 防火地域内外のご確認についてはこちら 大阪市HP「地図情報サイトマップナビ大阪」 不燃材料のご確認についてはこちら 国交省HP「建築基準法に基づく構造方法等の 認定・特殊構造方法等の認定」 国交省 構造方法 認定 検索 寸法や構造等の変更が あったのに変更許可を 受けていない 参考資料①
令和7 年10 月
不燃材料のご確認についてはこちら ■ 屋外広告物法による 一般広告物 のうち、高さが4m を超える一般広告物を設置する場合は、建築基準 法に基づく確認申請が必要です。
■ 防火地域内で、建築物の屋上に設置する一般広告物又は高さが3m を超える一般広告物を設置する場合 は、広告物の主要な部分を「不燃材料」で造るか覆う必要があります。
■ 上記のほか、建築物は広告物の設置後も建築基準関係規定に適合する必要があります。 例えば、広告物の設置により建築物の窓をふさぐ場合、建築物の採光や排煙、非常用進入口等に関する 法適合性に疑義が生じる可能性がありますので、必要に応じて建築士等にご相談ください。
一般広告物 屋上塔、屋上板、地上塔、地上板、壁面板、突出看板、 電柱及びこれに類するものを利用する広告物、 バス等の車体を利用する広告物等 簡易広告物等 アドバルーン、広告幕、 簡易広告物(はり紙、はり札、広告旗、立看板等) ※「一般広告物」「簡易広告等」は本市の「屋外広告物のしおり」の分類を示しています。 ※「不燃材料」は「防炎製品」とは別の規格です。 防火地域内外のご確認についてはこちら
お問合せ 大阪市計画調整局 建築指導部 建築確認課 (平日(年末年始を除く) 9:00~12:00 13:00~17:00) 市役所3階 計画調整局建築指導部⑧番窓口 06-6208-9291 〒 530-8201 大阪市北区中之島1丁目3番20 号 国交省 構造方法 認定 検索 大阪市 防火地域 検索 大阪市HP「地図情報サイト マップナビ大阪」 https://www.mapnavi.city.osaka.lg.jp/osakacity/Map?mps=5000&mid=52 &mtp=dm28&mpx=135.50212626571&mpy=34.6937355445&gprj=3 国交省HP「建築基準法に基づく構造方法等の認定・特殊構造方法等の認定」 https://www.mlit.go.jp/jutakukentiku/build/jutakukentiku_house_tk_000042.html ◆建築基準法への対応 一般広告物 全地域 高さ4m超える広告物 確認申請の提出が必要 ただし既存広告物の表面材のみを更新する場合は、 申請不要 高さ4m以下の広告物 確認申請不要 防火地域内 建築物の屋上に設置する広告物 不燃材料で造るか覆う必要あり 高さ3m超える広告物 上記以外の広告物 不燃材料以外も可能
建築基準法令の留意点について 建築物に屋外広告物を掲出する所有者(管理者)の皆様へ
(提出先)大阪市長 住所(〒 - ) (TEL ) ) - ) (TEL ) (担当者: ) イ.建築士 ウ.電気工事士 エ.ネオン工事に係る特種電気工事資格者 カ.屋外広告物点検技能講習修了者 キ.広告美術仕上げ技能士 ケ.広告美術科職業訓練課程修了者 4.しゅん工予定日 区 丁目 番 号 令和 . . 5.前回の許可番号 *変更の場合のみ記入 No. (〒 - ) (TEL ) 住所(〒 - ) (TEL ) 氏名 塔 ( 屋上 地上 ) 板 ( 屋上 地上 壁面 突出 ) その他 ( ) ※起案 ※決裁/許可 ※許可番号 ※取扱い上の注意 数量計 ※決裁 基 手数料計 ) 円 ※印欄は記入しないでください。 記入にあたっては裏面の注意事項をご確認ください。 許 可 日 受付欄 屋外広告物許可申請書 設置者 2.設置場所 管理者住所 氏名 (担当者: 該当するものを○印で囲むこと 新規 変更 令和 日 (〒 許 可 書 送 付 先 設 置 者 ・ 管 理 者 ・ そ の 他 ( ア.屋外広告士 月 日 年 月 大阪市屋外広告物条例(第2条第1項・第3条第1項)の規定により、次の広告物の表示又は広告 物を掲出する物件の設置について許可申請します。 3.※期間 から令和 年 ◎管理者が下記の資格者である場合は、該当するものを○印で囲み、資格を証する書面の写しを添付して ください。 (建築基準法に基づく工作物確認が必要な広告物については、下記の資格者であることが必要です。) ク.広告美術科職業訓練指導員 オ.電気主任技術者 氏名 1.表示内容 7.土地建物の所有者等の承諾 大阪市の登録番号 又は 特例届出番号 6.工事施行者(屋外広告業者) 住所 8.種類 氏名 手 数 料 数 量 9.形状寸法 た て よ こ 面 面 積 m 種 類 m ㎡ 円 基 文書主任 課 長 課長代理 係 長 係 員 受 付 取扱責任者 参考資料②
10.照明の有無 有 〔 ネオン 内部照明 外部照明 その他( ) 〕 11.添付図書 付近見取図・平面図・立面図(建物に設置する場合は、建築物全体及び設置位置が分かるもの) 意匠図・構造図(基礎の構造、材質、建築物への取付方法等)・屋外広告物チェックリスト 12.建築基準法第88条による工作物確認 13.道路法による占用許可(大阪市許可分) ( ・ ・ ) (民地内 ・ 国道 ) 14.建築基準法第64条に基づく不燃材料の使用 *防火地域における 高さが3mを超える広告物 又は 屋上に設置する広告物 の場合に必要(ただし、工作物に限る) ( ・ ) ※許可条件 *注意事項 1.楷書で記入してください。 2.設置者、管理者、工事施行者、土地建物所有者等承諾欄について 法人にあってはその名称、代表者の氏名及び主たる事務所の所在地とすること。 管理者について 法人の場合は上記同様 有資格者の場合、氏名は当該資格者本人のものとすること。 ※郵便番号、電話番号も必ず記入してください。 ※押印不要です。 3.申請の際には下記の手数料が必要です。窓口にて現金でお支払いください。 ◎屋外広告物許可申請手数料 ※本市使用欄(以下には記入しないでください。) № 手数料 広告塔及び広告板 5平方メートルまでごとに 950円 令和 年 月 日 受付者 手数料領収確認欄 領収日 領収書№ 領収金額 円 照明= 無 *高さ4mをこえるものに必要 未実施 不明 要 不要 要 不要 広告物の種類 単位 要 不要 使用 不使用 済 ※見直し部分
事 務 連 絡 令和7年12 月25 日 各都道府県 建築主務部局 各都道府県・指定都市・中核市 屋外広告物条例所管部局 御中 国土交通省 住宅局 建 築 指 導 課 参事官(建築企画担当)付 都市局 公園緑地・景観課 大阪市中央区ビル火災を踏まえた防火安全対策について 平素より、建築行政・屋外広告物行政の推進につきまして、多大なる御理解と御尽力を賜 りありがとうございます。 令和7 年8月18 日に大阪市中央区宗右衛門町で発生したビル火災については、本日、大阪 市消防局から事故調査の中間報告(概要)が公表されており、様々に考えられる事故原因の 一つとして、急速な延焼拡大があったと要因分析され、建築物の外壁に設置された屋外広告 物(高さ3m超)が建築基準法第64 条の規定に適合せず、不燃材料ではないものが設置され ていたことが指摘されています。 再発防止策を含めた報告書については、年度内に取りまとめる予定とされていますが、貴 職におかれましては、類似の火災の発生を防止するため、建築主務部局及び屋外広告物条例 所管部局の部局間並びに消防部局など関係部局との連携(例:関係者が構成員となった協議 体制)により、対象となる屋外広告物の設置事業者等に対する建築基準法への適合及びその 確認の重要性について周知・指導を行う等、必要な取組を実施いただくようお願いいたしま す。 建築主務部局におかれましては、管内特定行政庁に対して、都道府県の屋外広告物条例所 管部局におかれましては、管内関係市町村(指定都市及び中核市を除く。)に対しても、この 旨周知方お願いします。 なお、総務省消防庁から別添「大阪市中央区ビル火災事故調査中間報告(概要)につい て」(令和7年12 月25 日総務省消防庁消防・救急課、予防課)のとおり、各都道府県消防 防災主管部(局)に対しても事務連絡が発出されていることを申し添えます。 参考添付
事 務 連 絡 令和7年12 月25 日 各都道府県消防防災主管部(局) 御中 消防庁消防・救急課 消防庁予防課 大阪市中央区ビル火災事故調査中間報告(概要)について 令和7年8月18 日、大阪府大阪市中央区の火災現場において、消防活動中の消防職 員2名が死亡するという事案が発生しました。 本事案を受け、大阪市消防局では事故調査委員会を設置し、事故発生時の状況や原因 の調査、建物状況や法令違反との因果関係などの調査を実施してきたところであり、今 般、中間報告(概要)が公表されましたので、今後の消防活動時等の安全管理の参考と していただきますようお願いします。 再発防止策を含めた報告書については、年度内に取りまとめる予定とされています。 消防庁では、中間報告及び最終的に公表される予定である調査報告書の内容を受け、 「警防活動時等における安全管理マニュアル」の改正等について、検討していくことと しています。 また、「大阪市中央区ビル火災を踏まえた防火安全対策について」(令和7年12 月25 日付け国土交通省住宅局建築指導課、参事官(建築企画担当)付、都市局公園緑地・景 観課事務連絡)により、国土交通省から別添のとおり、各都道府県建築主務部局等に対 し、屋外広告物の安全性の確保に向け、消防部局等と連携して取り組むよう依頼してい ますので、必要な取組を実施していただくようお願いします。 貴部(局)におかれましては、貴都道府県内の市町村(消防の事務を処理する一部事 務組合及び広域連合を含む。)に対してこの旨周知されるようお願いいたします。 消防庁 消防・救急課 担当:高木、鈴木 TEL:03-5253-7522 消防庁 予防課 担当:奥田、辻 TEL:03-5253-7523
FD06363 | 1983_美国_油 储罐 安全 Study - Oil Tank Safety Study__最终报告.pdf
分类:06_境外及港澳台调查报告 | 年份:1983 | 地域: | 严重程度: | 场所: | 起火原因: | 来源格式:pdf
U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
INVESTIGATIVE STUDY
REPORT NO. 2011-H-1 SEPTEMBER 2011 Final Report PUBLIC SAFETY AT OIL AND GAS STORAGE FACILITIES
MULTIPLE SITES (44 FATALITIES, 25 INJURED) 26 INCIDENTS FROM 1983-2010
KEY ISSUES:
OIL AND GAS EXPLORATION AND PRODUCTION FACILITIES PRESENT HAZARDS TO MEMBERS OF THE PUBLIC INCLUDING CHILDREN SECURITY MEASURES ARE INSUFFICIENT AT EXPLORATION AND PRODUCTION FACILITIES REGULATIONS AND INDUSTRY STANDARDS DO NOT PROVIDE UNIFORM, EFFECTIVE GUIDANCE
Final Report September 2011 2 Table of Contents 1.0 EXECUTIVE SUMMARY ............................................................................................................. 6 1.1 Oil and Gas Storage Sites Present a Hazard in Rural Areas ............................................................ 6 1.2 CSB Study ........................................................................................................................................ 7 1.3 Findings from Oil and Gas Site Incidents ........................................................................................ 7 1.4 Recommendations ............................................................................................................................ 9 2.0 HAZARD AT OIL AND GAS PRODUCTION FACILITIES ..................................................... 10 2.1 CSB Outreach ................................................................................................................................ 10 2.2 Study Methodology ........................................................................................................................ 10 3.0 CHARACTERISTICS OF OIL AND GAS STORAGE FACILITIES ......................................... 11 3.1 Process Overview........................................................................................................................... 11 3.1.1 Measuring Flammability Properties at Oil and Gas Facilities .......................................... 12 3.2 Close Proximity of Oil and Gas Facilities to Residents ................................................................. 13 4.0 INCREASE IN OIL AND GAS STORAGE SITES POSES INCREASED RISK ....................... 15 5.0 OIL AND GAS TANK EXPLOSIONS IN THE U.S. FROM 1983 TO 2010 .............................. 16 6.0 CSB INVESTIGATIONS, 2009-2010 ........................................................................................... 17 6.1 Delphi Oil, Carnes, Mississippi ..................................................................................................... 18 6.1.1 Incident Details ................................................................................................................. 18 6.1.2 Incident Site ...................................................................................................................... 20 6.1.3 Flammability ..................................................................................................................... 20 6.1.4 Access, Fencing, Warning Signs, and Security ................................................................ 21 6.1.5 Recognition of Oil and Gas Site Hazards ......................................................................... 21 6.2 Three MG Family, Weleetka, Oklahoma ....................................................................................... 22 6.2.1 Incident Details ................................................................................................................. 22 6.2.2 Incident Site ...................................................................................................................... 23 6.2.3 Flammability ..................................................................................................................... 24 6.2.4 Access, Fencing, Warning Signs, and Security ................................................................ 24 6.3 MC Production, New London, Texas ............................................................................................ 25 6.3.1 Incident Details ................................................................................................................. 25 6.3.2 Incident Site and Flammability ......................................................................................... 25
Final Report September 2011 3 6.3.3 Access, Fencing, Warning Signs, and Security ................................................................ 26 6.4 Recreational Use of Oil and Gas Sites ........................................................................................... 27 6.4.1 Survey Methods ................................................................................................................ 27 6.4.2 Survey Results .................................................................................................................. 28 7.0 INHERENTLY SAFER TANK DESIGN ..................................................................................... 28 8.0 OVERSIGHT OF SECURITY AT OIL AND GAS STORAGE FACILITIES ............................ 29 8.1 Mississippi Oil and Gas Rules ....................................................................................................... 30 8.1.1 County Rules: Oil and Gas Well Sites in Forrest County, Mississippi ............................ 30 8.1.2 State of Mississippi Regulations ....................................................................................... 31 8.1.3 Communication with the Mississippi Oil and Gas Board ................................................. 32 8.1.4 Tanks with Hydrogen Sulfide ........................................................................................... 32 8.1.5 Role of Local Municipalities ............................................................................................ 33 8.1.6 Forrest County Local Ordinance ....................................................................................... 33 8.1.7 New Tank Storage Site Security Measures: Mississippi Oil and Gas Board .................... 33 8.2 State of Oklahoma Oil and Gas Rules ........................................................................................... 34 8.2.1 Oklahoma Lacks Oil and Gas Sites Security Requirements ............................................. 34 8.2.2 Tanks with Hydrogen Sulfide ........................................................................................... 34 8.2.3 Tank Hatch Security ......................................................................................................... 35 8.3 Texas Oil and Gas Rules ................................................................................................................ 36 8.3.1 Texas lacks oil and gas security requirements .................................................................. 36 8.3.2 Hydrogen Sulfide Storage Tanks ...................................................................................... 36 8.3.3 State/Municipal Storage Tank Site Security Policies ....................................................... 37 8.4 Other State Oil and Gas Rules ....................................................................................................... 39 8.4.1 Ohio Oil and Gas Rules .................................................................................................... 39 8.4.2 California Oil and Gas Rules ............................................................................................ 39 8.5 Federal Regulations ....................................................................................................................... 40 8.5.1 Federal OSHA Regulations............................................................................................... 40 8.5.2 The Hazard Communication Standard (29 CFR 1910.1200) ............................................ 41 8.5.3 Flammable and Combustible Liquids Standard (29 CFR 1910.106) ................................ 41 8.6 Environmental Protection Agency (EPA) ...................................................................................... 42 8.6.1 Clean Water Act (CWA) ................................................................................................... 42 8.6.2 Clean Air Act Amendments .............................................................................................. 43
Final Report September 2011 4 8.7 Industry Standards and Guidance .................................................................................................. 46 8.7.1 American Petroleum Institute (API) ................................................................................. 46 8.7.2 API Standard 2610 ............................................................................................................ 46 8.7.3 API Recommended Practice 74 ........................................................................................ 47 8.7.4 API Oil and Natural Gas Industry Security Assessment and Guidance ............................ 48 8.7.5 National Fire Protection Association (NFPA) .................................................................. 48 8.7.6 NFPA 30 ........................................................................................................................... 49 8.7.7 NFPA 30A ........................................................................................................................ 49 8.7.8 NFPA 730 ......................................................................................................................... 50 9.0 CSB FINDINGS ............................................................................................................................ 50 10.0 RECOMMENDATIONS ............................................................................................................... 52 11.0 APPENDIX A: PREVIOUS INCIDENTS ................................................................................... 56
Final Report September 2011 5 Abbreviations
API
American Petroleum Institute bbl
Barrel (42 U.S. gallons) CSB
U.S. Chemical Safety Board E&P
Exploration and Production EIA
U.S. Energy Information Administration EPA
U.S. Environmental Protection Agency GOR
Gas Oil Ratio MSO&GB Mississippi Oil and Gas Board NFPA National Fire Protection Association OCC
Oklahoma Corporation Commission OSHA U.S. Occupational Safety and Health Administration psig
Pounds per square inch gauge RRC
Railroad Commission of Texas
Final Report September 2011 6 1.0 Executive Summary 1.1 Oil and Gas Storage Sites Present a Hazard in Rural Areas On October 31, 2009, two teenagers, aged 16 and 18, were killed when a petroleum storage tank exploded in a rural oil field in Carnes, Mississippi. Six months later a group of youths were exploring a similar tank site in Weleetka, Oklahoma, when an explosion and fire fatally injured one individual. Two weeks later, a 25-year-old man and a 24-year-old woman were on top of an oil tank in rural New London, Texas, when the tank exploded, killing the woman and seriously injuring the man. In April 2010, the U.S. Chemical Safety Board (CSB) initiated an investigation into the root causes of these tragic incidents. All three incidents involved rural unmanned oil and gas storage sites that lacked fencing and signs warning of the hazards, which might have otherwise deterred members of the public from using them as places to gather. Oil and gas storage sites are part of the landscape in many rural American communities and an important component of the country’s vast system of oil and gas exploration and production. Over 800,000 crude oil and natural gas producing facilities are distributed across the U.S., often located in wooded clearings or other isolated locations. However, in many states, these sites can be placed as close as 150 to 300 feet from existing residences, schools, churches and other structures. Only in a few large cities where these sites exist – Houston, Oklahoma City, and Los Angeles – are constraints placed on the location of the facilities within the city limits.1 In most cases, however, these sites are away from public view, often unfenced, unsupervised, and lacking warning signs. They have proven to be a tempting venue for young people looking for a place to gather,
1 New Jersey Petroleum Council and The American Petroleum Institute. Oil and Natural Gas Industry Security Assessment and Guidance. 2002. http://www.nj.gov/dep/rpp/brp/security/downloads/NJ%20Best%20Practices%20Petroleum%20Sector.pdf
Final Report September 2011 7 and socialize. Activities where an ignition source is introduced into the tank, or even the presence of static electricity or lightning, can cause hydrocarbon vapors in the tanks to ignite and explode. 1.2 CSB Study To prevent future deaths and injuries, the CSB investigated the root causes of the three incidents and conducted an analysis of the regulatory framework that contributed to the prevalence of this type of event. The CSB examined federal, state, and local regulations; inherently safer designs of tanks; and industry standards and practices recommended by the American Petroleum Institute (API) and the National Fire Protection Association (NFPA). The CSB also administered a survey to gauge the public’s view of these sites and the issues arising from their presence in the community. Among 190 survey recipients in a rural Mississippi community, 11 percent of respondents stated they had “hung out at oil sites.” When asked about the type of activity engaged in at oil sites, 14 percent stated they socialized; 19 percent said that they rode four-wheelers at oil sites; and 11.5 percent stated that they hunted. This CSB study provides recommendations to strengthen security at exploration and production (E&P) sites to include fencing, warning signage, locking of all hatches and using inherently safer tank features to prevent future incidents. 1.3 Findings from Oil and Gas Site Incidents The CSB found the three explosions in Mississippi, Oklahoma, and Texas could have been prevented or made less likely by restricting access to the facilities, by providing warning signage, by securing the hatches on the tanks or utilizing inherently safer tank design at these facilities. The growing number of oil and gas facilities nationally, their accessibility to members of the public, and the lack of awareness among the public about the hazards posed by the tanks suggest a potential for similar incidents. The CSB makes the following key findings:
Final Report September 2011 8
- Members of the public, most often children and young adults, commonly visit oil and gas
production sites without authorization for recreational purposes.
- Members of the public gain access to production tanks via attached unsecured ladders and
catwalks, and may come into contact with flammable vapors from tank vents or unsecured tank hatches.
- Members of the public, unaware of the explosion and fire hazards associated with the tanks,
unintentionally introduce ignition sources for the flammable vapor, leading to explosions.
- The CSB identified 26 similar incidents between 1983 and 2010, which resulted in a total of
44 fatalities and 25 injuries. All the victims were 25 years of age or less.
- The three incidents investigated by the CSB in 2009-2010 occurred in isolated, rural wooded
areas at production sites that were unfenced, did not have clear or legible warning signs, as required under OSHA’s Hazard Communication Standard, and did not have hatch locks to prevent access to the flammable hydrocarbons inside the tanks.
- The storage tanks did not include inherently safer design features to prevent tank explosions.
Safer design features used in the downstream, refining sector would likely prevent tank explosions at E&P sites. These include the use of vents fitted with pressure-vacuum devices, flame arrestors, vapor recovery systems, floating roofs or an equivalent alternative.
- E&P storage tanks are exempt from the security requirements of the Clean Water Act and
from the risk management requirements of the Clean Air Act.
- Industry guidance from the American Petroleum Institute recommends specific security
measures for storage tanks of refined petroleum products but not for storage tanks at upstream E&P sites, and the National Fire Protection Association standards do not adequately define security expectations where these deadly incidents occurred.
- Some states, including California and Ohio, and some localities have mandated security
(including fencing, locked or sealed tank hatches, and warning signs) for E&P sites, particularly in urban areas. As a result, despite its large role as an oil producing state with many of these types of facilities, none of the 26 incidents occurred in California. However, many other large oil and gas producing states have no such requirements (except for certain E&P sites where toxic hydrogen sulfide gas is present).
Final Report September 2011 9 1.4 Recommendations As a result of the findings from this study, the CSB makes recommendations to the following recipients: U.S. Environmental Protection Agency (EPA) Mississippi Oil and Gas Board Oklahoma Compact Commission Texas Railroad Commission American Petroleum Institute (API) National Fire Protection Association (NFPA)
Final Report September 2011 10 2.0 Hazard at Oil and Gas Production Facilities Between October 2009 and April 2010, four teenagers and young adults lost their lives from explosions at three different oil and gas production sites in rural Mississippi, Oklahoma, and Texas. The CSB first became aware of this hazard in 2003 when a similar explosion in Palestine, Texas, fatally injured four teenagers. In 2010, the CSB initiated an investigation to further examine the issue. The CSB found 26 similar incidents involving explosions and fires at oil and gas production sites. 2.1 CSB Outreach After the CSB’s initial deployment to a tank explosion in Carnes, Mississippi, the agency created a safety video targeting individuals under the age of 25 to increase awareness of the hazards posed by oil and gas sites. The safety video, “No Place to Hang Out: The Danger of Oil Sites,” incorporates the experiences of the victims’ friends, families, and community leaders in Carnes, and is intended to be integrated into high school and middle school curricula. The CSB distributed this video to school superintendents across Mississippi and continues to work with safety advocates in an effort to reach young people who live in oil and gas producing communities. 2.2 Study Methodology To further understand why these incidents were occurring across the country, the CSB deployed to and investigated the three oil and gas tank explosions discussed above and collected information on 23 similar explosions across the country. Investigators interviewed key witnesses and first responders at each of the three incident sites and gathered exploration and production (E&P) site records from each state oil and gas regulator. Incident reports for the 23 additional incidents were requested from local responders. A survey of high school students and community members in Carnes, Mississippi, was administered to understand the use of and hazard awareness at oil and gas facilities. The CSB then analyzed safety and
Final Report September 2011 11 security regulations at the local, state, and federal level as well as relevant industry standards in order to identify systemic gaps and formulate recommendations aimed at preventing future incidents. 3.0 Characteristics of Oil and Gas Storage Facilities 3.1 Process Overview At typical E&P sites, crude oil and natural gas are pumped from underground hydrocarbon reservoirs to the surface. The well stream is connected to a piping system that transports hydrocarbons to an oil-gas separator where gas and water are removed from crude oil. The oil is then transferred to storage tanks in a tank battery2 until it is pumped into a transport truck for eventual sale (Figure 3-1). In states where vapor recovery systems3 are not mandated,4 oil tanks are usually equipped with a tank hatch5 and an atmospheric vent on the surface (Figure 3-1). Oil field workers regularly check liquid levels through the hatch, which is accessible by a walkway or catwalk.6 The oil-gas separator also contains an atmospheric vent that releases hydrocarbon vapors. 210-barrel capacity atmospheric storage tanks – which were involved in two of the three explosions investigated by the CSB – are commonly used to store crude oil and condensate at E&P facilities throughout the U.S. These tanks are rated for petroleum liquids with a vapor pressure of less than 0.5 psig7 and are selected “based on vapor pressure, flash point, potential for explosion, temperature and specific gravity.”8 If circumstances change inside the tank and
2 A tank battery is an installation of several tanks at E&P facilities. 3 A vapor recovery system consists of a sealed vapor gathering system capable of collecting the hydrocarbon vapors and gases discharged and a vapor disposal system capable of processing such hydrocarbon vapors and gases so as to prevent their emission into the atmosphere. 4 California state law requires oil and gas sites located in non-attainment (non-compliant) air pollution areas to capture all hydrocarbon vapors produced in a stock tank and cycle them through a vapor recovery system. 5 A tank hatch is a covered opening on the surface of a tank. 6 A catwalk is the stair or ladder leading to and providing access to the top of a tank or vessel. 7 Myers, P.E. Aboveground Storage Tanks. 1997. NY: McGraw-Hill, p. 25. 8 Ibid.
Final Report September 2011 12 the internal pressure increases significantly above its pressure rating, the tank loses its structural integrity and fails.
- 1.1
Measuring Flammability Properties at Oil and Gas Facilities The flammability of the product at E&P facilities varies depending on the geology of the formation and can change over time. The flammability of crude oil and condensate may be characterized by specific gravity (weight per volume), American Petroleum Institute (API) gravity, and the gas oil ratio (GOR). The higher the API gravity, the lighter and more flammable the compound; materials below an API gravity value of 35 are characterized as crude oil, while those above 45 are considered condensate. Light crudes generally exceed 38 degrees API and heavy crudes have an API gravity of 22 degrees or below. Figure 3-1: Basic schematic of oil and gas production facility.
Final Report September 2011 13 Intermediate crudes fall in the range of 22 degrees to 38 degrees API gravity. API gravity is measured using stock oil taken from the storage tanks and is often reported to state oil and gas boards upon initial production from a well. The Gas Oil Ratio (GOR) measures the dissolved natural gas remaining in a well stream at a specific pressure and temperature and is a ratio of the gas produced for each barrel of stock oil in standard cubic feet per barrel (scf/bbl). In addition to being flammable, crude oil and associated produced water (also referred to as brine) may contain varying levels of hydrogen sulfide9 depending on the geology of the hydrocarbon reservoir. Crude oil storage sites containing hydrogen sulfide are typically subjected to stronger regulatory requirements. 3.2 Close Proximity of Oil and Gas Facilities to Residents In most states oil and gas leases are divided into a mineral10 and surface estate11. In the past, both the surface and mineral estates were transferred when a property was sold. It is now common for mineral estates and surface estates to be severed and sold separately. However, federal and state laws allow dominance of mineral estate rights over the rights of the surface estate. This supremacy allows mineral estate owners to lease their rights to oil and gas operators, who utilize the surface estate to access the minerals beneath the surface.12 Although requirements vary across states, surface estate owners can refuse access to the minerals estate owners or charge a fee for access. While some states may institute “accommodation” statutes that enable a surface estate owner to reduce the impact of the exploration activities to the surface, such an agreement is not required by an operator who has leased the mineral
9 Hydrogen sulfide is hazardous and deadly at low concentrations with an Immediately Dangerous to Life and Health concentration of 100 parts per million-(ppm) in air. 10 Mineral estate refers to the ownership of mineral rights or “mineral interest”-- all unusual organic and inorganic substances in the soil giving it value on a property. 11 Surface estate refers to the ownership of the surface of a property above the mineral estate. 12 Texas Rail Road Commission. Oil & Gas Exploration and Surface Ownership. < http://www.rrc.state.tx.us/about/faqs/SurfaceOwnerInfo.pdf>
Final Report September 2011 14 estate from its owner.13 Additionally, once an oil or gas operator obtains a mineral lease, drilling operations can occur in close proximity to existing residences, without notifying the surface owner. In both urban and rural areas, drilling may occur within a few hundred feet of residences. For example, in many states, minimum requirements for the placement of oil sites and tank storage facilities range from 150 to 300 feet from existing residences, schools, churches, and other structures.14 CSB investigators observed that a number of oil and gas production facilities in Mississippi, Oklahoma, and Texas are unsecured and located within rural communities and in close proximity to residences. The CSB also learned that although the mineral estate can be leased to an oil or gas operator, unless stipulated otherwise in the leasing agreement, the surface estate owner can concurrently lease the surface rights of the same property as part of hunting leases or for other uses.
13 Court of Appeals of Mississippi. No. 2003-CA-01572-COA. MS: Turner vs EOG Resources. http://caselaw.findlaw.com/ms-court-of-appeals/1243004.html 14 Colorado Law Institute. Comparison of State Oil and Gas Regulations and Local Ordinances Regarding Setbacks for the Intermountain West. 2009. http://www.oilandgasbmps.org/laws/setback.standards.comparison.10.8.09.pdf
Final Report September 2011 15 4.0 Increase in Oil and Gas Storage Sites Poses Increased Risk As the number of oil production sites and the population density increase, so does the likelihood that young people will access oil sites as places to “hang out.” In 2009, the Energy Information Administration (EIA) reported that there were at least 363,459 active oil and 461,388 active gas well sites throughout the U.S.15 Approximately 85 percent of oil and gas wells are small producers generating 15 barrels of oil equivalent per day (BOE/day)16 or less.17 The EIA data demonstrate a general increase in drilling activity over the past decade (Figure 4-1). In addition, drilling in shale for natural gas exploration and development has nearly doubled from 2009 to 2010 and active wells increased from 11,657 to 20,388.18 The increase in oil and gas drilling activity for crude oil and natural gas exploration creates an increase in the number of oil and gas production sites, likely increasing the risk to members of the public.
15 The Energy Information Administration. United States Total 2009, Distribution of Wells by Production Rate Bracket. < http://www.eia.gov/pub/oil_gas/petrosystem/us_table.html> 16 Barrels of Oil Equivalent per day is used in the production or distribution of oil. One barrel of oil has the same amount of energy content as 6,000 cubic feet of natural gas. 17 The Energy Information Administration. United States Total 2009, Distribution of Wells by Production Rate Bracket. http://www.eia.gov/pub/oil_gas/petrosystem/us_table.html 18 The Energy Information Administration. Annual Energy Outlook 2011. http://www.eia.gov/forecasts/aeo/pdf/0383(2011).pdf 4-1: EIA U.S. Onshore Crude Oil and Natural Gas Rotary Rigs in Operation
Final Report September 2011 16 5.0 Oil and Gas Tank Explosions in the U.S. from 1983 to 2010 Through media searches, the CSB identified 26 similar incidents that occurred from 1983 to 2010 at oil and gas production sites in 10 different states (Figure 5-1). These incidents resulted in 44 fatalities and 25 injuries to members of the public under 25 years of age (Appendix A). The majority of these incidents occurred in rural areas, where the sites lacked security and safety measures such as fencing, warning signs, or locks on tank hatches. The CSB collected investigation reports from oil and gas boards, local fire departments, and/or state environmental agencies detailing the circumstances and consequences of these incidents (Appendix A). The reports illustrate the explosion hazard to members of the public who wander into these sites for recreational purposes. The data are limited to accidents covered in the media, since a central database for tracking incidents involving members of the public does not exist. For this reason, a background rate of the frequency of these incidents could not be obtained. However, the CSB found these incidents are occurring consistently, although the data were not sufficient to demonstrate a meaningful trend. Of the incidents reviewed, the CSB concluded that 82 percent of the fatally injured victims were teenagers and 18 percent were young adults between the ages of 20-25. Sixty-nine percent of the incidents involved multiple injuries or fatalities. The majority of the 26 incidents occurred in Texas (27 percent) and Oklahoma (27 percent); however the remaining 46 percent of incidents occurred in oil and gas production states throughout the country (Figure 5-2). The CSB discovered approximately 84 percent of the 26 incidents occurred in areas that did not have any state or local zoning ordinances that required security fencing, signs, or hatch locks to Figure 5-1: Oil and Gas Storage Tank Explosions across 10 states, 1983-2011
Final Report September 2011 17 discourage site access. Only 16 percent of the incidents occurred in areas where zoning ordinances appeared to require fencing for sites in urban locations. (See Appendix A for more details on incidents).
Figure 5-2: Map of oil and gas production facility explosions from 1983-2010 that killed or injured members of the public. 6.0 CSB Investigations, 2009-2010 The CSB investigated the three recent incidents described in this section to develop a more thorough understanding of why tank explosions continue to occur at E&P sites.
Final Report September 2011 18 6.1 Delphi Oil, Carnes, Mississippi 6.1.1 Incident Details On October 31, 2009, two teens from Carnes, Mississippi, were fatally injured when a tank of gas distillate exploded at a rural oil and gas storage site located near several residences. The two teenagers, 18 and 16, arrived at the home of one of the victims at approximately 11:00 p.m. on October 30, 2009. Between midnight and 4 a.m., the victims drove to the adjoining gas well site located approximately 150 yards from the home in a nearby clearing in the woods. At approximately 4:00 a.m. a violent explosion occurred inside one of the site’s two storage tanks. Figure 6-1: Delphi Oil gas production site, Carnes, Mississippi
Final Report September 2011 19 The force of the explosion propelled the upper part of the tank approximately 225 feet while the bottom of the tank was thrown about 60 feet in the opposite direction. The tank’s vent pipe and hatch detached from the tank top and landed over 300 feet away (Figure 6-2B). The exploding tank lost all its contents, triggering a large fire up to 200 feet high that persisted for about four hours. The fire prevented first responders from accessing the sign containing Delphi Oil’s emergency contact information, which was located at the well head within the fire zone (Figure 6-3). Both teenagers were killed instantly; their bodies were found approximately 120 feet from the original location of the tank. Forrest County Sheriff photographs taken immediately following the incident demonstrate the two victims were thrown from the catwalk. Although a cigarette lighter was found at the site there was no evidence that it was the ignition source.19 CSB staff traveled to
19 Ignition sources may include matches, lighters, cigarettes, lightning, static electricity, and in some cases pyrophoric iron sulfide.
Figure 6-2: A) Remnants of exploding tank B) Tank hatch located approximately 300ft from berm C) Bottom of tank found 60 feet from berm in adjacent wooded area Figure 6-3: Delphi Oil gas production site identification sign
Final Report September 2011 20 the incident site in November 2009 and January 2010 and interviewed emergency responders, neighbors, family members, and friends of the victims. 6.1.2 Incident Site The explosion and fire occurred at an active natural gas well site leased by Delphi Oil, an oil and gas producer based in Baton Rouge, Louisiana. Delphi Oil began exploring and developing the site in November 2006, when it obtained the mineral leases to a number of lots in Forrest County. Delphi Oil leased approximately 400 acres of mineral rights for the Delphi Oil 5-18 No. 1 gas production well. The site produced natural gas and gas condensate,20 a mixture of light hydrocarbons, which was stored in a 210-barrel21 capacity tank interconnected to an adjacent 210-barrel tank that stored brine. Each tank had a six-inch diameter hatch and a vent pipe located on the roof that was open to the atmosphere. 6.1.3 Flammability At the time of the incident, the exploding tank contained approximately 14 barrels of condensate. According to records from the Mississippi Oil and Gas Board (MSO&GB), the distillate from the well had an API gravity of 50 degrees, indicating the presence of a highly volatile hydrocarbon mixture.
20 Condensate: A flammable natural gas liquid recovered from gas wells using separation equipment. 21 A barrel is a unit of volume equal to 42 U.S. gallons. Figure 6-4: Delphi Oil gas production site surrounded by woods Figure 6-5: Oil and gas production site in Carnes, Mississippi with elevated catwalk
Final Report September 2011 21 6.1.4 Access, Fencing, Warning Signs, and Security This particular gas well site is located in a rural clearing surrounded by woods (Figures 6-1 and 6-4) approximately 500 feet from an adjacent residential property. It is readily accessible from a number of foot trails in the woods and an unsecured dirt access road. At the time of the explosion, the site did not have signage to warn of the hazardous contents of the tanks, hatch locks, perimeter or equipment fencing to deter public access, nor were the tanks designed to avoid an internal vapor explosion. 6.1.5 Recognition of Oil and Gas Site Hazards Rural oil and gas tank production sites are often in remote locations that are cleared for the installation of extraction and storage equipment. Residents and friends of the victims told CSB investigators that prior to the incident, they did not view oil and gas production sites as dangerous, as they were part of the landscape. Many had grown up in close proximity to oil rigs and tank storage sites and used them as common gathering locations for recreational purposes such as socializing, hunting, and driving all-terrain vehicles. The CSB learned that a number of hunting leases in the area incorporate oil and gas sites and their storage facilities, and some residents described using the sites’ elevated catwalks (Figure 6-5) and the tanks as platforms for hunting.
Final Report September 2011 22 6.2 Three MG Family, Weleetka, Oklahoma 6.2.1 Incident Details On April 14, 2010, a 210-barrel capacity tank exploded at an oil and gas production site in rural Weleetka, Oklahoma, fatally injuring a 21-year-old male and causing second-degree burns to a 26-year- old male. At the time of the explosion, a group of six young adults and teenagers, ages 18 to 32, were socializing at the oil and gas site. They were on their way to an isolated location along the North Canadian River in Oklahoma, when they turned off onto a rural dirt road, which also provided access to the oil and gas site. According to witness testimony, rather than continue directly to the riverbank, the group stopped at the oil and gas site about a half mile from their intended destination at approximately 8:30 p.m. Shortly thereafter, witnesses said the victim ascended stairs to the catwalk that accessed the three oil storage tanks belonging to Three MG Family, Inc. Witnesses said that the victim looked into the hatch of tank 4-22, possibly while smoking; at the same time another friend was walking behind him in the dark and struck his lighter to see. Vapors from the tank ignited and an explosion ensued. A fireball engulfed the victim, causing third degree burns covering up to 95 percent of his body. The Weleetka Fire Department received a 9-1-1 call at 9:06 p.m. and, upon arrival at the scene, observed a Figure 6-6: Weleetka, OK, oil and gas well site indicating Tank 4-22, which exploded
Final Report September 2011 23 raging fire. The victim was airlifted to a Tulsa burn center but succumbed to his injuries the next day. The exploding tank (Tank 4-22) contained approximately 155 barrels of crude oil; the adjacent tank had approximately 10 barrels of crude oil and the tank closest to the oil separator was half-full of brine (Figure 6-6). Three Enterprise Oil tanks on the opposite side of the oil-gas separators were unaffected by the explosion and ensuing fire. As a result of the explosion and fire, oil spilled around the tanks and fire spread about 15 feet onto the surrounding brush area behind the affected tanks. The site did not have a berm or dike to contain the oil released from the exploding tank when it lost its contents. 6.2.2 Incident Site The oil and gas site was leased by Three MG Family, ScissorTail Energy, LLC, and Enterprise Energy. The site contained six 210-barrel capacity storage tanks, two oil separators, and two gas separators. One set of oil and gas separators was connected to three adjacent interconnected storage tanks belonging to Three MG Family, Inc.; the other set provided oil and gas to three interconnected storage tanks belonging to Enterprise Oil (Figure 6-6). Figure 6-7: A) Gate at entrance to dirt road leading to Weleetka oil and gas well site B) Cattle gate on dirt road leading to oil and gas well. C) Sign identifying gas pipeline at Weleetka oil and gas site
Final Report September 2011 24 6.2.3 Flammability Three MG Family, Inc. sales records show that the three interconnected tanks were emptied on April 10, 2010, four days before the explosion and fire, leaving a significant vapor space above the remaining contents in the tank. According to company transport documents, the crude oil in the exploding tanks had an API gravity rating of approximately 39.0, falling between the range of crude oil and condensate. A transport receipt dated March 4, 2010, identified the contents of the affected tanks as Petroleum Crude Oil, 3 UN 1267. A material safety data sheet (MSDS) for this type of oil describes the material as “easily ignited by heat, sparks or flames.” Section 4 of the MSDS, “Fire and Explosion Hazards,” states that “vapor/gas will spread along the ground [and] collect in low or confined areas (sewers, basements, tanks). [Vapors] may also travel to a source of ignition and flash back. Containers may explode when heated.”22 6.2.4 Access, Fencing, Warning Signs, and Security
The oil tank site involved in this incident is located in a wooded clearing less than a mile from the main road and half a mile from the banks of the Northern Canadian River. The dirt road leading to the site is unlit and secured by a typically unlocked iron cattle gate located where the dirt road intersects the main road (Figure 6-7A, B). The gate is approximately 4 feet high and 12 feet long and is the only means of discouraging access to the site (Figure 6-7B). The site lacks a perimeter fence, warning signs identifying hazards of the flammable materials inside the tanks, or hatch locks. The design of the failed tank did not prevent an internal explosion. There was one warning sign identifying the location of a gas pipeline on site (Figure 6-7C). The site is unmanned except for a well tender who checks the oil levels in the tanks
22 Irving Oil. MSDS Crude Oil. http://www.irvingoil.com/dloads/refinery/03050%20CRUDE%20OIL%20MSDS.pdf.
Final Report September 2011 25 each morning. The CSB determined from witness testimony that the gate to the dirt road leading to the oil tank storage site was often left unlocked and on the day of the incident was likely unlocked. 6.3 MC Production, New London, Texas 6.3.1 Incident Details At approximately 1:00 a.m. on April 26, 2010, an oil tank exploded in New London, Texas, fatally injuring a 24-year-old woman and seriously injuring a 25-year-old man. The exploding tank was propelled 48 feet away from its original location; the top of the tank was found 35 feet from its original location. The CSB learned that two individuals were climbing the stairway of the catwalk when one victim asked the other to light a cigarette. Witness testimony revealed that when the second victim lit the cigarette, an explosion ensued. 6.3.2 Incident Site and Flammability The oil and gas site was leased by MC Production. At the time of the explosion, there were three interconnected 1000-barrel capacity tanks at the facility. The exploding tank contained a small amount of hydrocarbons and another adjacent tank had a hole. The oil site has been in operation for at least 80 years. According to well records obtained from the Texas Railroad Commission (RRC), the oil lease was active at the time of the explosion producing 185 barrels of oil and selling 369 barrels during the month of the incident. However, testimony from the well tender indicates the oil tank involved in the explosion Figure 6-8: MC Production Oil tank site, New London, Texas
Final Report September 2011 26 had not stored product for at least one-and–a-half years prior to the explosion. The CSB also learned that MC Production reported the oil from the site had an API gravity of 37.4, characteristic of an intermediate crude oil that can produce flammable hydrocarbons. 6.3.3 Access, Fencing, Warning Signs, and Security The MC Production oil field is located at the end of an isolated road in the middle of a clearing surrounded by woods (Figure 6- 9C). According to Rusk County Fire Department officials and the Rusk County Sheriff’s office, at the time of the explosion the oil site had no fences or hatch locks nor were the tanks designed to reduce the potential of an internal explosion. A cattle gate marked the entrance to a dirt road that led to the tank battery site over 200 feet away (Figure 6-9A). The site did have one warning sign covered by graffiti; however, its exact location at the time of the incident is unclear. Witness testimony revealed the sign may have been moved three to four times the day after the explosion. Although the “No” on the sign was blurred from graffiti, it warned against smoking, matches or open lights (Figure 6-10). Figure 6-10: M-C Production tank site with warning sign Figure 6-9: A) Open cattle gate leading to storage site B) Access road leading to tank storage site C) Woods surrounding oil tank site
Final Report September 2011 27 Incident photos also revealed the tank site contained graffiti tags from local gangs (Figure 6-10). In addition, on the night of the explosion, a pink children’s bicycle was found at the tank site (Figure 6-11). Both the presence of the graffiti and the children’s bicycle indicate the tank site was visited by various members of the public. Two days after the fatal accident, Rusk County investigators returned to the accident scene to find a new steel gate with locks and signs at the entry to the access road. 6.4 Recreational Use of Oil and Gas Sites 6.4.1 Survey Methods The three tank storage sites investigated by the CSB were located in rural areas in close proximity to residential communities. To further assess public understanding of oil and gas site hazards, the CSB conducted a survey of students at Forrest County Agricultural High School, where the victims of the October 2009 explosion were enrolled, and other members of the Carnes, Mississippi, community. The survey was conducted during the spring of 2010, several months after the explosion. The surveys were administered by Forrest County Agricultural High School personnel. Participants were asked to provide age and gender information but no other personal identifiers. A total of 190 surveys were completed; participants had a median age of 16. The survey results are summarized below. Figure 6-11: A) Exploding Tank at MC Production oil site B) Children’s bicycle found on M-C Production tank site on the day of the explosion.
Final Report September 2011 28 6.4.2 Survey Results Similar to CSB interviews of community members, the survey results reveal that many local residents (especially children and young adults) view oil and gas sites as convenient places to gather and participate in recreational activities, made easier by relatively unhindered access. Respondents to the survey stated overwhelmingly that they would avoid these sites if hazard signs were present or if access were made more difficult with perimeter fencing and locks. In the survey, 11 percent of respondents stated they previously “hung out at oil sites.” When asked about the activity engaged in at an oil or gas production site, 14 percent stated they spent time with friends; 19 percent said that they rode four-wheelers; and 11.5 percent stated that they fished or hunted. Seven respondents said they had climbed onto the catwalk at an oil site, while six stated they consumed alcoholic beverages and four stated that they smoked cigarettes or cigars at oil sites. Of the 190 respondents, 11 indicated they visited oil sites once a year and 21 said they did so less than once a year. Five respondents stated that they had lifted the hatch of an oil storage tank; and seven stated they used a lighter or a match while at an oil well site. 7.0 Inherently Safer Tank Design Inherently safer tank design could have prevented the formation of a flammable atmosphere inside the tanks and likely prevented the three incidents investigated by the CSB, as well as the 23 other similar tank explosions that were identified. The following are examples of tank design features that can be used at E&P facilities to isolate and contain the flammable vapors in order to prevent a vapor space explosion. An internal floating roof is a design feature where a roof floats on top of a flammable liquid, reducing the hydrocarbon vapor to low concentrations well below the flammable limit. In the past, smaller diameter tanks (e.g. less than 30 feet diameter) could not practically use floating roofs because of stability issues. Today, due to API 650 relaxed buoyancy requirements for small tanks and the development of new composite floating roof materials, floating roofs can be installed in new or existing tanks as small as 8-10
Final Report September 2011 29 feet in diameter. Currently, most E&P storage tanks have fixed roofs—a less costly alternative to an internal floating roof. A second inherently safer design feature is the use of pressure vacuum (PV) relief valves. Pressure vacuum relief valves are commonly used on fixed roof tanks to minimize evaporation losses. However, they effectively isolate ignition sources, essentially acting as flame arrestors, so that external ignition sources nearby will not flash back to the vapor space, causing a tank explosion. The valves are designed to prevent the accumulation of pressure or vacuum which could compromise the tank integrity. However, most existing E&P oil storage tanks use open vents when storing flammable liquids. Only those tanks located in areas with strict air pollution rules (e.g. in California) avoid the use of open atmospheric vents. The likelihood of a flash back can be significantly reduced by the use of PV relief valves. A third design option (one which is recommended for tanks located in urban areas of Ohio) is the use of an actual flame arrestor—a device that extinguishes a developing flame outside a tank, preventing it from entering the vapor space. The flame arrestor forces a flame front through narrow channels that inhibit the propagation of the flame. Both flame arrestors and pressure vacuum valves are similar in function in that they act as barriers to flame propagation from outside the tank into the vapor space. A final option is the use of a vapor recovery system—a closed system that keeps flammable vapors inside the tank. This system requires the entire tank (tank hatches, atmospheric vents and all tank orifices) to be sealed and isolated from the atmosphere, thus preventing external ignition sources from entering the vapor space. The internal vapors are either recovered for future use or routed to a flare system. Vapor recovery systems are required for tanks located in poor air quality zones in California. 8.0 Oversight of Security at Oil and Gas Storage Facilities The CSB reviewed federal, state, and local regulations as well as industry standards and guidance to evaluate the existing safety and security requirements for preventing public access to oil and gas production sites.
Final Report September 2011 30 8.1 Mississippi Oil and Gas Rules 8.1.1 County Rules: Oil and Gas Well Sites in Forrest County, Mississippi The Delphi Oil gas site involved in the October 31, 2009, explosion is located in the Pistol Ridge oil field. Delphi Oil leases 15 of the producing wells and their associated tank storage sites in the area. In 2010, following the incident, the Forrest County Emergency Management District (FCEMD) conducted an analysis and reported 119 oil and gas production and storage sites in Forrest County, which includes the rural community of Carnes. Of the 119 oil and gas sites, only 15 were fenced at the time of the FCEMD report.23 At the time of the incident, Forrest County had no local zoning ordinances requiring oil and gas facilities to be fenced or marked by warning signs. Following the FCEMD report, county supervisors required new measures to improve security at these facilities (see Section 8.1.7).
23 Forrest County Oil and Gas Well Report. July 2010. The Emergency Management District.
Figure 8-1: Oil and gas production wells in Mississippi (Source: Mississippi Oil and Gas Board)
Final Report September 2011 31 8.1.2 State of Mississippi Regulations Since 1999, there has been an increase in the number of oil and gas production wells in the state of Mississippi (Figure 8-1).24 In 2009 there were 5,417 producing oil and gas wells, which were all regulated by the Mississippi Oil and Gas Board (MSO&GB).25 This is the largest number of wells present since 1951. Multiple wells may feed into a single tank site. The MSO&GB does not collect information on the number of tank batteries in the state. Since 1932, the MSO&GB has regulated the drilling, completion, recompletion and/or operation of oil and gas wells and related facilities throughout Mississippi. The MSO&GB has “sole and exclusive” authority to regulate oil and gas conservation in the state and has “jurisdiction and authority over all persons and property necessary” to enforce all laws requiring the conservation of oil and gas.26 The MSO&GB has seven inspectors who are responsible for inspecting over 5,000 wells throughout the state. At the time of the incident, oil field rules promulgated by the MSO&GB did not require fencing, signage, or locks to prevent unauthorized entry to oil and gas sites, apart from those that contain hydrogen sulfide. The MSO&GB does not require inherently safer tank design features be utilized to prevent internal vapor explosions. Rule 6 of the MSO&GB Statewide Rules and Regulations required producers to post a site identification sign with company emergency contact information at tank sites, but did not state where the sign should be located. Additional rules require wells to be located 330 feet from every exterior boundary of the drilling unit;27 28 no requirements exist for spacing tanks from existing structures such as residences or public places.
24 MSO&GB Annual Production Report. < http://www.ogb.state.ms.us/annprod.php> 25 The Mississippi Oil and Gas Board. Annual Production Report. Retrieved from
26 The Mississippi Oil and Gas Board. MSO&GB. 53-1-17. Powers of Board. (g) 27 Drilling unit is the maximum area in a pool which may be assigned to one well to produce recoverable oil or gas.
Final Report September 2011 32 8.1.3 Communication with the Mississippi Oil and Gas Board
The CSB found the MSO&GB had numerous interactions and communications with personnel from Delphi Oil during the permitting process and the commissioning of drilling operations at the gas well site. There were at least 14 separate communications with Delphi Oil and two site inspections. These inspections did not consider security measures since they were not required in state regulations at the time. 8.1.4 Tanks with Hydrogen Sulfide The MSO&GB has a site security rule for oil tanks containing hydrogen sulfide in excess of 20 parts per million. Since July 1, 1971, MSO&GB Rule 62 on “Storage Tanks and Sour Crude Oil” has required that oil and gas wells be adequately marked to alert the public and well site workers if a well contains hydrogen sulfide.29 Additionally, Section A requires that “all access hatches to the tanks capable of being readily operable shall be kept closed securely at all times except when necessary for such hatches to be open for inspection and gauging.” The same rule also requires that “all fumes and vapor in such tank or tanks be suitably recovered in a vapor recovery unit or flared to the atmosphere [and] all storage tanks and the nearby surrounding areas be conspicuously marked and posted in a manner advising of the presence of potentially lethal fumes and vapors.” The Safety Practices section of the Mississippi Oil and Gas Statutes, “Operations Involving Hydrogen Sulfide,” requires that “safety precaution signs be displayed and unauthorized personnel kept out of the storage area.” The CSB determined that similar requirements, if extended to all aboveground production sites storing flammables (with or without hydrogen sulfide hazards), would significantly discourage public access to the sites, preventing possible fires and explosions.
28 MSO&GB. Statutes, Rules of Procedure. Statewide Rules and Regulations. April 3, 2009. Rule 62: Storage Tanks, Sour Crude Oil Pg 88. 29 ibid.
Final Report September 2011 33 8.1.5 Role of Local Municipalities At the time of the October 2009 explosion, Forrest County had no zoning ordinances that required fencing, locked hatches, or posting of hazard warning signs at oil and gas sites. However, the City of Laurel, in an adjacent county, had implemented stricter ordinances since 1988 that require fencing and signage at oil and gas sites within the city limits for public safety.30 In Laurel, fences must be at least six feet high with double stranded barbed wire enclosing all tanks and related equipment. 8.1.6 Forrest County Local Ordinance As a result of the October 2009 incident, in 2010 the Forrest County Board of Supervisors adopted a local ordinance that requires fencing and warning signs at oil and gas sites that are outside corporate city limits. The measure requires continuous perimeter fencing at least five feet high with one or more strands of barbed wire, locks on gates, and warning and identification signs within five feet of any access point.31 The ordinance also requires that well operators employ a locking mechanism to “restrict unauthorized use of an exterior gate, door, hatch, ladder, stairway, stairwell or similar device controlling access.” 8.1.7 New Tank Storage Site Security Measures: Mississippi Oil and Gas Board In the aftermath of October 2009 incident in Carnes, in January 2011 the MSO&GB amended Rule 6 of the Mississippi code to require the following at production sites: A hazard sign posted at the entrance of well locations in “reasonably large and clear lettering” stating, “Danger,” “No Trespassing,” and “Authorized Personnel Only.”
30 City of Laurel, Mississippi. Code of Ordinance, Ch. 16: Section 75. 31 Forrest County Board of Supervisors. Ordinance of the Forrest County Board of Supervisors Requiring Certain Safety Measures at Oil and Gas Facilities. July 13, 2010.
Final Report September 2011 34 A gate affixed to stairways leading to storage tanks accompanied by a sign reading “Danger (white lettering on red background),” “No Trespassing,” and “Authorized Personnel Only.” The placement of identification signs at site entrances during drilling operations, at the wellbore after well completion, and on the tank battery if it is remote from the wellbore. An around-the-clock telephone number posted for reporting incidents at unmanned facilities. A sign identifying all wells providing oil or natural gas to a tank battery. 8.2 State of Oklahoma Oil and Gas Rules 8.2.1 Oklahoma Lacks Oil and Gas Sites Security Requirements The Oklahoma Corporation Commission (OCC) regulates oil and gas site safety for the state. OCC oil field rules do not require a perimeter berm or fencing of oil and gas sites, hazard signs, or hatch locks on oil storage tanks not containing hydrogen sulfide.32 The OCC does not have any requirements for using inherently safer tank design features. Of the 26 similar incidents identified by the CSB, seven occurred in Oklahoma. Oklahoma reported approximately 41,000 gas wells and 83,000 oil wells in 2009. 8.2.2 Tanks with Hydrogen Sulfide Similar to Mississippi, the State of Oklahoma requires more public protection measures if oil tanks contain vapor concentrations of hydrogen sulfide. When these conditions are present, OCC rules require warning signs and wind indicators on atmospheric storage tanks. The rules specify language warning about the presence of poisonous hydrogen sulfide. Signage is required within 50 feet of the facility, to be readable from the entrance and of “sufficient size.” The OCC also requires fencing when storage tanks containing hydrogen sulfide above 500 ppm are located inside populated limits of a township or city “where conditions cause the storage tanks to be exposed to the public.”
32 Oklahoma Corporation Commission. Chapter 10: Oil and Gas Conservation, July 11, 2009, p. 49.
Final Report September 2011 35 8.2.3 Tank Hatch Security The State of Oklahoma changed its security requirements after a fatal accident in 1993 where a 12-year- old boy was asphyxiated upon putting his head into a large hatch of an oil storage tank. On January 1, 1995, Oklahoma state law was amended to require crude oil producers to adopt one of the following security measures: Install and maintain a sealing device on the hatch of a tank, Reduce the opening of the hatch to less than six inches in diameter or affix, or Maintain a sign on or near the hatch no smaller than 40 square inches that warns against opening the hatch and the danger within the storage tank. The CSB determined that the tanks involved in the April 14, 2010, explosion were equipped with six-inch diameter hatches, but they were not locked. The OCC also has stronger requirements for certain aboveground flammable storage tanks;33 however, the rules do not cover the approximately 120,000 oil and gas wells and their associated tanks involved in upstream exploration and production (E&P) activities.34 Tanks covered under the aboveground storage tank provision are required to be enclosed within a 6-foot high chain link fence, be separated from the fence by at least 10 feet, and have a gate to secure against unauthorized entry.35 This provision also requires “conspicuously posted” signs with the words “Warning” and “No Smoking” and grounding instructions. CSB investigators determined that the incident in Weleetka would have been less likely to occur if the site were required to follow the fencing and/or warning provisions for either aboveground storage tanks or production sites with hydrogen sulfide hazards.
33 Aboveground storage tanks under OCC Ch 26-1-21 include tanks used in wholesale or bulk distribution activities. 34 Oklahoma Corporation Commission (2009). Energy, Transportation and Utilities. Annual Report Snapshot FY 2009. 35 Oklahoma Corporation Commission. Chapter 26: Aboveground Storage Tanks, July 1, 2009. p 27.
Final Report September 2011 36 8.3 Texas Oil and Gas Rules 8.3.1 Texas lacks oil and gas security requirements In September 2011, there were over 261,400 producing oil and gas wells in Texas, which were regulated by the Railroad Commission of Texas (RRC). Title 16, Chapter 3, Rule § 3.3, Identification of Properties, Wells, and Tanks, requires all oil and gas production facilities to post identification signs displaying the name of the property (as shown on RRC records), the name of the operator, and related information, but does not require fencing, warning signs, or locked tank hatches for tanks without hydrogen sulfide.36 The RRC does not have requirements for using inherently safer tank design to prevent an internal vapor explosion. 8.3.2 Hydrogen Sulfide Storage Tanks As in Mississippi and Oklahoma, the RRC has stronger requirements for oil and gas production and storage sites where hydrogen sulfide is present. Under Texas Administrative Code Title 16, Chapter 3, Rule § 3.36, oil and gas production wells with hydrogen sulfide are required to post a warning sign 50 feet from the facility to warn of the dangers.37 Fencing is also required as a security measure if the oil and gas well site is located inside the limits of a township or city. If the concentration of hydrogen sulfide gas exceeds 100 ppm and the radius of exposure exceeds 50 feet, warning signs must be posted on access roads or public streets. If the concentration of hydrogen sulfide is less than 100 ppm, the lease is not subject to the RRC's hydrogen sulfide rule and lease access and warnings to the public are determined by the operator.
36 Railroad Commission of Texas; Ch. 3, Oil and Gas Division; Rule 3.36, Gas or Geothermal Resources Operations in Hydrogen Sulfide Areas. 37 Texas Administrative Code Title 16, Economic Regulation; Part 1, Railroad Commission of Texas; Ch. 3, Oil and Gas Division; Rule 3.36, Gas or Geothermal Resources Operations in Hydrogen Sulfide Areas.
Final Report September 2011 37 8.3.3 State/Municipal Storage Tank Site Security Policies The CSB reviewed state and local regulations in states with active oil and gas extraction operations, focusing on areas with a high production volume and areas where oil tank explosions have occurred affecting members of the public. The CSB found a lack of consistent state or municipal regulations for perimeter fencing, hatch locks, and warning signage. The 26 incidents identified by the CSB occurred in ten states. The CSB reviewed the regulations in these states and determined that there is a wide disparity in requirements from state to state. Ohio and California appeared to have the most extensive regulations related to tank security, while some states had no requirements at all. Table 1 summarizes the findings of the analysis.
Final Report September 2011 38
Table 1: Summary of Oil and Gas Rules in Urban and Rural Areas
Summary of Oil and Gas Rules in Urban (U) and Rural (R) Areas Jurisdiction Fences Hatch Locks Warning Signs Gates Flame Arrestors Comments U R U R U R U R U R California Y Y N* N* N N N N N N Bolted hatches (air emission requirement) Colorado Y N N N Y** Y** Y Y N N *Gauge hatches to be closed **Prohibit smoking near flammables Kentucky N N N N N N N N N N
Louisiana N* N N N N N N N N N *Requires dike/ firewall around tanks in urban areas Mississippi
N N N N N N N N N N H2S sites require fencing, signs and secured hatches New Mexico Y N* N N N N N N* N N *Fencing and gates required for low grade tanks/pits Ohio Y N Y N Y N Y N Y N
Oklahoma N N N N N N N N N N
Texas N N N N Y Y N N N N Warning signs specific to tank batteries Los Angeles Y Y N/A* N/A* N N Y Y Y Y Req vapor recovery system and bolted hatches by state Forrest County, Mississippi N/A Y N N N/A Y N/A Y* N N *Operators restrict use with locking mechanism City of Laurel, Mississippi Y N/A N N/A Y N/A Y N/A N N/A
Final Report September 2011 39 8.4 Other State Oil and Gas Rules 8.4.1 Ohio Oil and Gas Rules The Ohio Department of Mineral Resources Management has stronger requirements for tank storage facilities within city limits than in rural areas. Prior to 2004, oil and gas drilling was not permitted in urban areas. However, State House Bill 278 (The Urban Drilling Law) allowed drilling in areas with a population of 5,000 or more people and developed rules to adequately protect the public from the hazards. In urban areas, the law requires oil and gas producers to erect eight-foot-high chain-link fences with three strands of barbed wire around storage tanks, separators, and associated production equipment.38 The rules require tanks to have spark or lightning arrestors and hatches that are secured at all times. Sites are required to have signs warning against entry and prohibiting smoking. In rural areas, lesser requirements apply. 8.4.2 California Oil and Gas Rules There are over 53,800 producing oil and gas wells in California regulated by the California Department of Conservation, Division of Oil, Gas and Geothermal Resources.39 However, none of the 26 incidents identified by the CSB occurred in California. The CSB found California was the only state to require some type of fencing in both urban and rural areas for E&P facilities. Title 14 of the California
38 Ohio Department of Mineral Management. 1501:9-9-05 Producing operations. 39 California Department of Conservation, Division of Oil, Gas and Geothermal Resources. 2009 Annual Report of the State Oil & Gas Supervisor. < ftp://ftp.consrv.ca.gov/pub/oil/annual_reports/2009/PR06_Annual_2009.pdf.> Figure 8-2: Tank battery in Los Angeles, California
Final Report September 2011 40 Code of Regulations requires that all oil and gas equipment located in urban areas be fenced with chain- link perimeter fencing extending a minimum of five feet high with three strands of barbed wire. In rural areas, oil and gas producers can choose whether to install a five-foot chain-link fence as required in the urban areas or a fence constructed of barbed wire or commercial livestock wire netting extending at least four feet high.40 The rules require identification signs but not warning signs. As a result of more stringent air pollution rules in California, oil and gas storage tanks in air pollution non-attainment areas do not have an atmospheric vent pipe and the hatch is bolted to the top of the tank. Under California clean air requirements enforced by local air resource boards, tank vapors are routed to vapor recovery systems (Figure 8-2). These systems make it virtually impossible to ignite the flammable vapors inside the tank because the atmosphere is too rich to burn. 8.5
Federal Regulations 8.5.1 Federal OSHA Regulations The federal regulatory framework for E&P facilities includes measures to protect workers onsite and other measures to protect the health and safety of members of the public offsite. The Federal Occupational Safety and Health Administration (OSHA) has regulatory standards that are designed solely to protect workers while the Environmental Protection Agency (EPA) and the Department of Homeland Security (DHS)41 have regulations intended to protect members of the public outside of facilities. The CSB found no current federal regulatory standards to protect members of the public, including children and young adults, who enter unattended oil sites without authorization.
40 California Code of Regulations, Title 14: Natural Resources, Article 3: 1778. Enclosure Specifications. California Environmental Protection Agency. Air Resources Board. Vapor Recovery Health and Safety Code Statutes. http://www.arb.ca.gov/regact/2011/evr11/gdfhapp3.pdf 41 The Department of Homeland Security promulgated the Chemical Facility Anti-Terrorism Standards to protect U.S. chemical facilities from acts of terrorism. Covered facilities must submit a performance based security plan. DHS does not consider E&P facilities to be a significant risk for acts of terrorism; therefore they do not submit a security plan.
Final Report September 2011 41 The CSB noted that OSHA has promulgated several standards that include protections for employees working at oil production sites that may also provide a certain degree of protection for members of the public. The most relevant are the storage tank provisions in the Hazard Communication Standard (29 CFR 1910.1200) and the Flammable and Combustible Liquids Standard (1926.152). 8.5.2 The Hazard Communication Standard (29 CFR 1910.1200) The OSHA Hazard Communication Standard requires employers to ensure that each container of hazardous chemicals in the workplace is labeled, tagged, or marked with the identity of the hazardous chemicals and an appropriate hazard warning.42 Contrary to the Hazard Communication Standard, many of the oil and gas production sites examined by CSB investigators did not identify the hazardous chemicals contained in storage tanks or provide appropriate hazard warnings.43 Moreover, OSHA permits employers to use labeling systems with various codes, symbols, and/or numeric ratings that may not be understood by the public. The oil and gas storage sites visited by the CSB did not contain such symbols or numeric ratings. 8.5.3 Flammable and Combustible Liquids Standard (29 CFR 1910.106) OSHA’s Flammable and Combustible Liquids Standard is another occupational regulation that may offer overlapping protections to members of the public. Although the standard is outdated, based on the 1969 version of NFPA 30, it does address many safety issues for aboveground storage tanks including design, construction and installation, corrosion protection, instrumentation, normal vent and emergency relief devices, fire protection, and controlling sources of ignition. However, the OSHA standard has no
42 Occupational Health and Safety Administration. 29 CFR 1910.1200(f)(5)(i)-(ii). 43 For a detailed discussion and analysis of this issue, see Section 5.3 of the CSB Investigation Report on the Vapor Cloud Deflagration and Fire that occurred at the BLSR Operating Ltd in Rosharon, Texas on January 13, 2003. (Report No. 2003-06-I- TX).
Final Report September 2011 42 requirements for security or fencing. The standard also exempts crude oil tanks at E&P facilities from requirements for venting valves and flame arrestors. 8.6 Environmental Protection Agency (EPA) In contrast to OSHA, the EPA has jurisdiction to regulate oil and gas storage sites for the protection of human health and the environment. Accordingly, the agency administers a number of environmental statutes relevant to oil and gas production, including the Clean Air Act (CAA); the Clean Water Act (CWA); the Comprehensive Environmental Response, Compensation, and Liability Act (CERCLA or Superfund); the Resource Conservation and Recovery Act (RCRA); and the Toxic Substances Control Act (TSCA). However, many of these statutes contain various exemptions applicable to oil and gas well sites. 8.6.1 Clean Water Act (CWA) The Federal Water Pollution Control Act of 1972, as amended, or CWA, is the principal federal statute for protecting navigable waters, adjoining shorelines, and the waters of the contiguous zone from pollution. Section 311 addresses the control of oil and hazardous substance discharges and provides the authority for a program to prevent, prepare for, and respond to such discharges. Specifically, §311(j)(1)(C) mandates regulations establishing procedures, methods, equipment, and other requirements to prevent and contain discharges of oil44 from facilities and vessels. 8.6.1.1 Spill Prevention Control and Countermeasure (SPCC) Rule The SPCC regulation promulgated by EPA under the CWA, has been in effect since January 10, 1974 (38 FR 34164). The 1974 SPCC Rule established oil discharge prevention procedures, methods, and
44 Under CWA §311(a)(1), “oil” means “oil of any kind or in any form.”
Final Report September 2011 43 equipment requirements for non-transportation-related facilities with an aboveground oil storage capacity greater than 1,320 gallons (or greater than 660 gallons in a single aboveground tank) or a buried underground oil storage capacity greater than 42,000 gallons. Regulated facilities were also limited to those that, because of their location, could reasonably be expected to discharge oil into the navigable waters of the U.S. or adjoining shorelines. Subparagraph (e)(5)(iii) contains specific requirements for bulk storage tanks at onshore oil production facilities, which are defined in subparagraph (e)(5)(i) as including “all wells, flowlines, separation equipment, storage facilities, gathering lines, and auxiliary non- transportation-related equipment and facilities in a single geographical oil or gas field operated by a single operator.”45 These requirements address the need for storage tank construction to be compatible with the oil being stored, secondary containment to catch spills, periodic inspection and maintenance, and installation of fail-safe devices to prevent overflow and collapse. Under the security provisions for unattended SPCC facilities, “All plants handling, processing, and storing oil should be fully fenced, and entrance gates should be locked and/or guarded when the plant is not in production or is unattended.” However, oil production facilities (see subparagraph (e)(9)(i)), were specifically excluded from compliance with these requirements.46 8.6.2 Clean Air Act Amendments Following a series of chemical accidents in the U.S. and overseas, Congress enacted the Clean Air Act Amendments (CAAA) of 1990. Under 42 U.S.C. § 7412 (r), owners and operators of stationary sources47
45 The US Environmental Protection Agency. SPCC Guidance for Regional Inspectors, US EPA, Version 1.1, 3/14/2006 p. 1-2. 46 38 FR 34168-70. 47 Stationary source means any buildings, structures, equipment, installations, or substance-emitting stationary activities that belong to the same industrial group, which are located on one or more contiguous properties and under the control of the same person (or persons under common control), and from which an accidental release may occur (63 FR 645).
Final Report September 2011 44 must identify hazards, prevent, and minimize the effect of accidental releases whenever extremely hazardous substances are present at their facility.48 This section of the CAAA required the EPA to promulgate an initial list of at least 100 substances that, in the event of an accidental release, “are known to cause or may reasonably be anticipated to cause death, injury, or serious adverse effects to human health or the environment.” Stationary sources that have more than a threshold quantity of a regulated substance are subject to accident prevention regulations, including the requirement to develop a risk management plan (RMP).49 E&P facilities were originally considered for coverage under the RMP rule. However, in 1995, the American Petroleum Institute (API) submitted an analysis50 to the EPA docket that argued for removing the facilities from the scope of the rule asserting that the facilities did not pose a significant flammable or toxic hazard offsite. In January 1998, the EPA agreed to an exemption, stating the “EPA believes regulated flammable substances in naturally occurring hydrocarbon mixtures, 51 such as crude oil, that contain many non-volatile components, are unlikely to form large vapor clouds and therefore, generally have low potential for vapor cloud explosions. EPA considers vapor cloud explosions the consequence of greatest concern for flammable substances.” EPA further stated that “the general duty clause of section 112(r)(1) would apply when site-specific factors make an unlisted chemical extremely hazardous.” 52
48 Guidance for the Implementation of the General Duty Clause of the Clean Air Act, Section 112(r)(1), US EPA, Publication No. EPA 550-B00-002, May 2000, page 2. 49 63 FR 640, 640 (January 6, 1998). 50 Hazard Assessment of Exploration and Production Facilities Potentially Subject to the Environmental Protection Agency’s Risk Management Program regulations (API, January 20, 1995). 51 EPA defines naturally occurring hydrocarbon mixtures as any or all combination of the following: natural gas condensate, crude oil, field gas, and produced water. 52 63 FR 642.
Final Report September 2011 45 8.6.2.1 The General Duty Clause The Clean Air Act Amendments include a “general duty clause” which holds owners and operators responsible for preventing chemical accidents involving extremely hazardous substances. The clause states that: It shall be the objective of the regulations and programs authorized under this subsection to prevent the accidental release and to minimize the consequences of any such release of any substance listed pursuant to paragraph (3) or any other extremely hazardous substance. The owners and operators of stationary sources producing, processing, handling or storing such substances have a general duty, in the same manner and to the same extent as section 654, title 29 of the United States Code, to identify hazards which may result from such releases using appropriate hazard assessment techniques, to design and maintain a safe facility taking such steps as are necessary to prevent releases, and to minimize the consequences of accidental releases which do occur. As part of their responsibility, industries have developed standards and generally accepted safe practices to address the risks posed by extremely hazardous substances.53 The EPA recommends that owners and operators handling extremely hazardous substances “adhere to a recognized industry standard and practices (as well as government regulations)” to comply with the general duty clause. The EPA advises that when site specific conditions create “unique circumstances” that render some standards “inapplicable,” the Agency “may exercise its authority to require an owner or operator to implement additional measures to address the hazard.” To advise the regulated community of its general duty clause obligations, the EPA has published a number of Chemical Safety Alerts. Alerts have addressed a variety of subjects including pressure vessel hazards, lightning hazards to facilities handling flammables, and the catastrophic failure of storage tanks. Security guidance similar to the “Chemical Accident Prevention: Site Security” and “Anhydrous
53 Although there is no definition for extremely hazardous substances, the legislative history of the 1990 Clean Air Act Amendments suggests criteria which EPA may use to determine if a substance is extremely hazardous. The Senate Report stated the intent that the term “extremely hazardous substance” would include any agent “which may or may not be listed or otherwise identified by any Government agency which may as the result of short-term exposures associated with releases to the air cause death, injury or property damage due to its toxicity, reactivity, flammability, volatility, or corrosivity” (Senate Committee on Environment and Public Works, Clean Air Act Amendments of 1989, Senate Report No. 228, 101st Congress, 1st Session 211 (1989).
Final Report September 2011 46 Ammonia Theft” safety alerts published under the general duty clause would alert operators to the security precautions necessary to prohibit members of the public from entering oil and gas storage facilities. Based on flammability, hydrocarbons stored at E&P facilities would meet the definition of extremely hazardous substances and thus be subject to the CAAA general duty clause. 8.7 Industry Standards and Guidance The CSB determined that there are currently no comprehensive, specific industry standards or guidance addressing the safety of members of the public at oil and gas sites. The CSB noted some provisions in existing API and NFPA guidance documents that provide limited protections. 8.7.1 American Petroleum Institute (API) API is a national trade association that represents the oil and natural gas industry and also develops industry standards, recommended practices, and codes.54 Although they are voluntary, API standards are widely utilized by the energy industry. API standards that are relevant to E&P storage tanks include API 2610 and API 74. 8.7.2 API Standard 2610 API Standard 2610, Design, Construction, Operation, Maintenance and Inspection of Terminal & Tank Facilities (2nd ed.), issued in May 2005, applies to downstream facilities that store refined petroleum products. Section 13.3.6 of API 2610 discusses security measures such as fencing, perimeter lighting, and preventing tank access.55 The standard recommends that covered facilities be fenced to “maintain facility security and prevent product loss and vandalism,” and that “barriers can be added to tank external ladders or stairways to restrict access.” The EPA lists API 2610 as a standard that can assist owners and
54 The American Petroleum Institute. About API. . 55 The American Petroleum Institute. API 2610, Second Edition, May 2005.
Final Report September 2011 47 operators of SPCC-covered facilities with security plans. However, the scope of API 2610 specifically excludes “[t]anks that are part of oil and gas production, natural gas processing plants, or offshore operations.” Nonetheless, the incidents involving public fatalities and injuries at E&P sites demonstrate that these facilities are subject to similar fire and explosion hazards as storage sites in the downstream or refining sector. 8.7.3 API Recommended Practice 74 API Recommended Practice 74, Occupational Safety for Onshore Oil and Gas Production Operation, was developed in response to a CSB safety recommendation that resulted from a 1998 explosion that killed four workers at a Louisiana oil and gas production facility. It includes safety guidance for fire prevention and protection, such as designating areas where there are fire hazards, prohibiting smoking and ignition sources within those areas, posting conspicuous warning signs, and properly labeling tanks that contain flammable liquids. Appendix A of API 74 includes a checklist of questions for periodically assessing safety at oil production facilities.56 Some questions, for example, suggest that operators verify the posting of “No Smoking,” “No Trespassing,” and/or “Authorized Personnel Only” signs at oil site entrances. Other checklist questions ask whether “ladders are caged when over 20 feet,” if the “access opening to the ladders [is] provided with a swinging gate or chain closure,” and whether “tank thief hatches seal or are in good repair.” Beyond these appendix questions, however, the main sections of API 74 include no guidance on requirements for fencing, physical barriers, or security gates to prevent access to tank catwalks and tank hatches; hatch locking mechanisms; or specific tank explosion warning signs to prevent fatal incidents due to unauthorized entry. As currently written, API 74 primarily focuses on occupational safety requirements, containing only limited recommendations for public protection.
56 The American Petroleum Institute. API RP 74, Appendix A, p. 17.
Final Report September 2011 48 8.7.4 API Oil and Natural Gas Industry Security Assessment and Guidance Following the 9/11 attacks, the API assessed the E&P sector for security vulnerabilities. The API assessment found most E&P facilities produce low quantities of product; over 75 percent of U.S. oil wells are “stripper” wells that produce fewer than 10 barrels of oil daily. Most are located in rural areas. To provide safety and security, the API suggested the use of the following standards: Recommended Practice 49, Drilling and Well Servicing Operations Involving Hydrogen Sulfide Recommended Practice 54, Occupational Safety for Oil and Gas Well Drilling and Servicing Operations Recommended Practice 74, Occupational Safety for Onshore Oil and Gas Production Operations Publication 761, Model Risk Management Plan for E&P Facilities Of these standards, only API 54 recommends labeling of tanks “to denote their flammable contents” (API 54 Section 8.4.4). 8.7.5 National Fire Protection Association (NFPA) The NFPA is a non-profit organization that develops and advocates consensus codes and standards for fire protection and prevention. The codes and standards are voluntary unless adopted by law or regulation. The codes are used as good-practice guidance by industry, insurance companies, engineers, and safety professionals. There are three NFPA codes that address security measures for various sectors, but these are not specific to E&P facilities. These codes include NFPA 30, Flammable and Combustible Liquids Code (2008); NFPA 30A, Code for Motor Fuel Dispensing Facilities and Repair Garages (2008); and NFPA 730, Guide for Premises Security (2008).57
57 The National Fire Protection Administration. Codes and Standards. Retrieved from
Final Report September 2011 49 8.7.6 NFPA 30 NFPA 30, the Flammable and Combustible Liquids Code (2008), applies to the storage, handling, and use of flammable and combustible liquids, including waste liquids. Section 21 requires the use of flame arrestors when storing certain flammable liquids (Class 1B and IC) and Annex A suggests their use to stop the propagation of a flame inside a tank. Section 22 has requirements for storing liquids in aboveground tanks including location and installation, normal and emergency venting, fire protection, spill control, collision protection, and maintenance. In the 1990 edition, the NFPA added subsection 2- 9.3 which states that “unsupervised, isolated aboveground storage tanks shall be secured and marked in such a manner as to identify the fire hazards of the tank and its contents to the general public.” The 2008 edition further states “where necessary, to protect the tank from tampering or trespassing, the area where the tank is located shall be secured.” The NFPA justified the provision based on “several recent tank explosions caused by youngsters who have trespassed in and on tanks.” However, the code has no specific requirements for security or fencing. The CSB learned that 44 states58 have adopted a version of NFPA 30 (ranging from the 1990 to 2008 editions). 8.7.7 NFPA 30A NFPA 30A, the Code for Motor Fuel Dispensing Facilities and Repair Garages (2008), provides guidance to reduce hazards of motor fuels from marine/motor fuel-dispensing facilities located inside buildings, at fleet vehicle motor fuel facilities, farms, isolated construction sites, and motor vehicle repair garages. Section 4.3.7 contains requirements to physically protect aboveground tanks. If tanks are not enclosed in a vault, or if the property lacks a perimeter security fence, the code requires a secured gate and a chain link fence, at least 1.8 meters (6 feet) high and separated from the tanks by at least 3 meters (10 feet). Section 13.3 includes requirements for marking tanks and containers: they must be “conspicuously marked” with the name of the product and “FLAMMABLE – KEEP FIRE AND FLAME AWAY.” The EPA lists this
58 The National Fire Protection Association. Editions Currently Adopted. .
Final Report September 2011 50 standard as a guideline for security for SPCC-covered facilities. However, NFPA 30A does not apply to E&P facilities. 8.7.8 NFPA 730 NFPA 730, Guide for Premises Security (2008), describes construction, protection, occupancy features, and practices intended to reduce security vulnerabilities to life and property. As a guide, this NFPA document is advisory and informational and contains only non-mandatory provisions; the NFPA does not deem the document, as a whole, to be suitable for adoption into law. Chapter 6 discusses requirements for exterior security devices and systems for perimeter protection of facilities and lists detailed specifications for chain link fencing, including design, location of the fence line, signs, height, posts, bracing, top guards, entrances and locks, lighting, and maintenance. Although Chapters 11 through 22 contain specific requirements for different types of facilities (e.g., restaurants, shopping centers, industrial facilities, etc.), there are no specific requirements for oil production sites. However, assuming that such sites can be considered industrial facilities, the guide recommends that access to critical assets be restricted by establishing a secure perimeter accessible only to employees, authorized vendors and contractors, and escorted visitors. Moreover, the guide recommends the following: All industrial companies, big and small, should have site security programs in place to minimize security vulnerabilities and to protect company assets. This is especially true for facilities that handle extremely hazardous substances. 9.0 CSB Findings The CSB found that the three incidents in Mississippi, Oklahoma, and Texas, could likely have been prevented by restricting access to the oil and gas production facilities and providing appropriate warning signage, hatch locks, or other appropriate security alternatives; or utilizing inherently safer tank design alternatives. The ease of accessibility and a lack of awareness of the hazards associated with the storage tanks, coupled with the number of oil and gas facilities nationally, demonstrate a potential for similar incidents to occur. The CSB makes the following key findings:
Final Report September 2011 51
- Members of the public, most often children and young adults, commonly visit oil and gas
production sites without authorization for recreational purposes.
- Members of the public gain access to production tanks via attached unsecured ladders and
catwalks, and may come into contact with flammable vapors from tank vents or unsecured tank hatches.
- Members of the public, unaware of the explosion and fire hazards associated with the tanks,
unintentionally introduce ignition sources for the flammable vapor, leading to explosions.
- The CSB identified 26 similar incidents between 1983 and 2010, which resulted in a total of
44 fatalities and 25 injuries. All the victims were 25 years of age or less.
- The three incidents investigated by the CSB in 2009-2010 occurred in isolated, rural wooded
areas at production sites that were unfenced, did not have clear or legible warning signs, as required under OSHA’s Hazard Communication Standard, and did not have hatch locks to prevent access to the flammable hydrocarbons inside the tanks.
- The storage tanks did not include inherently safer design features to prevent tank explosions.
Safer design features used in the downstream, refining sector would likely prevent tank explosions at E&P sites. These include the use of vents fitted with pressure-vacuum devices, flame arrestors, vapor recovery systems, floating roofs or an equivalent alternative.
- E&P storage tanks are exempt from the security requirements of the Clean Water Act and
from the risk management requirements of the Clean Air Act.
- Industry guidance from the American Petroleum Institute recommends specific security
measures for storage tanks of refined petroleum products but not for storage tanks at upstream E&P sites, and the National Fire Protection Association standards do not adequately define security expectations where these deadly incidents occurred.
- Some states, including California and Ohio, and some localities have mandated security
(including fencing, locked or sealed tank hatches, and warning signs) for E&P sites, particularly in urban areas. As a result, despite its large role as an oil producing state with many of these types of facilities, none of the 26 incidents occurred in California. However, many other large oil and gas producing states have no such requirements (except for certain E&P sites where toxic hydrogen sulfide gas is present).
Final Report September 2011 52 10.0 Recommendations The CSB makes the following recommendations: The Environmental Protection Agency 2011-H-1-R01 Publish a safety alert directed to owners and operators of exploration and production facilities with flammable storage tanks, advising them of their general duty clause responsibilities for accident prevention under the Clean Air Act. At a minimum, the safety alert should: a) Warn that storage tanks at unmanned facilities may be subject to tampering or introduction of ignition sources by members of the public, which could result in a tank explosion or other accidental release to the environment b) Recommend the use of inherently safer storage tank design features to reduce the likelihood of explosions, including restrictions on the use of open vents for flammable hydrocarbons, flame arrestors, pressure vacuum vent valves, floating roofs, vapor recovery systems or an equivalent alternative. c) Describe sufficient security measures to prevent non-employee access to flammable storage tanks, including such measures as a full fence surrounding the tank with locked gate, hatch locks on tank manways, and barriers securely attached to tank external ladders or stairways d) Recommend that hazard signs or placards be displayed on or near tanks to identify the fire and explosion hazards using words and symbols recognizable by the general public The Mississippi Oil and Gas Board 2011-H-1-R02 Amend state oil and gas regulations to require the use of inherently safer tank design features such as flame arrestors, pressure vacuum vents, floating roofs, vapor recovery systems or an equivalent alternative, to prevent the ignition of a flammable atmosphere inside the tank.
Oklahoma Corporation Commission 2011-H-1-R03 Amend state oil and gas regulations to: a) Protect storage tanks at exploration and production sites from public access by requiring sufficient security measures, such as full fencing with a locked gate, hatch locks on tank manways, and barriers securely attached to tank external ladders and stairways.
Final Report September 2011 53 b) Require hazards signs or placards on or near tanks that identify the fire and explosion hazards using words and symbols recognizable by the general public. c) Require the use of inherently safer tank design features such as flame arrestors, pressure vacuum vents, floating roofs, vapor recovery systems or an equivalent alternative, to prevent the ignition of a flammable atmosphere inside the tank. The Texas Railroad Commission (RRC) 2011-H-1-R04 Amend state oil and gas regulations to: a) Protect storage tanks at exploration and production sites from public access by requiring sufficient security measures, such as full fencing with a locked gate, hatch locks on tank manways, and barriers securely attached to tank external ladders and stairways. b) Require hazards signs or placards on or near tanks that identify the fire and explosion hazards using words and symbols recognizable to the general public. c) Require the use of inherently safer tank design features such as flame arrestors, pressure vacuum vents, floating roofs, vapor recovery systems or an equivalent alternative to prevent the ignition of a flammable atmosphere inside the tank. American Petroleum Institute 2011-H-1-R05 Create a new standard or amend existing standards covering exploration and production facilities to: a) Warn that storage tanks at unmanned facilities may be subject to tampering or introduction of ignition sources by members of the public, which could result in a tank explosion or other accidental release to the environment. b) Recommend the use inherently safer storage tank design features to reduce the likelihood of explosions, including restrictions on the use of open vents for flammable hydrocarbons, flame arrestors, pressure vacuum vent valves, floating roofs, vapor recovery systems or an equivalent alternative. c) Require security measures at least as protective as API 2610 to prevent non-employee access to flammable storage tanks at upstream E&P sites, including such measures as a full fence surrounding the tank(s) with a locked gate, hatch locks on tank manways, and barriers securely attached to tank external ladders or stairways.
Final Report September 2011 54 d) Require that hazard signs or placards be displayed on or near tanks to identify the fire and explosion hazards using words and symbols recognizable by the general public. e) Recommend that new or revised mineral leasing agreements include security and signage requirements as described above. The National Fire Protection Association 2011-H-1-R06 Amend NFPA 30, “Storage of Liquids in Tanks—Requirements for all Storage Tanks” as follows: a) Remove the term “isolated” from the current wording of the standard and replace it with a more descriptive term, such as “normally unoccupied” a) Remove the words “Where necessary” from Security for Unsupervised Storage Tanks, Chapter 21.7.2.2. b) Add a reference to a relevant security standard that offers specifications on fencing, locks and other site security measures. c) Add a definition of security encompassing requirements such as fencing, locked gates, hatch locks, and barriers.
Final Report September 2011 55 By the U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board
The Honorable Rafael Moure Eraso
Chair
The Honorable John S. Bresland
Member
The Honorable Mark Griffon
Member
Date of Board Approval
Final Report September 2011 56 11.0 Appendix A: Previous Incidents Rio Blanco County, Colorado, June 24, 2007: 2 Teen Fatalities59 On June 24, 2007, in Rio Blanco County, Colorado, a tank exploded when a group of 15 to 20 teens and young adults were socializing near an oil tank storage site. The site was located along an access road on public land leased from the National Forest Service. The production site had two 400-barrel capacity tanks with atmospheric vent pipes; one contained 60 barrels and the other contained 120 barrels of oil. The youths had built a campfire approximately 50 to 60 yards from a group of oil tanks and two or three individuals and a dog climbed onto the tanks. Witnesses indicated that these individuals were jumping on the tanks when the witnesses heard a hissing coming from the tanks. Approximately 10 minutes later, an explosion propelled the bottom of one tank 80 to 100 yards away from its original location. The force of the explosion killed the two teens jumping on the tanks. The oil site was located in an isolated area and the embankment surrounding the tanks had a steel construction type pipe fence around it, intended to restrict cattle. The Colorado Bureau of Investigations (CBI) determined a lighter to be the likely ignition source and recommended that fencing be placed around the pumping unit and pit area. Mercedes, Texas, May 17, 2007: 3 Teen Fatalities60 A tank explosion on May 17, 2007, in Mercedes, Texas, killed three teens. Shoe prints were found on top of the tank, indicating that the teens were likely on top of the tank prior to the explosion; a cigarette lighter was also found. The tank was easily accessible and was a regular hangout for the teens.
59 Colorado Bureau of Investigations 60 Hidalgo County Fire Marshal's Office
Final Report September 2011 57 Long Lake, Texas, April 11, 2003: 4 Teen Fatalities61 A tank explosion on April 11, 2003, in Anderson County, Texas, killed three teens instantly; another died later of his injuries. Five teens had gathered at a remote oil site to socialize. They climbed the catwalk that accessed several tanks. They climbed to the top of the tank when one teenager climbed back down to the catwalk, opened an access hatch to one of the tanks, and looked inside. He returned to his spot on top of one of the tanks while one of his friends climbed down to look inside the tank, using a lighter to see the contents more clearly. The tank exploded fatally injuring three, seriously injuring one teen and leaving one with minor injuries. The site had no fences or warning signs. Heflin, Louisiana, May 26, 2001: 1 Teen Fatality 62 An oil tank incident on May 26, 2001, in Heflin, Louisiana, killed one teen, severely burned another, and left a third with minor burns. Six teens gathered at an oil site at approximately 5:00 a.m., when three of the six climbed the catwalk of a tank, which allowed access to the tops of three oil tanks. One teen climbed the center tank; another joined him, but became frightened while on the tank and climbed back down to the catwalk. The teen on top of the tank was smoking a cigarette, which likely ignited flammable fumes venting from the tank, causing the explosion. The force from the explosion threw the teen approximately 96 feet from the tank, killing him. Another teen on the catwalk was doused in burning liquid and severely burned. The third received minor burns.
61 Anderson County Sheriff Department 62 Webster Parish Sheriff’s Office
Final Report September 2011 58 Oil and Gas Storage Site Explosions, 1983-2010
Date City State Fatality Injury Incident Summary Fencing Required 1 4/2/1983 Center TX 2 0 Explosions blew apart two storage tanks of gas distillate killing two fourteen-year-old girls playing nearby; four other youths escaped uninjured. No 2 6/24/1985 Centralia IL 1 4 Firecrackers tossed into a 10-ft oil tank triggered an explosion and killed one teenager and injured four, including the father of a victim. The blast sprayed crude oil on homes nearly 100 yards away. No 3 5/16/1990 Beggs OK 3 0 An oil storage tank exploded, killing three men in their early 20s when one of the men attempted to light a cigarette. No 4 8/19/1990 Logansport LA 4 0 Four people, including two teenage sisters, were killed when a storage tank exploded. The victims appeared to be climbing a ladder to the top of the tank when the explosion happened. No 5 6/19/1991 Oklahoma City OK 1 0 A 13-year-old boy playing atop an oil field salt water tank was killed by an explosion triggered when he apparently struck a match. His body was thrown 60 yards by the blast. Yes (Urban) 6 10/28/1991 Tyler County TX 0 2 An adult and a teenager were injured when an oil storage tank exploded, igniting four other tanks when one of the victims lit a cigarette lighter near the storage tank’s open hatch. No 7 9/22/1992 Sherman TX 1 4 A tank explosion killed a teenager and injured four others at a tank farm where seven teenagers were partying after four teens climbed a tank and lit a match to see inside. Yes (Urban)
Final Report September 2011 59
Date City State Fatality Injury Incident Summary Fencing Required 8 7/2/1993 Providence KY 4 5 Four teenagers were killed and five others injured in a crude oil storage tank explosion triggered by a cigarette at a party. The victims were sitting on top the tank when it exploded. No 9 4/23/1995 Duncan OK 3 0 An oil field blast killed three 13-year-old boys while playing near two remote oil field storage tanks. No 10 11/28/1995 Bradford PA 2 0 A lit cigarette was blamed for an oil tank explosion that killed two 14-year-old boys playing on the tanks. No 11 6/22/1997 Konawa OK 2 0 Two teenagers, 15 and 13, died when they climbed a 20,000-gallon oil tank and lit fireworks, triggering an explosion. No 12 7/29/1997 Chandlersville OH 2 0 Two teenagers, 17 and 15, died when a 15-ft oil tank exploded, throwing their bodies more than 200 feet. The teens appeared to have been climbing the tank at the time of the explosion. No 13 8/14/1998 Logan OH 1 1 One young man was killed and a 16-year-old girl was seriously injured when an oil storage tank exploded, throwing their bodies about 100 feet. The oil tanks were not in use at the time of the explosion. No 14 1/29/2000 Flora Vista NM 1 1 A gas tank explosion killed one teenager and critically injured another when one of the boys apparently threw a lighter into the 12,000-gallon tank. No 15 5/26/2001 Sibley LA 1 1 One teenager was killed and another critically burned when an oil tank in an oil field exploded. Two of the five teens were sitting on the tank, and one was smoking a cigarette at the time of the explosion. No
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Date City State Fatality Injury Incident Summary Fencing Required 16 11/30/2001 Duson LA 0 1 An explosion in a crude oil storage tank threw a 14- year-old boy more than 100 feet as he was reportedly walking his dog in the surrounding fields. No 17 4/11/2003 Long Lake (Palestine) TX 4 0 Four teenagers died in an oil storage tank explosion when five teens climbed the tank and one opened the hatch. A cigarette lighter triggered the blast and the victims were thrown nearly 75 yards. No 18 9/6/2003 Blue Rock OH 0 2 Four individuals were socializing at an oil tank site when a tank exploded causing head injuries to two of the men. One of the men apparently lit a cigarette after climbing atop the tank. No 19 5/14/2005 Ripley OK 2 0 Two men ages 19 and 20 died from third-degree burns over 90 percent of their bodies after an oil storage tank exploded while they and two others were drinking at the site. No 20 12/18/2006 Springtown TX 1 1 Two teenagers, 16 and 14, at a tank battery dropped a burning paper into an unlocked tank hatch located inside a 5-ft high unlocked cattle fence. One victim was killed and the other injured. No* (cattle fence) 21 3/12/2007 Oklahoma City OK 0 1 A 15-year-old boy was critically injured after an explosion and fire at an oil tank battery burned more than 45 percent of his body. The cause of the explosion was unclear. Yes (Urban) 22 5/18/2007 Mercedes TX 3 0 Three teenagers were killed when a liquid storage tank exploded in a field after one of the teens apparently climbed onto the abandoned tank and opened the hatch. No
Final Report September 2011 61
Date City State Fatality Injury Incident Summary Fencing Required 23 6/23/2007 Oak Creek CO 2 0 A group of 15-20 teens partying at an oil storage site triggered a tank explosion killing two teens as they jumped on and smoked near the oil tanks. Yes (Wildlife) 24 10/31/2009 Carnes MS 2 0 Two teenagers socializing at a tank site were killed when an oil tank exploded in a wooded clearing approximately 150 yards from one of the victims' homes. No 25 4/14/2010 Weleetka OK 1 1 A group of 6 teenagers and young adults were socializing at an oil storage site when a tank exploded, fatally injuring one and causing second degree burns to another. No 26 4/26/2010 New London TX 1 1 Two young adults were socializing at an oil tank site when an explosion killed one and critically injured the other. No
Sources: 1) Associated Press; 2) Chicago Tribune; 3) USA Today; 4) Washington Post; 5) Daily Oklahoman; 6) San Antonio Daily Express; 7) New York Times; 8) Associated Press/CSB Documents; 9) Daily Oklahoman; 10) Pittsburgh Gazette; 11) Associated Press; 12) Columbus Dispatch; 13) Associated Press/CSB Documents; 14) Albuquerque Tribune; 15) Associated Press/CSB Documents; 16) Daily Advertiser; 17) Associated Press; 18) Associated Press/CSB Documents; 19) Associated Press; 20) CSB Documents; 21) Daily Oklahoman; 22) Associated Press; 23) CSB Documents; 24) CSB Investigation; 25) CSB Investigation; 26) CSB Investigation
FD06364 | 1992_美国_SodiumHydrosulfide:_PreventingHarm-_Sodium_Hydrosulfide_Preventing_Harm__最终报告.pdf
分类:06_境外及港澳台调查报告 | 年份:1992 | 地域: | 严重程度: | 场所: | 起火原因: | 来源格式:pdf
Safety Bulletin U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board HAZARDS OF NITROGEN ASPHYXIATION Introduction E very year people are killed by breathing “air” that contains too little oxygen. Because 78 percent of the air we breathe is nitrogen gas, many people assume that nitrogen is not harmful. However, nitrogen is safe to breathe only when mixed with the appropriate amount of oxygen. These two gases cannot be detected by the sense of smell. A nitrogen- enriched environment, which depletes oxygen, can be detected only with special instruments. If the concentration of nitrogen is too high (and oxygen too low), the body becomes oxygen deprived and asphyxiation occurs. 1 In 1998, the U.S. Chemical Safety Board (CSB) investigated a nitrogen asphyxiation incident that occurred in Hahnville, Louisiana. As part of that investigation, CSB reviewed the prevalence of asphyxiation incidents.
No. 2003-10-B | June 2003 T his Safety Bulletin is pub- lished to bring additional attention to the continuing hazards of nitrogen asphyxiation.1 Nitrogen is widely used com- mercially. It is often used to keep material free of con- taminants (such as oxygen) that may corrode equipment, present a fire hazard, or be toxic. Nitrogen asphyxiation hazards in industry resulted in 80 deaths from 1992 to 2002. These incidents occurred in a variety of facilities, including industrial plants, laboratories, and medical facilities; almost half involved contractors. Good practices and awareness of hazards minimize the risk of nitrogen asphyxiation (Figure 1). Many incidents reviewed by CSB were caused by inadequate knowledge of the hazard or Commercial Uses of Nitrogen One of the most important commercial uses of nitrogen is as an inerting agent to improve safety. Nitrogen is inert under most conditions (i.e., it does not react with or affect other material). It is often used to keep material free of contaminants, including oxygen—which can corrode equipment or present a fire and explosion hazard when in contact with flammable liquids or combustible solids. In such cases, a flow of nitrogen is maintained in a vessel to keep oxygen out. Nitrogen is also used to purge air from equipment prior to introducing material, or to purge flammable or toxic material prior to opening equipment for maintenance. In industrial and commercial settings where a nitrogen-enriched environment may present a hazard, such as when using supplied air or working in or around spaces that are confined, k Figure 1. Sign warning of nitrogen hazard. inadvertent use of nitrogen rather than breathing-air delivery systems. This bulletin focuses only on the hazard of asphyxiation, though nitrogen also presents cryogenic and high-pressure hazards.
2 precautions must be taken to ensure that sufficient oxygen is provided to personnel. CSB Safety Bulletins offer advisory information on good practices for managing chemical process hazards. Case studies provide supporting information. Safety Bulletins differ from CSB Investigation Reports in that they do not comprehensively review all the causes of an incident. U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board Office of Investigations and Safety Programs 2175 K Street NW, Suite 400 Washington, DC 20037-1848 202-261-7600 www.chemsafety.gov serious and immediate effects, including unconsciousness after only one or two breaths. The exposed person has no warning and cannot sense that the oxygen level is too low. The Occupational Safety and Health Administration (OSHA) requires employers to maintain workplace oxygen at levels between 19.5 and 23.5 percent. As shown in the table on page 3, the human body is adversely affected by lower concentrations. As the oxygen concentration falls below 16 percent, the brain sends commands to the breathing control center, causing the victim to resuscitated, he or she risks cardiac arrest. k Nitrogen . . . presents a hazard when it displaces oxygen. 2 Data sources for the CSB review include regulatory agencies, media reports, technical publications, and contacts with safety personnel; however, only those incidents that were reported and accessible are represented. Although the summary data reported above are not all-inclusive, the numbers clearly indicate that nitrogen asphyxiation presents a serious hazard in the workplace. Statistical analysis is based on available, limited information. k Nitrogen is safe to breathe only when mixed with the appropriate amount of oxygen. Effects of Oxygen- Deficient Atmosphere Nitrogen is not a “poison” in the traditional sense. It presents a hazard when it displaces oxygen, making the atmosphere hazardous to humans. Breathing an oxygen- deficient atmosphere can have k In industrial and commercial settings where a nitrogen- enriched environment may present a hazard, . . . precautions must be taken to ensure that there is sufficient oxygen in the atmosphere. breathe faster and deeper. As the oxygen level continues to decrease, full recovery is less certain. An atmosphere of only 4 to 6 percent oxygen causes the victim to fall into a coma in less than 40 seconds. Oxygen must be administered within minutes to offer a chance of survival. Even when a victim is rescued and Statistics on Nitrogen Asphyxiation From reported data for the United States, CSB identified 85 nitrogen asphyxiation incidents that occurred in the workplace between 1992 and 2002. In these incidents, 80 people were killed and 50 were injured. 2 Profile of Affected Industries and Activities Of the 85 incidents reported, 62 percent occurred in chemical plants and refineries, food processing and storage facilities, metal and manufacturing operations, and other industrial, maritime, and manufacturing sites, including nuclear plants. Approximately 13 percent of the incidents involved maintenance
3 identified as being in manu- facturing facilities—account for about 14 percent of the incidents. The remainder of the incidents occurred in laboratories and miscellaneous industries, such as medical and transportation. The data show that employees and contractors alike are victims of asphyxiation. Of the 85 incidents reviewed, 42 involved contractors, including construction workers; k CSB identified 85 nitrogen asphyxiation incidents that occurred in the workplace between 1992 and 2002 . . . 80 people were killed and 50 were injured. k . . . 130 workplace fatalities and injuries occurred from breathing nitrogen-enriched air. Over 60 percent of these victims were working in or next to a confined space. 3 “Next to a confined space” means that a person’s breathing zone is affected by the atmosphere emanating from the space. The person may be standing in the immediate area but not actually in the space. 4According to OSHA, a confined space can be entered to perform work, has limited means of egress, and is not designed for continuous employee occupancy. A “permit-required confined space” includes a space that contains or has the potential to contain a serious safety or health hazard, such as a hazardous atmosphere. activities, such as railcar and tank truck cleaning, painting, maintenance, and repair. These incidents are categorized as “maintenance” because incident reports do not include enough information on the type of industrial setting; they could have occurred at manufacturing sites, which would increase the 62 percent estimate above. Likewise, trenches and manholes—not specifically these 42 incidents account for over 60 percent of the fatalities. Causal Information From the CSB data, a combined total of 130 workplace fatalities and injuries occurred from breathing nitrogen-enriched air. Over 60 percent of these victims were working in or next to a confined space.3,4 One characteristic of a confined space is its capability to contain an atmosphere that may be totally different from outside air. Confined spaces in manufacturing sites typically include equipment such as reactors, vessels, tanks, and boilers. Other such spaces are railcars, trenches, and areas accessible by manholes. k Of the 85 incidents reviewed, 42 involved contractors, including construction workers; these 42 incidents account for over 60 percent of the fatalities. Effects of Oxygen Deficiency on the Human Body 20.9 Normal 19.0 Some unnoticeable adverse physiological effects 16.0 Increased pulse and breathing rate, impaired thinking and attention, reduced coordination 14.0 Abnormal fatigue upon exertion, emotional upset, faulty coordination, poor judgment 12.5 Very poor judgment and coordination, impaired respiration that may cause permanent heart damage, nausea, and vomiting
Inability to move, loss of consciousness, convulsions, death Atmospheric Oxygen Concentration (%) Possible Results SOURCE: Compressed Gas Association, 2001.
4 flush equipment prior to entry. In either situation, inadequate knowledge of the hazard and failure to detect additional nitrogen resulted in a fatal concentration of gas. k When fatalities and injuries occurred in “open areas” . . . the hazard of asphyxiation was not expected and personnel were typically caught off guard. k In one incident, a worker mistakenly used nitrogen instead of air to purge a confined space . . . In another case, workers inadvertently connected the hose for their breathing-air respirator to a pure nitrogen line. The data provide examples of workers inadvertently using nitrogen instead of air because of interchangeable couplings on lines and poor or nonexistent labeling. In one incident, a worker mistakenly used nitrogen instead of air to purge a confined space. An inert atmosphere was unexpected and undetected. One worker was killed, and a colleague also died while attempting rescue. In another case, workers inadvertently connected the hose for their breathing-air respirator to a pure nitrogen line. Failure to Detect Oxygen- Deficient Atmosphere Failure to detect an oxygen- deficient (nitrogen-enriched) atmosphere was a significant factor in several incidents. In the data evaluated for this study, 67 of the 85 incidents involved circumstances where personnel were in or around a confined area—such as a railcar, room, process vessel, or tank (Figure 2)—and nitrogen was initially present in high levels or later collected in the area. These incidents accounted for 62 fatalities and 33 injuries. In each of the 67 incidents, personnel failed to detect elevated levels of nitrogen and take appropriate precautions. When fatalities and injuries occurred in “open areas” (including areas with ventilation, laboratories, buildings, and outside in the vicinity of equipment), the hazard of asphyxiation was not expected and personnel were typically caught off guard. In some cases, personnel unknowingly created a nitrogen- enriched atmosphere by mistakenly using nitrogen instead of air to Mix-Up of Nitrogen and Breathing Air Confusing nitrogen gas with air and problems with breathing-air delivery systems accounted for 12 of the 85 incidents, and approxi- mately 20 percent of fatalities. Fatalities and Injuries During Attempted Rescue One of the most difficult issues concerning hazardous atmosphere emergencies is the human instinct to aid someone in distress. Approximately 10 percent of fatalities from the CSB data were due to attempts to rescue injured persons in confined spaces. k Figure 2. Confined area.
5 Asphyxiation Hazards Outside Industry and Effect on General Public Asphyxiation hazards may also be present outside industry, especially among people who use breathing air, such as firefighters, divers, and medical patients. Statistics on these types of incidents are difficult to collect and are not included in this bulletin, though one such case is summarized below. The victim used a lift to access the external area of the upper tank, which was fitted with a manway. As he leaned into the tank opening, his coworkers noticed that he was not responding to their communication. They found the victim unconscious, and he later died as a result of oxygen deficiency. Employee Overcome While Testing Atmosphere An operator was conducting a flammable gas test on a tower feedline that discharged into a low-pressure flare gas header. The test was required for a hot work permit to take flash photos. The chief operator issued a work permit that required a supplied- air respirator. Two contractor pipefitters wore respirators and removed the safety valve. The operator, however, wore no respiratory protection. After climbing the scaffold, he was overcome by nitrogen gas from the open flare line before he could complete atmospheric sampling. The operator backed away, turned, and slumped to his knees. He was disoriented and briefly lost consciousness. An investi- gation concluded that the incident was due to elevated levels of nitrogen gas that had inadvertently entered the flare system. Inadequate Monitoring of Atmosphere Contractor Asphyxiated Inside Tank Car White mineral oil in a tank car at an oil refinery was offloaded by injecting nitrogen gas into the car. An employee of a railcar cleaning company was asphyxiated while cleaning the nitrogen-filled tank car. Corrupt Breathing Air Supply Two Laborers/Painting Contractors Asphyxiated Two painting contractors were abrasive-blasting tubes inside a boiler at a chemical plant. They each wore supplied-air respirators connected to a 12-pack cluster of compressed air cylinders. Another subcontractor monitored the work outside the confined space. Work proceeded normally throughout the night shift; however, at 3:00 am, the attendant got no response after repeatedly sounding the air horn. When another contractor employee was sent into the boiler to assess the situation, he found the two men lying on opposite ends of the scaffolding. When the plant health, safety, and environmental department tested the compressed air 12-pack, they found that it contained less than 5 percent oxygen. The “air” had been manufactured with too low a k Approximately 10 percent of fatalities from the CSB data were due to attempts to rescue injured persons in confined spaces. Selected Case Studies Failure to Recognize Asphyxiation Hazards Near Confined Spaces Employee Dies After Partially Entering a Nitrogen-Purged Tank Two coworkers and the victim were cleaning filters in a hydrogen purifying tank. The tank was partly purged with nitrogen to remove internal dust particles.
6 concentration of oxygen. (Note: This fatal incident prompted OSHA to issue a safety alert on the batch of breathing air.) Mix-Ups Between Nitrogen and Air Three Employees Asphyxiated in Coating Tank The atmosphere inside a coating tank was tested and ventilated the day before work was to be performed. On the following day, a contractor entered the tank to clean it and collapsed. Two plant employees entered to attempt rescue, but they were also overcome. The tank had been ventilated with what was thought to be com- pressed air but was actually nitrogen. The atmosphere was not tested prior to beginning work. All three men were asphyxiated. Employee Killed by Overexposure to Pure Nitrogen A contractor planned to use an air- powered hammer to chip residue from a furnace in an aluminum foundry. He wore an airline respirator. Of two compressed gas lines with fittings, one was labeled “natural gas” and the other had an old paper tag attached with “air” handwritten on it. However, this line actually contained pure nitrogen. A splitter diverted one part of the gas stream to the air hammer and the other part to the airline res- pirator. Once the respirator was in place, the worker breathed pure nitrogen and was asphyxiated. Four Killed and Six Injured in Nursing Home A nursing home routinely ordered large pure oxygen compressed gas cylinders for residents with respiratory system diseases. The supplier mistakenly delivered one cylinder of pure nitrogen with three cylinders of oxygen; a nursing home maintenance employee mistakenly accepted the nitrogen tank. Another maintenance employee took this cylinder, which had a nitrogen label partially covering an oxygen label, to connect it to the oxygen supply system. The tank was fitted with nitrogen- compatible couplings. The employee removed a fitting from an empty oxygen cylinder and used it as an adapter to connect the nitrogen tank to the oxygen system. Four deaths and six injuries occurred as a result of pure nitrogen being delivered to the patients. Good Practices for Safe Handling of Nitrogen Implement Warning Systems and Continuous Atmospheric Monitoring of Enclosures The atmosphere in a confined space or small enclosed area may be unfit for breathing prior to entry, or it may change over time, depending on the type of equipment or work being performed. Recognizing this hazard, good practice calls for continuous monitoring of a confined space to detect oxygen- deficient, toxic, or explosive atmospheres. The entire confined space should be monitored—not just the entry portal. Warning and protection systems include flashing lights, audible alarms, and auto-locking entryways to prevent access. Such devices, if properly installed and k The atmosphere in a confined space or small enclosed area may be unfit for breathing prior to entry, or it may change over time . . .
7 Personnel should be trained on how to properly respond and evacuate in the event of failure of the system. Implement System for Safe Rescue of Workers Rescue may be necessary in the event of continuous monitoring, ventilation failure, or another emergency condition. The ability to immediately retrieve immobilized workers is a critical component of confined space entry preplanning. or legs. The attendant and rescue personnel should be available at all times. Rescuers must have an effective system to communicate with personnel inside enclosures. No one should enter a dangerous atmosphere without proper personal protective equipment. The last measure of defense requires personnel to actually enter the confined area to retrieve the victim. This approach should be used only when personnel are appropriately trained, have donned rescue equipment, and have dependable breathing air. Approximately 10 percent of fatalities from the survey data occurred to personnel attempting rescue. These deaths could have been prevented if a reliable retrieval system was in place. Such a system would also prevent many entry worker fatalities because it provides for quickly removing the worker from a dangerous atmosphere to a safe one. Ensure Uninterrupted Flow and Integrity of Breathing Air Breathing air must be supplied when workers enter environments where oxygen is or may become deficient. Workers may use either a self-contained breathing apparatus (SCBA) or an airline respirator, which consists of a long hose connecting a breathing air supply to the respirator or hood. Because a worker using an airline respirator does not control the maintained, warn workers of hazardous atmospheres. Personal monitors can measure oxygen concentration and give an audible or vibration alarm for low oxygen concentrations. k It is essential to maintain continuous forced draft fresh-air ventilation before the job begins through to completion. k Good practice calls for continuous monitoring of a confined space to detect oxygen- deficient, toxic, or explosive atmospheres. One method is to attach a body harness and lifeline to personnel entering confined areas. This procedure also benefits potential rescuers because they do not have to enter the confined area to retrieve the victim. However, when a worker enters a pipeline, some furnaces, ducts, or other narrow-diameter confined spaces, pulling on a line attached to a body harness may cause the person to bunch up and become stuck inside. Depending on the situation, wristlets or anklets attached to a lifeline and a retrieval mechanism allow the confined space attendant to pull the person out by the arms Ensure Ventilation With Fresh Air Because the atmosphere of a confined space or small/enclosed area often changes during the course of work, it is essential to maintain continuous forced draft fresh-air ventilation before the job begins through to completion. Areas with the potential to contain elevated levels of nitrogen gas should be continuously ventilated prior to and during the course of the job. Ventilation is also required in rooms and chambers into which nitrogen may leak or vent. In a few of the study cases, people who were simply working close to the nitrogen-containing confined space, room, or enclosure were asphyxiated. Systems must be in place to properly design, evaluate, and maintain ventilation systems. A warning system will alert workers of a dangerous atmosphere.
8 k Breathing air must be supplied when workers enter environments where oxygen is or may become deficient. and dedicated to breathing-air systems. The compressor should have a moisture trap, an oil trap, and a carbon monoxide sensor and alarm. When breathing air is manufactured by mixing nitrogen and oxygen, the pressure of the cylinders during filling must be known to ensure that the correct amounts are mixed. The final product must be tested to ensure its integrity. Prevent Inadvertent Mix- Up of Nitrogen and Breathing Air To prevent interchanging com- pressed nitrogen with compressed industrial grade air or compressed breathing-quality air, specific fittings should be used for each cylinder. Cylinders for nitrogen, industrial grade air, and breathing-quality air have distinct, incompatible fittings that cannot be cross-connected. k Personnel should understand that the fittings are intended to be incompatible to ensure safety. source of supply, air may suddenly or inadvertently be interrupted. For example, a power failure may stop an air compressor, the air supply may simply run out, or the supply hose may become twisted or obstructed (e.g., by a vehicle). When supplied air is used, facility management systems must protect against interruption of airflow and provide alternate sources of power for the compressors. A comprehensive management system includes the following: Continuous monitoring of air supply. Routine inspection and replacement of supplied-air hoses. Restriction of vehicular traffic in the area of supply hoses. When using supplied air, a worker should carry a small backup cylinder (escape pack)—attached to a different supplied-air system—with enough breathing air to last 5 to 10 minutes. Breathing air is manufactured either by purifying and compressing air or by mixing nitrogen and oxygen to the appropriate ratio. A breathing-air compressor and its hoses should be specifically manufactured for fittings are additional reminders of which gas is contained inside. Color coding also helps to identify systems. Develop and Implement Comprehensive Training Programs The good practices for safe handling of nitrogen, described above, are effective only if personnel are trained on the importance of the following: Use of ventilation systems, retrieval systems, and atmospheric monitoring equipment—both how to use them and how to determine when they are not working properly. Dangers of nitrogen-enriched atmospheres and the systems to Personnel should understand that the fittings are intended to be incompatible to ensure safety. Cylinders should be clearly labeled; typical cylinders are shown in Figure 3. Labels on piping systems, compressors, and k Figure 3. Compressed gas cylinders.
9 References and Additional Information American National Standards Institute (ANSI)/American Society of Safety Engineers (ASSE), 2003. Safety Requirements for Confined Spaces, Z117.1-2003. ANSI/ASSE, 2003. Criteria for Accepted Practices in Safety, Health, and Environmental Training, Z490.1-2001. ANSI, 2002. Standards on Signage and Labeling, Z535 Series. Compressed Gas Association, Inc.,
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Gases, 4th edition, Kluwer Academic Publishers. Federal Aviation Administration (FAA), 2003. NASA Physiology Training, www.faa.gov/avr/ cmo/coa/PH-TR.html. Finkel, Martin H., 2000. Guidelines for Hot Work in Confined Spaces; Recommended Practices for Industrial Hygienists and Safety Professionals, ASSE. Harris, Michael K., Lindsay E. Booher, and Stephanie Carter,
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Temporary Ventilation of Confined Spaces, American Industrial Hygiene Association (AIHA). Kletz, Trevor, 1995. What Went Wrong? Case Histories of Process Plant Disasters, Gulf Publishing Company. Institution of Chemical Engineers (IChemE), 2003. Accident Data Base, she@ichme.org.uk. Martin, Lawrence, 1997. “Effects of Gas Pressure at Depth: Nitrogen Narcosis, CO and CO2 Toxicity, Oxygen Toxicity, and ‘Shallow-Water’ Blackout,” Scuba Diving Explained, Physiology and Medical Aspects of Scuba Diving, Best Publishing Company. McManus, Neil, 1999. Safety and Health in Confined Spaces, Lewis Publishers/CRC Press. National Institute for Occupational Safety and Health (NIOSH),
- “State FACE Inves-
tigations of Fatal Confined- Space Incidents,” Traumatic Occupational Injury, www.cdc.gov/niosh/face, Oct- Nov 2002. Occupational Safety and Health Administration (OSHA), 2003. Safety and Health Topics: Confined Spaces, www.osha.gov/ SLTC/confinedspaces/ index.html. k Contractors as well as employees should be trained. prevent interchanging breathing air and nitrogen. Implementing good hazard communication, which includes safe handling of air and nitrogen delivery systems. Mandatory safety practices and procedures for entry into confined spaces, such as permits, providing an attendant, monitoring, ventilating, rescue, and contractor oversight. Precautions when working around equipment that may contain elevated levels of nitrogen. The reason for special fittings on compressed gas cylinders. Proper use of air supply equipment. Training should cover new and revised procedures for confined space entry, and establish measurements for employee proficiency. Contractors as well as employees should be trained.
10 The U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board (CSB) is an independent Federal agency whose mission is to ensure the safety of workers, the public, and the environment by investigating and preventing chemical incidents. CSB is a scientific investigative organization; it is not an enforcement or regulatory body. Established by the Clean Air Act Amendments of 1990, CSB is responsible for determining the root and contributing causes of accidents, issuing safety recommendations, studying chemical safety issues, and evaluating the effectiveness of other government agencies involved in chemical safety. No part of the conclusions, findings, or recommendations of CSB relating to any chemical incident may be admitted as evidence or used in any action or suit for damages arising out of any matter mentioned in an investigation report (see 42 U.S.C. § 7412(r)(6)(G)). CSB makes public its actions and decisions through investigation reports, summary reports, safety bulletins, safety recommendations, case studies, incident digests, special technical publications, and statistical reviews. More information about CSB may be found at www.chemsafety.gov. Salus Populi Est Lex Suprema People’s Safety is the Highest Law CSB investigation reports may be purchased from: National Technical Information Service 5285 Port Royal Road Springfield, VA 22161 (800) 553-NTIS or (703) 487-4600 Email: info@ntis.fedworld.gov For international orders, see: www.ntis.gov/support/cooperat.htm. Information about available publications may be obtained by contacting: U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board Office of Prevention, Outreach, and Policy 2175 K Street NW, Suite 400 Washington, DC 20037-1848 (202) 261-7600 OSHA, 2002. Accident Investigation Summary Index Page, www.osha.gov, Oct-Nov 2002. OSHA, 1994. “Permit-Required Confined Spaces,” Federal Register, 29 CFR 1910.146, May 1994. Rekus, John F., 1994. Complete Confined Spaces Handbook, Lewis Publishers/CRC Press. Safety Engineering, 2002. Daily Incident Alert Archives, www.safteng.net, Oct-Nov 2002. The Bureau of National Affairs, Inc. (BNA), 1998. Occupational Safety and Health Reporter, Vol. 27, No. 46, April 22, 1998. BNA, 1996. Occupational Safety and Health Reporter, Vol. 25, No. 47, May 1, 1996. U.S. Air Force, 2003. Hypoxia, www.batnet.com/mfwright/ hypoxia.html. U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board (USCSB),
- Incident Data Base,
www.csb.gov, Oct-Nov 2002.
FD06365 | 1998_美国_ManagementChange-_Management_of_Change__安全通报.pdf
分类:06_境外及港澳台调查报告 | 年份:1998 | 地域: | 严重程度: | 场所: | 起火原因: | 来源格式:pdf
Case No. 1 Background On November 25, 1998, a fire at the Equilon Enterprises oil refinery delayed coking unit in Anacortes, Washington, caused six fatalities (Figure 1). A loss of electric power and steam supply approximately 37 hours prior to the fire had resulted in abnormal process conditions. Process Description A delayed coker converts heavy tar-like oil to lighter petroleum products, such as gasoline and fuel oil. Petroleum coke is a byproduct of the process. Drums1 of coke are actually produced in batches, though the operation is conducted continuously. After a drum is filled, the flow of oil is diverted to a freshly emptied vessel. The full drum contains a tarry mass, which solidifies to a coal-like substance (coke) when cooled by the addition of steam and then water. The top and bottom of the drum are opened at the completion of the cooling cycle, and the solid mass of coke is then cut into pieces and removed from the vessel. Incident Description Pre-Incident Activity— A severe storm on November 24 caused an electric power outage in the refinery. The storm interrupted process operations and also stopped the production of steam. At the delayed coking unit, the on-line drum had been filling for about an hour and was approximately 7 percent full. The other drum was full and was being cooled. Although electric power was restored after 2 hours, an additional 10 hours passed before steam production was re- established. During the interim, the tarry oil in the piping between the furnace and the partially filled drum cooled and started to solidify. Once steam was restored, the operators were unsuccessful in attempting to inject it into the drum through the normal route because Safety Bulletin U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board MANAGEMENT OF CHANGE Introduction T he U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board (CSB) issues this Safety Bulletin to focus attention on the need for systematically managing the safety effects of process changes in the chemical industry. This bulletin discusses two incidents that occurred in the United States in
- Each case history offers valuable insights into the importance of
having a systematic method for the management of change (MOC). An MOC methodology should be applied to operational deviations and variances, as well as to preplanned changes—such as those involving technology, processes, and equipment. 1 Within the oil industry, a drum is a tower or vessel in which materials are processed, heated, or stored. Coke drums can be very large and typically stand several stories high.
No. 2001-04-SB | August 2001 l Figure 1. Equilon Enterprises oil refinery fire.
2 of the plugged piping. (When normally injected, steam creates passages in the tarry mass through which cooling water can later flow. It also drives off remaining residual volatile petroleum and sulfur compounds from the coke.) A process interruption in 1996 had also resulted in a partially filled drum. At that time, water was injected into the drum to cool the material inside. However, when the drum was opened, a torrent of water, heavy oil, and coke spewed out—which created a hazard and required a major cleanup. An internal investigation team recommended that procedures be written for cooling/emptying partially filled drums. However, this task was not completed. On the day of the fire, neither the process supervisor nor the operators had any written procedures for handling partially filled drums. The process supervisor was aware of the seriousness of the previous incident. He left instructions directing the night shift not to add any water, and instead to allow the drum and its contents to simply stand and cool overnight. On the following morning, he met with the operators to determine how to empty the partially filled drum. No engineers, who could have provided technical support, were present at this meeting. Preliminary Operations—The supervisor and operators observed that the exposed part of the bottom flange of the drum felt cool to the touch. They also noted that temperature-sensing devices located beneath the insulation on the outside surface of the drum indicated approximately 230 degrees Fahrenheit (°F), as compared to the 800°F of a typically full drum. One operator suggested adding 100 barrels of water to the drum. However, the supervisor was concerned about such a course of action because of the previous incident. Upon further discussion, they decided—because part of the drum felt cool, and the temperature-sensing devices read only 230ºF—that it was not very hot inside and it was safe to open the vessel as long as they first injected some steam. An operator connected a steam hose to the oil inlet piping at the bottom of the drum. Several witnesses said that the steam warmed the top of the piping, but the bottom remained cool. It is likely that steam flow had been established, but the rate of flow was low. Opening the Vessel—Personnel expected a tarry mass to drain from the drum. The supervisor and process operator directed that the drum be opened with a minimum number of people present. Because they were also concerned that the limited flow of steam might not sufficiently strip all the toxic compounds from the tar inside the vessel, they required that the workers removing the bolts on the drum heads wear self-contained breathing apparatus. The top head was unbolted and lifted from the drum. The bottom head was also unbolted and held in place by a hydraulic dolly. The operator then activated a release mechanism to lower the dolly. Witnesses reported hearing a whooshing sound and seeing a white cloud of vapor emanate from the bottom of the drum. The hot petroleum vapor burst into flames. The process supervisor, an operator, and the four contract personnel assisting were caught in the fire and did not survive (Figure 2). After the incident, Equilon relocated the controls for the hydraulic dolly to allow workers to position themselves farther from a drum when opening it. Followup Analysis—The supervisor and operators analyzed the situation and devised process changes to empty the drum. The relative coolness of the bottom flange erroneously suggested to them that the temperature inside the drum was also cool—when, in CSB Safety Bulletins offer advisory information on good practices for managing chemical process hazards. Actual CSB case histories provide supporting information. Safety Bulletins differ from CSB Investigation Reports in that they do not comprehensively review all the causes of an incident. U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board Office of Investigations and Safety Programs 2175 K Street NW, Suite 400 Washington, DC 20037 202-261-7600 http://www.chemsafety.gov
3 fact, only the material adjacent to the inside walls had cooled. Unknown to the coker unit personnel present, the core of the mass remained insulated from heat loss. Within the core, residual heat continued to break down the petroleum, creating a pocket of hot pressurized volatile oil. Had the limitations of temperature- sensing devices been better understood, personnel may have realized that the low temperature readings were not representative of the hot core. It was assumed that the entire drum contents had cooled to safe levels during the 2 days since the power failure. However, heat transfer calculations would have indicated that weeks would be required for the drum contents to cool sufficiently via heat losses to the ambient environment. Lessons Learned Chemical processing enterprises should establish policies to manage deviations from normal operations. Systematic methods for managing change are sometimes applied to physical alterations, such as those that occur when an interlock is bypassed, new equipment is added, or a replacement is “not in kind.” However, the Equilon incident underscores the need to have MOC policies that include abnormal situations, changes to procedures, and deviations from standard operating conditions. For an MOC system to function effectively, field personnel need to know how to recognize which deviations are significant enough to trigger further review. It is essential to prepare operating procedures with well-defined limits for process variables for all common tasks. Once onsite personnel are trained on MOC policy and are knowledgeable about normal limits for process variables, they can make informed judgments regarding when to apply the MOC system. Once a deviation is identified that triggers the MOC system, it is management’s responsibility to gather the right people and resources to review the situation. The skills of a multidisciplinary team may be required to thoroughly identify potential hazards, develop protective measures, and propose a course of action. The Equilon incident could have been avoided if the “change” was managed by a team experienced in hands-on operations, safety procedures, and engineering calculations. Written procedures for cooling and emptying partially filled drums, as recommended by an Equilon investigation team in 1996, might also have reduced the likelihood of this incident. l The relative coolness of the bottom flange erroneously suggested . . . that the temperature inside the drum was also cool—when, in fact, only the material adjacent to the inside walls had cooled. l . . . the Equilon incident underscores the need to have MOC policies that include abnormal situations, changes to procedures, and deviations from standard operating conditions. l Figure 2. Fire control efforts at Equilon refinery. Matt Wallis, Skagit Valley Herald
4 The Center for Chemical Process Safety, an industry-sponsored organization affiliated with the American Institute of Chemical Engineers, offers this useful guidance in its publication, Guidelines for Technical Management of Chemical Process Safety (1989): In any operation, situations will arise that were not foreseen when the operating procedures were developed. At such times, personnel may want to conduct operations in a way that differs from, or contradicts, the process technology or the standard operating procedures. To assure that these deviations from normal practice do not create unacceptable risks, it is important to have a variance procedure, or to have incorporated the same means of control into other management systems. The variance procedure will require review of the planned deviation, and acceptance of the risks it poses. The variance procedure should require the explanation of the deviation planned; the reasons it is necessary; the safety, health, and environmental considerations; control measures to be taken; and duration of the variance. Variances should require the approval by a suitable level of management, based on the process risks involved. Also, they should be documented to assure consistent understanding by all affected individuals and departments of what specific departure from normal practice is to be allowed. A formal hazard analysis may be appropriate depending on the Case No. 2 Background On October 13, 1998, a reaction vessel explosion and fire at the CONDEA Vista Company detergent alkylate plant in Baltimore, Maryland, injured four people (Figure 3). Process Description Linear alkyl benzene is used to produce biodegradable detergents, which are widely used in industrial, commercial, and residential cleaners. At CONDEA Vista, this chemical was manufactured by mixing powdered aluminum chloride (the catalyst) with liquid hydrocarbons, chlorinated hydrocarbons, and benzene. Incident Description Pre-Incident Activity—About 3 months prior to the incident, the Baltimore facility changed its process technology and discontinued the direct addition of aluminum chloride to the reactor. Instead, powdered aluminum was added to the reactor, where it combined with hydrogen chloride to form the necessary aluminum chloride. Shortly after the plant switched to the new process, the reactor became fouled with a sludge-like catalyst residue. When the process was shut down for maintenance, the operators were unable to empty the liquid that remained in the reactor. Sludge had settled in the vessel, plugging the bottom outlet nozzle. l “To assure that . . . deviations from normal practice do not create unacceptable risks, it is important to have a variance procedure, or to have incorporated the same means of control into other management systems.” l The Equilon incident could have been avoided if the “change” was managed by a team experienced in hands-on operations, safety procedures, and engineering calculations. complexity of the change or variance. A hazard analysis for the Equilon situation would have likely determined the limitations of the temperature readings and that it was unsafe to open the drum. It would have also identified the possible release of a large volume of very hot liquid as a significant risk.
5 Unsuccessful attempts were made to clear the nozzle by injecting high-pressure nitrogen into the piping. The reactor was also flushed with a high flow of oil for several hours, but this too failed to clear the plugging. The following day, excess liquid was removed from the reactor through a side nozzle, and a sample of the remaining sludge was extracted. The next morning, the sample was given to a plant chemist, who was asked for advice on dissolving the remaining sludge. Reactivity Testing—The chemist first conducted a laboratory experiment to check whether fresh powdered aluminum catalyst reacted with water. He concluded that it did not. (Facility personnel were aware that aluminum chloride reacts with water, releasing heat.) When the sludge sample was tested, it reacted with water, yielding a white gas (hydrochloric acid) and generating heat. Although the chemist tested various aqueous solutions, he concluded that water—in spite of its reactivity with the sludge—was an appropriate solvent for clearing the sludge from the reactor. Later that morning, the technology manager assigned an engineer to work with the chemist in solving the plugging problem. The engineer estimated the volume of solid in the reactor and performed some calculations for potential energy release and for the ability of water to absorb the heat generated. Together, the chemist and the engineer recommended that water be added to the reactor to dissolve the solids. They suggested an 8:1 ratio, with the water added at as fast a rate as possible. This approach was based on the idea that rapidly adding a surplus volume of water would absorb the energy released by the reaction and minimize the temperature rise. Addition of Water and Steam to Reactor—Water was added to the reactor while the vessel agitator was running. A temperature indicator in the control room recorded a 5 to 10 degree Celsius (°C) temperature rise. After observing the reactor temperature stabilize, the chemist and the engineer went home for the night. Because the process supervisor had not been in the plant that day, the shift supervisor spoke to him by telephone and suggested injecting a short burst of steam at the bottom nozzle of the reactor. The process supervisor agreed. The shift supervisor wrote a one-line instruction for the night shift to use steam to clear the plugging. The two shift supervisors had a brief conversation at shift turnover. The night shift supervisor understood that he was to use steam to break up the plug. However, the procedure intended by the day shift supervisor and the process supervisor—though not detailed—was to inject a short burst of steam, not to apply it continuously. The night shift supervisor instructed an operator to add steam to the reactor. Minutes after the operator started to continuously inject the steam, it reacted with the metallic aluminum and the aluminum chloride residue in the sludge. The reactor vessel exploded (Figure 4). Effects of Explosion and Fire—No one was present in the immediate vicinity of the reactor when it exploded, and there were no fatalities. Two employees and one contractor received first- and second-degree burns; they were wearing fire-resistant work clothing, which provided a measure of protection. Another l Figure 3. Site of ruptured reactor, CONDEA Vista Company detergent alkylate plant.
6 contractor injured his back when he fell. Property damage was estimated at $13 million. Lessons Learned From both a project and an operational standpoint, the incident at CONDEA Vista emphasizes the importance of systematically managing changes. Post-incident investigations noted that the density of the new catalyst (powdered aluminum) was higher than that of aluminum chloride. The higher density material— combined with problems related to initial overfeeding of the aluminum—overtaxed the mixing capability of the agitator and allowed aluminum to settle in the bottom of the reactor, where it plugged the lower nozzle and accumulated as sludge. The plan devised by the chemist and the engineer for dissolving the sludge posed hazards. Of particular concern were the following: l Gases2 that evolved during the bench-scale tests could vent freely. However, the reactor— though equipped with vent piping and a relief system— presented a much more contained environment. The amount of reactive material involved was much greater; the scale-up factor was large. l The concept of absorbing the energy of reaction by means of quickly adding a surplus of a reactive substance (water) was potentially hazardous. Although the concept was feasible, it required precise execution. The water would have to be added quickly and without interruption to avoid a significant heat release. l The temperature-sensing device did not accurately indicate the process temperature because it was located in a stagnant pipeline between the reactor and another vessel. The chemist and the engineer relied on misleading temperature indications when they noted the stabilization of the reactor temperature before leaving for the day. A hazard analysis of the proposed procedure could have assisted in the identification of potential safety issues. Ideally, the extent of analysis undertaken should be tailored to the degree of risk. The CONDEA Vista incident also highlights the importance of preparing written procedures for 2 At higher temperatures, water can react with aluminum to form hydrogen. Water can also react with aluminum chloride to produce hydrogen chloride, which—in turn—can react with aluminum to produce hydrogen. l The higher density material—combined with problems related to initial overfeeding of the aluminum—overtaxed the mixing capability of the agitator and allowed aluminum to settle in the bottom of the reactor, where it plugged the lower nozzle and accumulated as sludge. WBAL-TV l Figure 4. CONDEA Vista plant fire.
7 variances in operating conditions and practices. In this case, the absence of written instructions increased the likelihood of miscommunication between the two shift supervisors, which led to the unsafe application of steam in the reactor vessel. Summary Neither the Equilon Enterprises oil refinery fire nor the CONDEA Vista Company explosion and fire involved emergencies that required rapid decision making. In each instance, time was available to look into the circumstances more thoroughly. Each situation could have been avoided with a more analytical and structured approach to problem solving. covers operational variances in addition to physical alterations. If you do not have a systematic method for handling changes, develop and implement one. l . . . the absence of written instructions increased the likelihood of miscommunication between the two shift supervisors, which led to the unsafe application of steam in the reactor vessel. l Neither the Equilon Enterprises oil refinery fire nor the CONDEA Vista Company explosion and fire involved emergencies that required rapid decision making . . . Each situation could have been avoided with a more analytical and structured approach to problem solving. Another lesson learned is the value of having an authorization or approval step as part of an MOC system for abnormal situations. If such a procedure had been in place, a technical manager would have reviewed the proposed procedure and may have detected its deficiencies. The Occupational Safety and Health Administration’s (OSHA) Process Safety Management standard and the U.S. Environ- mental Protection Agency’s (EPA) Risk Management Plan require covered facilities to manage changes systematically. It is good practice to do so, irrespective of the specific regulatory requirements. If your organization has an MOC policy, review it to be sure that it l If your organization has an MOC policy, review it to be sure that it covers operational variances in addition to physical alterations. To maximize the effectiveness of your MOC system, include the following activities: l Define safe limits for process conditions, variables, and activities—and train personnel to recognize significant changes. Combined with knowledge of established operating procedures, this additional training will enable personnel to activate the MOC system when appropriate. l Apply multidisciplinary and specialized expertise when analyzing deviations. l Use appropriate hazard analysis techniques. l Authorize changes at a level commensurate with risks and hazards. l Communicate the essential elements of new operating procedures in writing. l Communicate potential hazards and safe operating limits in writing.
8 The U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board (CSB) is an independent Federal agency whose mission is to ensure the safety of workers and the public by preventing or minimizing the effects of chemical incidents. CSB is a scientific investigative organization; it is not an enforcement or regulatory body. Established by the Clean Air Act Amendments of 1990, CSB is responsible for determining the root and contributing causes of accidents, issuing safety recommendations, studying chemical safety issues, and evaluating the effectiveness of other government agencies involved in chemical safety. No part of the conclusions, findings, or recommendations of CSB relating to any chemical incident may be admitted as evidence or used in any action or suit for damages arising out of any matter mentioned in an investigation report (see 42 U.S.C. § 7412(r)(6)(G)). CSB makes public its actions and decisions through investigation reports, summary reports, safety bulletins, incident briefs, safety recommendations, special technical publications, and statistical reviews. More information about CSB may be found on the World Wide Web at http://www.chemsafety.gov. Salus Populi Est Lex Suprema People’s Safety is the Highest Law l Define safe limits to process conditions, variables, and activities— and train personnel to recognize significant changes. CSB investigation reports may be purchased from: National Technical Information Service 5285 Port Royal Road Springfield, VA 22161 (800) 553-NTIS OR (703) 487-4600 Email: info@ntis.fedworld.gov For international orders, see: http://www.ntis.gov/support/cooperat.htm. Information about available publications may be obtained by contacting: U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board Office of Congressional and Public Affairs 2175 K Street NW, Suite 400 Washington, DC 20037 (202) 261-7600 For Further Reading Center for Chemical Process Safety (CCPS), 1992. Guidelines for Hazard Evaluation Procedures, 2 nd Edition With Worked Examples, American Institute of Chemical Engineers (AIChE). CCPS, 1989. Guidelines for Technical Management of Chemical Process Safety, AIChE. Sanders, Roy E., 1999. Chemical Process Safety – Learning From Case Histories, Butterworth-Heinemann, pp. 215-247. l Provide training in new procedures commensurate with their complexity. l Conduct periodic audits to determine if the program is effective.
FD06366 | 1998_美国_Morton_International_公司_失控_化学品反应-_Morton_International_Inc._Runaway_Chemical_Reaction__调.pdf
分类:06_境外及港澳台调查报告 | 年份:1998 | 地域: | 严重程度: | 场所:化工/石化 | 起火原因: | 来源格式:pdf
Morton International Explosion Paterson, New Jersey April 8, 1998 To workers at the Morton International chemical plant in Paterson the evening of April 8, the gathering noise “sounded like a train rumbling through.” The 2,000-gallon chemical reactor shook as the internal temperature rose ever higher. Nearly four decades old, the kettle was nine feet tall with carbon-steel walls an inch thick. Inside were thousands of pounds of reacting chemicals. Minutes earlier, everything had appeared to be normal. At 7:40 p.m., workers turned on the steam supply to the kettle, beginning what they assumed would be a routine six- to eight-hour production run of Automate Yellow 96, a dye used to tint petroleum fuel products. But the lead operator watched with concern as the kettle temperature began to climb precipitously, reaching 212˚F less than half an hour later, at 8:05 p.m. A vigorous heat-producing reaction was underway, and it was warming the kettle much faster than steam alone would do. Many industrially useful reactions are heat-producing or “exothermic.” A runaway can occur when a chemical reaction produces heat more rapidly than it can be removed from the system. Excess heating further accelerates the reaction, causing the temperature to skyrocket. Components of the mixture may then boil violently or decompose to form gases, and the resulting pressure may cause a vessel rupture or explosion. Generally the larger a reaction vessel is, the more difficult it is to cool effectively, and the greater the risk of a runaway. Even reactions that require heating for initiation are frequently exothermic and may be susceptible to a runaway. Runaway reactions have been responsible for a number of catastrophic chemicals accidents, including those in Seveso, Italy (1976); Bhopal, India (1984); and Lodi, New Jersey (1995). To control the reaction, the lead operator decided to cut off the steam and turn on the cooling water. A couple of minutes later, the kettle began to vibrate ominously as it surpassed the intended maximum processing temperature of 300˚F. Liquid and gas began venting from the top of the kettle, as the internal pressure built. Unknown to the workers, the chemicals inside the kettle would begin to decompose at 380˚F. That would initiate an even more vio- lent runaway reaction that could rip the steel vessel apart. Moments later, as the temperature rocketed past 380˚F, the rumbling grew louder still. Workers began rushing for the exits. At about 8:18 p.m., the Morton plant shook as accumu- lated pressure blew off the 18-inch metal hatch that was clamped to the top of the kettle. The kettle was lifted from its moorings and driven into the floor below. A fiery stream of gas and liquid erupted through the roof of the building, raining down chemicals onto the surrounding community. Residents in a 100 city-block area were confined to their homes, voluntarily sheltering in place for up to three hours while officials evaluated health risks. Firefighters and workers in neighboring businesses reported throat, eye, and skin irritations consistent with chemical exposure. Meanwhile, the last two fleeing workers had been caught by the blast and were knocked down a flight of stairs before collapsing to the ground. In all, nine workers were injured, including two with severe burns. As one of the injured said later at a public meeting of the U.S. Chemical Safety Board, “The pressure was so much on me, I couldn’t move. It had pinned me against the wall. It seemed like forever.” The CSB investigation found that Morton had not adequately evaluated or controlled the hazards of the Yellow 96 production process. Neither the preliminary assessment conducted in 1990 nor a subsequent hazard analysis five years later considered the possibility of a runaway chemical reaction – one of the most common reactive hazards. As a result, the production kettle was not provided with sufficient cooling capacity or adequate emergency shutdown or venting systems. Morton’s analyses never considered possible scenarios – such as excessive heat input or inadequate cooling – that could trigger a runaway reaction. Photo by Bill Tomkins WHAT IS A RUNAWAY REACTION? ANALYSIS OF PROCESS HAZARDS WAS DEFICIENT
U. S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board Morton International Explosion CSB investigators found that two critical decisions had increased the chances of a runaway reaction in the Yellow 96 process. Company researchers had originally called for control- ling the process by introducing one of the raw materials stepwise in four equal portions. But in 1990, Paterson managers adopted a new procedure whereby the full amount of the chemical would be added to the reactor at the outset. With all the reactive chemicals massed in the kettle, a runaway reaction would become much harder to prevent or control. Similarly, a 1996 decision to increase the kettle size and the batch volume made it harder for operators to cool the reaction mixture effectively. The percentage of temperature overruns rose significantly after the scale-up. The CSB investigation found that Morton had not provided operators with adequate instruction to manage the Yellow 96 process safely. For example, operators were directed to inject small shots of steam to raise the kettle temperature in 4-5˚F increments, but they were not told how much steam to let in or for how long. Nor did opera- tors have a way to measure how much steam or cooling water was actually reaching the kettle. Workers had to rely largely on their own personal experience and intuition in trying to control the process. Under these conditions, it was very difficult to keep the temperature of the Yellow 96 reaction within the narrow safe operating range. Temperature-control problems occurred in eight of the 32 previous batches, according to operator notes. Supervisors and operators in Paterson were unaware of the potential for a runaway chemical reaction, despite cautionary statements in early corporate research reports. Years before the incident, company researchers had noted possible hazards in the Yellow 96 reaction and recommended testing to design emergency venting equipment and an emergency shutdown system. This information never found its way to Paterson personnel responsible for the safety of the Yellow 96 production process. Absent any knowledge of the hazard, Paterson operating procedures did not discuss how to avoid or recover from temperature deviations nor did they warn of the conse- quences if the kettle overheated. Morton could still have corrected safety problems in the process by launching investigations into any of the eight prior instances when process temperatures exceeded the normal range. Process and design changes resulting from such investi- gations could have prevented the 1998 explosion. Although investigating near-miss events and other safety incidents is a recognized good practice, no investigations were conducted in this case. After analyzing the root causes of the Morton incident, the U.S. Chemical Safety Board on August 16, 2000, made a number of safety recommendations to reduce the risks of similar incidents at Morton and elsewhere. To Morton International: The Board recommended that the Morton Paterson plant revalidate its analyses of the hazards of all reactive chemical processes. The Board also requested that the plant revise operating procedures and training, install any needed pres- sure relief and emergency shutdown equipment, and establish a program to investigate any unsafe process deviations in the future. The Board also called for revision of Morton’s Yellow 96 Material Safety Data Sheet (MSDS) to include more accurate information on the chemical’s reactive nature. The Board further recommended that parent corpora- tion Morton International, now a Rohm and Haas sub- sidiary, establish a program to share reactive chemical safety information more widely within the company. To OSHA and EPA: The Board recommended that the U.S. Occupational Safety and Health Administration (OSHA) and the U.S. Environmental Protection Agency (EPA) issue joint guide- lines on the management of reactive process hazards. The Board also called on the two agencies to cooperate with CSB in a special investigation on reactive hazards. NOTICE: The CSB is an independent federal agency charged with investigating industrial chemical accidents and hazards. The CSB determines the root causes of accidents and issues safety recommendations to industry, labor, and other government agencies. CSB Investigation Digests are not intended to substitute for the official, Board-approved reports, which can be obtained from the agency’s web site, www.csb.gov. The web site also has complete, up-to-date information on the implementation status of all CSB safety recommendations. Comments or suggestions, please write to info@csb.gov. CSB Headquarters: 2175 K Street NW, Suite 400, Washington D.C. 20037 • Phone: (202) 261-7600 • www.csb.gov PROCESS CHANGES EXACERBATED RISKS OPERATORS LACKED NEEDED SAFETY INFORMATION DANGER SIGNS WENT UNHEEDED KEY RECOMMENDATIONS
FD06367 | 1998_美国_West 肥料 爆炸 与 火灾 - West Fertilizer Explosion and Fire__最终报告_7.pdf
分类:06_境外及港澳台调查报告 | 年份:1998 | 地域: | 严重程度: | 场所: | 起火原因:燃气/爆炸 | 来源格式:pdf
SUMMARY OF CSB EXPLOSIVE AND TOXIC INCIDENT RECOMMENDATIONS 1998 - 2013 Page 1 of 31 Date Issued Case Rec # Recipient Recommendation Text Recommendation Status Date Closed 9/22/1998 Sierra 1998-1-I-NV-R1 Sierra Chemical Co. Explosives manufacturers should evaluate the effectiveness of their explosives safety programs using the following recommendations (numbered for identification) to ensure that: Process hazard analyses include examination of quantity-distance requirements, building, design, human factors, incident reports, and lessons learned from explosives manufacturers. Closed - No Longer Applicable 3/14/2002 9/22/1998 Sierra 1998-1-I-NV-R2 Sierra Chemical Co. Explosives manufacturers should evaluate the effectiveness of their explosives safety programs using the following recommendations (numbered for identification) to ensure that: - Written operating procedures are specific to the process being controlled and address all phases of the operation. Closed - No Longer Applicable 3/14/2002 9/22/1998 Sierra 1998-1-I-NV-R3 Sierra Chemical Co. Explosives manufacturers should evaluate the effectiveness of their explosives safety programs using the following recommendations (numbered for identification) to ensure that: - Procedures, chemical hazards, and process safety information are communicated in the language(s) understood by personnel involved in manufacturing or handling of explosives. Closed - No Longer Applicable 3/14/2002 9/22/1998 Sierra 1998-1-I-NV-R4 Sierra Chemical Co. Explosives manufacturers should evaluate the effectiveness of their explosives safety programs using the following recommendations (numbered for identification) to ensure that: Explosives training and certification programs for workers and line managers provide and require demonstration of a basic understanding of explosives safety principles and job specific knowledge. Closed - No Longer Applicable 3/14/2002 9/22/1998 Sierra 1998-1-I-NV-R5 Sierra Chemical Co. Explosives manufacturers should evaluate the effectiveness of their explosives safety programs using the following recommendations (numbered for identification) to ensure that: - Process changes, such as the construction or modification of buildings, or changes in explosive ingredients, equipment, or procedures are analyzed and PSM elements are updated to address these changes. Closed - No Longer Applicable 3/14/2002 9/22/1998 Sierra 1998-1-I-NV-R6 Sierra Chemical Co. Explosives manufacturers should evaluate the effectiveness of their explosives safety programs using the following recommendations (numbered for identification) to ensure that: - Pre-startup safety reviews are performed to verify operational readiness when changes are made. Closed - No Longer Applicable 3/14/2002 9/22/1998 Sierra 1998-1-I-NV-R7 Sierra Chemical Co. Explosives manufacturers should evaluate the effectiveness of their explosives safety programs using the following recommendations (numbered for identification) to ensure that: - All elements of OSHA?s Process Safety Management Standard are verified by performing periodic assessments and audits of safety programs. Closed - No Longer Applicable 3/14/2002 9/22/1998 Sierra 1998-1-I-NV-R8 Sierra Chemical Co. Explosives manufacturers should evaluate the effectiveness of their explosives safety programs using the following recommendations (numbered for identification) to ensure that: - The employee participation program effectively includes workers and resolves their safety issues. Closed - No Longer Applicable 3/14/2002 9/22/1998 Sierra 1998-1-I-NV-R9 Sierra Chemical Co. Explosives manufacturers should evaluate the effectiveness of their explosives safety programs using the following recommendations (numbered for identification) to ensure that: - Explosives safety programs provide an understanding of the hazards and control of detonation sources. These include: · foreign objects in raw materials; · use of substitute raw materials; · specific handling requirements for raw materials; · impact by tools or equipment; · impingement; · friction; · sparking; and · static discharge. Closed - No Longer Applicable 3/14/2002
SUMMARY OF CSB EXPLOSIVE AND TOXIC INCIDENT RECOMMENDATIONS 1998 - 2013 Page 2 of 31 Date Issued Case Rec # Recipient Recommendation Text Recommendation Status Date Closed 9/22/1998 Sierra 1998-1-I-NV-R10 Sierra Chemical Co. Explosives manufacturers should evaluate the effectiveness of their explosives safety programs using the following recommendations (numbered for identification) to ensure that: - The following issues are addressed in plant design or modification: · Operations in explosives manufacturing plants are separated by adequate intraplant distances to reduce the risk of propagation. · Unrelated chemical or industrial operations or facilities are separated from explosives facilities using quantity-distance guidelines. · Facilities are designed to reduce secondary fragmentation that could result in the propagation of explosions. Closed - No Longer Applicable 3/14/2002 9/22/1998 Sierra 1998-1-I-NV-R11 Institute of Makers of Explosives (IME) Develop and disseminate process and safety training guidelines for personnel involved in the manufacture of explosives that include methods for the demonstration and maintenance of proficiency. Closed - Acceptable Action 6/24/2002 9/22/1998 Sierra 1998-1-I-NV-R12 Institute of Makers of Explosives (IME) Distribute the CSB report on the incident at Sierra to IME member companies. Closed - Acceptable Action 3/14/2002 9/22/1998 Sierra 1998-1-I-NV-R13 Institute of Makers of Explosives (IME) Develop safety guidelines for the screening of reclaimed explosive materials. Closed - Exceeds Recommended Action 6/24/2002 9/22/1998 Sierra 1998-1-I-NV-R14 Nevada Occupational Safety and Health Enforcement Section Increase the frequency of safety inspections of explosives manufacturing facilities due to their potential for catastrophic incidents. (Note: Nevada Governor Bob Miller signed an Executive Order on June 10, 1998, that will require inspections at least twice a year.) Closed - Acceptable Action 3/14/2002 9/22/1998 Sierra 1998-1-I-NV-R15 U.S. Department of Defense Develop a program to ensure that reclaimed, demilitarized explosives sold by the Department of Defense are free of foreign materials that can present hazards during subsequent manufacturing of explosives. Closed - Acceptable Action 1/11/2008 9/22/1998 Sierra 1998-1-I-NV-R16 U.S. Department of Defense Provide access to explosives incident reports and lessons learned information to managers and workers involved in explosives manufacturing, associations such as IME, government agencies, and safety researchers. Closed - Acceptable Action 1/11/2008 8/16/2000 Morton 1998-6-I-NJ-R1 Morton International, Inc. Establish a program that ensures that reactive chemical process safety information and operating experience are collected and shared with all relevant units of the company. Closed - Acceptable Action 3/9/2005 8/16/2000 Morton 1998-6-I-NJ-R10A American Chemistry Council (ACC) Communicate the findings of this report to your membership. Closed - Acceptable Action 6/24/2002 8/16/2000 Morton 1998-6-I-NJ-R10B Center for Chemical Process Safety Communicate the findings of this report to your membership. Closed - Acceptable Action 6/24/2002 8/16/2000 Morton 1998-6-I-NJ-R10C Paper, Allied-Industrial, Chemical & Energy Workers International Union (PACE) Communicate the findings of this report to your membership. Closed - Acceptable Action 7/31/2002 8/16/2000 Morton 1998-6-I-NJ- R10D Synthetic Organic Chemical Manufacturers Association (SOCMA) Communicate the findings of this report to your membership. Closed - Acceptable Action 6/24/2002 8/16/2000 Morton 1998-6-I-NJ-R2 Morton International, Inc.'s Patterson, New Jersey Plant
- Revalidate Process Hazard Analyses for all reactive chemical processes in light of the findings of the U.S.
Chemical Safety and Hazard Investigation Board (CSB) report and upgrade, as needed, equipment, operating procedures, and training. Closed - Acceptable Action 6/25/2002
SUMMARY OF CSB EXPLOSIVE AND TOXIC INCIDENT RECOMMENDATIONS 1998 - 2013 Page 3 of 31 Date Issued Case Rec # Recipient Recommendation Text Recommendation Status Date Closed 8/16/2000 Morton 1998-6-I-NJ-R3 Morton International, Inc.'s Patterson, New Jersey Plant Evaluate pressure relief requirements for all reaction vessels using appropriate technology, such as the Design Institute for Emergency Relief Systems (DIERS)50 method and test apparatus and upgrade equipment as needed. Closed - No Longer Applicable 6/25/2002 8/16/2000 Morton 1998-6-I-NJ-R4 Morton International, Inc.'s Patterson, New Jersey Plant Evaluate the need for and install, as necessary, devices, such as alarms, added safety instrumentation, and quench or reactor dump systems to safely manage reactive chemical process hazards. Closed - Acceptable Action 6/25/2002 8/16/2000 Morton 1998-6-I-NJ-R5 Morton International, Inc.'s Patterson, New Jersey Plant Revise operating procedures and training for reactive chemical processes as needed, to include descriptions of the possible consequences of deviations from normal operational limits and steps that should be taken to correct these deviations, including emergency response actions. Closed - Acceptable Action 6/25/2002 8/16/2000 Morton 1998-6-I-NJ-R6 Morton International, Inc.'s Patterson, New Jersey Plant Implement a program to ensure that deviations from normal operational limits for reactive chemical processes that could have resulted in significant incidents are documented and investigated and necessary safety improvements are implemented. Closed - Acceptable Action 6/25/2002 8/16/2000 Morton 1998-6-I-NJ-R7 Morton International, Inc.'s Patterson, New Jersey Plant Revise the Yellow 96 Material Safety Data Sheet (MSDS) to show the proper boiling point and National Fire Protection Association reactivity rating. Evaluate the need for and change, as necessary, the MSDSs for other Morton dyes. Communicate the MSDS changes to current and past customers (who may retain inventories of these products) Closed - Acceptable Action 8/27/2003 8/16/2000 Morton 1998-6-I-NJ-R8A Occupational Safety & Health Administration
- Issue joint guidelines on good practices for handling reactive chemical process hazards. Ensure that these
guidelines, at a minimum, address the following issues: - The evaluation of reactive hazards and the consequences of reasonably foreseeable and worst-case deviations from normal operations. - The importance of reporting and investigating deviations from normal operations. - The determination of proper design for pressure relief capability, emergency cooling, process controls, alarms, and safety interlocks, as well as other good-practice design features for handling reactive substances. - The appropriate use of chemical screening techniques such as differential scanning calorimetry. Closed - Acceptable Action 2/3/2009 8/16/2000 Morton 1998-6-I-NJ-R8B EPA (www.epa.gov) Issue joint guidelines on good practices for handling reactive chemical process hazards. Ensure that these guidelines, at a minimum, address the following issues: - The evaluation of reactive hazards and the consequences of reasonably foreseeable and worst-case deviations from normal operations. - The importance of reporting and investigating deviations from normal operations. - The determination of proper design for pressure relief capability, emergency cooling, process controls, alarms, and safety interlocks, as well as other good-practice design features for handling reactive substances. - The appropriate use of chemical screening techniques such as differential scanning calorimetry. Closed - Acceptable Action 2/3/2009 8/16/2000 Morton 1998-6-I-NJ-R9A Occupational Safety & Health Administration Participate in a hazard investigation of reactive chemical process safety conducted by the CSB (98-006-I-NJ- R09). The objectives of the special investigation will include: - Determine the frequency and severity of reactive chemical incidents. - Examine how industry, OSHA, and EPA are currently addressing reactive chemical hazards. Determine the differences, if any, between large/medium/small companies with regard to reactive chemical policies, practices, in-house reactivity research, testing, and process engineering. - Analyze the effectiveness of industry and OSHA use of the National Fire Protection Association Reactivity Rating system for process safety management purposes. - Develop recommendations for reducing the number and severity of reactive chemical incidents. Closed - Acceptable Action 8/29/2003
SUMMARY OF CSB EXPLOSIVE AND TOXIC INCIDENT RECOMMENDATIONS 1998 - 2013 Page 4 of 31 Date Issued Case Rec # Recipient Recommendation Text Recommendation Status Date Closed 8/16/2000 Morton 1998-6-I-NJ-R9B EPA (www.epa.gov) Participate in a hazard investigation of reactive chemical process safety conducted by the CSB. The objectives of the special investigation will include: - Determine the frequency and severity of reactive chemical incidents. - Examine how industry, OSHA, and EPA are currently addressing reactive chemical hazards. Determine the differences, if any, between large/medium/small companies with regard to reactive chemical policies, practices, in-house reactivity research, testing, and process engineering. - Analyze the effectiveness of industry and OSHA use of the National Fire Protection Association Reactivity Rating system for process safety management purposes. - Develop recommendations for reducing the number and severity of reactive chemical incidents. Closed - Acceptable Action 8/29/2003 5/20/2002 BP Amoco 2001-3-I-GA-R1 Solvay Advanced Polymers, LLC Examine the manufacturing business acquired from BP Amoco Performance Polymers and ensure that a systematic safety review procedure is developed and implemented for identifying and controlling hazards from unintended chemical reactions. Additionally, ensure that reactive hazards are identified and evaluated: - during product R&D, during conceptual design of a new process, and during detailed design of a new process. - Before changes are made to existing equipment or process chemistry. Communicate the results of this review to the workforce. Closed - Acceptable Action 1/30/2007 5/20/2002 BP Amoco 2001-3-I-GA-R2 Solvay Advanced Polymers, LLC Ensure that a program is in place at facilities acquired from BP Amoco Performance Polymers to systematically review the hazards associate with new and modified processes and equipment as operating experience accrues. Ensure that facilities correct all identified design, operation, and maintenance deficiencies. Verify that operating experience does not invalidate the design basis for equipment. Closed - Acceptable Action 3/28/2006 5/20/2002 BP Amoco 2001-3-I-GA-R3 Solvay Advanced Polymers, LLC Revise the Material Safety Data Sheet (MSDS) for Amodel to warn of the hazards of accumulating large masses of molten polymer. Communicate the MSDS changes to current and past customers (who may retain inventories of this product) Closed - Acceptable Action 3/28/2006 5/20/2002 BP Amoco 2001-3-I-GA-R4 Solvay Advanced Polymers, LLC Implement a program to conduct periodic management reviews of incidents and near-miss incidents. Look for trends and patterns among incidents. Ensure that root causes are addressed, and that corrective measures are tracked and implemented. Closed - Acceptable Action 12/4/2004 5/20/2002 BP Amoco 2001-3-I-GA-R5 Solvay Advanced Polymers, LLC Revise process safety information to include: - Information regarding the decomposition reactions of Amodel - Design intent, basis, capacity, and limitations of equipment - Hazards and consequences of deviations from design intent and operating limits. Closed - Acceptable Action 10/16/2002 5/20/2002 BP Amoco 2001-3-I-GA-R6 Solvay Advanced Polymers, LLC Revalidate hazard analyses for the Amodel process to address: - Credible deviations from process intent and their consequences - Hazards associated with startup and shutdown operations - Prevention of accumulations of potentially hazardous masses of polymer Closed - Acceptable Action 12/7/2004 5/20/2002 BP Amoco 2001-3-I-GA-R7 Solvay Advanced Polymers, LLC Revise your lockout/tagout program to ensure that equipment is rendered safe prior to opening for maintenance. At a minimum, ensure that equipment opening procedures contain a stop work provision that requires higher levels of management review and approval when safe opening conditions, such as equipment depressurization, cannot be verified. Closed - Acceptable Action 10/16/2002 5/20/2002 BP Amoco 2001-3-I-GA-R8 Solvay Advanced Polymers, LLC Ensure that your management of change policy applies to operational and procedural modifications. Closed - Acceptable Action 10/16/2002 5/20/2002 BP Amoco 2001-3-I-GA-R9 BP Chemicals Group Communicate the finding sof this report to your chemical and plastics manufacturing facilities in North America. (2001-03-I-GA-R9) Closed - Acceptable Action 10/16/2002 5/20/2002 BP Amoco 2001-3-I-GA-R10 American Chemistry Council (ACC) Communicate the findings of this report to your membership. Closed - Acceptable Action 10/16/2002
SUMMARY OF CSB EXPLOSIVE AND TOXIC INCIDENT RECOMMENDATIONS 1998 - 2013 Page 5 of 31 Date Issued Case Rec # Recipient Recommendation Text Recommendation Status Date Closed 5/20/2002 BP Amoco 2001-3-I-GA-R11 Society of Plastics Engineers Communicate the findings of this report to your membership. Closed - Acceptable Action 4/20/2005 8/28/2002 Motiva 2001-5-I-DE-R1 Occupational Safety & Health Administration Ensure coverage under the Process Safety Management Standard (29 Health Administration CFR 1910.119) of atmospheric storage tanks that could be involved in a potential catastrophic release as a result of being interconnected to a covered process with 10,000 pounds of a flammable substance. Open - Awaiting Response or Evaluation/Approval of Response 8/28/2002 Motiva 2001-5-I-DE-R2 Delaware Department of Natural Resources and Environmental Control Ensure that regulations developed for the recently enacted Jeffrey Davis Aboveground Storage Tank Act require that facility management take prompt action in response to evidence of tank corrosion that presents hazards to people or the environment. (2001-05-I-DE-R2) Closed - Acceptable Action 11/5/2004 8/28/2002 Motiva 2001-5-I-DE-R3 Motiva Enterprises - Delaware City Refinery Implement a system to ensure accountability for mechanical integrity decision making. (2001-05-I-DE-R3) Include the following specific items - Review of inspection reports by subject area experts, such as metallurgists or equipment design engineers, to ensure adequate analysis of failure trends and suitability for intended service. - Establishment of a planning system to ensure the timely repair of equipment. The Center for Chemical Process Safety (CCPS) publication, Plant Guidelines for Technical Management of Chemical Process Safety, Chapter 3, “Accountability Objectives and Goals,” presents a model for such a system. Closed - Acceptable Action 12/7/2004 8/28/2002 Motiva 2001-5-I-DE-R4 Motiva Enterprises - Delaware City Refinery Review the design of existing tankage that contains or has the potential to contain flammables to ensure that, at a minimum (2001-05-I-DE-R4): - Inerting systems are installed where appropriate and are adequately sized and constructed. - Emergency venting is provided. Closed - Acceptable Action 6/21/2011 8/28/2002 Motiva 2001-5-I-DE-R5 Motiva Enterprises - Delaware City Refinery Ensure that management of change reviews are conducted for changes to tank equipment and operating conditions, such as (2001-05-I-DE-R5): - Tank service and contents - Tank peripherals, such as inerting and venting systems. Closed - Acceptable Action 12/7/2004 8/28/2002 Motiva 2001-5-I-DE-R6 Motiva Enterprises - Delaware City Refinery Revise the refinery hot work program to address the circumstances that require use of continuous or periodic monitoring for flammables. (2001-05-I-DE-R6) Closed - Acceptable Action 12/7/2004 8/28/2002 Motiva 2001-5-I-DE-R7 Motiva Enterprises - Delaware City Refinery Upgrade the refinery Unsafe Condition Report system to include the following (2001-05-I-DE-R7): - Designation of a specific manager with decision-making authority to resolve issues. - Establishment of a mechanism to elevate attention to higher levels of management if issues are not resolved in a timely manner. - Identification of a means to ensure communication of hazards to all potentially affected personnel. Work with the Paper, Allied-Industrial, Chemical & Energy Workers International Union (PACE) Local 2-898 to design and implement the improved system. Closed - Acceptable Action 12/7/2004 8/28/2002 Motiva 2001-5-I-DE-R8 Motiva Enterprises LLC In light of the findings of this report, conduct periodic audits of storage tank mechanical integrity and design, Unsafe Condition Reports, hot work, management of change, and accountability systems at Motiva oil refineries. Ensure that the audit recommendations are tracked and implemented. Share the findings with the workforce. (2001-05-I-DE-R8) Open - Acceptable Response or Alternate Response 8/28/2002 Motiva 2001-5-I-DE-R9 Motiva Enterprises LLC Communicate the findings and recommendations of this report to the workforce and contractors at all Motiva refineries. (2001-05-I-DE-R9) Closed - Acceptable Action 12/7/2004 8/28/2002 Motiva 2001-5-I-DE-R10 American Petroleum Institute Work with NACE International (National Association of Institute (API) Corrosion Engineers) to develop API guidelines to inspect storage tanks containing fresh or spent H2SO4 at frequencies at least as often as those recommended in the latest edition of NACE Standard RP 0294-94, Design, Fabrication, and Inspection of Tanks for the Storage of Concentrated Sulfuric Acid and Oleum at Ambient Temperatures. Open - Acceptable Response or Alternate Response
SUMMARY OF CSB EXPLOSIVE AND TOXIC INCIDENT RECOMMENDATIONS 1998 - 2013 Page 6 of 31 Date Issued Case Rec # Recipient Recommendation Text Recommendation Status Date Closed 8/28/2002 Motiva 2001-5-I-DE-R11 American Petroleum Institute Revise API tank inspection standards to emphasize that storage tanks with wall or roof holes or thinning beyond minimum acceptable thickness that may contain a flammable vapor are an imminent hazard and require immediate repair or removal from service. Closed - Acceptable Action 9/13/2006 8/28/2002 Motiva 2001-5-I-DE-R12 American Petroleum Institute Ensure that API recommended practices address the inerting of flammable storage tanks, such as spent H2SO4 tanks. Include the following (2001-05-I-DE-R12): - Circumstances when inerting is recommended. - Design of inerting systems, such as proper sizing of inerting equipment, appropriate inerting Open - Acceptable Response or Alternate Response 8/28/2002 Motiva 2001-5-I-DE-R13 American Petroleum Institute Communicate the findings and recommendations of this report to your membership. (2001-05-I-DE-R13) Closed - Acceptable Action 7/12/2006 8/28/2002 Motiva 2001-5-I-DE-R14 NACE International Work with the American Petroleum Institute to develop API guidelines to ensure that storage tanks containing fresh or spent H2SO4 are inspected at frequencies at least as often as those recommended in the latest edition of NACE Standard RP 0294- 94, Design, Fabrication, and Inspection of Tanks for the Storage of Concentrated Sulfuric Acid and Oleum at Ambient Temperatures. (2001-05-I-DE-R14) Closed - Acceptable Action 3/28/2006 8/28/2002 Motiva 2001-5-I-DE-R15 NACE International Communicate the findings and recommendations of this report to your membership. (2001-05-I-DE-R15) Closed - Acceptable Action 7/12/2006 8/28/2002 Motiva 2001-5-I-DE-R16 Paper, Allied-Industrial, Chemical & Energy Workers International Union (PACE) Local 2-898 Work with Motiva management on the design and implementation of an improved Unsafe Condition Report program. (2001-05-I-DE-R16) Closed - Acceptable Action 7/25/2011 8/28/2002 Motiva 2001-5-I-DE-R17 Paper, Allied-Industrial, Chemical & Energy Workers International Union (PACE) Local 2-898 Communicate the findings and recommendations of this report to your membership. (2001-05-I-DE-R17 Closed - Acceptable Action 1/30/2007 8/28/2002 Motiva 2001-5-I-DE-R18 National Petrochemical and Refiners Association (NPRA) Communicate the findings and recommendations of this report to your membership. (2001-05-I-DE-R18) Closed - Acceptable Action 7/12/2006 8/28/2002 Motiva 2001-5-I-DE-R19 Building and Construction Trades Department, AFL-CIO Communicate the findings and recommendations of this report to your membership. (2001-05-I-DE-R19) Closed - Acceptable Action 8/23/2006
SUMMARY OF CSB EXPLOSIVE AND TOXIC INCIDENT RECOMMENDATIONS 1998 - 2013 Page 7 of 31 Date Issued Case Rec # Recipient Recommendation Text Recommendation Status Date Closed 10/8/2002 Reactives 2001-1-H-XX-R1 Occupational Safety & Health Administration Amend the Process Safety Management Standard (PSM), 29 CFR 1910.119, to achieve more comprehensive control of reactive hazards that could have catastrophic consequences. (2001-01-H-R1) - Broaden the application to cover reactive hazards resulting from process-specific conditions and combinations of chemicals. Additionally, broaden coverage of hazards from self-reactive chemicals. In expanding PSM coverage, use objective criteria. Consider criteria such as the North American Industry Classification System (NAICS), a reactive hazard classification system (e.g., based on heat of reaction or toxic gas evolution), incident history, or catastrophic potential. - In the compilation of process safety information, require that multiple sources of information be sufficiently consulted to understand and control potential reactive hazards. Useful sources include: - Literature surveys (e.g., Bretherick’s Handbook of Reactive Chemical Hazards, Sax’s Dangerous Properties of Industrial Materials). - Information developed from computerized tools (e.g., ASTM’s CHETAH, NOAA’s The Chemical Reactivity Worksheet). Reactives Hazard Investigation 10-17-02, page 90 - Chemical reactivity test data produced by employers or obtained from other sources (e g differential scanning Open - Unacceptable Response 10/8/2002 Reactives 2001-1-H-XX-R10 American Chemistry Council (ACC) Work with NIST in developing and implementing a publicly available database for reactive hazard test information. Promote submissions of data by your membership. Open - Awaiting Response or Evaluation/Approval of Response 10/8/2002 Reactives 2001-1-H-XX-R11 American Chemistry Council (ACC) Communicate the findings and recommendations of this report to your membership. Closed - Acceptable Action 7/12/2006 10/8/2002 Reactives 2001-1-H-XX-R12 Synthetic Organic Chemical Manufacturers Association (SOCMA) Expand the Responsible Care Process Safety Code to emphasize the need for managing reactive hazards. Ensure that: · Member companies are required to have programs to manage reactive hazards that address, at a minimum, hazard identification, hazard evaluation, management of change, inherently safer design, and adequate procedures and training. · There is a program to communicate to your membership the availa bility of existing tools, guidance, and initiatives to aid in identifying and evaluating reactive hazards. Open - Awaiting Response or Evaluation/Approval of Response 10/8/2002 Reactives 2001-1-H-XX-R13 Synthetic Organic Chemical Manufacturers Association (SOCMA) Develop and implement a program for reporting reactive incidents that includes the sharing of relevant safety knowledge and lessons learned with your membership, the public, and government to improve safety system performance and prevent future incidents. Open - Awaiting Response or Evaluation/Approval of Response 10/8/2002 Reactives 2001-1-H-XX-R14 Synthetic Organic Chemical Manufacturers Association (SOCMA) Work with NIST in developing and implementing a publicly available database for reactive hazard test information. Promote submissions of data by your membership. Open - Acceptable Response or Alternate Response 10/8/2002 Reactives 2001-1-H-XX-R15 Synthetic Organic Chemical Manufacturers Association (SOCMA) Communicate the findings and recommendations of this report to your membership. Closed - Acceptable Action 1/28/2004 10/8/2002 Reactives 2001-1-H-XX-R16 National Association of Chemical Distributors Expand the existing Responsible Distribution Process to include reactive hazard management as an area of emphasis. At a minimum, ensure that the revisions address storage and handling, including the hazards of inadvertent mixing of incompatible chemicals. Open - Awaiting Response or Evaluation/Approval of Response 10/8/2002 Reactives 2001-1-H-XX-R17 National Association of Chemical Distributors Communicate the findings and recommendations of this report to your membership. Closed - Acceptable Action 1/28/2004
SUMMARY OF CSB EXPLOSIVE AND TOXIC INCIDENT RECOMMENDATIONS 1998 - 2013 Page 8 of 31 Date Issued Case Rec # Recipient Recommendation Text Recommendation Status Date Closed 10/8/2002 Reactives 2001-1-H-XX-R18 International Association of Fire Fighters Communicate the findings and recommendations of this report to your membership. Closed - Acceptable Action 4/29/2008 10/8/2002 Reactives 2001-1-H-XX-R19 Paper, Allied-Industrial, Chemical & Energy Workers International Union (PACE) Communicate the findings and recommendations of this report to your membership. Closed - Acceptable Action 3/19/2004 10/8/2002 Reactives 2001-1-H-XX-R2 Occupational Safety & Health Administration Implement a program to define and record information on reactive incidents that OSHA investigates or requires to be investigated under OSHA regulations. Structure the collected information so that it can be used to measure progress in the prevention of reactive incidents that give rise to catastrophic releases. Open - Unacceptable Response 10/8/2002 Reactives 2001-1-H-XX-R20 United Steelworkers of America Communicate the findings and recommendations of this report to your membership. Closed - Acceptable Action 8/23/2005 10/8/2002 Reactives 2001-1-H-XX-R21 Union of Needletrades, Industrial, and Textile Employees (UNITE) Communicate the findings and recommendations of this report to your membership. Closed - Acceptable Action 4/27/2005 10/8/2002 Reactives 2001-1-H-XX-R22 United Food and Commercial Workers International Union Communicate the findings and recommendations of this report to your membership. Closed - Acceptable Action 4/27/2005 10/8/2002 Reactives 2001-1-H-XX-R23 American Society of Safety Engineers Communicate the findings and recommendations of this report to your membership. Closed - Acceptable Action 6/21/2006 10/8/2002 Reactives 2001-1-H-XX-R24 American Industrial Hygiene Association Communicate the findings and recommendations of this report to your membership. Closed - Acceptable Action 3/18/2004 10/8/2002 Reactives 2001-1-H-XX-R3 EPA (www.epa.gov) Revise the Accidental Release Prevention Requirements, 40 CFR 68, to explicitly cover catastrophic reactive hazards that have the potential to seriously impact the public, including those resulting from self-reactive chemicals and combinations of chemicals and process-specific conditions. Take into account the recommendations of this report to OSHA on reactive hazard coverage. Seek congressional authority if necessary to amend the regulation. Open - Awaiting Response or Evaluation/Approval of Response 10/8/2002 Reactives 2001-1-H-XX-R4 EPA (www.epa.gov) Modify the accident reporting requirements in RMP* Info to define and record reactive incidents. Consider adding the term “reactive incident” to the four existing “release events” in EPA’s current 5-year accident reporting requirements (Gas Release, Liquid Spill/Evaporation, Fire, and Explosion). Structure this information collection to allow EPA and its stakeholders to identify and focus resources on industry sectors that experienced the incidents; chemicals and processes involved; and impact on the public, the workforce, and the environment. Closed - Acceptable Action 6/2/2004 10/8/2002 Reactives 2001-1-H-XX-R5 National Institute for Standards and Technology Develop and implement a publicly available database for reactive hazard test information. Structure the system to encourage submission of data by individual companies and academic and government institutions that perform chemical testing. Closed - Reconsidered / Superseded 3/7/2008
SUMMARY OF CSB EXPLOSIVE AND TOXIC INCIDENT RECOMMENDATIONS 1998 - 2013 Page 9 of 31 Date Issued Case Rec # Recipient Recommendation Text Recommendation Status Date Closed 10/8/2002 Reactives 2001-1-H-XX-R6 Center for Chemical Process Safety Publish comprehensive guidance on model reactive hazard management systems. At a minimum, ensure that these guidelines cover: - For companies engaged in chemical manufacturing: reactive hazard management, including hazard identification, hazard evaluation, management of change, inherently safer design, and adequate procedures and training. - For companies engaged primarily in the bulk storage, handling, and use of chemicals: identification and prevention of reactive hazards, including the inadvertent mixing of incompatible substances. Closed - Exceeds Recommended Action 6/18/2004 10/8/2002 Reactives 2001-1-H-XX-R7 Center for Chemical Process Safety Communicate the findings and recommendations of this report to your membership. Closed - Exceeds Recommended Action 6/18/2004 10/8/2002 Reactives 2001-1-H-XX-R8 American Chemistry Council (ACC) Expand the Responsible Care Process Safety Code to emphasize the need for managing reactive hazards - Member companies are required to have programs to manage reactive hazards that address at a minimum, hazard identification, hazard evaluation, management of change, inherently safer design, and adequate procedures and training - There is a program to communicate to your membership the availability of existing tool, guidance and initiatives to aid in identifying and evaluating reactive hazards. Open - Acceptable Response or Alternate Response 10/8/2002 Reactives 2001-1-H-XX-R9 American Chemistry Council (ACC) Develop and implement a program for reporting reactive incidents that includes the sharing of relevant safety knowledge and lessons learned with your membership, the public, and government to improve safety system performance and prevent future incidents. Open - Awaiting Response or Evaluation/Approval of Response 11/20/2002 Georgia- Pacific 2002-1-I-AL-R1 Georgia Pacific Corporation Conduct periodic safety audits of Georgia-Pacific pulp and paper mills in light of the findings of this report. At a minimum, ensure that management systems are in place at the mills to: - Evaluate process sewers where chemicals may collect and interact, and identify potential hazardous reaction scenarios to determine if safeguards are in place to decrease the likelihood or consequences of such interactions. Take into account sewer system connections and the ability to prevent inadvertent mixing of materials that could react to create a hazardous condition. Closed - Exceeds Recommended Action 3/9/2005 11/20/2002 Georgia- Pacific 2002-1-I-AL-R2 Georgia Pacific Corporation Conduct periodic safety audits of Georgia-Pacific pulp and paper mills in light of the findings of this report. At a minimum, ensure that management systems are in place at the mills to: - Identify areas of the mill where hydrogen sulfide (H2S) could be present or generated, and institute safeguards (including warning devices) to limit employee exposure. Require that personnel working in the area are trained to recognize the presence of H2S and respond appropriately. Update emergency response plans for such areas to include procedures for decontaminating personnel exposed to toxic gas. Closed - Acceptable Action 3/9/2005 11/20/2002 Georgia- Pacific 2002-1-I-AL-R3 Georgia Pacific Corporation Conduct periodic safety audits of Georgia-Pacific pulp and paper mills in light of the findings of this report. At a minimum, ensure that management systems are in place at the mills to: - Apply good engineering and process safety principles to process sewer systems. For instance, ensure that hazard reviews and management of change analyses are completed when additions or changes are made where chemicals could collect and react in process sewers. (Such principles may be found in publications from the Center for Chemical Process Safety [CCPS].) Closed - Acceptable Action 3/9/2005 11/20/2002 Georgia- Pacific 2002-1-I-AL-R4 Georgia Pacific Corporation Conduct periodic safety audits of Georgia-Pacific pulp and paper mills in light of the findings of this report. At a minimum, ensure that management systems are in place at the mills to: - Communicate the findings and recommendations of this report to the workforce and contractors at all Georgia-Pacific pulp and paper mills. Closed - Acceptable Action 3/9/2005
SUMMARY OF CSB EXPLOSIVE AND TOXIC INCIDENT RECOMMENDATIONS 1998 - 2013 Page 10 of 31 Date Issued Case Rec # Recipient Recommendation Text Recommendation Status Date Closed 11/20/2002 Georgia- Pacific 2002-1-I-AL-R5 GP Naheola Mill Evaluate mill process sewer systems where chemicals may collect and react to identify potential hazardous reaction scenarios to determine if safeguards are in place to decrease the likelihood or consequences of such interactions. Evaluate sewer connections and ensure that materials that could react to create a hazardous condition are not inadvertently mixed, and that adequate mitigation measures are in place if such inadvertent mixing does occur. Closed - Acceptable Action 3/9/2005 11/20/2002 Georgia- Pacific 2002-1-I-AL-R6 GP Naheola Mill Establish programs to comply with recommendations from manufacturers of sodium hydrosulfide (NaSH) regarding its handling, such as preventing it from entering sewers because of the potential for acidic conditions Closed - Acceptable Action 3/9/2005 11/20/2002 Georgia- Pacific 2002-1-I-AL-R7 GP Naheola Mill Establish programs to require the proper design and maintenance of manway seals on closed sewers where hazardous materials are present Closed - Acceptable Action 3/9/2005 11/20/2002 Georgia- Pacific 2002-1-I-AL-R8 GP Naheola Mill Identify areas of the plant where hydrogen sulfide (H2S) could be present or generated, and institute safeguards (including warning devices) to limit personnel exposure. Institute a plan and procedures for dealing with potential H2S releases in these areas, and require that anyone who may be present is adequately trained on appropriate emergency response practices, including attempting rescue. Require contractors working in these areas to train their employees on the specific hazards of H2S, including appropriate emergency response practices. Closed - Acceptable Action 3/9/2005 11/20/2002 Georgia- Pacific 2002-1-I-AL-R9 GP Naheola Mill Update the Naheola mill emergency response plan to include procedures for decontaminating personnel who are brought to the first-aid station. Include specific instructions for decontaminating personnel exposed to H2S so that they do not pose a secondary exposure threat to medical personnel. Closed - Acceptable Action 3/9/2005 11/20/2002 Georgia- Pacific 2002-1-I-AL-R10 Agency for Toxic Substance and Disease Registry Evaluate and amend as necessary the ATSDR Medical Management Guidelines to consider the risk to responders posed by the exposure to victims of high levels of hydrogen sulfide (H2S) gas. Specify procedures for adequate decontamination. Communicate the results of this activity to relevant organizations, such as the American Association of Ocupational Health Nurses. Closed - Acceptable Action 1/30/2007 11/20/2002 Georgia- Pacific 2002-1-I-AL-R11 Burkes Construction, Inc. Train your employees on the specific hazards of hydrogen sulfide (H2S), including appropriate emergency response practices, in areas where Georgia-Pacific has identified this material as a hazard. Closed - Acceptable Action 1/28/2004 11/20/2002 Georgia- Pacific 2002-1-I-AL-R12 Davison Transport Inc. Communicate the findings and recommendations of this report to those employees who haul or handle sodium hydrosulfide (NaSH). Closed - Acceptable Action 8/22/2003 11/20/2002 Georgia- Pacific 2002-1-I-AL-R13 American Forest and Paper Association Communicate the findings and recommendations of this report to your membership Closed - Acceptable Action 8/23/2006 11/20/2002 Georgia- Pacific 2002-1-I-AL-R14 International Brotherhood of Electrical Workers, AFL-CIO Communicate the findings and recommendations of this report to your membership Closed - Acceptable Action 8/20/2010 11/20/2002 Georgia- Pacific 2002-1-I-AL-R15 Paper, Allied-Industrial, Chemical & Energy Workers International Union (PACE) Communicate the findings of this report to your membership. Closed - Acceptable Action 2/9/2005 11/20/2002 Georgia- Pacific 2002-1-I-AL-R16 Pulp and Paper Safety Association Communicate the findings and recommendations of this report to your membership. Closed - No Longer Applicable 2/9/2005
SUMMARY OF CSB EXPLOSIVE AND TOXIC INCIDENT RECOMMENDATIONS 1998 - 2013 Page 11 of 31 Date Issued Case Rec # Recipient Recommendation Text Recommendation Status Date Closed 5/1/2003 DPC Festus 2002-4-I-MO-R1 DPC Enterprises L.P. Festus Site Revise the mechanical integrity program: Develop and implement a quality assurance management system, such as positive materials identification, to confirm that chlorine transfer hoses (CTH) are of the appropriate materials of construction. Closed - Acceptable Action 2/1/2007 5/1/2003 DPC Festus 2002-4-I-MO-R10 DX Distribution Group Communicate the findings and recommendations of this report to all DPC facilities. Closed - Acceptable Action 2/1/2007 5/1/2003 DPC Festus 2002-4-I-MO-R11 Branham Corporation Implement a materials verification procedure to improve quality assurance during chlorine transfer hose fabrication and shipment, such that hoses shipped to customers are readily identifiable and meet required specifications. Closed - Acceptable Action 4/12/2007 5/1/2003 DPC Festus 2002-4-I-MO-R12 Jefferson County Emergency Management Agency (EMA) Work with DPC to implement a community notification system that will immediately alert neighboring residents and businesses of a chemical release. Closed - Acceptable Action 8/2/2006 5/1/2003 DPC Festus 2002-4-I-MO-R13 Jefferson County Emergency Management Agency (EMA) Work with DPC, local emergency planning and response authorities in Jefferson and adjacent counties, the City of Festus, and Crystal City to improve overall response and mitigation time. Closed - Acceptable Action 8/2/2006 5/1/2003 DPC Festus 2002-4-I-MO-R14 Jefferson County Emergency Management Agency (EMA) Communicate the findings and recommendations of this report to your membership. Closed - Acceptable Action 4/26/2010 5/1/2003 DPC Festus 2002-4-I-MO-R15 Missouri State Emergency Response Commission (MERC) Communicate the findings and recommendations of this report to local emergency planning committees (LEPC), emergency management agencies (EMA), and local fire departments. Closed - Acceptable Action 8/10/2010 5/1/2003 DPC Festus 2002-4-I-MO-R16 Missouri Department of Natural Resources (MDNR) In collaboration with appropriate agencies, hold a community meeting in Festus, Missouri, to hear concerns raised by local citizens affected by the DPC incident and to respond to issues raised by the community. Closed - No Longer Applicable 10/10/2006 5/1/2003 DPC Festus 2002-4-I-MO-R17 Agency for Toxic Substance and Disease Registry Work with State and local agencies to address concerns about the long-term health effects of the chlorine release in Festus, Missouri, and communicate your findings to the community. Closed - No Longer Applicable 6/12/2007 5/1/2003 DPC Festus 2002-4-I-MO-R18 Chlorine Institute, Inc. Work with the Association of Hose and Accessories Distributors (NAHAD) and chlorine hose manufacturers, such as Crane-Resistoflex, to develop and implement a recommended practice requiring continuous positive identification (e.g., coding, stenciling, stamping) throughout the supply chain, from manufacturing to the end user of the product. Closed - Acceptable Action 12/6/2004 5/1/2003 DPC Festus 2002-4-I-MO-R19 Chlorine Institute, Inc. Develop recommended practices to address moisture in dry chlorine piping systems. Include information on suggested material specifications, prevention and corrective measures, and adverse consequences (particularly for emergency shutdown [ESD] systems). Closed - Acceptable Action 12/6/2004 5/1/2003 DPC Festus 2002-4-I-MO-R2 DPC Enterprises L.P. Festus Site Revise the mechanical integrity program: Implement procedures and practices to ensure the emergency shutdown (ESD) system operates properly. Include procedures to verify that the ESD valves will close to shut down the flow of chlorine. Closed - Acceptable Action 3/28/2006 5/1/2003 DPC Festus 2002-4-I-MO-R20 Chlorine Institute, Inc. Develop recommended practices for testing, inspection, and preventative maintenance of ESD systems for bulk transfer of chlorine. Closed - Acceptable Action 12/6/2004 5/1/2003 DPC Festus 2002-4-I-MO-R21 Chlorine Institute, Inc. Communicate the findings and recommendations of this report to your membership. Closed - Acceptable Action 12/6/2004
SUMMARY OF CSB EXPLOSIVE AND TOXIC INCIDENT RECOMMENDATIONS 1998 - 2013 Page 12 of 31 Date Issued Case Rec # Recipient Recommendation Text Recommendation Status Date Closed 5/1/2003 DPC Festus 2002-4-I-MO-R22 National Association for Hose and Accessories Distribution Work with The Chlorine Institute and chlorine hose manufacturers, such as Crane-Resistoflex, to develop and implement a recommended practice requiring continuous positive identification (e.g.,coding, stenciling, stamping) throughout the supply chain, from manufacturing to the end user of the product. Closed - Acceptable Action 1/4/2012 5/1/2003 DPC Festus 2002-4-I-MO-R23 National Association for Hose and Accessories Distribution Communicate the findings and recommendations of this report to your membership. Closed - Acceptable Action 4/21/2004 5/1/2003 DPC Festus 2002-4-I-MO-R24 National Association of Chemical Distributors Communicate the findings and recommendations of this report to your membership. Closed - Acceptable Action 11/19/2008 5/1/2003 DPC Festus 2002-4-I-MO-R3 DPC Enterprises L.P. Festus Site Revise the mechanical integrity program: Revise the preventive maintenance and inspection program for the chlorine transfer system to address moisture-related corrosion. Evaluate and correct any problems associated with corrosion that could potentially lead to chlorine transfer and safety system failure. Closed - Acceptable Action 3/28/2006 5/1/2003 DPC Festus 2002-4-I-MO-R4 DPC Enterprises L.P. Festus Site Revise the mechanical integrity program: Require periodic inspection of the above critical safety systems by the operations or facility manager. Closed - Acceptable Action 3/28/2006 5/1/2003 DPC Festus 2002-4-I-MO-R5 DPC Enterprises L.P. Festus Site Revise the Emergency Response Plan: • Develop procedures to clearly designate the roles and responsibilities of facility emergency response personnel, including post-incident remediation. Closed - Acceptable Action 3/28/2006 5/1/2003 DPC Festus 2002-4-I-MO-R6 DPC Enterprises L.P. Festus Site Develop and implement a timetable for drills to test emergency response personnel on various levels of response, including a large uncontrolled release that could affect the public. Coordinate these drills with local emergency response authorities. Provide a copy of the revised Emergency Response Plan to the local emergency planning committee, and review the plan with the committee and the local fire department. Work with these authorities to implement an improved community emergency notification system. Closed - Acceptable Action 3/28/2006 5/1/2003 DPC Festus 2002-4-I-MO-R7 DPC Enterprises L.P. Festus Site Revise the Emergency Response Plan: Improve accessibility of equipment required for emergency response, considering likely response scenarios. Closed - Acceptable Action 3/28/2006 5/1/2003 DPC Festus 2002-4-I-MO-R8 DX Distribution Group In light of the findings of this report, conduct periodic audits of the safety management systems involved in this incident, such as mechanical integrity, emergency response, and material quality assurance. Ensure that the audit recommendations are tracked and implemented. Share findings and recommendations with the work force at your repackaging facilities. Closed - Acceptable Action 2/1/2007 5/1/2003 DPC Festus 2002-4-I-MO-R9 DX Distribution Group To improve supervision of day-to-day operations, revise your corporate safety managementtraining program on chlorine repackaging operations. Emphasize safety critical systems, including verification of safety system performance. Closed - Acceptable Action 2/1/2007 9/30/2003 Kaltech 2002-2-I-NY-R1 Mayor and the Council of the City of New York Revise the Fire Prevention Code, Title 27, Chapter 4, of the New York City Administrative Code, to achieve more comprehensive control over the storage and use of hazardous materials. such as nitric aide, that could cause a fire or explosion when inadvertently mixed with incompatible substances. Base these revisions on model fire codes such as the International Code Council International Fire Code and the national Fire Protection Association Fire Protection Code. Require that: - All hazardous materials be identified and labeled. - Hazardous materials permit applications include the submission of a management plan and inventory statement
- Material safety data sheets be accessible to the workforce - Personnel working with hazardous materials be
trained on hazards and safe handling techniques in languages understood by the workforce. Closed - Acceptable Action 11/19/2008
SUMMARY OF CSB EXPLOSIVE AND TOXIC INCIDENT RECOMMENDATIONS 1998 - 2013 Page 13 of 31 Date Issued Case Rec # Recipient Recommendation Text Recommendation Status Date Closed 9/30/2003 Kaltech 2002-2-I-NY-R2 Mayor and the Council of the City of New York Amend the New York City Administrative Code 27-4267 to require that - The owner of other person having charge of a mixed occupancy building with a hazardous occupancy be required to develop a building hazardous materials safety plan and designate a responsible individual to ensure that the plan is implemented. - The building hazardous materials safety plan incorporates information from the hazardous materials management plans, inventory statement, right to know facility inventory forms, and Fire prevention Code permits of any tenants who use hazardous materials. - the building hazardous materials safety plan be distributed to all tenants. Closed - Acceptable Action 8/3/2009 9/30/2003 Kaltech 2002-2-I-NY-R3 Mayor and the Council of the City of New York Ensure that the New York City Fire Department (FDNY) and the Department of Environmental Protection (NYCDEP) establish a program to exchange facility information regarding hazardous chemical inventories to enhance inspection and enforcement activities. Closed - Acceptable Action 8/3/2009 9/30/2003 Kaltech 2002-2-I-NY-R4 Department of Environmental Conservation Raise the priority of inspections of large quantity generators located in mixed occupancy failities within densely populated areas. Closed - Acceptable Action 12/6/2004 9/30/2003 Kaltech 2002-2-I-NY-R5 Department of Environmental Conservation Share Data, such as the Resource Conservation and Recovery Act (RCRA) biennial report, with the New York City Fire Department (FDNY) and Department of Environmental Protection (NYCDEP) concerning the identity, location and hazardous waste inventories of large quantity generators within the City to enhance inspection and enforcement activities. Closed - Acceptable Action 7/12/2006 9/30/2003 Kaltech 2002-2-I-NY-R6 Kaltech Industries Develop and implement a written hazard communication program that includes the following requirements: - Maintaining a list of hazardous materials used in the workplace - Labeling of hazardous materials - Maintaining and making material safety data sheets available to the workforce - Training of employees on chemical hazards and their safeguards in languages understood by the workforce Closed - Acceptable Action 4/22/2005 9/30/2003 Kaltech 2002-2-I-NY-R7 Kaltech Industries Implement hazardous waste management practices that include the following: - Characterization of unknown waste materials prior to mixing or disposal - Labeling of all waste containers with the words Hazardous Waste and any other language necessary to communicate the specifically hazards associated with the material - Formal hazardous waste management training program Closed - Unacceptable Action/No Response Received 1/28/2008 9/30/2003 Kaltech 2002-2-I-NY-R8 OSHA Region II Disseminate information on the requirements of the Hazard Communication Standard, 29 CFR 1910.1200, in the major languages spoken by workers in New York City with limited or no English speaking proficiency. Closed - Acceptable Action 3/23/2009 9/30/2003 Kaltech 2002-2-I-NY-R9 OSHA Region II Establish a complaint and referral system with the New York City Fire Department (FDNY) to provide for a coordinated enforcement effort that addresses the following issues: - Policy and practice for referring to OSHA possible health and safety violation or unsafe conditions observed by FDNY personnel in the course of conducting inspection, but outside the scope of FDNY responsibility - Periodic training programs for FDNY personnel on how to recognize and refer serious workplace safety and health problems Closed - Acceptable Action 3/23/2009 9/30/2003 Kaltech 2002-2-I-NY-R10 New York City Fire Department Establish a complaint and referral system with the Occupational Safety and Health Administration (OSHA; Region II) to provide for a coordinated enforcement effort that addresses the following issues: - Policy and practice for referring to OSHA possible health and safety violations or unsafeconditions observed by FDNY personnel in the course of conducting inspections, but outside the scope of FDNY responsiblility. - Periodic training programs for FDNY personnel on how to recognixe and refer serious workplace safety and health problems Closed - Acceptable Action 8/3/2009
SUMMARY OF CSB EXPLOSIVE AND TOXIC INCIDENT RECOMMENDATIONS 1998 - 2013 Page 14 of 31 Date Issued Case Rec # Recipient Recommendation Text Recommendation Status Date Closed 9/30/2003 Kaltech 2002-2-I-NY-R11 Association of State and Territorial Solid Waste Management Officials Communicate the findings of this report to your membership Closed - Acceptable Action 3/18/2008 9/30/2003 Kaltech 2002-2-I-NY-R12 Building Owners and Managers Association Communicate the finidngs of this report to your membership Closed - No Longer Applicable 3/7/2008 9/30/2003 Kaltech 2002-2-I-NY-R13 New York City Central Labor Council, AFL-CIO Communicate the findings of this report to your membership. Closed - Acceptable Action 3/28/2006 9/30/2003 Kaltech 2002-2-I-NY-R14 U.S. Conference of Mayors Communicate the findings of this report to your membership ( Closed - No Longer Applicable 10/11/2006 9/30/2003 Kaltech 2002-2-I-NY-R15 National League of Cities Communicate the findings of this report to your membership. Closed - No Longer Applicable 3/28/2006 9/30/2003 Kaltech 2002-2-I-NY-R16 New York Committee on Occupational Safety and Health (NYCOSH) Communicate the findings of this report to your membership Closed - No Longer Applicable 9/13/2006 9/30/2003 Kaltech 2002-2-I-NY-R17 New York State Conference of Mayors and Municipal Officials (NYCOM) Communicate the findings of this report to your membership (2002-02-NY-R17) Closed - No Longer Applicable 8/10/2010 9/30/2003 Kaltech 2002-2-I-NY-R18 The Real Estate Board of New York, Inc. Communicate the findings of this report to your membership Closed - Acceptable Action 5/8/2006 9/30/2003 Kaltech 2002-2-I-NY-R19 Skyscraper Safety Campaign Communicate the findings of this report toy our membership Closed - No Longer Applicable 2/9/2005 10/15/2003 First Chemical 2003-1-I-MS-R1 E.I. du Pont de Nemours and Company Conduct audits to ensure that the First Chemical Pascagoula facility addresses the issues detailed below, under “DuPont–First Chemical Pascagoula Facility.” Communicate results of these audits to the workforce. (2003-01- I-MS-R1) (please see recommendations 2-7) Closed - Acceptable Action 8/23/2005 10/15/2003 First Chemical 2003-1-I-MS-R10 American Chemistry Council (ACC) Amend the Technical Specifications guidelines in the Responsible Care Management System to explicitly require facilities to identify findings and lessons learned from process hazard analyses and incident investigations in one unit and apply them to other equipment that processes similar material. (2003-01-I-MS- R10) Closed - Acceptable Action 8/23/2006 10/15/2003 First Chemical 2003-1-I-MS-R11 American Chemistry Council (ACC) Ensure that ACC members understand the audit requirements of Responsible Care and accurately identify and address gaps in facility process safety programs. Closed - Acceptable Action 3/28/2006 10/15/2003 First Chemical 2003-1-I-MS-R12 American Chemistry Council (ACC) Communicate the findings of this report to your membership. (2003-01-I-MS-R12) Closed - Acceptable Action 6/21/2006 10/15/2003 First Chemical 2003-1-I-MS-R13 Synthetic Organic Chemical Manufacturers Association (SOCMA) Amend the Technical Specifications in the Responsible Care Management System to explicitly require facilities to identify findings and lessons learned from process hazard analyses and incident investigations in one unit and apply them to other equipment that processes similar material. Open - Awaiting Response or Evaluation/Approval of Response 10/15/2003 First Chemical 2003-1-I-MS-R14 Synthetic Organic Chemical Manufacturers Association (SOCMA) Ensure that SOCMA members understand the audit requirements of Responsible Care and accurately identify and address gaps in facility process safety programs. (2003-01-I-MS-R14) Open - Awaiting Response or Evaluation/Approval of Response
SUMMARY OF CSB EXPLOSIVE AND TOXIC INCIDENT RECOMMENDATIONS 1998 - 2013 Page 15 of 31 Date Issued Case Rec # Recipient Recommendation Text Recommendation Status Date Closed 10/15/2003 First Chemical 2003-1-I-MS-R15 Synthetic Organic Chemical Manufacturers Association (SOCMA) Communicate the findings of this report to your membership. (2003-01-I-MS-R15) Closed - Acceptable Action 6/21/2006 10/15/2003 First Chemical 2003-1-I-MS-R2 Dupont - First Chemical Pascagoula Facility Establish a program for conducting process hazard analyses of processes involving reactive materials. (2003- 01-I-MS-R2) Closed - Acceptable Action 3/28/2006 10/15/2003 First Chemical 2003-1-I-MS-R3 Dupont - First Chemical Pascagoula Facility Evaluate the need for layers of protection and install appropriate safeguards, such as alarms and interlocks, to reduce the likelihood of a runaway reaction and catastrophic release of material. (2003-01-I-MS-R3) Closed - Acceptable Action 3/28/2006 10/15/2003 First Chemical 2003-1-I-MS-R4 Dupont - First Chemical Pascagoula Facility Review and revise as necessary procedures for units that process highly energetic material, effectively communicate the updated procedures, and train workers appropriately. Revised procedures should include (2003-01-I-MS-R4): - Specific steps for isolation of energy sources. - Warnings and cautions concerning process chemicals and consequences of deviations from operating limits. - Critical operating limits and guidance when the limits are exceeded. - Instruction on how to perform a shutdown for all foreseeable causes, to ensure proper isolation, and to continue monitoring critical parameters (such as temperature) while the column is shut down; in addition, review conditions under which material must be deinventoried (such as during extended shutdowns). Closed - Acceptable Action 8/10/2010 10/15/2003 First Chemical 2003-1-I-MS-R5 Dupont - First Chemical Pascagoula Facility Conduct a facility-wide survey of pressure vessels to ensure that all equipment that processes reactive materials has appropriate overpressure protection. (2003-01-I-MS-R5) Closed - Acceptable Action 3/28/2006 10/15/2003 First Chemical 2003-1-I-MS-R6 Dupont - First Chemical Pascagoula Facility Identify equipment critical to safe operation of processes containing reactive materials. Upgrade the maintenance program and establish inspection schedules to ensure the integrity of such equipment. (2003-01-I- MS-R6) Closed - Acceptable Action 3/28/2006 10/15/2003 First Chemical 2003-1-I-MS-R7 Dupont - First Chemical Pascagoula Facility Survey and take appropriate action to ensure that buildings occupied by plant personnel are of adequate construction and are located so as to protect people inside in the event of an explosion in equipment processing reactive materials. Closed - Acceptable Action 8/10/2010 10/15/2003 First Chemical 2003-1-I-MS-R8 Jackson County Board of Supervisors, Jackson County Emergency Management Agency, Jackson County Local Emergency Planning Committee Update the community notification system to: - Immediately alert residents in the Moss Point community when an incident occurs that could affect their health and safety. - Determine when a community response should be initiated. - Communicate the nature of the incident and the appropriate response by residents. - Alert residents when the incident is over (i.e., the all-clear has sounded). Closed - Acceptable Action 4/15/2011 10/15/2003 First Chemical 2003-1-I-MS-R9 Jackson County Board of Supervisors, Jackson County Emergency Management Agency, Jackson County Local Emergency Planning Committee Conduct an awareness campaign to educate residents on the proper steps for a shelter-in-place and orderly evacuation. Closed - Acceptable Action 4/15/2011
SUMMARY OF CSB EXPLOSIVE AND TOXIC INCIDENT RECOMMENDATIONS 1998 - 2013 Page 16 of 31 Date Issued Case Rec # Recipient Recommendation Text Recommendation Status Date Closed 8/8/2005 Honeywell 2003-13-I-LA-R1 Honeywell Baton Rouge Facility Revise inspection and testing procedures to include effective methods for detecting and preventing leaks in coolers that use chlorine. These procedures should include the use of appropriate NDT methods. Closed - Acceptable Action 4/15/2011 8/8/2005 Honeywell 2003-13-I-LA-R2 Honeywell Baton Rouge Facility Analyze layers of protection installed to prevent possible consequences of failure of heat exchangers that use chlorine, and implement corrective actions as appropriate. Examples of additional measures include installing monitors on the coolant stream to detect the presence of chlorine, and determining the feasibility of operating the coolant stream at a pressure high enough to prevent the entry of chlorine in the event of a leak. Closed - Acceptable Action 6/12/2007 8/8/2005 Honeywell 2003-13-I-LA-R3 Honeywell Baton Rouge Facility To address ongoing issues regarding layers of protection and leaks in heat exchangers, revise procedures for performing process hazard analyses for equipment that contains hazardous materials such as chlorine to, at a minimum: - Require an evaluation of the effects of leaks in heat exchangers. Closed - Acceptable Action 2/14/2013 8/8/2005 Honeywell 2003-13-I-LA-R4 Honeywell Baton Rouge Facility To address ongoing issues regarding layers of protection and leaks in heat exchangers, revise procedures for performing process hazard analyses for equipment that contains hazardous materials such as chlorine to, at a minimum: - Consider the layers of protection necessary to prevent a catastrophic incident and require recommendations to be implemented when existing protection is inadequate. Closed - Acceptable Action 2/14/2013 8/8/2005 Honeywell 2003-13-I-LA-R5 Honeywell Baton Rouge Facility Revise the incident investigation procedure to ensure that odors inside positive pressure control rooms are investigated, the causes identified, and the appropriate corrective actions implemented. Address causes of the releases as well as entry of the material into the building. Closed - Acceptable Action 4/15/2011 8/8/2005 Honeywell 2003-13-I-LA-R6 Honeywell Baton Rouge Facility Survey units that handle chlorine, and evaluate the effectiveness of shutdown systems for detecting and preventing the release of chlorine. At a minimum, ensure that shutdown systems and procedures are integrated to stop all potential sources of chlorine. Closed - Acceptable Action 6/12/2007 8/8/2005 Honeywell 2003-13-I-LA-R7 Honeywell Baton Rouge Facility Conduct training to emphasize that MOC evaluations must consider whether emergency shutdown procedures need to be changed when there are changes in material inventory. Closed - Acceptable Action 2/14/2013 8/8/2005 Honeywell 2003-13-I-LA-R8 Honeywell Baton Rouge Facility Conduct a hazard analysis (such as a job safety analysis) in the ton-cylinder area, incorporate appropriate findings into unit operating procedures, and train personnel accordingly. Closed - Acceptable Action 4/10/2012 8/8/2005 Honeywell 2003-13-I-LA-R9 Honeywell Baton Rouge Facility Revise plant procedures on receiving cylinders to require that weights be recorded on incoming materials and suspicious materials be isolated so that hazardous materials are handled appropriately. Closed - Acceptable Action 4/10/2012 8/8/2005 Honeywell 2003-13-I-LA-R10 Honeywell Baton Rouge Facility Revise the personal protective equipment matrix to include requirements for specific activities, such as draining HF equipment. Refer to the HFIPI guidelines as appropriate. Closed - Acceptable Action 2/14/2013 8/8/2005 Honeywell 2003-13-I-LA-R11 Honeywell Baton Rouge Facility Develop and implement a program for the identification and management of hazards in nonroutine situations. Ensure that this program covers the following: - Situations where employees are unable to follow standard operating procedures, such as properly purging equipment. Closed - Acceptable Action 6/12/2007 8/8/2005 Honeywell 2003-13-I-LA-R12 Honeywell Baton Rouge Facility Develop and implement a program for the identification and management of hazards in nonroutine situations. Ensure that this program covers the following: - Circumstances where there is no specific formal procedure for handling a highly hazardous chemical. Closed - Acceptable Action 6/12/2007 8/8/2005 Honeywell 2003-13-I-LA-R13 Honeywell Baton Rouge Facility Develop and implement a program for the identification and management of hazards in nonroutine situations. Ensure that this program covers the following: - Operations following an emergency shutdown. Closed - Acceptable Action 2/14/2013
SUMMARY OF CSB EXPLOSIVE AND TOXIC INCIDENT RECOMMENDATIONS 1998 - 2013 Page 17 of 31 Date Issued Case Rec # Recipient Recommendation Text Recommendation Status Date Closed 8/8/2005 Honeywell 2003-13-I-LA-R14 Honeywell International, Inc. Develop and implement corporate standards to ensure positive pressure control rooms, including the HVAC systems, are designed and maintained to prevent the short-term entry of hazardous materials. Implement corporate standard changes at the Baton Rouge facility, and other Honeywell facilities as appropriate. Closed - Acceptable Action 6/12/2007 8/8/2005 Honeywell 2003-13-I-LA-R15 Honeywell International, Inc. Develop and implement procedures for positively identifying material rejected by contractors such as C&MI so that hazardous materials are handled appropriately. Open - Awaiting Response or Evaluation/Approval of Response 8/8/2005 Honeywell 2003-13-I-LA-R16 Honeywell International, Inc. Develop and implement corporate standards for safely handling hydrogen fluoride. Closed - Acceptable Action 2/14/2013 8/8/2005 Honeywell 2003-13-I-LA-R17 Honeywell International, Inc. In light of the findings of this investigation report, conduct a comprehensive audit of fluorine-based manufacturing facilities in your Specialty Materials group facilities. Ensure that the audit addresses: â?¢ Thoroughness of hazard analysis and adequacy of safeguards. Closed - Acceptable Action 6/12/2007 8/8/2005 Honeywell 2003-13-I-LA-R18 Honeywell International, Inc. In light of the findings of this investigation report, conduct a comprehensive audit of fluorine-based manufacturing facilities in your Specialty Materials group facilities. Ensure that the audit addresses: â?¢ Recognition and management of nonroutine situations. Closed - Acceptable Action 6/12/2007 8/8/2005 Honeywell 2003-13-I-LA-R19 Honeywell International, Inc. In light of the findings of this investigation report, conduct a comprehensive audit of fluorine-based manufacturing facilities in your Specialty Materials group facilities. Ensure that the audit addresses: â?¢ Adherence to standard operating procedures. Closed - Acceptable Action 6/12/2007 8/8/2005 Honeywell 2003-13-I-LA-R20 Honeywell International, Inc. In light of the findings of this investigation report, conduct a comprehensive audit of fluorine-based manufacturing facilities in your Specialty Materials group facilities. Implement the recommendations from the audit and communicate the findings to the work force. Closed - Acceptable Action 5/22/2012 8/8/2005 Honeywell 2003-13-I-LA-R21 Honeywell International, Inc. Communicate the findings and recommendations of this report to your employees at fluorine-based manufacturing facilities in your Specialty Materials group. Closed - Acceptable Action 5/22/2012 8/8/2005 Honeywell 2003-13-I-LA-R22 American Society of Heating, Refrigeration, and Air Conditioning Engineers (ASHRAE) Develop guidance on the effective design and maintenance of HVAC systems and other necessary control room components designed to protect employees and equipment in the event of a release of hazardous materials. Open - Awaiting Response or Evaluation/Approval of Response 8/8/2005 Honeywell 2003-13-I-LA-R23 Baton Rouge Fire Department Evaluate and update as necessary community notification procedures to include timely notification of residents in the event of a chemical release. Conduct periodic refresher training with staff on the requirements in the procedures. Closed - Acceptable Action 8/20/2010 8/8/2005 Honeywell 2003-13-I-LA-R24 East Baton Rouge Parish Office of Homeland Security and Emergency Preparedness (OHSEP) Conduct an awareness campaign to educate residents on the proper response during a chemical release. Include instructions on the way residents (including those outside the affected area) can obtain information during an emergency. Closed - Acceptable Action 1/25/2011 8/8/2005 Honeywell 2003-13-I-LA-R25 Hydrogen Fluoride Industry Practices Institute (HFIPI) Conduct a survey of members to determine best industry practices for HF handling activities, such as draining equipment, use of open systems, and nonroutine work. Develop best practices guidance as appropriate and communicate it to your members. Open - Acceptable Response or Alternate Response 8/8/2005 Honeywell 2003-13-I-LA-R26 Hydrogen Fluoride Industry Practices Institute (HFIPI) Communicate the findings and recommendations from the August 13 incident to your membership. Closed - Acceptable Action 2/16/2006
SUMMARY OF CSB EXPLOSIVE AND TOXIC INCIDENT RECOMMENDATIONS 1998 - 2013 Page 18 of 31 Date Issued Case Rec # Recipient Recommendation Text Recommendation Status Date Closed 8/8/2005 Honeywell 2003-13-I-LA-R27 Chemical and Metal Industries (C&MI) Develop formal procedures for disposition of nonconforming materials received from customers. Ensure that procedures include positive identification prior to shipment. Closed - Acceptable Action 2/16/2006 8/8/2005 Honeywell 2003-13-I-LA-R28 American Society for Nondestructive Testing (ASNT) Communicate the findings and recommendations from the July 20 incident to your membership. Emphasize the need to evaluate test methods for appropriateness in the given equipment. Closed - Acceptable Action 3/28/2006 8/8/2005 Honeywell 2003-13-I-LA-R29 International Brotherhood of Teamsters Local #5 Work with Honeywell to communicate the findings and recommendations of this report to your members employed at the Honeywell Baton Rouge Facility. Closed - Unacceptable Action/No Response Received 2/14/2013 2/13/2006 Sterigenics 2004-11-I-CA-R1 Sterigenics International Audit all Sterigenics ethylene oxide sterilization facilities using oxidizing emissions control devices. Ensure that audits assess the issues detailed below, under Sterigenics International - Ontario Facility, and that necessary corrective measures are promptly implemented. Communicate results of these audits to your workforce. Closed - Acceptable Action 4/12/2007 2/13/2006 Sterigenics 2004-11-I-CA-R2 Sterigenics International - Ontario Facility Review and revise the Process Hazard Analysis (PHA) program to ensure that: - Hazardous scenarios are identified, evaluated, and documented. - Lessons learned from past incidents are applied, where appropriate. Closed - Acceptable Action 4/12/2007 2/13/2006 Sterigenics 2004-11-I-CA-R3 Sterigenics International - Ontario Facility Evaluate current process controls and install appropriate safeguards, such as: - Real-time chamber and/or effluent concentration monitoring connected to alarms, interlocks, and/or fast acting control devices. - Post- ignition deflagration detection and damage control devices. Closed - Acceptable Action 4/12/2007 2/13/2006 Sterigenics 2004-11-I-CA-R4 Sterigenics International - Ontario Facility Ensure that all employees with passwords capable of modifying the sterilization cycle sequence have process experience and training that enables them to make safe process decisions. Training should emphasize flammability hazards and the need for gas washes when the chamber is empty of products to be sterilized. Closed - Acceptable Action 4/12/2007 2/13/2006 Sterigenics 2004-11-I-CA-R5 Sterigenics International - Ontario Facility Ensure that the control room, and any other room where employees congregate in dangerous proximity to the sterilization area, is located and/or designed to protect workers from an explosion. Closed - Acceptable Action 4/12/2007 2/13/2006 Sterigenics 2004-11-I-CA-R6 Sterigenics International - Ontario Facility Communicate the findings and recommendations of this report to all employees, including operators and maintenance staff. Closed - Acceptable Action 4/12/2007 2/13/2006 Sterigenics 2004-11-I-CA-R7 California Air Resources Board In collaboration with other state/regional agencies as necessary, such as California Occupational Safety and Health Administration, recommend to facilities that treat ethylene oxide backvent emissions with oxidizing emissions control devices to evaluate current process controls and install appropriate safeguards, such as: - Real-time chamber and/or effluent concentration monitoring connected to alarms, interlocks, and/or fast acting control devices. - Post-ignition deflagration detection and damage control devices. Closed - Acceptable Action 7/21/2006 2/13/2006 Sterigenics 2004-11-I-CA-R8 California Occupational Safety and Health Administration (Cal/OSHA) In collaboration with other state/regional agencies as necessary, such as California Environmental Protection Agency, identify the ethylene oxide sterilization facilities in California that utilize oxidizing emissions control devices and conduct inspections of those facilities (including the Sterigenics Ontario facility) in terms of the findings of this report. Ensure prompt correction of all violations identified during these inspections. Closed - Acceptable Action 2/14/2013
SUMMARY OF CSB EXPLOSIVE AND TOXIC INCIDENT RECOMMENDATIONS 1998 - 2013 Page 19 of 31 Date Issued Case Rec # Recipient Recommendation Text Recommendation Status Date Closed 2/13/2006 Sterigenics 2004-11-I-CA-R9 National Fire Protection Association Review and revise NFPA 560, Standard for the Storage, Handling, and Use of Ethylene Oxide for Sterilization and Fumigation in terms of the findings of this report. Specifically: - Include references to the following: o NFPA 69, Standard on Explosion Prevention Systems. o NFPA 86, Ovens and Furnaces. o NIOSH Alert: Preventing Worker Injuries and Deaths from Explosions in Industrial Ethylene Oxide Sterilization Facilities. Closed - Acceptable Action 4/26/2010 2/13/2006 Sterigenics 2004-11-I-CA- R10 National Fire Protection Association Review and revise NFPA 560, Standard for the Storage, Handling, and Use of Ethylene Oxide for Sterilization and Fumigation in terms of the findings of this report. Specifically: - Include requirements for appropriate safeguards, such as: o Real-time chamber and/or effluent concentration monitoring connected to alarms, interlocks, and/or fast acting control devices. o Post-ignition deflagration detection and damage control devices. Closed - Acceptable Action 4/26/2010 2/13/2006 Sterigenics 2004-11-I-CA- R11 National Institute for Occupational Safety and Health (NIOSH) Revise and reissue the NIOSH Alert: Preventing Worker Injuries and Deaths from Explosions at Industrial Ethylene Oxide Facilities (Publication No. 2002-119) in terms of the findings of this report. Specifically: - Include industry guidance materials on Process Hazard Analysis (PHA), such as those published by the Center for Chemical Process Safety (CCPS). Closed - Acceptable Action 8/3/2009 2/13/2006 Sterigenics 2004-11-I-CA- R12 National Institute for Occupational Safety and Health (NIOSH) Revise and reissue the NIOSH Alert: Preventing Worker Injuries and Deaths from Explosions at Industrial Ethylene Oxide Facilities (Publication No. 2002-119) in terms of the findings of this report. Specifically: - Add references to NFPA 68 Guide for Venting of Deflagrations; NFPA 69 Standard on Explosion Prevention Systems; NFPA 86 Ovens and Furnaces; and NFPA 560 Standard for the Storage, Handling, and Use of Ethylene Oxide for Sterilization and Fumigation. Closed - Acceptable Action 8/3/2009 2/13/2006 Sterigenics 2004-11-I-CA- R13 National Institute for Occupational Safety and Health (NIOSH) Revise and reissue the NIOSH Alert: Preventing Worker Injuries and Deaths from Explosions at Industrial Ethylene Oxide Facilities (Publication No. 2002-119) in terms of the findings of this report. Specifically: - Coordinate with the Ethylene Oxide Sterilization Association (EOSA) to remove the portion of paragraph D of Appendix C that states, ?[t]he accuracy, reliability, resolution, and availability of current ethylene oxide measurement devices is questionable.? Closed - Acceptable Action 8/3/2009 2/13/2006 Sterigenics 2004-11-I-CA- R14 Ethylene Oxide Sterilization Association Coordinate with NIOSH to revise and reissue Appendix C of the NIOSH Alert: Preventing Worker Injuries and Deaths from Explosions at Industrial Ethylene Oxide Facilities (Publication No. 2002-119) in terms of the findings of this report. Specifically, remove the portion of paragraph D that states, [t]he accuracy, reliability, resolution, and availability of current ethylene oxide measurement devices is questionable. Closed - Acceptable Action 8/3/2009 2/13/2006 Sterigenics 2004-11-I-CA- R15 Ethylene Oxide Sterilization Association Conduct outreach to communicate the findings and recommendations of this report, and the contents of the NIOSH Alert: Preventing Worker Injuries and Deaths from Explosions at Industrial Ethylene Oxide Facilities, to your membership. Closed - Acceptable Action 8/3/2009 2/13/2006 Sterigenics 2004-11-I-CA- R16 EPA (www.epa.gov) Communicate the findings and recommendations of this report to the states that require EO backvent emissions treatment. Emphasize the need for facilities to evaluate current process controls and install appropriate safeguards, such as: - Real-time chamber and/or effluent concentration monitoring connected to alarms, interlocks, and/or fast acting control devices. - Post-ignition deflagration detection and damage control devices. Closed - Acceptable Action 1/30/2007 2/13/2006 Sterigenics 2004-11-I-CA- R17 Institute of Clean Air Companies Communicate the findings and recommendations of this report to your membership. Closed - Acceptable Action 8/20/2010
SUMMARY OF CSB EXPLOSIVE AND TOXIC INCIDENT RECOMMENDATIONS 1998 - 2013 Page 20 of 31 Date Issued Case Rec # Recipient Recommendation Text Recommendation Status Date Closed 3/31/2006 MFG 2004-9-I-GA-R1 MFG Chemical, Inc. Develop written procedures that require a comprehensive hazard analysis of new processes, especially those involving reactive chemistry. Ensure the hazard evaluations address critical process controls, overpressure protection, alarms, and other equipment such as vent collection/containment devices to minimize the possibility and consequences of a toxic or flammable release. Closed - Acceptable Action 4/6/2011 3/31/2006 MFG 2004-9-I-GA-R2 MFG Chemical, Inc. Provide EPA Risk Management Program regulation and OSHA Process Safety Management program training to affected personnel to ensure that the facility understands the scope and application of each regulation, and implements all requirements prior to receiving and using covered chemicals. Closed - Acceptable Action 4/6/2011 3/31/2006 MFG 2004-9-I-GA-R3 MFG Chemical, Inc. Create a comprehensive emergency response plan and provide equipment and training that is appropriate to the duties assigned to employees in the event of an emergency. Closed - Acceptable Action 6/21/2011 3/31/2006 MFG 2004-9-I-GA-R5 GP Chemicals, Inc. Implement written procedures for tolling agreements using resources such as the CCPS book Process Safety in Outsourced Manufacturing Operations. Ensure that tolling agreements provide for: - Direct GPC involvement in new process development, including the detailed process hazard analysis and emergency planning, - Active participation in the first production run, as appropriate. Closed - Acceptable Action 1/25/2011 3/31/2006 MFG 2004-9-I-GA-R6 Lyondell Chemical Co. Revise the applicable sections of the Allyl Alcohol Product Safety Bulletin, appendices, and web page, to emphasize the applicability of the EPA Risk Management Program regulation and OSHA Process Safety Management standard. Clearly identify the threshold quantity of allyl alcohol applicable to each regulation. Closed - Acceptable Action 1/8/2007 3/31/2006 MFG 2004-9-I-GA-R7 Lyondell Chemical Co. Revise the customer site safety assessment process, clearly addressing both PSM and Risk Management Program applicability before shipping allyl alcohol to a new customer. Include a requirement to review the customer's program documents, including the (draft) RMP, and internal and external safety audit or assessment records. Require that appropriate Lyondell health, safety, and environmental personnel review the written customer safety assessment before approving the shipment of allyl alcohol. Open - Awaiting Response or Evaluation/Approval of Response 3/31/2006 MFG 2004-9-I-GA-R8 City of Dalton Establish, equip, and train a hazardous materials response team. Work with the Whitfield County Emergency Management Agency to update the Emergency Operations Plan, clearly defining the roles and responsibilities of the response team. Closed - Acceptable Action 12/6/2010 3/31/2006 MFG 2004-9-I-GA-R9 City of Dalton Revise fire department and police department procedures and training to clearly define facility and evacuation zone access control responsibilities when hazardous chemicals are involved or suspected in an emergency. Open - Awaiting Response or Evaluation/Approval of Response 3/31/2006 MFG 2004-9-I-GA-R10 Whitfield County Establish a Local Emergency Planning Committee to assist the Whitfield County Emergency Management Agency to: - Develop site-specific agency emergency response plans and standard operating procedures, - Develop training programs and conduct drills for emergencies at fixed facilities, - Educate the community regarding proper protective actions, such as shelter-in-place and evacuation procedures. Open - Awaiting Response or Evaluation/Approval of Response
SUMMARY OF CSB EXPLOSIVE AND TOXIC INCIDENT RECOMMENDATIONS 1998 - 2013 Page 21 of 31 Date Issued Case Rec # Recipient Recommendation Text Recommendation Status Date Closed 3/31/2006 MFG 2004-9-I-GA-R11 Whitfield County Work with the City of Dalton, representatives from local facilities, and relevant community representatives to review and revise the Emergency Operations Plan to: -Update the list of facilities handling hazardous chemicals, including those covered by the EPA Risk Management Program regulation, -Develop standard operating procedures addressing communication of emergency information, evacuation, and shelter-in-place, - Conduct community training and drills that involve operation of the emergency notification system and potential actions in the event of an emergency, -Implement an automated community emergency notification system Open - Awaiting Response or Evaluation/Approval of Response 3/31/2006 MFG 2004-9-I-GA-R12 Governor, State of Georgia Clearly designate and define the roles of the agencies responsible for ensuring compliance with all sections of the SARA Title III (Emergency Planning and Community Right-to-Know Act) including review of Local Emergency Response Plans and accompanying attachments, such as standard operating procedures. Closed - Acceptable Action 7/21/2006 3/31/2006 MFG 2004-9-I-GA-R13 Governor, State of Georgia Designate a responsible agency and develop a system that will encourage and assist local authorities to obtain and use Risk Management Plans for those facilities that are required to develop this information to aid in the development of the site-specific emergency response plans. Open - Acceptable Response or Alternate Response 3/31/2006 MFG 2004-9-I-GA-R14 Synthetic Organic Chemical Manufacturers Association (SOCMA) Revise the SOCMA website to simplify locating the link to the CSB website www.csb.gov, such as adding a link in More Resources on the SOCMA home page. Ensure that the CSB website and the report Hazard Investigation: Improving Reactive Hazard Management, Report No. 2001-01-H can be easily located using the SOCMA website search engine. Closed - Acceptable Action 9/13/2006 3/31/2006 MFG 2004-9-I-GA-R15 Synthetic Organic Chemical Manufacturers Association (SOCMA) Develop a ChemStewards Management System Guidance Module that addresses tolling, including the best practices described in the CCPS book Process Safety in Outsourced Manufacturing Operations, and emergency planning involving new products. Open - Awaiting Response or Evaluation/Approval of Response 3/31/2006 MFG 2004-9-I-GA-R16 Synthetic Organic Chemical Manufacturers Association (SOCMA) Develop a formal training module for the ChemStewards Management System Tolling Guidance Module and provide appropriate training to SOCMA member companies. Include in the training program a discussion on the tolling issues identified in the MFG report. Open - Awaiting Response or Evaluation/Approval of Response 3/31/2006 MFG 2004-9-I-GA-R4 MFG Chemical, Inc. Implement written tolling procedures using resources such as the CCPS book Process Safety in Outsourced Manufacturing Operations. Ensure effective communication between the toller (MFG) and client throughout the process development, completion of a detailed process hazard analysis, creation of emergency procedures, and dissemination to all parties who would be involved in emergency response situations. Closed - Acceptable Action 9/8/2011 2/7/2007 DPC Glendale 2004-2-I-AZ-R1 DPC Enterprises Establish and implement DPC corporate engineering standards that include adequate layers of protection on chlorine scrubbers at DPC facilities, including: -additional interlocks and shutdowns, such as automatically stopping chlorine flow to the scrubber upon oxidation-reduction potential alarm; -mitigation measures, such as systems to automatically add caustic to over-chlorinated scrubbers, or back-up scrubbing capability to treat emissions from over-chlorinated scrubbers; -increases in the final caustic concentration in the scrubbers to eight percent or higher to provide a substantial safety margin against over-chlorination; and -use of the site's continuous bleach manufacturing system to convert scrubber solution to saleable bleach. Closed - Acceptable Action 9/20/2012
SUMMARY OF CSB EXPLOSIVE AND TOXIC INCIDENT RECOMMENDATIONS 1998 - 2013 Page 22 of 31 Date Issued Case Rec # Recipient Recommendation Text Recommendation Status Date Closed 2/7/2007 DPC Glendale 2004-2-I-AZ-R10 Glendale Police Dept Ensure that police officers responding to hazardous material incidents are briefed on specific incident conditions, and are equipped with and trained on the proper use, capabilities, and limitations of appropriate protective equipment. Closed - Acceptable Action 3/30/2010 2/7/2007 DPC Glendale 2004-2-I-AZ-R11 Glendale Police Dept Ensure that police officers receive hazardous materials - operations level training, and annual hazardous materials and air purifying respirator (APR) refresher training. Closed - Acceptable Action 3/30/2010 2/7/2007 DPC Glendale 2004-2-I-AZ-R12 Glendale Police Dept Conduct exercises with the Glendale Fire Department to identify and resolve police/fire integration issues. Coordinate exercise planning with the Arizona Division of Emergency Management Exercise Officer and with the Maricopa County LEPC. Schedule periodic hazardous materials incident drills to ensure safe and effective responses to future hazardous materials incidents. Closed - Acceptable Action 3/30/2010 2/7/2007 DPC Glendale 2004-2-I-AZ-R13 Maricopa County Air Quality Dept Revise DPC's permitted operating conditions to specify a minimum scrubber caustic concentration of 8 percent or more, as determined by laboratory measurement, with measurements taken daily and upon completion of each scrubber batch. Closed - Acceptable Action 1/30/2013 2/7/2007 DPC Glendale 2004-2-I-AZ-R14 Chlorine Institute, Inc. Clarify the chemistry involved in over-chlorination incidents so that Chlorine Scrubbing Systems, Pamphlet 89, and other pertinent publications: -Ensure that the recommended practices and safeguards prevent, mitigate, and control hazardous releases due to bleach decomposition. -Provide sufficient detail on the safety and environmental consequences of over-chlorination to enable companies to provide emergency responders with information on the potential characteristics of over-chlorination events, and on the best means of mitigating the bleach decomposition reaction following a release. Open - Acceptable Response or Alternate Response 2/7/2007 DPC Glendale 2004-2-I-AZ-R2 DPC Enterprises Revise scrubber SOPs to include: -clearly described operating limits and warnings about the consequences of exceeding those limits, and -the safety and environmental hazards associated with scrubber over-chlorination. Closed - Acceptable Action 9/20/2012 2/7/2007 DPC Glendale 2004-2-I-AZ-R3 DPC Enterprises Train employees on the revised SOPs and include a test to verify understanding. Periodically review operator understanding of and conformance to the scrubber SOPs. Closed - Acceptable Action 9/20/2012 2/7/2007 DPC Glendale 2004-2-I-AZ-R4 DPC Enterprises Include scrubber operation in facility PHAs. Ensure that they: -include lessons learned from this incident and other DPC scrubber incidents, as well as industry experience with over-chlorination, and -consider off-site consequences when evaluating the adequacy of existing safeguards. Closed - Acceptable Action 9/20/2012 2/7/2007 DPC Glendale 2004-2-I-AZ-R5 DPC Enterprises Use a qualified, independent auditor to evaluate DPC?s PSM and RMP programs against best practices. Implement audit recommendations in a timely manner at all DPC chlorine repackaging sites. Closed - Acceptable Action 9/20/2012 2/7/2007 DPC Glendale 2004-2-I-AZ-R6 DPC Enterprises Implement a recognized safety management system, including third party verification and certification, to achieve documented continuous improvement in safety performance at Glendale and the other DPC chlorine repackaging sites. Closed - Acceptable Action 9/20/2012 2/7/2007 DPC Glendale 2004-2-I-AZ-R7 Glendale Fire Dept Work with the Glendale Police Department to integrate them into the incident command structure during hazardous material incidents, and address communications issues, such as radio interoperability, to ensure the timely transmission of critical safety information to responding officers. Closed - Acceptable Action 3/25/2010
SUMMARY OF CSB EXPLOSIVE AND TOXIC INCIDENT RECOMMENDATIONS 1998 - 2013 Page 23 of 31 Date Issued Case Rec # Recipient Recommendation Text Recommendation Status Date Closed 2/7/2007 DPC Glendale 2004-2-I-AZ-R8 Glendale Fire Dept Conduct hazardous materials exercises with the Glendale Police Department to identify and resolve police/fire integration issues. Coordinate exercise planning with the Arizona Division of Emergency Management Exercise Officer and with the Maricopa County LEPC. Schedule periodic hazardous materials incident drills to ensure safe and effective responses to future hazardous materials incidents. Closed - Acceptable Action 3/25/2010 2/7/2007 DPC Glendale 2004-2-I-AZ-R9 Glendale Police Dept Work with the Glendale Fire Department to integrate the Glendale Police Department into the command structure during hazardous material incidents, and address communications issues, such as radio interoperability, to ensure the timely transmission of critical safety information to responding officers. Closed - Acceptable Action 3/30/2010 2/16/2007 Formosa Illiopolis 2004-10-I-IL-R1 Formosa Plastics Corporation, USA Review the design and operation of FPC USA manufacturing facilities and implement policies and procedures to ensure that: -Site-wide policies are implemented to address necessary steps and approval levels required to bypass safety interlocks and other critical safety systems. -Chemical processes are designed to minimize the likelihood and consequences of human error that could result in a catastrophic release. -Safety impacts of staffing changes are evaluated. -Risks identified during hazard analyses and near-miss and incident investigations are characterized, prioritized, and that corrective actions are taken promptly. -High-risk hazards are evaluated using layers of protection analysis (LOPA) techniques and that appropriate safeguards are installed to reduce the likelihood of a catastrophic release of material. -All credible consequences are considered in near-miss investigations. -Emergency procedures clearly characterize emergency scenarios, address responsibilities and duties of responders, describe evacuation procedures, and ensure adequate training. Ensure that periodic drills are conducted. -The siting of offices for administrative and support personnel is evaluated to ensure the safety of personnel should an explosion or catastrophic release occur Closed - Acceptable Action 8/3/2009 2/16/2007 Formosa Illiopolis 2004-10-I-IL-R2 Formosa Plastics Corporation, USA Conduct periodic audits of each FPC USA PVC manufacturing facility for implementation of the items in Recommendation R1. Develop written findings and recommendations. Track and promptly implement corrective actions arising from the audit. Share audit findings with the workforce at the facilities and the FPC USA Board of Directors. Closed - Acceptable Action 8/3/2009 2/16/2007 Formosa Illiopolis 2004-10-I-IL-R3 Formosa Plastics Corporation, USA Design and implement a program requiring audits of newly acquired facilities that address the issues highlighted in this report. Document, track, and promptly address recommended actions arising from the audits. Closed - Acceptable Action 1/11/2008 2/16/2007 Formosa Illiopolis 2004-10-I-IL-R4 Formosa Plastics Corporation, USA Communicate the contents of this report to all employees of FPC USA PVC facilities. Closed - Acceptable Action 1/11/2008 2/16/2007 Formosa Illiopolis 2004-10-I-IL-R5 National Fire Protection Association Revise NFPA 15, Standard for Water Spray Fixed Systems for Fire Protection, to provide additional design guidance for deluge systems designed to prevent or mitigate fires and explosions. Include information concerning the limitations of using deluge systems for this purpose. Closed - Acceptable Action 4/10/2012 2/16/2007 Formosa Illiopolis 2004-10-I-IL-R6 Vinyl Institute Issue a safety alert to your membership highlighting the need to identify design features that may render processes vulnerable to human error and to implement sufficient layers of protection to minimize the likelihood human error causing catastrophic releases of hazardous material. Include lessons from PVC industry industrial accidents (including those described in this report and others highlighted in The Encyclopedia of PVC and elsewhere) that involved human error. Closed - Acceptable Action 8/28/2007
SUMMARY OF CSB EXPLOSIVE AND TOXIC INCIDENT RECOMMENDATIONS 1998 - 2013 Page 24 of 31 Date Issued Case Rec # Recipient Recommendation Text Recommendation Status Date Closed 2/16/2007 Formosa Illiopolis 2004-10-I-IL-R7 EPA (www.epa.gov) Ensure that the EPA's Enforcement Alert concerning PVC facilities includes the causes and lessons learned from this investigation. Emphasize the importance of analyzing human factors and the need to implement adequate safeguards to minimize the likelihood and consequences of human error that could result in catastrophic incidents. Closed - Acceptable Action 3/7/2008 2/16/2007 Formosa Illiopolis 2004-10-I-IL-R8 Center for Chemical Process Safety Develop guidelines for auditing chemical process safety at newly acquired facilities. Emphasize the identification of major hazards, a review of the acquired facility's previous incident history and hazard analyses, the adequacy of management safety systems, and harmonization of the acquired facility's standards and practices with those of the acquiring company. Closed - Acceptable Action 8/20/2010 6/8/2007 Honeywell 4 2005-6-I-LA-R1 U.S. Department of Transportation Expand the scope of DOT regulatory coverage to include chlorine railcar unloading operations. Ensure the regulations specifically require remotely operated emergency isolation devices that will quickly isolate a leak in any of the flexible hoses (or piping components) used to unload a chlorine railcar. The shutdown system must be capable of stopping a chlorine release from both the railcar and the facility chlorine receiving equipment. Require the emergency isolation system be periodically maintained and operationally tested to ensure it will function in the event of an unloading system chlorine leak. Open - Acceptable Response or Alternate Response 6/18/2007 EQ 2007-1-I-NC-RU1 Mobile Aerospace Engineering Revise and or develop company procedures and policies to require and ensure that unspent chemical oxygen generators that have exceeded their service life be actuated and the chemical core expended before shipping by any transport mode. Closed - Acceptable Action 1/11/2008 6/18/2007 EQ 2007-1-I-NC-RU2 Mobile Aerospace Engineering Review and revise as necessary company procedures and policies for handling hazardous waste to ensure that hazardous waste is correctly characterized on the shipping manifest. Closed - Acceptable Action 4/30/2008 6/18/2007 EQ 2007-1-I-NC-RU3 Mobile Aerospace Engineering Communicate to all of your waste brokers and treatement, storage and disposal facilities to which unspent oxygen generators were shipped: -the hazards associated with unspent chemical oxygen generators and -that the incorrect shipping name was, or might have been used, for unspent chemical oxygen generators shipped from your facility Closed - Acceptable Action 1/11/2008 3/19/2008 EQ 2007-1-I-NC-R1 EPA (www.epa.gov) Ensure that the emergency response planning required for permitted hazardous waste treatment, storage, and disposal facilities (40 CFR 264.37) includes providing written information to state and local emergency response officials on the type, approximate quantities, and locations of materials within the facility (similar to reporting requirements of the Emergency Planning and Community Right-to-Know Act). Additionally, ensure that permit holders periodically update this information throughout the ten-year permit period. Closed - Acceptable Action 6/1/2010 3/19/2008 EQ 2007-1-I-NC-R2 Environmental Technology Council Petition the National Fire Protection Association, following the guidelines of their Codes and Standards Development Process (http://www.nfpa.org/index.asp), to develop a fire protection standard (occupancy standard) specific to hazardous waste treatment, storage, and disposal facilities. This standard should address fire prevention, detection, control, and suppression requirements. Closed - Reconsidered / Superseded 8/20/2010 3/19/2008 EQ 2007-1-I-NC-R3 Environmental Technology Council Develop standardized guidance for the handling and storage of hazardous waste to reduce the likelihood of releases and fires at hazardous waste treatment, storage, and disposal facilities. Closed - Reconsidered / Superseded 8/20/2010 12/4/2008 Allied 2009-3-I-VA-R1 Allied Terminals Inc. Take immediate action to reduce the risk of a catastrophic failure of Tanks 202, 205, and 209 at the Allied Terminals Hill Street facility including but not limited to significantly reducing the maximum liquid levels (“safe fill height”) based on sound engineering principles. Report the actions taken to the City of Chesapeake. Open - Acceptable Response or Alternate Response
SUMMARY OF CSB EXPLOSIVE AND TOXIC INCIDENT RECOMMENDATIONS 1998 - 2013 Page 25 of 31 Date Issued Case Rec # Recipient Recommendation Text Recommendation Status Date Closed 12/4/2008 Allied 2009-3-I-VA-R2 Allied Terminals Inc. Select and retain a qualified, independent tank engineering firm to evaluate Tanks 202, 205, and 209 and determine their fitness for continued service. The evaluation should be based on recognized and generally accepted good engineering practices, such as API 653 - Tank Inspection, Repair Alteration, and Reconstruction and API 579 - Fitness for Service. Open - Acceptable Response or Alternate Response 12/4/2008 Allied 2009-3-I-VA-R3 Allied Terminals Inc. Within 30 days, provide the report prepared by the independent tank engineering firm to the City of Chesapeake, together with a comprehensive action plan and schedule to address any identified deficiencies. Open - Acceptable Response or Alternate Response 5/18/2009 Allied 2009-3-I-VA-R10 Fertilizer Institute, The Formally recommend to all member companies the incorporation of The Fertilizer Institute tank inspection guidelines into contracts for the storage of liquid fertilizer at terminals. Closed - Acceptable Action 1/8/2010 5/18/2009 Allied 2009-3-I-VA-R4 EPA (www.epa.gov) Revise and reissue the Chemical Emergency Preparedness and Prevention Office Rupture Hazard from Liquid Storage Tanks Chemical Safety Alert. At a minimum, revise the alert to: -Include the Allied Terminals tank failure, -Discuss the increased rupture hazard during first fill or hydrostatic testing, and - List The Fertilizer Institute fertilizer tank inspection guidelines in the reference section. Closed - Acceptable Action 5/12/2010 5/18/2009 Allied 2009-3-I-VA-R5 Governor and Legislature of the Commonwealth of Virginia Require state regulation of 100,000-gallon and larger fertilizer storage tanks (which presently are located solely along and in the area of the Elizabeth River) or authorize local jurisdictions to regulate these tanks. The regulations should: - Address design, construction, maintenance, and inspection of 100,000-gallon and larger liquid fertilizer storage tanks, and - Incorporate generally recognized and accepted good engineering practice. Open - Acceptable Response or Alternate Response 5/18/2009 Allied 2009-3-I-VA-R6 Allied Terminals Inc. Hire a qualified independent reviewer to verify that maximum liquid levels for all tanks at Allied’s Norfolk and Chesapeake terminals meet the requirements of American Petroleum Institute Standard 653, Tank Inspection, Repair, Alteration, and Reconstruction. At a minimum, the review should verify that all requirements for welding, inspection of welds, and In-Service and Out-of-Service tank inspections are met. Make the complete review report for both terminals available to the Cities of Norfolk, Chesapeake, and Portsmouth, Virginia, as well as the Virginia Department of Environmental Quality. Open - Awaiting Response or Evaluation/Approval of Response 5/18/2009 Allied 2009-3-I-VA-R7 Allied Terminals Inc. Develop and implement worker safety procedures for initial filling of tanks following major modification or change-in-service. At a minimum, require the exclusion of all personnel from secondary containment during the initial filling. Open - Awaiting Response or Evaluation/Approval of Response 5/18/2009 Allied 2009-3-I-VA-R8 HMT Inspection Implement The Fertilizer Institute’s inspection guidelines as part of tank inspector training and inspection procedures for fertilizer tank inspection. Closed - Acceptable Action 7/25/2011 5/18/2009 Allied 2009-3-I-VA-R9 HMT Inspection Revise company procedures to require tank inspectors to verify that radiography required as part of the calculation for a maximum liquid level has been performed. Closed - Acceptable Action 7/25/2011 9/15/2009 T2 2008-3-I-FL-R1 American Institute of Chemical Engineers (AIChE) Work with the Accreditation Board for Engineering and Technology, Inc. to add reactive hazard awareness to baccalaureate chemical engineering curricula requirements. Closed - Exceeds Recommended Action 2/27/2012 9/15/2009 T2 2008-3-I-FL-R2 American Institute of Chemical Engineers (AIChE) Inform all student members about the Process Safety Certificate Program and encourage program participation. Closed - Acceptable Action 5/12/2010
SUMMARY OF CSB EXPLOSIVE AND TOXIC INCIDENT RECOMMENDATIONS 1998 - 2013 Page 26 of 31 Date Issued Case Rec # Recipient Recommendation Text Recommendation Status Date Closed 9/15/2009 T2 2008-3-I-FL-R3 Accreditation Board for Engineering and Technology, Inc. Work with the American Institute of Chemical Engineers to add reactive hazard awareness to baccalaureate chemical engineering curricula requirements. Closed - Exceeds Recommended Action 2/27/2012 11/23/2009 Citgo 2009-14-I-TX-R2 Citgo Petroleum Corporation • Within 60 days, complete a third-party audit of all (Corpus Christi, TX and Lemont, IL) CITGO HF alkylation unit operations in the United States as recommended by API Recommended Practice 751, Safe Operation of Hydrofluoric Acid Alkylation Units, Third Edition June 2007. The selected lead auditor shall have extensive knowledge of HF hazards, HF alkylation units, and API 751. • Consistent with the employee participation requirements of the Process Safety Management Standard for Highly Hazardous Chemicals (29 CFR 1910.119(c)), share all audit results and actions planned or completed to correct deficiencies in each refinery with all CITGO and contract employees whose work area includes that refinery’s alkylation unit. Closed - Acceptable Action 1/25/2011 11/23/2009 Citgo 2009-14-I-TX- RUR1 Citgo Petroleum Corporation • Within 30 days, develop and initiate actions to ensure adequate water supply to the CITGO HF mitigation system. Actions could include, but are not limited to, increasing onsite storage capacity, installing a permanent backup system, and developing procedures and training for water management in an emergency. • Every 30 days, report actions planned or completed to the Refinery Terminal Fire Company and Local Emergency Planning Committee. Continue the 30-day periodic reporting until all planned actions are fully implemented. Closed - Acceptable Action 1/25/2011 1/20/2011 Bayer 2008-8-I-WV-R1 Bayer CropScience- Research Triangle Park, NC Revise the corporate PHA policies and procedures to require: a. Validation of all PHA assumptions to ensure that risk analysis of each PHA scenario specifically examines the risk(s) of intentional bypassing or other nullifications of safeguards, b. Addressing all phases of operation and special topics including those cited in chapter 9 of “Guidelines for Hazard Evaluation Procedures” (CCPS, 2008), and c. Training all PHA facilitators on the revised policies and procedures prior to assigning the facilitator to a PHA team. Ensure all PHAs are updated to conform to the revised procedures. Open - Acceptable Response or Alternate Response 1/20/2011 Bayer 2008-8-I-WV-R10 Occupational Safety & Health Administration In light of the findings of this report and the serious potential hazards to workers and the public from chemicals used and stored at the Bayer Institute site (such as phosgene, MIC, and methomyl), conduct a comprehensive Process Safety Management (PSM) inspection of the complex. Coordinate with the Environmental Protection Agency, as appropriate. Closed - No Longer Applicable 1/30/2013 1/20/2011 Bayer 2008-8-I-WV-R11 Occupational Safety & Health Administration Revise the Chemical National Emphasis Program and the targeting criteria to: a. Expand the coverage to all OSHA regions, b. Include in the targeting criteria from which potential inspections are selected all establishments that have submitted certifications of completions of actions in response to previous PSM citations; c. Require NEP inspections to examine the status of compliance of all previously cited PSM program items for which the company has submitted certifications of completion to OSHA. Closed - Acceptable Action 1/4/2012 1/20/2011 Bayer 2008-8-I-WV-R12 EPA (www.epa.gov) In light of the findings of this report and the serious potential hazards to workers and the public from chemicals used and stored at the Bayer Institute site (such as phosgene, MIC, and methomyl), conduct a comprehensive Risk Management Program (RMP) inspection of the complex. Coordinate with the Occupational Safety and Health Administration, as appropriate. Closed - No Longer Applicable 1/30/2013 1/20/2011 Bayer 2008-8-I-WV-R2 Bayer CropScience- Institute, WV Review and revise, as necessary, all Bayer production unit standard operating procedures to ensure they address all operating modes (startup, normal operation, temporary operations, emergency shutdown, emergency operations, normal shutdown, and startup following a turnaround or emergency shutdown), are accurate, and approved. Closed - Acceptable Action 1/4/2012
SUMMARY OF CSB EXPLOSIVE AND TOXIC INCIDENT RECOMMENDATIONS 1998 - 2013 Page 27 of 31 Date Issued Case Rec # Recipient Recommendation Text Recommendation Status Date Closed 1/20/2011 Bayer 2008-8-I-WV-R3 Bayer CropScience- Institute, WV Ensure that all facility fire brigade members are trained in the National Incident Management System, consistent with municipal and state emergency response agencies. Closed - Acceptable Action 1/4/2012 1/20/2011 Bayer 2008-8-I-WV-R4 Bayer CropScience- Institute, WV Evaluate the fenceline air monitor program against federal, state, and local regulations, and Bayer corporate policies, and upgrade and install air monitoring devices as necessary to ensure effective monitoring of potential releases of high-hazard chemicals at the perimeter of the facility. Closed - Acceptable Action 1/30/2013 1/20/2011 Bayer 2008-8-I-WV-R5 Bayer CropScience- Institute, WV Commission an independent human factors and ergonomics study of all Institute site PSM/RMP covered process control rooms to evaluate the human-control system interface, operator fatigue, and control system familiarity and training. Develop and implement a plan to resolve all recommendations identified in the study that includes assigned responsibilities, required corrective actions, and completion dates. Closed - Acceptable Action 4/10/2013 1/20/2011 Bayer 2008-8-I-WV-R6 Kanawha-Charleston Health Department, Director of the Establish a Hazardous Chemical Release Prevention Program to enhance the prevention of accidental releases of highly hazardous chemicals, and optimize responses in the event of their occurrence. In establishing the program, study and evaluate the possible applicability of the experience of similar programs in the country, such as those summarized in Section 5.3 of this report. As a minimum: a. Ensure that the new program: 1. Implements an effective system of independent oversight and other services to enhance the prevention of accidental releases of highly hazardous chemicals 2. Facilitates the collaboration of multiple stakeholders in achieving common goals of chemical safety; and, 3. Increases the confidence of the community, the workforce, and the local authorities in the ability of the facility owners to prevent and respond to accidental releases of highly hazardous chemicals. b. Define the characteristics of chemical facilities that would be covered by the new Program, such as the hazards and potential risks of their chemicals and processes, their quantities, and similar relevant factors; c. Ensure that covered facilities develop, implement, and submit for review and approval: 1 Applicable hazard and process information and evaluations 2 Written safety plans with Open - Acceptable Response or Alternate Response 1/20/2011 Bayer 2008-8-I-WV- R7A West Virginia Department of Health and Human Resources, Secretary of the Work with the Director of the Kanawha-Charleston Health Department to ensure the successful planning, fee collection, and implementation of the Hazardous Chemical Release Prevention Program as described in Recommendation 2008-08-WV-R6, above, including the provision of services to all eligible facilities in the State Open - Awaiting Response or Evaluation/Approval of Response 1/20/2011 Bayer 2008-8-I-WV- R7B West Virginia Department of Environmental Protection, Secretary of the Work with the Director of the Kanawha-Charleston Health Department to ensure the successful planning, fee collection, and implementation of the Hazardous Chemical Release Prevention Program as described in Recommendation 2008-08-WV-R6, above, including the provision of services to all eligible facilities in the State Open - Awaiting Response or Evaluation/Approval of Response 1/20/2011 Bayer 2008-8-I-WV-R8 Kanawha-Putnam Emergency Planning Committee Work with the Kanawha and Putnam counties Emergency Response Directors to prepare and issue a revision to the Kanawha Putnam County Emergency Response Plan and Annexes to address facility emergency response and Incident Command when such functions are provided by the facility owner. Closed - Acceptable Action 9/8/2011 1/20/2011 Bayer 2008-8-I-WV-R9 West Virginia Fire Commission Revise the Fire Department Evaluation Administrative Section Matrix addressing the periodic inspection of local fire departments to include a requirement for inspectors to examine and identify the status of National Incident Management System fire department personnel training. Closed - Acceptable Action 4/10/2012
SUMMARY OF CSB EXPLOSIVE AND TOXIC INCIDENT RECOMMENDATIONS 1998 - 2013 Page 28 of 31 Date Issued Case Rec # Recipient Recommendation Text Recommendation Status Date Closed 9/20/2011 DuPont Belle 2010-6-I-WV-R1 Occupational Safety & Health Administration Revise OSHA 29 CFR 1910.101, General Industry Standard for Compressed Gases, to require facilities that handle toxic and highly toxic materials in compressed gas cylinders to incorporate provisions that are at least as effective as the 2010 edition of Section 7.9, Toxic and Highly Toxic Gases, in National Fire Protection Association (NFPA) 55, Compressed Gases and Cryogenic Fluids Code, including enclosures, ventilation and treatment systems, interlocked fail-safe shutdown valves, gas detection and alarm systems, piping system components, and similarly relevant layers of protection. Open - Awaiting Response or Evaluation/Approval of Response 9/20/2011 DuPont Belle 2010-6-I-WV-R10 Compressed Gas Association Revise CGA P-1, Safe Handling of Compressed Gases in Containers, to incorporate by reference CGA E-9, Standard for Flexible, PTFE-lined Pigtails for Compressed Gas Service. Open - Awaiting Response or Evaluation/Approval of Response 9/20/2011 DuPont Belle 2010-6-I-WV-R11 American Chemistry Council Phosgene Panel Revise the Phosgene Safe Practice Guidelines Manual to • Advise against the use of hoses for phosgene transfer that are constructed of permeable cores and materials subject to chlorides corrosion. • Include guidance for the immediate reporting and prompt investigation of all potential (near-miss) phosgene releases. Open - Awaiting Response or Evaluation/Approval of Response 9/20/2011 DuPont Belle 2010-6-I-WV-R12 E.I. du Pont de Nemours and Company Commission an audit in consultation with operations personnel to establish and identify the conditions that cause nuisance alarms at all DuPont facilities. Establish and implement a corporate alarm management program as part of the DuPont PSM Program, including measures to prevent nuisance alarms and other malfunctions in those systems. Include initial and refresher training as an integral part of this effort. Closed - Acceptable Action 4/10/2013 9/20/2011 DuPont Belle 2010-6-I-WV-R13 E.I. du Pont de Nemours and Company Revise the DuPont PSM standard to require confirmation that all safety alarms/interlocks are in proper working order (e.g., not in an active alarm state) prior to the start-up of all Higher-Hazard Process facilities. Closed - Acceptable Action 2/14/2013 9/20/2011 DuPont Belle 2010-6-I-WV-R14 E.I. du Pont de Nemours and Company Reevaluate and clarify the DuPont corporate MOC policies to ensure that staff can properly identify and use the distinctions between subtle and full changes and train appropriate personnel how to properly apply the distinctions on any changes in the policy. Closed - Acceptable Action 4/10/2013 9/20/2011 DuPont Belle 2010-6-I-WV-R2 Occupational Safety & Health Administration Take sustained measures to minimize the exposure of hazards to workers handling highly toxic gases from cylinders and associated regulators, gages, hoses, and appliances. Ensure that OSHA managers, compliance officers, equivalent state OSHA plan personnel, and regulated parties conform, under the Process Safety Management Standard (29 CFR 1910.119) Recognized and Generally Accepted Good Engineering Practices (RAGAGEP) provisions, to industry practices at least as effective as the following: 1. NFPA 55 - Compressed Gases and Cryogenic Fluids Code (2010) 2. CGA P-1 Safe Handling of Compressed Gases in Containers (2008) 3. CGA E-9 Standard for Flexible, PTFE-lined Pigtails for Compressed Gas Service (2010) 4. ASME B31.3 Process Piping (2008) Open - Awaiting Response or Evaluation/Approval of Response 9/20/2011 DuPont Belle 2010-6-I-WV-R3 Dupont Belle Plant Improve the existing maintenance management by • Supplementing the computerized system with sufficient redundancy to ensure tracking and timely scheduling of preventive maintenance for all PSM-critical equipment. • Conducting Management-of-Change (MOC) reviews for all changes to preventive maintenance orders for all PSM-critical equipment in the computerized maintenance management system. Open - Acceptable Response or Alternate Response
SUMMARY OF CSB EXPLOSIVE AND TOXIC INCIDENT RECOMMENDATIONS 1998 - 2013 Page 29 of 31 Date Issued Case Rec # Recipient Recommendation Text Recommendation Status Date Closed 9/20/2011 DuPont Belle 2010-6-I-WV-R4 Dupont Belle Plant Revise the facility emergency response protocol to require that a responsible and accountable DuPont employee always be available (all shifts, all days) to provide timely and accurate information to the Kanawha County Emergency Ambulance Authority (KCEAA) and Metro 9-1-1 dispatchers. Open - Acceptable Response or Alternate Response 9/20/2011 DuPont Belle 2010-6-I-WV-R5 Dupont Belle Plant Revise the near-miss reporting and investigation policy and implement a program that includes the following at a minimum: • Ensures employee participation in reporting, investigating, analyzing, and recommending corrective actions as appropriate for all near-misses and disruptions of normal operations. • Develops and encourages use of an anonymous electronic and/or hard copy near-miss reporting process for all DuPont Belle site employees. • Establishes roles and responsibilities for ownership, management, execution, and resolution of recommendations from incident or near-miss investigations at the DuPont Belle facility. • Ensures that the near-miss investigation program requires prompt investigations, as appropriate, and that results are promptly circulated to well-suited recipients throughout the DuPont Corp. • Ensures that this program is operational at all times (e.g. nights, weekends, and holiday shifts). Closed - Acceptable Action 2/14/2013 9/20/2011 DuPont Belle 2010-6-I-WV-R6 E.I. du Pont de Nemours and Company Revise safeguards for phosgene handling at all DuPont facilities by • Requiring that all indoor phosgene production and storage areas, as defined in NFPA 55, have secondary enclosures, mechanical ventilation systems, emergency phosgene scrubbers, and automated audible alarms, which are, at a minimum, consistent with the standards of NFPA 55 for highly toxic gases. • Prohibiting the use of hoses with permeable cores and materials susceptible to chlorides corrosion for phosgene transfer. • Conducting annual phosgene hazard awareness training for all employees who handle phosgene, including the hazards associated with thermal expansion of entrapped liquid phosgene in piping and equipment. Closed - Acceptable Action 4/10/2013 9/20/2011 DuPont Belle 2010-6-I-WV-R7 E.I. du Pont de Nemours and Company Review all DuPont units that produce and handle phosgene that, at a minimum, observe and document site- specific practices for engineering controls, construction materials, PPE, procedures, maintenance, emergency response, and release detection and alarms, and use information from external sources to develop and implement consistent company-wide policies for the safe production and handling of phosgene. Open - Acceptable Response or Alternate Response 9/20/2011 DuPont Belle 2010-6-I-WV-R8 E.I. du Pont de Nemours and Company For each DuPont facility that uses, but does not manufacture, phosgene onsite • Conduct a risk assessment of manufacturing phosgene onsite against the current configuration. • Communicate the findings of each assessment to compile recommendations applicable to all DuPont phosgene delivery systems. • Implement these recommendations. Open - Acceptable Response or Alternate Response 9/20/2011 DuPont Belle 2010-6-I-WV-R9 Compressed Gas Association Revise CGA P-1, Safe Handling of Compressed Gases in Containers, to include specific requirements for storing and handling highly toxic compressed gas, including enclosure ventilation and alarm requirements at least as protective as Section 7.9, Toxic and Highly Toxic Gases, in NFPA 55, Compressed Gases and Cryogenics Fluids Code. Open - Acceptable Response or Alternate Response 1/17/2013 DEI 2011-6-I-HI-R1 Federal Acquisition Regulatory Council Establish an additional contractor responsibility determination requirement under Subpart 9.104-1 of the Federal Acquisition Regulation (FAR) addressing contractor safety performance. The analysis under this requirement should focus on incident prevention, and environmental and system safety. At a minimum, the language should specifically require the review of a prospective contractor’s: • Environmental and safety programs; • Safety record and incident history; • Ability to use safe methods for any work involving hazardous materials (including explosives); and • Suitable training and qualifications for the personnel involved in the work including prior relevant safety experience. Open - Awaiting Response or Evaluation/Approval of Response
SUMMARY OF CSB EXPLOSIVE AND TOXIC INCIDENT RECOMMENDATIONS 1998 - 2013 Page 30 of 31 Date Issued Case Rec # Recipient Recommendation Text Recommendation Status Date Closed 1/17/2013 DEI 2011-6-I-HI-R10 EPA (www.epa.gov) Until recommendation 2011-06-I-HI-R9 can be implemented, develop and issue a policy guidance document to provide a regulatory process with rigorous safety reviews to replace the use of emergency permits under 40 CFR §270.61 for the disposal of explosive hazardous materials, including fireworks. At a minimum, the new process should require the use of best available technology, safe disposal methodologies, as well as safety management practices, such as those required by OSHA’s Process Safety Management Standard (PSM), 29 CFR §1910.119 (e.g., hazard analysis and control, management of change). Ensure its effective communication to all EPA regional administrators, state environmental agencies, and organizations within the fireworks industry. Open - Awaiting Response or Evaluation/Approval of Response 1/17/2013 DEI 2011-6-I-HI-R11 EPA (www.epa.gov) Effectively participate in the National Fire Protection Association’s standard development process to develop guidance on the safe and environmentally sound disposal of fireworks, as recommended under recommendation 2011-06-I-HI-R7. Open - Awaiting Response or Evaluation/Approval of Response 1/17/2013 DEI 2011-6-I-HI-R12 Bureau of Alcohol, Tobacco, Firearms, and Explosives (ATF) Effectively participate in the National Fire Protection Association’s standard development process to develop guidance on the safe disposal of fireworks, as recommended under recommendation 2011-06-I-HI-R7. Open - Awaiting Response or Evaluation/Approval of Response 1/17/2013 DEI 2011-6-I-HI-R2 Treasury Office of the Procurement Executive Establish formal policy requiring that: • Solicitations for contracts dealing with the storage, handling, and disposal of explosive hazardous materials, including fireworks, incorporate rigorous safety-related contractor selection provisions such as those provided in the DoD’s Contractor’s Safety Manual for Ammunition and Explosives, Section C1.5, “Pre-Award Safety Survey”; and • Contracts dealing with the storage, handling, and disposal of explosive hazardous materials, including fireworks, include a provision requiring that any subcontract (regardless of tier) for the storage, handling, and disposal of explosives (including fireworks) be selected based on rigorous safety-related contractor selection provisions such as those provided in the DoD’s Contractor’s Safety Manual for Ammunition and Explosives, Section C1.5, “Pre-Award Safety Survey.” Open - Awaiting Response or Evaluation/Approval of Response 1/17/2013 DEI 2011-6-I-HI-R3 Treasury Office of the Procurement Executive Establish a formal policy requiring that contracts and subcontracts dealing with the storage, handling, and disposal of explosive hazardous materials, including fireworks, incorporate rigorous safety-related contractor oversight provisions such as those provided in the DoD’s Contractor’s Safety Manual for Ammunition and Explosives, Section C1.6, “Pre-Operational Safety Survey” and C1.7, “Post-Award Contractor Responsibilities” to provide effective oversight of subcontractors handling and disposing of explosives and hazardous materials. Open - Awaiting Response or Evaluation/Approval of Response 1/17/2013 DEI 2011-6-I-HI-R4 Treasury Office of the Procurement Executive When the NFPA guidance developed by the National Fire Protection Association for the safe disposal of fireworks as recommended under recommendation 2011-06-I-HI-R7 is completed, incorporate this document by reference into the formal policies established by 2011-06-I-HI-R2 and 2011-06-I-HI-R3. Open - Awaiting Response or Evaluation/Approval of Response 1/17/2013 DEI 2011-6-I-HI-R5 Treasury Executive Office for Asset Forfeiture (TEOAF) Require additional provisions within the TEOAF seized property management contract, such as a contract line item number (CLIN), that provide for the prime contractor to use expert(s) to assist the prime contractor’s personnel in the selection and oversight of subcontractors who handle, store, or dispose of explosive hazardous materials, including fireworks, pursuant to the main contract. Open - Awaiting Response or Evaluation/Approval of Response
SUMMARY OF CSB EXPLOSIVE AND TOXIC INCIDENT RECOMMENDATIONS 1998 - 2013 Page 31 of 31 Date Issued Case Rec # Recipient Recommendation Text Recommendation Status Date Closed 1/17/2013 DEI 2011-6-I-HI-R6 VSE Corporation Use experts to: • Assist VSE procurement in selecting vendors to properly handle, store, and dispose of explosive hazardous materials, including fireworks, pursuant to prime contract requirements; and, • Assist VSE personnel in overseeing the work to ensure it is being conducted safely. Open - Awaiting Response or Evaluation/Approval of Response 1/17/2013 DEI 2011-6-I-HI-R7 National Fire Protection Association Develop a new standard, or incorporate within an existing standard, best practices for the safe disposal of waste fireworks that are consistent with environmental requirements. At a minimum this guidance or standard should: • Discourage the disassembly of waste fireworks as a step in the disposal process; • Minimize the accumulation of waste explosive materials, and encourage practices that reduce, recycle, reuse, or repurpose fireworks; and • Incorporate input from ATF, EPA, and other agencies, experts, and available resources on fireworks disposal methodologies. Open - Awaiting Response or Evaluation/Approval of Response 1/17/2013 DEI 2011-6-I-HI-R8 National Fire Protection Association Once fireworks disposal best practices under recommendation 2011-06-I-HI-R7 is completed, develop and implement an outreach plan to promptly communicate the new NFPA practices to relevant government agencies and private entities that dispose of waste fireworks. Open - Awaiting Response or Evaluation/Approval of Response 1/17/2013 DEI 2011-6-I-HI-R9 EPA (www.epa.gov) Revise the Resource Conservation and Recovery Act (RCRA) Subtitle C regulations to require a permitting process with rigorous safety reviews to replace the use of emergency permits under 40 CFR §270.61 for the disposal of explosive hazardous materials, including fireworks. At a minimum, the new process should require the use of best available technology, safe disposal methodologies, as well as safety management practices, such as those required by OSHA’s Process Safety Management Standard (PSM), 29 CFR §1910.119 (e.g., hazard analysis and control, management of change). Open - Awaiting Response or Evaluation/Approval of Response
CSB EXPLOSIVE AND TOXIC INCIDENT RECOMMENDATIONS BY INVESTIGATION 1998 - 2013 Page 1 of 1 Investigation Number Sierra 16 Morton 15 BP Amoco 11 Reactives 24 Georgia-Pacific 16 DPC Festus 24 Kaltech 19 First Chemical 15 Honeywell 1-3 29 Sterigenics 17 MFG 16 DPC Glendale 14 Formosa Iliopolis 8 Honeywell 4 1 EQ 6 Allied 10 T2 3 Citgo 2 Bayer 13 DuPont Belle 14 DEI 12 Motiva 19 TOTAL 304
FD06368 | 1998_美国_sierra-chemical-co-high-explosives-accident.pdf
分类:06_境外及港澳台调查报告 | 年份:1998 | 地域: | 严重程度: | 场所: | 起火原因: | 来源格式:pdf
On January 7, 1998, two massive explosions just seconds apart destroyed the Sierra Chemical Company’s Kean Canyon explosives manufacturing plant ten miles east of Reno, Nevada, killing four workers and injuring six others. The ini- tial explosion occurred in a room where workers made “boost- ers” — small explosive devices used in the mining industry to detonate larger explosives. A second, more powerful blast destroyed a building used for drying explosives, leaving a 40- by-60-foot crater that was up to six feet deep. The two explosions destroyed buildings, blew down walls, and hurled debris as far as a thousand yards. Of the 11 Sierra employees who were at the site when the accident occurred, only one escaped without injury. The explosions killed all four workers who were in or near Booster Room 2, the production room where the first blast occurred. In nearby Booster Room 1, one worker was blown 14 feet by the force of that initial blast. He and four others were trapped as the room collapsed, but all survived. The explosions had the force of a magnitude 2.0 earthquake and were felt some 20 miles away from the plant. Fearing further blasts, firefighters did not attempt to extinguish fires at the site, and the flames burned for more than a day. Sierra Chemical estimated that in all, 47,000 pounds of explosives were consumed during the accident. The facility was never rebuilt. MIXER BLADE LIKELY DETONATED EXPLOSIVE Producing boosters involved melting, mixing, blending, and pouring trinitrotoluene (TNT) and other raw materials into cardboard cylinders. The work was performed inside Booster Rooms 1 and 2, which were located in two adjoining buildings. In a separate building the chemical pentaerythritol tetranitrate (PETN) was dried before being transferred to the booster production buildings. PETN is one of the strongest high explosives known, and due to its instability it is transported wet. Although there were no surviving eyewitnesses in Booster Room 2, the CSB used seismic evidence and other techniques to reconstruct what happened on the morning of January 7. Booster Room 2 had housed four large freestanding mixing pots, where explosive materials were melted and blended. The day before the accident a worker had departed early, leaving 50 to 100 pounds of melted base material in the bottom of one of the mixing pots. The base material consisted of TNT and other high explosives. The worker apparently believed that another operator would use the leftover base material later that afternoon. Instead, the material remained in the pot and solidified over- night as outside tem- peratures fell below freezing. The next morning the worker returned to Booster Room 2. He probably assumed that the pot had been emptied, and without check- ing its contents he turned on the motor to the agitator blades, setting off the initial explosion. Using metallurgical analysis, CSB investigators determined that the heavy mixer blade had probably become embedded in the hardened explosive. Investigators theorized that as the blade started to turn, it either struck or pinched the explosive material, causing it to detonate. Another possibility is that the explosive contained a foreign metal object, which initiated the blast by scraping along the inside of the pot. Indeed, survivors reported that Sierra’s raw materials — which were purchased as demilitarized munitions from the U.S. Department of Defense — frequently contained foreign metal objects like nuts and bolts. Because the reclaimed explosives were not screened prior to use, metal objects commonly found their way into the mixing pots. The shock wave from the initial blast detonated several thousand pounds of explosives stored inside the booster room. Heavy debris from this explosion likely rained down onto the PETN drying building 220 feet away, piercing the roof or skylight and initiating an even larger secondary explosion, the CSB concluded. INADEQATE SAFETY CONTROLS AND OVERSIGHT The U.S. Occupational Safety and Health Administration (OSHA) requires that explosives manufacturers like Sierra LANGUAGE BARRIERS TO SAFETY The majority of workers at the Kean Canyon plant spoke only Spanish, but the plant had no operational policies or procedures in that language. Among the employees, only the production supervisor and three other operators were bilingual. Although the plant’s generic OSHA training program included a few Spanish videos, material safety data sheets (MSDSs) identifying the hazards of the explosives were only provided in English. Likewise, safety training sessions and tests were developed and conducted in English and then translated by one of the bilingual personnel. Sierra’s reliance upon informal translation created opportunities for error and miscommunication. Sierra Chemical Co. High Explosives Accident Mustang, Nevada January 7, 1998 Sierra Chemical facility burns after massive explosions.
U. S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board Sierra Chemical Co. High Explosives Accident page 2 NOTICE: The CSB is an independent federal agency charged with investigating industrial chemical accidents and hazards. The CSB determines the root causes of accidents and issues safety recommendations to industry, labor, and other government agencies. CSB Investigation Digests are not intended to substitute for the official, Board-approved reports, which can be obtained from the agency’s web site, www.csb.gov. The web site also has complete, up-to-date information on the implementation status of all CSB safety recommendations. Comments or suggestions, please write to info@csb.gov. CSB Headquarters: 2175 K Street NW, Suite 400, Washington D.C. 20037 • Phone: (202) 261-7600 • www.csb.gov Chemical follow the Process Safety Management (PSM) standard, which mandates a variety of safety systems for hazardous chemical operations. But the CSB’s investigation revealed a lack of adherence to various process safety principles at Sierra Chemical. No workers from the Kean Canyon plant were involved in conducting the company’s process hazard analysis for the booster operation, and the scope of that analysis did not extend to Booster Room 2. Plant managers did not understand the hazards of the materials in use — incorrectly believing that they were almost impossible to detonate without using a blasting cap. Raw materials, equipment, and work procedures were altered without an analysis of the hazards of these changes. Enforcing federal workplace safety rules was the responsi- bility of Nevada state authorities. However, Nevada workplace safety inspectors in the Reno office had little formal training in explosives, and the state’s most recent safety inspection of the Kean Canyon plant (in 1996) had focused on industrial hygiene. Local fire inspectors also lacked relevant training and expertise. Although Nevada had experienced a massive explo- sion at a rocket fuel plant almost a decade earlier, by 1998 the state still had not identified businesses at risk for catastrophic accidents or established inspection priorities. WORK PRACTICES RISKED DETONATION Workers in both booster rooms used practices that have long been recognized as hazardous at military explosives facilities. Workers regularly used metal tools, including steel hammers and rods, to break up rejected explosive boosters or to clear out pipes and valves that were blocked with explosives — despite the hazard of an accidental detonation. None of the operators at Kean Canyon recalled seeing any written operating procedures. Without written procedures, training was conducted in an informal, on-the-job manner, relying upon physical demonstration and word of mouth. Work procedures varied among different operators. For example, CSB’s interviews showed that while the normal practice was to check the mixing pots for residual material before starting the motors, not all workers did so. PLANT DESIGN, CONSTRUCTION FLAWED The CSB noted that explosives producers should ensure that there are safe distances between buildings to prevent an accidental explosion from propagating. The structures at Sierra Chemical were built on separate terraces cut into the slope of a bowl-shaped desert canyon, but they were located too close to each other. Although the terraced design afforded some protection from horizontal ballistic fragments, the buildings remained vulnerable to falling debris. Based on guidelines from the Institute of Makers of Explosives, the two booster rooms should have been located at least 245 to 295 feet from the PETN drying building. The actual distances ranged from 185 to 220 feet. The two booster rooms should have been sited at least 490 feet apart, but the actual distance between them was just 80 feet. Department of Defense guidelines cited by the CSB recommend that explosive operations be separated from extraneous work activities by at least 1,250 feet. But at Sierra the production buildings had multiple uses, including unrelated mixing, packaging, and administrative operations. In fact, one of the workers killed was involved in non- explosive-related activities outside Booster Room 2. Building construction was also deficient. For example, the PETN building should not have had a skylight, which could be penetrated by explosion debris. The production buildings should not have been constructed from concrete blocks, which can fragment in an explosion to form potentially lethal projectiles. RECOMMENDATIONS On September 23, 1998, the CSB issued a number of safety recommendations to prevent similar accidents in the future. To Sierra Chemical: The CSB recommended that Sierra Chemical and other explosives manufacturers ensure that their process safety programs include comprehensive hazard analyses, specific written operating procedures, management of change (MOC) procedures, periodic audits, and appropriate safety training and certification for workers and managers. Operating procedures and hazard information should be communicated in languages understood by the workforce. To the Nevada Occupational Safety and Health Enforcement Section: The CSB recommended that Nevada increase the frequency of safety inspections for explosives manufacturing facilities. To the Institute of Makers of Explosives (IME): The Board called on the IME, which is a safety association of the U.S. and Canadian commercial explosives industry, to develop guidelines for training workers and for screening reclaimed explosives. To the U.S. Department of Defense: The Board recommended that the defense department develop a program to ensure that reclaimed munitions are free of hazardous foreign materials and also communicate with industry and government agencies about the lessons learned from past explosives accidents. Published August 2004
FD06369 | 1998_美国_sonat-exploration-co-catastrophic-vessel-overpressurization.pdf
分类:06_境外及港澳台调查报告 | 年份:1998 | 地域: | 严重程度: | 场所: | 起火原因: | 来源格式:pdf
U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD INVESTIGATION REPORT CATASTROPHIC VESSEL OVERPRESSURIZATION (4 DEATHS) Sonat Exploration Company Temple 22-1 Common Point Separation Facility Pitkin, Louisiana March 4, 1998 KEY ISSUES: G DESIGN & HAZARD REVIEWS G PRESSURE-RELIEF DEVICES G OPERATING PROCEDURES Report No. 1998-002-I-LA
ABSTRACT This report examines the catastrophic vessel failure and fire that occurred on March 4, 1998, near Pitkin, Louisiana, at an oil and gas production facility owned by Sonat Exploration Company. Four workers were killed in the incident. The root causes of the incident are identified, and recommendations are made concerning engineering and design management systems and the development of good-practice guidelines. The Chemical Safety and Hazard Investigation Board (CSB) is an independent federal agency whose mission is to ensure the safety of workers and the public by preventing or minimizing the effects of chemical incidents. The CSB is a scientific investigative organization; it is not an enforcement or regulatory body. Established by the Clean Air Act Amendments of 1990, the CSB is responsible for determining the root and contributing causes of accidents, issuing safety recommendations, studying chemical safety issues, and evaluating the effectiveness of other government agencies involved with chemical safety. No part of the conclusions, findings, or recommendations of the CSB relating to any chemical incident may be admitted as evidence or used in any action or suit for damages arising out of any matter mentioned in an investigation report. See 42 U.S.C. § 7412(r)(6)(G). The CSB makes public its actions and decisions through investigation reports, summary reports, safety studies, safety recommendations, special technical publications, and statistical reviews. More information about the CSB may be found on the World Wide Web at http://www.chemsafety.gov. Information about available publications may be obtained by contacting: Chemical Safety and Hazard Investigation Board Office of External Relations 2175 K Street, NW, Suite 400 Washington, DC 20037 (202) 261-7600 Chemical Safety Board publications may be purchased from: National Technical Information Service 5285 Port Royal Road Springfield, VA 22161 (800) 553-NTIS or (703) 487-4600 Email: info@NTIS.fedworld.gov For international orders see http://www.ntis.gov/support/cooperat.htm. For this report, refer to NTIS number PB-2000-108254. i Salus Populi Est Lex Suprema Public Safety Is the Highest Law
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TABLE OF CONTENTS EXECUTIVE SUMMARY ..........................................................................................................................1 ES.1 INTRODUCTION ..............................................................................................................................1 ES.2 INCIDENT ..........................................................................................................................................2 ES.3 KEY FINDINGS ................................................................................................................................2 ES.4 RECOMMENDATIONS ....................................................................................................................5 1.0 INTRODUCTION ..............................................................................................................................7 1.1 BACKGROUND ........................................................................................................................................7 1.2 INVESTIGATIVE PROCESS ....................................................................................................................8 1.3 FACILITY OPERATIONS ........................................................................................................................9 1.4 FACILITY PERSONNEL ........................................................................................................................13 2.0 DESCRIPTION OF THE INCIDENT ................................................................................................14 2.1 PRE-INCIDENT EVENTS ......................................................................................................................14 2.2 THE INCIDENT ......................................................................................................................................15 3.0 ANALYSIS OF THE INCIDENT ......................................................................................................21 3.1 INITIATING EVENT ..............................................................................................................................21 3.2 EQUIPMENT DESIGN, INSTALLATION, AND OPERATION ..........................................................24 3.3 ENGINEERING DESIGN REVIEW ......................................................................................................27 3.4 OPERATING PROCEDURES ................................................................................................................28 3.5 EMPLOYEE TRAINING ........................................................................................................................28 3.6 CONTRACTOR TRAINING ..................................................................................................................30 3.7 REGULATORY ISSUES ..........................................................................................................................30 4.0 ROOT AND CONTRIBUTING CAUSES ........................................................................................33 4.1 ROOT CAUSES ........................................................................................................................................33 4.2 CONTRIBUTING CAUSE........................................................................................................................34 5.0 RECOMMENDATIONS ..................................................................................................................35 6.0 REFERENCES ..............................................................................................................................37 APPENDIX A: CAUSAL TREE ANALYSIS DIAGRAM ..........................................................................38 iii
TABLE OF FIGURES FIGURE 1. AERIAL VIEW OF THE TEMPLE 22-1 COMMON POINT SEPARATION FACILITY AFTER THE INCIDENT............................................................................................................................8 FIGURE 2. BLOCK FLOW DIAGRAM OF THE SEPARATION PROCESS..................................................................10 FIGURE 3. PLOT PLAN OF THE TEMPLE 22-1 COMMON POINT SEPARATION FACILITY ..................................11 FIGURE 4. THIRD-STAGE SEPARATOR SCHEMATIC ............................................................................................12 FIGURE 5. INTENDED VALVE POSITIONS AFTER THE FINAL ALIGNMENT ........................................................16 FIGURE 6. LOCATIONS OF THE FOUR VICTIMS FOUND AFTER THE INCIDENT..................................................18 FIGURE 7. DAMAGED VEHICLES AND STORAGE TANKS ....................................................................................20 FIGURE 8. DAMAGED WATER STORAGE TANK WITH FRAGMENT OF THIRD-STAGE SEPARATOR....................20 FIGURE 9. COMPARISON OF VALVE ALIGNMENTS AS PLANNED AND AS FOUND AFTER THE INCIDENT..........................................................................................................................22 iv
EXECUTIVE SUMMARY ES.1 INTRODUCTION At approximately 6:15 p.m. on March 4, 1998, a catastrophic vessel failure and fire occurred near Pitkin, Louisiana, at the Temple 22-1 Common Point Separation Facility (the “facility”), owned by Sonat Exploration Co.1 Four workers who were near the vessel were killed, and the facility sustained significant damage. The facility housed two petroleum separation trains2 and consisted of separation equipment, piping, storage vessels, and a gas distribution system. The separation trains were designed to produce crude oil and natural gas from well fluid,3 derived from two nearby wells. The vessel ruptured due to overpressurization, releasing flammable material which then ignited. Because of the serious nature of the incident the Chemical Safety and Hazard Investigation Board (CSB) initiated an incident investigation. The purpose of this investigation was to identify the root causes of the incident and make safety recommendations as appropriate. 1 1 On October 25, 1999, Sonat Inc. merged with El Paso Energy Corp.; the merged company, also known as El Paso Energy, is the largest gas transmission company in the country. Sonat Exploration Co. became El Paso Production Co., a wholly owned subsidiary of El Paso Energy. 2 In this context, a “train” consists of several pieces of equipment (e.g. petroleum separators) connected in series and used to perform sequential operations on a product stream. The facility had two such trains, a smaller “Test Train” and a larger “Bulk Train.” The vessel failure occurred in the Bulk Train. 3 In this context, well fluid consists of a complex, high-pressure, three-phase mixture of crude oil, natural gas, and water. The water and oil phases may be present as an emulsion.
ES.2 INCIDENT On the day of the incident, one of the two separation trains was to be put in operation and production was to be initiated from a new well, known as the Temple 24-1 well. This well was located approximately two miles from the facility and was connected to the facility by a pipeline. Facility supervisors intended to purge the pipeline by opening the 24-1 well and using well fluid to displace air out of the pipeline and through a storage tank roof hatch, located at the end of the production train. Purging is a common practice in petroleum production and processing and entails the removal of air from systems that will subsequently contain flammable hydrocarbons. This purging process was initiated and then conducted for approximately 60 minutes, until 6:15 p.m., at which point a separation vessel failed catastrophically, releasing flammable gas that ignited. Gas from the ruptured vessel produced a large fireball, which damaged nearby piping and released and ignited additional flammable materials. Four workers, who were in the vicinity of the vessel when it failed, died instantly due to massive trauma. The separator, four personal vehicles, and a backhoe were destroyed, and there was damage to oil and water storage tanks. Two other workers who were present at the facility at the time of the incident both survived without injury. ES.3 KEY FINDINGS
- The separation vessel that failed, a third-stage separator,4 lacked an inlet valve and therefore
could not be isolated from an adjacent bypass line, which at the time of the incident contained high-pressure purge gases. 2 4 While Sonat referred to the vessel that failed as a vapor-recovery tower (VRT) or a storage tank, CSB determined that the vessel actually fit the definition of an oil and gas separator. It is referred to as a third-stage separator due to its position downstream of two higher-pressure (first- and second-stage) separators in the separation train.
- At the time of the incident, two outlet block valves on the separator were closed, as were
two block valves on the bypass line downstream of the separator. Accordingly the high- pressure purge gases could not be vented and the separator was overpressurized.
- The third-stage separator was only rated for atmospheric pressure service (0 psig5). The
purge gas stream to which the separator was exposed had a pressure potentially as high as 800 psig.
- The separator was not equipped with any pressure-relief devices, and overpressurization
caused the separator to fail catastrophically.
- The CSB could not conclusively determine the timing of the closure of the two bypass line
block valves or establish any reason for this action.
- The facility was designed and built without effective engineering design reviews or hazard
analyses.
- Workers at the facility were not provided with written operating procedures addressing the
alignment of valves during purging operations.
- Sonat operated third-stage separators that lacked adequate pressure-relief systems at other
oil and gas production facilities for over a year prior to the incident.
- ANSI/API Specification 12J-19926, issued by the American Petroleum Institute, describes
recommended practices for the installation of pressure-relief devices on oil and gas separators. The specification states that “all separators, regardless of size or pressure, shall be provided with pressure protective devices . . . .” 3 5 Psig: pounds per square inch gauge. Under standard conditions, atmospheric pressure is 14.7 pounds per square inch absolute (psia). A pressure gauge normally reads the pressure difference between a sample and the ambient atmosphere, and thus atmospheric pressure corresponds to 0 psig. 6 ANSI/API Specification 12J-1992, “Specification for Oil and Gas Separators,” 7th ed. (Washington, DC: American Petroleum Institute, 1989). API specifications are nonmandatory guidance documents but are reflective of industry good practice. 4
- The Occupational Safety and Health Administration’s (OSHA) Process Safety Management
(PSM) Standard (29 CFR 1910.119) contains elements that are relevant to this incident, such as process hazard analyses and the use of written operating procedures. However, the PSM standard does not currently apply to oil and gas production facilities. Root Causes 1. Sonat management did not use a formal engineering design review process or require effective hazard analyses in the course of designing and building the facility. In the incident, a third-stage separator was exposed to a pressure significantly in excess of its maximum allowable working pressure, resulting in catastrophic vessel failure. A formal engineering design review process should have been in place during the design of the facility.7 Sonat constructed the facility without producing engineering drawings of the process equipment. Neither design review nor hazard analysis can be effectively conducted in the absence of accurate engineering drawings. A formal design review and hazard analysis process would have provided a better opportunity to analyze the consequences of foreseeable deviations from normal operating procedures, such as valve misalignments. This process would likely have identified the danger of catastrophic overpressurization of the third-stage separator and indicated the need for a pressure-relief system. 7 Design review is generally an ongoing process involving several cycles of analysis and design revision. Hazard analyses are a component of a design review process whose purpose is to identify, document, and rectify weaknesses in design or operations that could lead to accidents. Once hazards have been identified, personnel must mitigate or eliminate each hazard through design or procedural modifications, or else document why the hazard should be disregarded. For further discussion, see Center for Chemical Process Safety, Guidelines for Technical Management of Chemical Process Safety (New York: American Institute of Chemical Engineers, 1989) and Center for Chemical Process Safety, Guidelines for Hazard Evaluation Procedures, 2nd ed. (New York: American Institute of Chemical Engineers, 1992).
5 2. Sonat engineering specifications did not ensure that equipment that could potentially be exposed to high-pressure hazards was adequately protected by pressure-relief devices. The vessel that failed met the definition of a two-phase gas-oil separator and should have been designed to meet relevant industry consensus standards for pressure relief. For example, ANSI/API Specification 12J-1992, “Specification for Oil and Gas Separators,” requires that separators be equipped with pressure-relief devices. Contributing Cause 1. Sonat management did not provide workers with written operating procedures for the start-up and operation of the facility. Written operating procedures governing each phase of facility operations, including purging operations, would have reduced the likelihood of a manual valve misalignment of the kind that triggered the incident. Procedures should have included written checklists and diagrams to verify proper valve positions for purging. ES.4 RECOMMENDATIONS El Paso Production Company (formerly Sonat Exploration Company)8
- Institute a formal engineering design review process for all oil and gas production facilities,
following good engineering practices and including analyses of process hazards.
- Implement a program to ensure that all oil and gas production equipment that is potentially
subject to overpressurization is equipped with adequate pressure-relief systems, and audit compliance with the program. 8 See footnote 1.
6
- Develop written operating procedures for oil and gas production facilities and implement
programs to ensure that all workers, including contract employees, are trained in the use of the procedures. Ensure that the procedures address, at a minimum, purging and start-up operations and provide information on process-related hazards. American Petroleum Institute
- Develop and issue recommended practice guidelines governing the safe start-up and
operation of oil and gas production facilities. Ensure that the guidelines address, at a minimum, the following: project design review processes, including hazard analyses; written operating procedures; employee and contractor training; and pressure-relief requirements for all equipment exposed to pressure hazards.
- Communicate the findings of this report to your membership.
- 0 INTRODUCTION
- 1 BACKGROUND
Sonat Inc. was an integrated energy company engaged in oil exploration, oil and gas production, interstate gas transmission, and energy services. Sonat Exploration Company (“Sonat”), was the exploration and production division of Sonat Inc.9 Sonat operated wells in the West Masters Creek field, located in a rural area of west-central Louisiana, producing petroleum from the Austin Chalk formation.10 Fluid from these wells11 was directed to separation facilities, where crude oil and natural gas were separated out for commercial sale. Brine or “produced water” was also separated from the well fluid and eventually re-injected into the ground. Among the separation facilities was the Temple 22-1 Common Point Separation Facility (the “facility”), located in Vernon Parish about ten miles from Pitkin, Louisiana. The facility was designed to process well fluid from several nearby oil and gas wells. At the time of the incident, the facility was configured to process the output from two wells known as Temple 22-1 and Temple 24-1. During the start-up of production from the Temple 24-1 well on Wednesday, March 4, 1998, at approximately 6:15 p.m., a catastrophic vessel failure and fire occurred in the facility, killing four workers. 7 9 On October 25, 1999, Sonat Inc. merged with El Paso Energy Corp.; the merged company, also known as El Paso Energy, is the largest gas transmission company in the country. Sonat Exploration Co. became El Paso Production Co., a wholly owned subsidiary of El Paso Energy. 10 This formation is located approximately 14,000 feet below the surface of western Louisiana and eastern Texas. Sonat drilled and operated over 150 wells tapping this formation. 11 In this context, well fluid consists of a complex, high-pressure, three-phase mixture of crude oil, natural gas, and water. The water and oil phases may be present as an emulsion.
- 2 INVESTIGATIVE PROCESS
CSB personnel arrived at the scene on March 6, 1998. Other organizations that sent investigators to the scene included the Louisiana State Police Hazmat Division, the Louisiana Department of Environmental Quality, the Vernon Parish Coroner, the U.S. Occupational Safety and Health Administration (OSHA), and Sonat itself. After a preliminary assessment, CSB determined that it would conduct a full investigation of the incident. CSB conducted interviews with Sonat personnel, contractors, and emergency responders. CSB investigators also examined physical evidence and reviewed documents obtained from Sonat and other organizations. The 8 Figure 1. Aerial View of the Temple 22-1 Common Point Separation Facility after the Incident Oil and Water Storage Tanks Third Stage Separator (Test Train) Third Stage Separator Location before the Incident First Stage Separator Second Stage Separator Personal Vehicles Damaged by Fire Location of Bypass Valves
CSB was assisted in its initial field investigation work and technical analysis by contractors from the Department of Energy’s Oak Ridge National Laboratory and Argonne National Laboratory. Support facilities were provided by the U.S. Army, Fort Polk, Louisiana. Technical assistance was provided by Berwanger, Inc. 1.3 FACILITY OPERATIONS The facility was designed to produce oil and natural gas by a continuous separation process, using well fluid from the two nearby wells as the feedstock (see Figure 2 for process diagram). The facility consisted of separators, pipelines, storage tanks, and ancillary equipment.12 To effect the separation of well fluid into its constituent phases, Sonat constructed two independent separation trains, identified as the Bulk Train and the Test Train.13 The separation trains were connected via manifold to pipelines leading to the Temple 22-1 and 24-1 wells, which were located at distances of approximately 270 feet and two miles, respectively. The Test Train began production on January 16, 1998, processing fluid from the Temple 22-1 well. The Bulk Train was to be put into production for the first time on March 4, 1998, processing fluid from the more distant Temple 24-1 well. Each separation train comprised three separators connected in series. Multiple separators were used in order to maximize the recovery of natural gas.14 The maximum allowable working pressures (MAWP) for the first- and second-stage separators were 1440 psig and 500 psig, respectively;15 pressures in excess of these values would activate pressure-relief valves located 9 12 Sonat purchased all of the production vessels at the facility but leased all of the rotating equipment. 13 The Test Train had the capacity to process fluid from a single well at a time, while the larger Bulk Train was designed to process fluid from multiple wells simultaneously. In routine operations, the Bulk Train would handle the output of several nearby wells. Fluid from each well would be periodically diverted into the Test Train to determine the well’s individual production rate. 14 Sonat management has stated that the rationale for including the third separator was to reduce gaseous emissions from the storage tanks due to requirements under the Clean Air Act. 15 Psig: pounds per square inch gauge. Under standard conditions, atmospheric pressure is 14.7 pounds per square inch absolute (psia). A pressure gauge normally reads the pressure difference between a sample and the ambient atmosphere, and thus atmospheric pressure corresponds to 0 psig.
on each separator. Actual operating pressures were considerably lower, around 900 psig for the first-stage separator and 225 psig for the second-stage separator. The third-stage separator16 had an MAWP of 0 psig (atmospheric pressure) and would have operated around this pressure during normal operation. As the pressure of the well fluid was decreased through the series of separators, the solubility of natural gas in the fluid decreased and an increasing fraction of the gas would distill off for collection. 10 16 While Sonat referred to the vessel that failed as a vapor-recovery tower (VRT) or a storage tank, CSB determined that the vessel actually fit the definition of an oil and gas separator. It is referred to as a third-stage separator due to its position downstream of two higher-pressure (first- and second-stage) separators in the separation train. For further discussion refer to Section 3.2. Gas Cooler Gas Scrubber Gas Meter Gas Sales Pipeline Natural Gas Gas Compressor Natural Gas Natural Gas Gas Compressor Well First Stage Separator Second Stage Separator Third Stage Separator Crude Oil Storage Tanks Crude Oil Sales (via tank truck) High-Pressure Fluid (Oil, Natural Gas & Water) Oil Cooler Water Disposal Well Water Storage Tanks Water Disposal (via tank truck) Filter Water (brine) Water (brine) Figure 2. Block Flow Diagram of the Separation Process
The first two separators were designed for three-phase (gas/oil/water) separation, while the third-stage separator was designed for two-phase (gas/oil) separation. Residence time of the fluid in the first two separators was sufficient for the gravity-based separation of the oil and water phases. Natural gas from the separators was directed to the gas sales pipeline, while separated brine was either directly injected into the ground or impounded in storage tanks. The oil phase was transferred from one separator to the next, and eventually to the storage tanks for shipment by truck to a refinery. Natural gas was compressed and transported by pipeline to a gas processing plant. Figure 3 shows the overall layout of the facility. Each third-stage separator (Bulk and Test) was a 45-foot-tall vessel with a diameter of four feet (see Figure 4 for details). In operation, the vessel would be approximately 80% full with fluid. Well fluid was introduced into the separator at a height of approximately 35 feet, and separated 11
- Gas Compressor Skid
(3rd Stage Separator)
- Gas Compressor Skid #1
- Gas Compressor Skid
(3rd Stage Separator)
- Gas Compressor Skid #2
- Bulk Second Stage Separator
- Test Oil/Gas Cooler Skid
- Test Oil/Gas Cooler Skid
- Flare Scrubber Skid
- Bulk Oil/Gas Cooler Skid
- Bulk First Stage Separator
- Bulk Oil/Gas Cooler Skid
- Final Gas Separator
- Fuel Gas Scrubber
- Crude Oil Storage Tanks (12)
- Test Second Stage Separator
- Water Storage Tanks (4)
- Test First Stage Separator
- Test Third Stage Separator
- Flare
- Manifolds & Headers
- Gas Sales Meter and Pipeline
EQUIPMENT SCHEDULE
- Bulk Third Stage Separator
Not to scale 22 Ground Level Pipe Rack Ground Level Pipe Rack Elevated Pipe Rack 16 14 10 9 13 7 6 3 1 Ground Level Pipe Rack 11 12 8 5 4 2 15 17 20 18 Elevated Platform Spill Containment Berm Stairs 19 20 20 20 21 21 21 21 21 21 21 21 21 21 21 21 Stairs Vessel Failure Location Figure 3. Plot Plan of the Temple 22-1 Common Point Separation Facility
12 Liquid Level Sensor To Oil Storage Tanks Automatic Liquid Level Control Valve and Two Ball Valves Oil Inlet Line Mist Extractor Sight Glasses Gas Outlet Line To Gas Compressor To Drain Line Bypass Line Oil Outlet Line from Second-Stage Separator Oil Outlet Line not to scale (Bypass Valves) Figure 4. Third-Stage Separator Schematic
13 oil was withdrawn at a height of approximately three feet. Residual natural gas would evolve from the oil phase and be collected from the top of the separator. From there, the gas would be pressurized by a compressor and combined with the gas derived from the second-stage separator. 1.4 FACILITY PERSONNEL There were three categories of workers employed at the facility around the time of the incident. A Sonat production supervisor was responsible for coordinating all production activities at several wells and separation facilities. A Sonat construction supervisor was responsible for final construction activities on the Bulk Train and ongoing construction activities at another separation facility nearby. The construction supervisor also assisted with specific tasks such as purging equipment and pipelines. In addition, the facility employed operators who were either Sonat employees or contractors. Operators worked under the direction of Sonat supervisors and were engaged in such activities as monitoring operating temperatures, pressures, and flow rates; setting valves; gauging storage tank levels; and recording production data for management. Employees generally worked in two 12-hour shifts. The facility was designed for automated operation with periodic monitoring by operators. However, at the time of the incident, six personnel were present at the facility.17 The Sonat construction supervisor and a day-shift contract operator were involved with the equipment and pipeline purging activity on the Bulk Train. They were joined during the afternoon by a Sonat operator and then around 5:40 p.m. by two night-shift contract operators. One other day-shift contract operator was attending to the operation of the Test Train. 17 When the incident occurred, the Sonat production supervisor was en route to the facility, and he is not counted among the six personnel.
- 0 DESCRIPTION OF THE INCIDENT
- 1 PRE-INCIDENT EVENTS
On March 4, 1998, Sonat planned to initiate production from the Temple 24-1 well utilizing the newly constructed Bulk separation train. Prior to actual production, the Bulk Train equipment and the two-mile pipeline joining the well to the facility needed to be purged to remove air. Purging is a routine operation in oil and gas production and is undertaken to reduce the explosion hazard from flammable petroleum that is undergoing processing. In this case, purging was conducted by releasing pressurized well fluid from one of the two nearby wells and allowing it to displace the air from the equipment being purged. Displaced air would be released through an open storage tank hatch; when the concentration of air in the system was sufficiently low, the equipment would be closed and production could commence. Sonat supervisors decided to conduct the purging process in two stages: (1) to purge the Bulk Train equipment using well fluid from the nearby 22-1 well; (2) to purge the two-mile pipeline joining the 24-1 well to the facility, using fluid from the 24-1 well.18,19 Each purging operation would require a specific alignment of valves. The first purging operation, of the Bulk Train equipment, was completed uneventfully on the afternoon of the incident. 14 18 Sonat management has stated that the separate purging of the Bulk Train using fluid from the nearby 22-1 well was undertaken to enable rapid shutdown in case problems were observed with the Bulk Train equipment. The 22-1 well had already been in production for over a month, utilizing the parallel Test Train to effect fluid separation. 19 At the start of the day, it was planned to conduct the pipeline purging first, followed by the purging of the Bulk Train equipment. Owing to unrelated problems with the 24-1 well pipeline, the order of operations was subsequently reversed.
- 2 THE INCIDENT
With the purging of the Bulk Train separation equipment completed, preparations were made for the purging of the two-mile pipeline leading from the 24-1 well. The Sonat construction supervisor and the assigned operator realigned the valves as shown in Figure 5.20 According to their plan, they would direct well fluid as follows: G from the 24-1 well through to the Bulk Train header (open: valve 1; closed: valves 23, 24, 26); G from the Bulk Train header through to the storage tanks, bypassing the separators and oil cooler (open: valves 8, 9, 10, 11, 12, 13, 16; closed: valves 2, 3, 4, 5, 6, 7, 14, 15); G through the storage tanks and out an open roof hatch (open: valve 17, hatch 21; closed: valves 18 and 19,21 hatch 20). Executing the plan required at least 11 valves to be manually repositioned, an activity that was performed without written procedures or valve position checklists. While most valves were manually operated ball valves,22 valve 12 was a pneumatic valve actuated by a liquid level probe located inside the third-stage separator. A high liquid level within this vessel would automatically cause valve 12 to open, allowing fluid to bypass the separator provided that the adjacent manual ball valves 11 and 13 were open. On the morning of March 4, workers had disconnected the supply of control gas to valve 12, causing the valve to remain open thereafter. Fluid from the 24-1 well thus would flow through the two-mile pipeline, displacing air, and ultimately exiting via the bypass line and through the open storage tank roof hatch. 15 20 Figure 5 assigns numbers to valves, hatches, and gauges that are referred to in the remainder of the report. The numbers were assigned arbitrarily for the purpose of this report and were not used at the facility. Figure 5 is not intended to be a complete schematic diagram. 21 Although 19 is represented as a single valve, each storage tank was equipped with its own inlet valve. 22 The ball valves installed at the facility were generally operated via a hand lever. With this valve design, the valve is open when the hand lever is in line with the piping and closed when the lever is perpendicular to the piping. The position of the valve may thus be visible to nearby personnel.
Once the construction supervisor and the operator had realigned the valves, the pipeline purging went forward. The Sonat production supervisor, who was in radio communication with the construction supervisor, was positioned with an operator near the 24-1 well. At 5:10 p.m. the production supervisor directed the operator to open valve 22, the choke valve23 downstream of the well, initiating flow through the two-mile pipeline. It was expected that the initial well fluid would be composed primarily of natural gas, followed by a multiphase mixture of gas, oil, and brine. The Sonat construction supervisor was stationed at the facility by valve 23. He opened 16 Test Train 22-1 Well First- Stage Separator Second- Stage Separator Third- Stage Separator Water Storage Tanks Manifold & Header 8" pipeline (apprx. 270 feet) Oil Inlet Line Oil Outlet Line C Oil Cooler 11 12 13 Bypass Line 17 18 Oil Storage Tanks 16 10 9 7 6 5 23 8 3 4 15 Oxygen Test Vent 2 24-1 Well 8" pipeline (apprx. 2 miles) Gas Compressor Gas Outlet Line 14 20 21 26 25 24 1 Bypass Line 19 F F E D B A A B C D E F not to scale 22 P 27 Closed Ball Valve Open Ball Valve Open Roof Hatch Closed Roof Hatch Relief Valve Choke Valve Pressure Gauge P Pneumatic Valve Figure 5. Intended Valve Positions after the Final Alignment 23 A choke valve is a valve with an adjustable orifice, used to control the flow rate of the well fluid. Larger orifices are associated with higher flow rates. In the course of purging the pipeline, personnel made several increases in the choke orifice, from an initial value of 10/64" up to a final value of 18/64".
17 this small valve and used a portable oxygen monitor to measure the concentration of oxygen in the vented gases; a decrease in oxygen concentration was a measure of the progress of the purging operation. Between 5:10 and 5:35 p.m., the construction supervisor requested by radio several increases in well flow rate, which were agreed to by the production supervisor at the upstream choke valve
- As the purging process progressed, the oxygen concentration measured at valve 23 began to
decrease, and the construction supervisor closed this valve. He continued to check the oxygen concentration periodically, opening valve 23 every several minutes. At around 6:00 p.m., the pressure immediately downstream of valve 22, the 24-1 choke, was approximately 800 psig as indicated by the pressure gauge 27.24 At about 6:10 p.m., the construction supervisor obtained a final oxygen reading of less than 3% (compared to 20.9% oxygen in ambient air), indicating that the purging process was nearing completion. He then left by truck to check the position of a pipeline valve located approximately 300 feet away. Around this time the production supervisor, who had been present at the 24-1 well earlier, began driving toward the facility to direct the start-up of production from the Bulk Train. Meanwhile, one Sonat operator and two contractors had remained in the vicinity of the pipeline header. At around 5:40 p.m. two night-shift contract operators arrived at the facility and joined the group near the header. After 6:00 p.m. and just minutes prior to the incident, for reasons which could not be ascertained, four of the operators who were near the header departed and walked into the immediate vicinity of the third-stage separator. Two operators crossed over the containment berm that surrounded the separator and the storage tanks.25 The distance between the header and the third-stage separator was approximately 200 feet. One of the four operators (the Sonat employee) was heard to say as he left the header that he was going to “check the tanks,” an activity that may have taken him near the third-stage separator. One contract operator remained behind at the header to listen for the flow of liquid through the pipeline. 24 No other pressure gauges or recorders were connected to the system being purged. 25 It is not known whether the separator produced any discernible warning of the impending failure, which might have drawn the attention of any of the operators. The separator was not equipped with a pressure sensor or alarm to indicate overpressurization.
At approximately 6:15 p.m., the Bulk Train third-stage separator experienced a catastrophic failure. Gas from the ruptured separator immediately ignited, producing a large fireball centered over the location of the separator. Additional fires were ignited, fueled by natural gas leaking from the damaged storage tanks and piping. All four operators who were near the separator at the time of the failure were killed at once; in each case the cause of death was severe blast injuries. Figure 6 shows the approximate locations of the four victims, as found after the incident. The operator stationed near the header, about 190 feet from the separator, was thrown about five feet by the blast, and the construction supervisor was severely jolted as he exited his truck over 300 feet away at the pipeline valve. Both survived without serious injury. The surviving contract operator activated an emergency shutdown device, which automatically shut down (“shut in”) the 22-1 well, which at the time was supplying fluid to the Test Train. 18 Ground Level Pipe Rack Ground Level Pipe Rack Elevated Pipe Rack Not to scale 11 12 8 21 21 20 20 21 21 20 20 18 Elevated Platform Spill Containment Berm Stairs 19
- Gas Compressor Skid #1
- Gas Compressor Skid #2
- Bulk Second Stage Separator
- Crude Oil Storage Tanks
- Water Storage Tanks
- Bulk Third Stage Separator
LEGEND Vehicle Victim Location
- Test Third Stage Separator
Figure 6. Locations of the Four Victims Found after the Incident
Using his radio, the Sonat construction supervisor immediately instructed the well operator to shut in the 24-1 well and reported the incident to the Sonat production supervisor, who was en route to the facility. The construction supervisor then drove to the gas sales pipeline valve and closed it. Meanwhile, the Sonat production supervisor placed an emergency (911) telephone call to local authorities. Agencies responding to the call included the Pitkin and Community Volunteer Fire Departments, the Fort Polk Fire Department, the Vernon Parish Sheriff’s Department, and the Louisiana State Police. Although the 24-1 well was quickly shut in following the vessel failure, the two-mile stretch of pipeline contained a significant volume of pressurized natural gas.26 This gas continued to leak from the damaged Bulk Train piping, severely complicating efforts to control the fires. Emergency personnel eventually extinguished all fires by 9:47 p.m. In addition to the fatalities, the incident resulted in about $200,000 worth of damage, including the destruction of the third-stage separator, four private vehicles, and a backhoe and damage to the facility storage tanks. Figures 1, 7, and 8 document the condition of the facility after the incident. 19 26 The pipeline was eight inches in diameter.
20 Figure 7. Damaged Vehicles and Storage Tanks Figure 8. Damaged Water Storage Tank with Fragment of Third-Stage Separator
- 0 ANALYSIS OF THE INCIDENT
The event was analyzed using standard investigative techniques, including causal tree analysis (see Appendix A). The CSB identified two root causes and one contributing cause for the incident. 3.1 INITIATING EVENT Soon after the fires stemming from the incident had been brought under control, Louisiana State Police inspected the area around the failed separator. They were accompanied by the Sonat production and construction supervisors. It was then discovered that, in contrast to the planned valve alignment, valves 11 and 13 were actually in the closed position. With these two valves closed, purge gases could not vent to the atmosphere as planned (see Figure 9). The third-stage separator lacked an inlet valve and became overpressurized by these gases. Pressure at the 24-1 well downstream of the choke valve measured 800 psig prior to the incident. The third-stage separator was only rated for atmospheric pressure service (14.7 psia). Vessel failure was the result of overpressurization by purge gases and was both sudden and catastrophic. Four personnel were within 40 feet of the third-stage separator at the time it ruptured.27 21 27 Pressure alarms are frequently used on equipment potentially exposed to high-pressure hazards. Alarms allow workers to evacuate and/or take corrective actions, which in this case would have included shutting in the 24-1 well, which was the source of the high-pressure gas. The third-stage separator was not equipped with such an alarm, however.
The exact pressure at which vessel failure occurred could not be determined. The separator had been tested by the manufacturer at a pressure of 21 psig. While the separator could likely withstand a substantially higher pressure, there were no test data from similar vessels to indicate the expected pressure at failure. CSB commissioned a theoretical study of the separator vessel by the Oak Ridge National Laboratory (ORNL). This study, known as a finite element stress analysis, concluded that “failure occurred at an internal pressure of 135 psig or greater.” Another engineering estimate generated by ORNL placed the failure pressure at approximately 208 psig, while an estimate obtained by Sonat after the incident put the failure pressure at 22 Figure 9. Comparison of Valve Alignments as Planned and as Found after the Incident Water Storage Tanks Oil Inlet Line Oil Outlet Line 12 Bypass Line 17 18 Oil Storage Tanks 16 15 Gas Compressor Gas Outlet Line 14 20 21 19 F F E F Third- Stage Separator E 11 13 Bypass Line Planned Valve Lineup not to scale Open Pneumatic Valve Open Ball Valve Closed Ball Valve Closed Roof Hatch Open Roof Hatch Water Storage Tanks Oil Inlet Line Oil Outlet Line 12 Bypass Line 17 18 Oil Storage Tanks 16 15 Gas Compressor Gas Outlet Line 14 20 21 19 F F E F Third- Stage Separator E 11 13 Bypass Line As Found Valve Lineup
375 to 400 psig. However, all of these estimates are of limited value since they are based only on the vessel design drawings and did not take into account actual variations in materials, dimensions, quality of welds, etc. The flow rate and well fluid composition of the 24-1 well during the hour or so before the incident were also difficult to estimate with certainty. Similarly, the timing of the closure of valves 11 and 13, which triggered the vessel failure, could not be absolutely determined.28 These two valves were opened in the morning but then closed early in the afternoon prior to the purging of the Bulk Train separators. The valves were not continuously monitored during most of the day. It is possible that the valves were not reopened as intended prior to the final purging process, and remained closed until vessel failure finally occurred. Alternatively, the valves may have been correctly opened during the final valve alignment, only to be manually closed later. However, no surviving personnel reported seeing the valves closed during any part of the final purging process, and there was no operational reason to close the valves once the purging was under way. The surviving supervisors did not report giving any such instruction, nor were any Bulk Train valve realignments whatsoever planned during the final purging process. Valves 11 and 13 were not intended to be closed once the Bulk Train entered routine production.29 In depositions taken many months after the incident, two witnesses said they had seen fumes venting from the facility storage tanks during the final purging process. This observation could indicate that there was an open path from the 24-1 well through the bypass line during at least 23 28 CSB commissioned a study of this issue by Dr. W.F. Swinson, consultant to ORNL. This study showed the third-stage separator reaching a pressure of 135 psig in four minutes, if the valves 11 and 13 were closed when the 24-1 choke position was at its maximum, or 22 minutes if valves 11 and 13 were closed from the beginning of the final purging process. However, 135 psig was the lowest of at least three estimates of the failure pressure for the separator; higher failure pressures would naturally prolong the interval before failure occurred. An analysis commissioned by Sonat placed failure occurring anywhere from 15 seconds to 40 minutes after valve closure, depending upon which assumptions are used (Kenneth Baker and Kyle L. Pearson, Baker & O’Brien Inc., letter to R. Keith Jarrett, Liskow & Lewis, May 20, 1999). All of these estimates have substantial uncertainties, however, since (a) there are no reliable data on the actual flow rate or the fluid composition (gas/oil/water) from the 24-1 well over the course of the final purging process; (b) there is at least a three-fold uncertainty surrounding the failure pressure of the separator (see above); (c) there is no way to account for any leakage from the system, e.g. from faulty piping or valves or from oxygen testing activities. 29 The purpose of valves 11 and 13 was to permit servicing of the pneumatic valve 12, which regulated the liquid level in the third-stage separator. During normal operation, valves 11 and 13 would be in the open position, and valve 12 would open and close automatically as needed.
part of the purging process (i.e., valves 11 and 13 were open). CSB did not uncover corroborating evidence for this contention, and it could not be verified whether the fumes originated from the Bulk or the Test Train. Uncertainty concerning the timing of the valve closure that triggered the incident did not impact CSB’s determination of the root and contributing causes of the incident. 3.2 EQUIPMENT DESIGN, INSTALLATION, AND OPERATION The facility was designed jointly by the engineering and operations departments of Sonat. The construction of the facility was directed by the operations department, with on-site supervision from Sonat production and construction supervisors. The engineering department provided technical support during the construction process, through both site visits and telephone contacts. Deficiencies in the design and installation of the third-stage separator were important to the causality of the incident. Equipment that may potentially be exposed to pressure hazards, either through human error or mechanical failure, should either (a) be designed to withstand those hazards, or (b) be equipped with appropriate pressure-relief systems. An appropriately sized and designed pressure-relief system would likely have prevented the incident.30 The American Petroleum Institute (API) issues recommended practice guidelines covering various aspects of oil production and refining. The third-stage separator falls under ANSI/API Specification 12J-1992, “Specification for Oil and Gas Separators.” This specification “covers the minimum requirements for the design, fabrication, and shop testing of oilfield type oil and 24 30 While a pressure-relief device would likely have prevented the incident, operation of such a device should be regarded as a last-resort preventative measure. Moreover, uncontrolled venting to the atmosphere of a flammable hydrocarbon mixture is not necessarily benign in the event the mixture is exposed to an ignition source. A complete pressure-relief system might have included a pressure-relief valve and/or a rupture disk and a system for safely discharging the released material, e.g. by dispersion or flaring (for additional information see ANSI/API Specification 12J-1992 and API Recommended Practices 520 and 521). Proper design of a relief system for the third-stage separator would have been one aspect of an effective engineering design process.
gas separators and/or oil-gas-water separators used in the production of oil and/or gas . . . .” The specification states that “all separators, regardless of size or pressure, shall be provided with pressure protective devices and set in accordance with ASME [American Society of Mechanical Engineers] Code requirements . . . over-pressure protection shall be provided prior to placing the separator in service.” More general guidance is provided by API Recommended Practice 521, “Guide for Pressure- Relieving and Depressuring Systems.” API 521 provides a list of overpressure scenarios that can be compiled and reviewed for each piece of equipment. The first of 16 overpressure scenarios listed in this guidance document is entitled “Closed Outlets on Vessels.” The document states: “The inadvertent closure of a block valve on the outlet of a pressure vessel while the plant is on stream may expose the vessel to a pressure that exceeds the maximum allowable working pressure . . . Every control valve should be considered as being subject to inadvertent operation.” Sonat had its own Pressure Relief Valve Standard “to establish uniform guidelines for the specification, installation, maintenance, and testing of pressure relief valves and associated piping.” The standard stated that “relief valves shall be used . . . as determined by good engineering practice, considering both the probability of failure and the results of such failure” and that “API 520 may be used as a guide for proper installation of relief valves and associated piping.”31 Sonat has stated that the failed vessel was a “vapor recovery tower” (VRT) and as such not subject to API standards for separators. Sonat classified the VRT as a storage tank “located within the berm like the other storage tanks.”32 CSB has reviewed this issue and concluded that the vessel was in fact a separator because: 25 31 API Recommended Practice 520, “Sizing, Selection, and Installation of Pressure-Relieving Devices in Refineries” (Washington, DC: American Petroleum Institute, 1993 and 1994). While both API 520 and 521 are guidance documents for refineries, they are also relevant to good practice at oil and gas production facilities, as implicitly acknowledged by Sonat in its Pressure Relief Valve Standard. 32 Tom C. Langford, Vice President and Associate General Counsel, El Paso Production Co., letter to Paul-Noel Chretien, Deputy General Counsel, U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board, August 4, 2000.
26 G the vessel had a single inlet line for a natural gas and oil mixture but two separate outlet lines for natural gas and oil and was therefore effecting a separation of two phases; G the vessel was not designed to permanently store oil until shipment off site; rather, the oil was temporarily held in the vessel and flowed continuously to the actual storage tanks, of which there were 12 at the facility, each much larger in volume than the separator itself; G the position of the vessel within the Bulk Train (between the second-stage separator and the storage tanks) was consistent with its role as a low-pressure, two-phase separator; G ANSI/API Specification 12J-1992 defines a separator as “a vessel used in the field to remove wellstream liquid(s) from gas components. A separator may be either two-phase or three-phase.” The specification states that a separator is “usually located but not limited to some point on the producing flowline between the wellhead and the pipeline.” Prior to operating the Bulk Train, the third-stage separator should thus have been equipped with a pressure-relief system, as recommended by API consensus guidance.33 Another design deficiency was the absence of an inlet block valve upstream from the third-stage separator. Such a valve could have been used to isolate the separator from the high-pressure purge gases that caused the vessel failure. An inlet block valve would be an adjunct, not a substitute, for a pressure-relief system on the separator. Similarly, the inclusion of a block valve (valve 15) on the oil outlet line of the third-stage separator allowed the separator to be isolated from the storage tanks, whose roof hatches offered a potential means of venting. At the time of the incident, valve 15 was closed. The third-stage separator also had an outlet line to a gas compressor; excess flow into the compressor would be vented via the gas flare. However, the gas 33 Even if Sonat were correct that the vessel was a storage tank, API recommended practice would still indicate the need for pressure relief or emergency venting capability. Refer to API Standard 2000, “Venting Atmospheric and Low-Pressure Storage Tanks,” 4th ed. (Washington, DC: American Petroleum Institute, 1992).
outlet line also was equipped with a block valve (valve 14). At the time of the incident, the compressor was out of service and valve 14 was closed.34 3.3 ENGINEERING DESIGN REVIEW Sonat utilized the services of its own engineers, as well as consultants, in the design and construction of the facility. Sonat has stated that its engineers “both went to the Temple 22-1 site. Unfortunately, these men failed to catch the valving errors on the VRTs at the Pitkin facility.”35 Prior to the incident, Sonat did not have a documented piping and instrumentation diagram (P&ID) for the facility; only after the incident were process diagrams and P&IDs generated and process hazard analyses conducted. The various activities conducted by Sonat prior to facility start-up did not constitute an effective engineering design review process. An effective process should have included one or more documented hazard analyses during the design of the facility.36 Identification of hazards should have triggered either design modifications or written responses indicating why the noted hazards did not need to be addressed. The process would have required input from various disciplines, including design engineering, process engineering, and facility operations. The review process would have provided an early venue for identifying and correcting design hazards, including lack of adequate pressure relief, improper valving, and lack of adherence to consensus guidelines for separator design and installation. Hazard analyses should have included an examination of the consequences of plausible deviations in operating conditions, 27 34 To accommodate purging operations, storage tank roof hatch 21 had been opened by operators prior to the incident. However, all the storage tank roof hatches had a spring-loaded mechanism designed to vent automatically if any pressure developed within the tanks during normal operations. 35 Langford, loc. cit. 36 See for example, Center for Chemical Process Safety, Guidelines for Technical Management of Chemical Process Safety (New York: American Institute of Chemical Engineers, 1989) and Center for Chemical Process Safety, Guidelines for Hazard Evaluation Procedures, 2nd ed. (New York: American Institute of Chemical Engineers, 1992).
including the misalignment of valves, during each stage of operations. Such a review could not have been conducted properly in this case due to the lack of accurate engineering drawings. 3.4 OPERATING PROCEDURES Sonat had written safety procedures covering generic subjects such as confined space entry, excavating and trenching, and lock-out/tag-out of equipment. However, there were no written operating procedures for oil and gas production facilities. Sonat has stated that it preferred to use oral instructions to train and direct facility operations.37 Thus, operators were not provided with any written procedures covering specific production activities such as well testing, start-up and purging of components, and separator operation. Procedures for facility operations were passed on by experienced operators, who provided oral guidance to newer personnel. Written operating procedures promote safe and efficient operations and can reduce the occurrence of human errors that may lead to accidents. According to the AIChE Center for Chemical Process Safety, written operating procedures “provide consistent information to all users . . . remove guesswork . . . [and] provide the tools for an effective training program.”38 There were dozens of manually operated valves at the facility; proper alignment of these valves was clearly essential for the facility to be started up in a safe manner. It is particularly important to have written procedures for nonroutine operations, such as facility start-up or purging. Written procedures, including signed checklists, diagrams, and feedback between multiple operators, reduce the likelihood of an error, omission, or oversight that can have catastrophic consequences. 28 37 Langford, loc. cit. 38 Center for Chemical Process Safety, Guidelines for Writing Effective Operating and Maintenance Procedures (New York: American Institute of Chemical Engineers, 1996), pp 21-22. For additional information see also Center for Chemical Process Safety, Guidelines for Technical Management of Chemical Process Safety (New York: American Institute of Chemical Engineers, 1989) and Center for Chemical Process Safety, Guidelines for Process Safety Documentation (New York: American Institute of Chemical Engineers, 1995).
- 5 EMPLOYEE TRAINING
Sonat’s personnel training program had three components: on-the-job instruction, monthly internal safety meetings, and external coursework. On-the-job training was the primary means for employees to learn the knowledge and skills to operate Sonat production facilities; senior Sonat personnel provided this training to new employees. Sonat employees also attended monthly safety meetings, which included safety training. Attendance at each meeting was recorded, and each meeting generated minutes. Any recent incidents or near-misses were reviewed, and attendees were provided with introductory and refresher courses on topics such as hazard communication, pressure-relief valves, and equipment lock-out/tag-out. Sonat maintained a Safety and Environmental Manual and a Safety Handbook, in which company procedures in these areas were documented. Job Safety Analyses were also reviewed at the meetings.39 Meetings were generally two hours in length, including classes of up to one hour duration. Finally, at least some employees completed external training courses on topics such as pressure vessel operation, Hazardous Waste Operations and Emergency Response (HAZWOPER), and emergency first-aid procedures. Sonat did not have an evaluation program for on-the-job training, to ensure that the oral information provided to new workers was thorough and consistent. Without an evaluation program, there was a possibility that erroneous, unsafe, or incomplete operating procedures would be propagated among workers, or that workers would not understand the information that was transmitted to them. Formal, process-specific training was not a component of Sonat’s safety program. Sonat workers routinely worked at several facilities, each of which would likely have variations in 29 39 Job Safety Analysis is a procedure used to review job methods and uncover hazards (1) that may have been overlooked in the layout of a plant or building or in the design of machinery, equipment, tools, work stations, and processes; or (2) that may have developed after production started; or (3) that resulted from changes in work procedures or personnel.
equipment design, valve configurations, or process piping. Lack of site-specific knowledge among facility personnel could pose a hazard. Sonat did not provide personnel with specific training for each site and each process within that site. 3.6 CONTRACTOR TRAINING Contractors were used widely by Sonat for facility construction, start-up, and maintenance, and other functions. Contractors were also used as process operators. Contract operators worked under the supervision of a Sonat employee (a production supervisor, construction supervisor, or operator), and Sonat procedures required the contract operators to defer to Sonat personnel on operational matters such as valve positioning. Sonat had a contractor safety program consisting of a performance standard, a contractual agreement, and an assurance system. The elements of the program were documented in the Sonat Safety and Environmental Manual. The goal of the program was that “contractors adhere to the same safety and environmental standards as Sonat Exploration Company . . . .” Sonat’s “Contractor Safety and Environmental Standard” mandated a “Jobsite Performance Tracking System” for contract firms to ensure compliance with Sonat safety standards. Annual evaluations of performance were required. Contract firms were responsible for instructing their employees on Sonat standards and practices and for ensuring that the contract workers operated safely. CSB concluded that contract workers at the facility could not have been properly trained because Sonat lacked adequate written, process-specific operating procedures and process hazard information. However, in this case the lack of adequate training was not necessarily causal to the incident. 30
- 7 REGULATORY ISSUES
The incident would likely have been prevented if process safety management principles or good engineering practice had been followed more effectively at the facility. Oil and gas production facilities handle flammable and toxic materials in significant quantities. Facilities that handle similar hazardous materials, such as oil refineries, are regulated under the OSHA Process Safety Management (PSM) standard (29 CFR 1910.119), promulgated in 1992. Two elements of the PSM standard, process hazard analyses and written operating procedures, are particularly relevant to the Sonat incident. In addition to the PSM standard, there are a number of other sources of information on good process-safety practices. Sources include the publications of the Center for Chemical Process Safety40 and the recommended practice documents of the American Petroleum Institute. For example, API Recommended Practice 750 covers important aspects of process safety, including process hazard analyses, process safety information (including process diagrams and P&IDs), written operating procedures, operator training, and compliance audits.41 Oil and gas production facilities have generally been viewed as exempt from the OSHA PSM standard. However, on August 26, 1998, OSHA headquarters issued a letter to its Region 6 office stating that the PSM standard did apply to Sonat’s Pitkin facility; five days later OSHA cited Sonat for violations of PSM requirements in connection with the incident. On March 8, 1999, OSHA dropped the PSM citations and issued a citation under the “general duty” requirements of the Occupation Safety and Health Act of 1970. Subsequently on December 20, 1999, OSHA issued a memorandum rescinding earlier OSHA interpretations of the PSM standard and stating that the standard did apply to oil and gas production facilities. The American Petroleum Institute (API) objected to the OSHA 31 40 The Center for Chemical Process Safety (CCPS) is operated by the American Institute of Chemical Engineers (AIChE). For relevant publications see footnote 38. 41 API Recommended Practice 750, “Management of Process Hazards” (Washington, DC: American Petroleum Institute, 1990). While oil and gas production facilities are not included within the scope of this document, API 750 reflects process safety principles that constitute good practice.
memorandum, stating that the new interpretation amounted to a substantive change in the standard and in the opinion of API required a rulemaking process and an analysis of compliance cost for the affected sector.42 In its reply to API, dated March 7, 2000, OSHA stated it would withdraw the December 20 memorandum but reiterated that oil and gas production facilities were intended to be covered by the PSM standard. However, OSHA conceded that the original analysis of economic and technological feasibility for the PSM standard had not included oil and gas production facilities (SIC Code 1311), and OSHA would therefore perform a feasibility analysis before enforcing the PSM standard at these facilities. On April 11, 2000, OSHA withdrew the December 20th memorandum, asserting however that the statements in the memorandum remained “legally correct.” The CSB’s investigation has been limited in scope to the causes of the Sonat incident. The CSB has not examined the merits of regulating oil and gas production facilities under the PSM standard. The CSB did not investigate, for example, the frequency of serious process incidents in this sector or their causes. Therefore, the CSB is not issuing a recommendation to OSHA regarding the coverage of oil and gas production facilities by the PSM standard. 32 42 Mark Rubin, Upstream General Manager, American Petroleum Institute, letter to Richard Fairfax, Director, Directorate of Compliance Programs, Occupational Safety and Health Administration, February 1, 2000.
33 4.0 ROOT AND CONTRIBUTING CAUSES 4.1 ROOT CAUSES 1. Sonat management did not use a formal engineering design review process or require effective hazard analyses in the course of designing and building the facility. In the incident, a third-stage separator was exposed to a pressure significantly in excess of its maximum allowable working pressure, resulting in catastrophic vessel failure. A formal engineering design review process should have been in place during the design of the facility.43 Sonat constructed the facility without producing engineering drawings of the process equipment. Neither design review nor hazard analysis can be effectively conducted in the absence of accurate engineering drawings. A formal design review and hazard analysis process would have provided a better opportunity to analyze the consequences of foreseeable deviations from normal operating procedures, such as valve misalignments. This process would likely have identified the danger of catastrophic overpressurization of the third-stage separator and indicated the need for a pressure-relief system. 2. Sonat engineering specifications did not ensure that equipment that could potentially be exposed to high-pressure hazards was adequately protected by pressure-relief devices. The vessel that failed met the definition of a two-phase gas-oil separator and should have been designed to meet relevant industry consensus standards for pressure relief. For 43 Design review is generally an ongoing process involving several cycles of analysis and design revision. Hazard analyses are a component of a design review process whose purpose is to identify, document, and rectify weaknesses in design or operations that could lead to accidents. Once hazards have been identified, personnel must mitigate or eliminate each hazard through design or procedural modifications, or else document why the hazard should be disregarded. For further discussion, see Center for Chemical Process Safety, Guidelines for Technical Management of Chemical Process Safety (New York: American Institute of Chemical Engineers, 1989) and Center for Chemical Process Safety, Guidelines for Hazard Evaluation Procedures, 2nd ed. (New York: American Institute of Chemical Engineers, 1992).
example, ANSI/API Specification 12J-1992, “Specification for Oil and Gas Separators,” requires that separators be equipped with pressure-relief devices. 4.2 CONTRIBUTING CAUSE 1. Sonat management did not provide workers with written operating procedures for the start-up and operation of the facility. Written operating procedures governing each phase of facility operations, including purging operations, would have reduced the likelihood of a manual valve misalignment of the kind that triggered the incident. Procedures should have included written checklists and diagrams to verify proper valve positions for purging. 34
- 0 RECOMMENDATIONS
El Paso Production Company (formerly Sonat Exploration Company)44
- Institute a formal engineering design review process for all oil and gas production facilities,
following good engineering practices and including analyses of process hazards. (1998-002-I-LA-R1)
- Implement a program to ensure that all oil and gas production equipment that is potentially
subject to overpressurization is equipped with adequate pressure-relief systems, and audit compliance with the program. (1998-002-I-LA-R2)
- Develop written operating procedures for oil and gas production facilities and implement
programs to ensure that all workers, including contract employees, are trained in the use of the procedures. Ensure the procedures address, at a minimum, purging and start-up operations and provide information on process-related hazards. (1998-002-I-LA-R3) American Petroleum Institute
- Develop and issue recommended practice guidelines governing the safe start-up and
operation of oil and gas production facilities. Ensure that the guidelines address, at a minimum, the following: project design review processes, including hazard analyses; written operating procedures; employee and contractor training; and pressure-relief requirements for all equipment exposed to pressure hazards. (1998-002-I-LA-R4)
- Communicate the findings of this report to your membership. (1998-02-I-LA-R5)
35 44 See footnote 9.
By the U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD Gerald V. Poje, Ph.D. Member Andrea Kidd Taylor, Dr. P.H. Member Isadore Rosenthal, Ph.D. Member September 21, 2000 36
- 0 REFERENCES
ANSI/API Specification 12J-1992, “Specification for Oil and Gas Separators,” 7th ed. (Washington, DC: American Petroleum Institute, 1989, reaffirmed 1999). API Recommended Practice 520/1, “Sizing, Selection, and Installation of Pressure-Relieving Devices in Refineries – I – Sizing and Selection,” 6th ed. (Washington, DC: American Petroleum Institute, 1993). API Recommended Practice 520/2, “Sizing, Selection, and Installation of Pressure-Relieving Devices in Refineries – II – Installation,” 4th ed. (Washington, DC: American Petroleum Institute, 1994). API Recommended Practice 521, “Guide for Pressure-Relieving and Depressuring Systems,” 4th ed. (Washington, DC: American Petroleum Institute, 1997). API Recommended Practice 750, “Management of Process Hazards” (Washington, DC: American Petroleum Institute, 1990, reaffirmed 1995). API Standard 2000, “Venting Atmospheric and Low-Pressure Storage Tanks,” 4th ed. (Washington, DC: American Petroleum Institute, 1992). API Standard 2000, “Venting Atmospheric and Low-Pressure Storage Tanks,” 5th ed. (Washington, DC: American Petroleum Institute, 1998). American Petroleum Institute, Introduction to Oil and Gas Production, 5th ed. (Washington, DC: American Petroleum Institute, 1996). Center for Chemical Process Safety, Guidelines for Technical Management of Chemical Process Safety (New York: American Institute of Chemical Engineers, 1989). Center for Chemical Process Safety, Guidelines for Hazard Evaluation Procedures, 2nd ed. (New York: American Institute of Chemical Engineers, 1992). Center for Chemical Process Safety, Guidelines for Writing Effective Operating and Maintenance Procedures (New York: American Institute of Chemical Engineers, 1996). Center for Chemical Process Safety, Guidelines for Process Safety Documentation (New York: American Institute of Chemical Engineers, 1995). U.S. Environmental Protection Agency, “Profile of the Oil and Gas Extraction Industry” (Washington, DC: EPA Office of Enforcement and Compliance, 1999). 37
38 Fatalities Blast & Fire Vessel Failure Flammable Mixture Present Operators Present Ignition Source Present No Pressure Relief System Vessel Overpressured Inadequate PDRP 1 High- pressure Gas Source Lack of Vessel Engineering Specifications Valves Misaligned No Written Purging Procedures Guidelines Not Followed 2 1 - Project Design Review Process 2 - Publications by API, CCPS, etc. APPENDIX A: CAUSAL TREE ANALYSIS DIAGRAM
FD06370 | 1999_美国_Concept_Sciences_Hydroxylamine爆炸-_Concept_Sciences_Hydroxylamine_Explosion__最终报告.pdf
分类:06_境外及港澳台调查报告 | 年份:1999 | 地域: | 严重程度: | 场所: | 起火原因:燃气/爆炸 | 来源格式:pdf
1 THE EXPLOSION AT CONCEPT SCIENCES: HAZARDS OF HYDROXYLAMINE Tom Volk, The Morning Call INSIDE . . . Background 2 Incident 7 Analysis 10 Facility Siting 15 Conclusion 18 References 19 CONCEPT SCIENCES, INC. Hanover Township, Pennsylvania February 19, 1999 Introduction This Case Study describes a catastrophic hydroxylamine (HA) explosion that occurred on February 19, 1999, at the Concept Sciences, Inc. (CSI), facility in Hanover Township, Lehigh County, Pennsylvania. Four CSI employees and one employee of an adjacent business were killed; 14 people were injured. KEY ISSUES: Hazards of Processing Hydroxylamine Process Hazards Evaluation Chemical Facility Siting No. 1999-13-C-PA March 2002 Case Study U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
2 1.0 Background At 8:14 pm on February 19, 1999, a process vessel containing several hundred pounds of hydroxylamine (HA) exploded at the Concept Sciences, Inc. (CSI), production facility near Allentown, Pennsyl- vania. Employees were distilling an aqueous solution of HA and potassium sulfate, the first commercial batch to be processed at CSI’s new facility. After the distillation process was shut down, the HA in the process tank and associated piping explosively decomposed, most likely due to high concentration and temperature. Four CSI employees and a manager of an adjacent business were killed. Two CSI employees survived the blast with moderate-to-serious injuries. Four people in nearby buildings were injured. Six firefighters and two security guards suffered minor injuries during emergency response efforts. The production facility was extensively damaged (Figure 1). The explosion also caused significant damage to other buildings in the Lehigh Valley Industrial Park and shattered windows in several nearby homes. Tom Volk, The Morning Call Figure 1 Damage to Concept Sciences, Inc., HA production facility CSB Case Studies summarize incident investigation data and present conclusions based on CSB analyses. They do not discuss root and contributing causes or make safety recommendations– unlike the more comprehensive CSB Investigation Reports. U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board Office of Investigations and Safety Programs 2175 K Street NW Suite 400 Washington, DC 20037 202-261-7600 http://www.chemsafety.gov
3 1.1 Incident Review Process CSB examined physical evidence at the site and reviewed relevant documents, such as a report prepared by Hazards Research Corporation (HRC, 1999) for the Occupational Safety and Health Administration (OSHA). CSB also contracted with the U.S. Department of the Navy, Naval Sea Systems Command, Indian Head Naval Surface Warfare Center, for assistance in evaluating HA chemistry and processing. The center conducts research on energetic materials (explosives, propellants, etc.), including HA and its derivatives. 1.2 Hydroxylamine Properties and Applications HA is an oxygenated derivative of ammonia, represented by the chemi- cal formula NH2OH. Table 1 lists its characteristic properties. HA is usually handled as an aqueous solution or as salts. The concen- trated free base1 is susceptible to explosive decomposition. 1 Ammonia and substituted amines are basic and react reversibly with common acids to form salts. Treatment of the salts with a strong base (e.g., potassium hydroxide) releases the free or unprotonated amine, known as the “free base.” Table 1 Characteristic Properties of Solid or Pure Hydroxylamine Colorless or white, thermally unstable, hygroscopic, needle-like crystals Decomposes at room temperature or in hot water Very soluble in liquid ammonia, water, and methanol; soluble in acids Molecular weight: 33.03 Melting point: 34°C (a) Boiling point: 110°C Explosion point: 265°C Density: 1.227 Vapor pressure: 10 mmHg@47.2°C (b) Fire hazard when exposed to heat, flame, and oxidizers May ignite spontaneously in air if a large surface area is exposed Explodes in air when heated above 70°C Ignites on contact with copper (II) sulfate, metals, and oxidants (e.g., chlorine) SOURCE: Lewis, 1996. (a) °C = degrees Celsius. (b) mmHg = millimeters of mercury.
4 Only salts of HA were available until the 1980s, when Nissin Chemical Company, Ltd., of Japan, commercialized aqueous free-base HA by adding a proprietary stabilizer to prevent decomposition. HA is commercially available in solutions up to 50 wt-percent.2 Over the past decade, the semi- conductor manufacturing industry has used HA solutions in cleaning formulations to strip process residues from integrated circuit devices. HA and its derivatives are also used in the manufacture of nylon, inks, paints, pharmaceuticals, agrochemicals, and photographic developers. The current market for concentrated HA solutions is expanding. If not for the explosion, CSI would have been the first company in the United States to manufacture this product in commercial quantities. Nissin Chemical Company was the sole global supplier of HA up to that time. In early 1999, BASF Aktiengesellschaft started up a new HA production facility in Germany. Fourteen months following the CSI incident, a catastrophic explosion at the Nissin plant in Japan further decreased the availability of HA, creating market shortages. 1.3 CSI Operations CSI began development of its own HA production process through laboratory-scale experimentation in
- Development continued with
the construction of a 10-gallon pilot plant, which was operational in early
- In July 1998, CSI leased
approximately 20,000 square feet in a multiple-tenant building and began to set up the production facility. Ashland Chemical Company, a division of Ashland Inc., was CSI’s primary customer for purified HA solutions. Ashland used the HA solutions in residue cleaners for the semiconductor industry. Ashland planned to purchase 2 million pounds of 50 wt-percent HA from CSI. In exchange for discounted pricing of future deliveries of HA solutions, Ashland provided CSI with financial support ($350,000) to purchase production equipment. By February 1999, CSI had approximately 20 full-time employees, 10 of whom were assigned to the new production facility. On the day of the incident, CSI was producing its first batch of 50 wt- percent HA solution at the new facility. CSI’s production process involved the four basic steps outlined in Figure 2–reaction, filtration, distillation, and ion exchange purification. 2 Weight percent (wt-percent) is the weight of HA in a solution divided by the total weight of the solution. If not for the explosion, CSI would have been the first company in the United States to manufacture this product in commercial quantities. On the day of the incident, CSI was producing its first batch of 50 wt-percent HA solution at the new facility.
5
- Reaction of HA sulfate and potassium
hydroxide to produce a 30 wt-percent HA and potassium sulfate aqueous slurry: HAS + 2 KOH2 HA + K2SO4 + 2 H2O where: HAS = (NH2OH)2*H2SO4 HA = (NH2OH).
- Filtration of the slurry to remove
precipitated potassium sulfate solids.
- Vacuum distillation of HA from the 30 wt-
percent solution to separate it from the dissolved potassium sulfate and produce a 50 wt-percent HA distillate.
- Purification of the distillate through ion
exchange cylinders. Figure 2 Block flow diagram of the CSI HA production process
6 3 CSI referred to the larger distillation vessel as the charge tank, though it is commonly called a still pot. The two smaller receiving tanks are commonly referred to as distillate tanks. CSI referred to the vessel receiving the initial cut of distilled HA solution as the forerun tank and the vessel receiving the final cut as the final product tank. As diagrammed in Figure 3, CSI’s distillation process included a 2,500- gallon charge tank (25 feet long and 4 feet in diameter); a vacuum distillation system, which consisted of a glass column (heating column) and remote water heater, a glass condenser (condenser column) and remote chiller, and a vacuum pump; and two product receivers (a forerun tank and a final product tank, both 1,500-gallon tanks, 15 feet long and 4 feet in diameter).3 The distillation is performed in two phases. The first phase of the process begins as a pump circulates the 30 wt-percent HA from the charge tank to the heating column, a vertical tube-in-shell glass heat exchanger. The HA enters the top of the column and is heated by 120 degrees Fahrenheit (°F) distilled water as it cascades through the tubes back to the charge tank. Vapor from the column is condensed using a chilled water condenser (condenser column). The distillate, initially consisting primarily of water with some HA, is directed into the forerun tank. When the concentration of HA reaches 10 wt-percent in the forerun tank, the distillate is diverted to the final product tank, where it is collected until the concentration of the liquid phase in the charge tank is 80 to 90 wt-percent HA.4 At this point, the first phase of distillation is complete. The charge tank and column are cleaned using a 30 wt-percent HA solution, and the charge tank is taken out of service. In the second phase of distillation, the 45 wt-percent HA solution collected in the final product tank is further concentrated by redistilla- tion. It is fed back to the top of the heating column and flows through the tubes, where it is heated by 140°F water. The distillate is directed back to the final product tank. Water is removed from the HA solution until the material in the final product tank reaches 50 wt-percent HA, at which point the distillation is complete. 4 The material in the charge tank is a slurry. The solids, which are predominately potassium sulfate, are removed from the liquid to determine the HA concentration of the liquid solution.
7 2.0 Description of Incident 2.1 The Incident CSI began its first distillation to produce 50 wt-percent HA in the new facility on Monday afternoon, February 15, 1999. The charge tank contained approximately 9,000 pounds of 30 wt-percent HA. About 30 hours of distillation was required to complete the batch under normal conditions. By Tuesday evening, the concen- tration of liquid solution in the charge tank was approximately 48 wt-percent, and the product was being collected in the forerun tank. CSB was unable to determine exactly when the product was diverted from the forerun tank to the final product tank. The process was shut down Tuesday evening for maintenance when it was determined that water had leaked Figure 3 Simplified process flow diagram of the CSI HA vacuum distillation process
8 CSI personnel visually monitored the distillation system for the forma- tion of crystals. At approximately 7:45 pm Friday, the still was shut down and cleaned with 30 percent HA to wash away crystals that may have formed.5 The second phase of distillation was never started. A manufacturing and engineering supervisor was called at his home and arrived at the facility shortly after 8:00 pm. The explosion occurred at 8:14 pm. The events during the minutes prior to the explosion could not be conclusively determined. 5 The normal procedure was to add 30 wt- percent HA solution to the charge tank to dilute the material contained in it. This material was then circulated through the heating column and heated to 120°F. The vapors generated (i.e., water with a low concentration of HA) were thought to clean the condenser column. 2.2 Overview of Potential Initiating Scenarios Although a detailed review of poten- tial initiating scenarios is not within the scope of this case study, HA crystals and solutions are known to explosively decompose at high concentrations (85 wt-percent; Koseki and Iwata, 2001). Heating and the presence of contaminants can accelerate decomposition. During the distillation process at CSI, the material from the charge tank was fed to the heating column. The mixture returned to the charge tank had a higher concentration of into the charge tank through broken tubes in the heater column. The necessary repairs were made by Thursday afternoon, and the distil- lation process was restarted. At 11:15 pm, the concentration of liquid solution in the charge tank was 56 wt-percent, and the concen- tration of the material collected was 15 wt-percent. The distillation continued until approximately 11:30 pm that evening. On Friday, February 19, a 1.5-inch feed line to the heater column was replaced with a 2-inch line, which delayed startup until later in the morning. The concentration of liquid solution in the charge tank at that time was about 57 wt-percent HA. It steadily increased through- out the day. Between 7:00 and 7:15 pm, the concentration of liquid solution in the charge tank was recorded as 86 wt-percent HA. From laboratory distillations, CSI management knew that crystals formed with HA concentrations greater than 80 wt-percent. As noted in Table 1, crystals of HA are unstable and potentially explosive. Management was also aware of the hazards associated with concentrat- ing HA. As described in CSI’s material safety data sheet (MSDS): Danger of fire and explosion exists as water is removed or evaporated and HA concen- tration approaches levels in excess of about 70% (CSI, 1997). Between 7:00 and 7:15 pm, the concentration of liquid solution in the charge tank was recorded as 86 wt-percent HA.
HA crystals and solutions are known to explosively decompose at high concentrations . . . Heating and the presence of contaminants can accelerate decomposition.
9 HA because much of the water had evaporated. Any of several sequences of events could have caused this incident– addition of excessive heat to the distillation system, physical impacts from partial or total collapse of the glass equipment, or inadvertent introduction of impurities. Friction may have heated the mixture as it passed through the pump that supplied the heating column. With the HA at a high concentration, this source of heat could have caused an explosion within the charge tank or the feed line to the tank. 2.3 Effects of Explosion Four CSI employees and a manager of an adjacent business were killed. Two CSI employees were buried in the building rubble until rescued by emergency responders; their injuries were moderate to serious. In addi- tion to six firefighters and two security guards, who received minor injuries, four people in a nearby building were also injured. The explosion damaged 10 buildings within the Lehigh Valley Industrial Park and several local residences. A toy vending machine business adjacent to and in the same building as CSI and a package delivery service facility across the street received significant structural damage. A nearby daycare center had minor structural damage. Most of the residential damage was limited to broken windows. Estimated property damage in February 1999 was $3.5 to $4 million. Debris from the blast fell around the immediate area surrounding the CSI facility, and a cloud of chemical residue dispersed downwind of the site. Liquid potassium hydroxide solution drained from two onsite storage tanks onto an adjacent parking lot. Hazards Research Corporation, an OSHA contractor, noted that sections of the distillation equipment frame were thrown more than 1,000 feet (HRC, 1999). No identifiable sections of the charge tank were recovered, but the end manway of the tank was found about 200 feet east of its original location. Fire damage was primarily limited to CSI’s raw materials storage area. A crater approximately 6 feet wide, 26 feet long, and 16 inches deep was found in the concrete floor directly below where the charge tank had been located (Figure 4). Based on observed crater dimensions, Hazards Research Corporation estimated an explosive force equivalent to 800 pounds of trinitrotoluene (TNT; HRC, 1999). Because of the lack of batch records, it was not possible to determine the exact amount of HA in the charge tank at the time of the explosion. The explosive energy of HA is essentially equivalent to TNT on a weight basis. Hazards Research Corporation estimated that the HA in the tank was equivalent to 667 pounds of TNT (HRC, 1999).
Any of several sequences of events could have caused this incident–addition of excessive heat to the distillation system, physical impacts from partial or total collapse of the glass equipment, or inadvertent introduction of impurities. The explosive energy of HA is essentially equivalent to TNT on a weight basis.
10 3.0 Management of Chemical Process Safety and documentation” and “process safety reviews for capital projects” significantly contributed to the CSI incident. 3.1 Process Knowledge and Documentation System Components A process safety management system for chemical manufacturing is only as good as the foundation upon which it is built–the actual research, development, design, construction, and operational data. Basic process safety information includes the following: Chemical, physical, and reactivity properties of materials. Health and toxicity data for reactants and products. Thermal and chemical stability data for reactants and products. Process chemistry and technology information. Range of equipment design temperature and pressure vs process conditions. Equipment and materials of construction specifications. Material and energy balances of chemical process. Safety systems (e.g., interlocks, pressure relief systems, detection or suppression systems). The CSI incident demonstrates the need for effective process safety management and engineering throughout the development, design, construction, and startup of a hazardous chemical production process. In Guidelines for Technical Management of Chemical Process Safety, the American Institute of Chemical Engineers (AIChE) Center for Chemical Process Safety (CCPS, 1989) describes the 12 core elements of a good process safety management system. Among these elements, deficiencies in “process knowledge Figure 4 Building damage and charge tank crater (foreground)
11 Operating procedures and training information. Design codes and regulatory standards. To achieve accident prevention goals, all of this information should be compiled, analyzed, and updated before initiating design and construction. This information should be made readily available to employees. Inadequacies of Information Management At CSI, the development, under- standing, and application of process safety information during process design was inadequate for managing the explosive decomposition hazard of HA. During pilot-plant operation, management became aware of the fire and explosion hazards of HA concentrations in excess of 70-wt percent, as documented in the MSDS (see Section 2.1). This knowledge was not adequately translated into the process design, operating procedures, mitigative measures, or precautionary instructions for process operators. CSI’s HA production process, as designed, concentrated HA in a liquid solution to a level in excess of 85 wt-percent. This concentration is significantly higher than the MSDS- referenced 70 percent concentration at which an explosive hazard exists. Only sketches and basic process flow diagrams were developed; there were no standard engineering drawings. Operating procedures provided only rudimentary information. Engineering drawings and detailed operating procedures should have been a key component of operations and maintenance training. 3.2 Process Safety Reviews for Capital Projects System Components In the chemical process industry, numerous safety reviews commonly occur during the implementation of capital projects, such as development and construction of a new plant. Among these reviews are hazard reviews (discussed below), siting reviews, and process design reviews. Hazard Reviews A hazard review is a systematic method for identifying process and occupational hazards. Many types of hazard reviews may be performed at various stages in a project life cycle. An adequate reactive chemical hazard evaluation and process hazard analysis (PHA) would have helped CSI quantify, evaluate, and mitigate the hazards of HA production. Such analyses might have caused management to question whether its planned process presented substantial risks to employees and to the community.
CSI’s HA production process . . . concentrated HA in a liquid solution to a level in excess of 85 wt-percent . . . significantly higher than the MSDS-referenced 70 percent concentration at which an explosive hazard exists. An adequate reactive chemical hazard evaluation and process hazard analysis would have helped CSI quantify, evaluate, and mitigate the hazards of HA production.
12 Inadequacies of Reactive Hazard Review Typically, the first step in a reactive hazard evaluation is a literature search. HA has long been recognized as an unstable chemical and explosive when concentrated at high temperatures. Bretherick’s Handbook (1999) describes a 1948 incident in which an extremely violent explosion occurred toward the end of vacuum distillation. Additional incidents involving HA or its salts are also documented. As demonstrated in the Hazards Research Corporation report, a literature review would have readily identified that HA is subject to rapid exothermic decomposition and exhibits an explosive force equiva- lent to TNT (HRC, 1999). HA could have been tested within CSI’s process parameters to estab- lish the magnitude of potential reactive chemical hazards.6 Basic reaction hazard testing and evalua- tion procedures are readily avail- able. For example, the following documents contain review assess- ment and evaluation strategies, including commonly available screening methods: Chemical Reaction Hazards (Barton and Rogers, 1997). Guidelines for Chemical Reactivity Evaluation and Application to Process Design (CCPS, 1995a). Guidelines for Safe Storage and Handling of Reactive Materials (CCPS, 1995b). The Health and Safety Executive (HSE) of the United Kingdom has published additional guidance since the CSI incident (Designing and Operating Safe Chemical Reaction Processes [HSE, 2000]). As demonstrated during laboratory distillations, CSI’s process chemistry created the potential for HA crystal formation and exothermic decompo- sition. During preproduction development, the potential of HA concentrations exceeding 70 wt- percent to explosively decompose should have been investigated to determine the magnitude of the hazard. Prior to or during development of the process design, CSI should have systematically evaluated the reactive hazards of its process and identified control measures. Potential reactive hazards include concentration peaks, temperature variations, possible interactions with impurities or contaminants, and stabilizer requirements. Inadequacies of Process Hazard Analysis CSI purchased equipment before it had conducted a formal engineering design review for the specific manufacturing process. CSI’s design 6 Although CSI conducted numerous laboratory tests to assess the stability of HA– particularly with respect to stabilizers–it is not evident that it completed a detailed reactive analysis of specific process conditions and deviations, such as the presence of HA crystals or the addition of heat.
HA has long been recognized as an unstable chemical and explosive when concentrated at high temperatures.
13 and safety review was inadequate given the hazards of highly concentrated HA. A critical evaluation of process materials, conditions, equipment, and development experience would have indicated that credible scenarios presented the potential of a catastrophic HA explosion. Process development records show that CSI was aware that its process created potentially hazardous conditions in the charge tank (i.e., HA concentration exceeding 80 wt- percent mixed with solid potassium sulfate). An effective PHA during process design would have provided CSI with scenarios resulting in explosions similar to the one that occurred. CSI could have then developed appropriate control measures or modified the process chemistry to avoid high concentra- tions of HA. CSI performed a “What If” PHA, which was reported in a one-page document. However, it did not adequately address the prevention or consequences of events that could trigger an explosion of high concentrations of HA, such as the following: High concentrations of potassium sulfate in the charge tank. Potential formation of solid HA crystals in the condenser and charge tank. Potassium sulfate blockage of reboiler tubes. Adequacy of flow and temperature indicators. Failure of process equipment and controls. Inappropriate facility siting (i.e., proximity to the public). The PHA recognized the potential danger of the process and identified safeguards, such as remote control operation, blowout walls, and shielding for protecting employees if foreseeable hazards were realized. However, CSI did not implement any of these safeguards. 3.3 Subsequent Incidents Involving Hydroxylamine Subsequent to the CSI incident, Koseki and Iwata (2001) evaluated the ability of HA to detonate at high concentrations while under containment. The June 10, 2000, Nissin Chemical Company HA incident, in Gunma, Japan, caused four fatalities, injured 58 people, destroyed the HA distillation tower, and significantly damaged the plant. To produce 50 wt-percent HA solutions, Nissin used a process similar to CSI’s. Prior to the explosion at Nissin, the HA process had been shut down for 5 hours to replace oil in a vacuum pump. The explosion occurred approximately 30 minutes after startup, during distillation. The process concentration of HA, prior to the incident, was 85 wt-percent. The results of Koseki’s steel tube test indicated that 85 wt-percent HA was easily detonated.
A critical evaluation of process materials, conditions, equipment, and development experience would have indicated that credible scenarios presented the potential of a catastrophic HA explosion.
14 3.4 Regulatory Coverage of Hydroxylamine OSHA’s Process Safety Management (PSM) standard (29 CFR 1910.119) regulates facilities with any process that contains 2,500 pounds or more of HA. On August 11, 1999, OSHA issued CSI several willful and serious citations, alleging multiple violations of the PSM standard. CSI contested the citations. On November 5, 2001, a settlement was reached between OSHA and CSI in which the citations were kept, but with willful violations reclassified.7 The OSHA citations included the following PSM violations: Failure to compile written process safety information to enable the employer and employees to identify and understand specific hazards. Failure to develop and implement written operating procedures for safety systems and their functions–startup, shutdown, and normal operation–or for the consequences of deviation from operating limits. Failure to document that the process equipment complied with generally accepted good engineering practices. Failure to conduct an adequate and appropriate process hazard analysis. Failure to conduct adequate process training. Failure to perform a prestartup safety review. Failure to establish and implement procedures for the management of change. On November 9, 2000, a Federal grand jury indicted the president of CSI for alleged criminal violations of the PSM standard. The U.S. Attorney’s Office for the Eastern District of Pennsylvania subsequently prosecuted these criminal charges pursuant to Section 17(e) of the Occupational Safety and Health Act (29 U.S.C. § 666(e)). On September 5, 2001, as a result of the defendant’s Motion to Dismiss, a U.S. District Court dismissed the indictment, specifying that the PSM regulation is ambiguous with respect to whether CSI’s HA production process is covered, and that informal interpretations issued by OSHA are prohibited from being used against the defendant in a criminal case. 7Willful violations were changed to violations under “Section 17” of the Occupational Safety and Health Act of 1970.
15 4.0 Hazardous Chemical Facility Siting 4.1 Site Evaluation and Selection Facility siting evaluations typically include process safety analyses and reviews of government regulations, industry guidelines, and local emergency planning requirements. CSI was located in a multiple-tenant building within a suburban industrial park. Fortunately, the timing of the explosion–8:14 pm on a Friday–limited the number of fatalities and injuries. One of the fatalities was an employee of another company, whose work area was separated from CSI by a concrete block wall. Several workers at a package delivery service facility– located directly across the street– were injured, and the building was extensively damaged (see top left corner of cover photograph). A daycare center located within 900 feet of the explosion and several nearby residences received minor damage. Facility siting should consider all potential hazards (e.g., fire, explosion, toxic material release) to people, property, and the environment. Siting evaluations should be an integral part of process design. If CSI had performed an adequate PHA for the planned HA manufacturing operation, it would have recognized the danger to the public. Management could have selected an alternate site where no one at neighboring facilities would be exposed to such a substantial risk. Ashland Chemical Company raised the facility siting issue in its process review. The original siting location considered by CSI was similar to the one finally chosen. It was described by Ashland as: . . . an office/commercial type building . . . not a separate building but connected in a strip to other buildings. Ashland concluded that the building was “not a good location for a chemical process.” 4.2 Industry Guidance The explosives industry uses physi- cal separation between explosive hazards and occupied buildings as an effective mitigation technique. The American Table of Distances for Storage of Explosive Materials, published by the Institute of Makers of Explosives (IME, 1991), provides guidance on the safe separation of explosive hazards from inhabited buildings. Although this information was developed for the manufacture and storage of commercial explo- sives, it demonstrates the importance of chemical facilities also ensuring the safe siting of potentially explo- sive operations. If CSI had performed an adequate [process hazard analysis] for the planned HA manufacturing operation, it would have recognized the danger to the public.
16 Several industrial risk insurers provide siting guidance for petroleum and chemical facilities. This guidance is developed primarily for determining appropriate spacing between process units within plants to minimize property losses and is not intended to provide for the safety of building occupants. Available industry guidance includes: Factory Mutual Insurance Company’s Property Loss Prevention Data Sheet, Spacing of Facilities in Outdoor Chemical Plants (2000). Industrial Risk Insurers’ IRInformation guideline, Oil and Chemical Plant Layout and Spacing (2000). CCPS’s Guidelines for Evaluating Process Plant Buildings for External Explosions and Fires (1996). American Petroleum Institute’s (API) Management of Hazards Associated With Location of Process Plant Buildings (1995). The spacing distances provided in these guidelines demonstrate the value of using physical separation to protect buildings located near hazardous processes. 4.3 Local Planning and Zoning Authorities CSI considered two locations near Allentown, Pennsylvania, for the HA production facility. There are two Hanover Townships in this area, one in Northampton County and the other in Lehigh County. CSI first considered a site in Hanover Township, Northampton County, the site referenced in the Ashland process review (Section 4.1). This township’s zoning ordinance included regulations for applying to the planned industrial/business park district, which did not permit the siting of a manufacturing facility “whose primary uses involve chemical manufacturing or . . . hazardous chemicals or materials” without conditional approval. CSI was notified on March 30, 1998, that the zoning officer could not issue a building permit or a certificate of occupancy. CSI then identified the site on Roble Road in Hanover Township, Lehigh County. Hanover Township granted CSI a certificate of occupancy for this site on September 16, 1998. According to a township represen- tative, the zoning ordinance did not prohibit chemical manufacturing facilities in Lehigh Valley Industrial Park in July 1998. Hanover Township issued a zoning permit to Lehigh Realty Associates, owner of the building, on September 18, 1998. CSI provided the local township with MSDSs for raw materials and finished products, but did not alert it to the process hazards associated with HA production.
CSI provided the local township with MSDSs for raw materials and finished products, but did not alert it to the process hazards associated with HA production. . . . the zoning ordinance did not prohibit chemical manufacturing facilities in Lehigh Valley Industrial Park in July 1998.
17 4.4 Local Emergency Planning Committees As a result of the Federal Emergency Planning and Community Right-to- Know Act of 1986 (EPCRA; 42 U.S.C. § 11011-11050), Local Emergency Planning Committees (LEPCs) were established across the country, most commonly as county- level organizations. Their responsibilities included the review or development of local emergency plans for responding to hazardous chemical releases, and the collection and dissemination of chemical information to the public. In 1990, Pennsylvania implemented EPCRA by promulgating Act 165, known as the Hazardous Materials Emergency Planning and Response Act (35 Pa. Stat. Ann. § 6022.101- 6022.307). It established a system of fees and grants to support LEPCs in meeting the requirements of EPCRA. Each of Pennsylvania’s 67 counties is designated as a Local Emergency Planning District, and each is required to have a planning committee. Pennsylvania LEPC responsibilities are essentially those established by EPCRA, with additional specific requirements under Act 165. One of these requirements is promulgated in Section 203(g)(5), which describes one of the duties of an LEPC as follows: Meet, when appropriate, with any Commonwealth agency or local or regional agency, which is empowered to exercise the governmental functions of planning and zoning, to regulate land use and land use development, or to authorize the siting of a facility within the county to discuss and review with the Common- wealth agency and local agency all mitigation factors necessary to protect the health, safety and welfare of the general public from a potential release of hazardous materials from a proposed facility. Mitigation factors include, but are not limited to, environmental impacts, shelter and evacuation feasibility, emergency warning and communications, availability of response equipment and future population and economic growth in the area of the proposed facility. Act 165 allowed the Lehigh County LEPC to become engaged in the facility siting process prior to the issuance of an occupancy permit for the industrial park location. However, the LEPC was not notified of the CSI siting issue. Prior to and as of this writing, no planning or zoning authority has notified the Lehigh County LEPC of any new chemical facility development within the county.
Act 165 allowed the Lehigh County LEPC to become engaged in the facility siting process prior to the issuance of an occupancy permit for the industrial park location. However, the LEPC was not notified of the CSI siting issue.
18 The following factors contributed to the cause and serious consequences of the CSI incident: CSI’s process safety manage- ment systems were insufficient to properly address the hazards inherent in its HA manufacturing process and to determine whether these hazards presented substantial risks. Inadequate collection and analysis of process safety information contributed to CSI’s failure to recognize specific explosion hazards. Basic process safety and chemical engineering practices–such as process design reviews, hazard analyses, corrective actions, and reviews by appropriate technical experts–were not adequately implemented. The existing system of siting approval by local authorities allowed a highly hazardous 5.0 Conclusion facility to be inappropriately located in a light industrial park. The hazards and complexity of CSI’s HA production process required careful and comprehensive application of current engineering codes, guidelines, and good practices. Based on many years of research and experience, these tools are well established and represent the fundamental principles of chemical engineering design. Manufacturers should take the necessary actions to minimize hazards and implement appropriate safeguards while developing HA production capabilites. Government agencies, local officials, suppliers, and customers share a responsibility for reducing the likelihood and serious consequences of incidents similar to that which occurred at CSI.
CSI’s process safety management systems were insufficient to properly address the hazards inherent in its HA manufacturing process . . . Government agencies, local officials, suppliers, and customers share a responsibility for reducing the likelihood and serious consequences of [similar] incidents . . .
19 American Petroleum Institute (API),
- Management of Hazards
Associated With Location of Process Plant Buildings, Recommended Practice 752, May 1995. Barton, John, and Richard Rogers,
- Chemical Reaction
Hazards, Rugby, U.K.: Institution of Chemical Engineers (IChemE). Bretherick, Leslie, P. G. Urben, and Martin J. Pitt, 1999. Bretherick’s Handbook of Reactive Chemical Hazards, Sixth Edition, Vol. 1, Butterworth-Heinemann. Center for Chemical Process Safety (CCPS), 1996. Guidelines for Evaluating Process Plant Buildings for External Explosions and Fires, American Institute of Chemical Engineers (AIChE). CCPS, 1995a. Guidelines for Chemical Reactivity Evaluation and Application to Process Design, AIChE. CCPS, 1995b. Guidelines for Safe Storage and Handling of Reactive Materials, AIChE. CCPS, 1989. Guidelines for Technical Management of Chemical Process Safety, AIChE. Concept Sciences, Inc. (CSI), 1997. 50-HA Material Safety Data Sheet, Revision 2, October 27, 1997. Factory Mutual Insurance Company,
- Spacing of Facilities in
Outdoor Chemical Plants, FM Global Property Loss Prevention Data Sheets 7-44, 17-3, May 2000. Hazards Research Corporation (HRC), 1999. Concept Sciences, Incorporated, Hydroxylamine Explosion, February 19, 1999, HRS Report 8034, prepared for U.S. Department of Labor, OSHA, July 2, 1999. Health and Safety Executive (HSE),
- Designing and Operating
Safe Chemical Reaction Processes, Norwich, U.K.: HSE Books. Industrial Risk Insurers, 2000. Oil and Chemical Plant Layout and Spacing, IRInformation Guideline IM.2.5.2, June 3, 1996. Institute of Makers of Explosives (IME), 1991. American Table of Distances for Storage of Explosive Materials, Safety Library Publication No. 2, June 1991. Koseki, Hiroshi, and Y. Iwata, 2001. “Study on Risk Evaluation of Hydroxylamine/Water Solution,” Proceedings, Beyond Regulatory Compliance, Making Safety Second Nature, Mary Kay O’Connor Process Safety Center, Texas A&M University, October 2001. Lewis, Richard J., 1996. Sax’s Dangerous Properties of Industrial Materials, Ninth Edition, Van Nostrand Reinhold. Surrick, Judge R. Barclay, 2001. United States of America v. Irl “Chip” Ward, CN-00-681, U.S. District Court for the Eastern District of Pennsylvania. 6.0 References
20 CSB Investigation Reports may be purchased from: National Technical Information Service 5285 Port Royal Road Springfield, VA 22161 (800) 553-NTIS or (703) 487-4600 Email: info@ntis.fedworld.gov For international orders, see: http://www.ntis.gov/support/cooperat.htm. Information on available publications may be obtained by contacting: U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board 2175 K Street NW, Suite 400 Washington, DC 20037 (202) 261-7600 CSB is an independent Federal agency whose mission is to ensure the safety of workers and the public by preventing or minimizing the effects of chemical incidents. CSB is a scientific investigative organization; it is not an enforcement or regulatory body. Established by the Clean Air Act Amendments of 1990, CSB is responsible for determining the root and contributing causes of accidents, issuing safety recommendations, studying chemical safety issues, and evaluating the effectiveness of other government agencies involved in chemical safety. No part of the conclusions, findings, or recommendations of CSB relating to any chemical incident may be admitted as evidence or used in any action or suit for damages arising out of any matter mentioned in a CSB report (see 42 U.S.C. § 7412(r)(6)(G)). CSB makes public its actions and decisions through investigation reports, summaries, and briefs; safety bulletins; safety recommendations; case studies; special technical publications; and statistical reviews. More information about CSB is found on the World Wide Web at http://www.chemsafety.gov. Salus Populi Est Lex Suprema People’s Safety is the Highest Law
FD06371 | 1999_美国_Tosco_Avon_炼油厂_Petroleum_Naphtha火灾-_Tosco_Avon_Refinery_Petroleum_Naphtha_Fire__最终报告.pdf
分类:06_境外及港澳台调查报告 | 年份:1999 | 地域: | 严重程度: | 场所:化工/石化 | 起火原因: | 来源格式:pdf
1
UNITED STATES OF AMERICA
- + + + +
CHEMICAL SAFETY AND HAZARD
INVESTIGATION BOARD
- + + + +
BOARD OF INQUIRY
- + + + +
THE TOSCO INCIDENT
- + + + +
WEDNESDAY
SEPTEMBER 15, 1999
- + + + +
Contra Costa County Board of Supervisors Chambers County Administration Building 651 Pine Street Martinez, California
BOARD MEMBERS:
PAUL HILL ANDREA K. TAYLOR IRV ROSENTHAL CHRIS WARNER GERALD POJE
PARTICIPANTS:
GARY SWEARINGEN DENNIS WALTERS ARMANDO SANTIAGO
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2 MAUREEN WOOD PHIL COGAN DON HOLMSTROM
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3 PARTICIPANTS: (CONT.)
BILL HOYLE JIM WESCOAT KEITH RICHTER ART LATHROP LEW PASCALLI RANDY SAWYER IVOR JOHN PERRY CALOS BILL ALTON BILL KRESHA LARRY ZIEMVA STEVE SULLIVAN RICHARD BERRY JOHN BERARD JEFF JEWELL JEFF FELIX BILL RIETZEL
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4
C-O-N-T-E-N-T-S
Board of Inquiry ................................... in two files
Public Comment Session .............................. in one file
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5
P-R-O-C-E-E-D-I-N-G-S
(9:00 a.m.)
CHAIRMAN HILL: Good Morning. My name is Paul Hill and I'm Chairman and CEO of the United States Chemical Safety and Hazard Investigation Board.
We are here today to review and compile information for the official CSB docket and file on the investigation into the accident and fire at the Tosco Avon Refinery of this year.
Assisting me today are my colleagues on the Board. Dr. Irv Rosenthal to my right, Dr. Andrea Kidd-Taylor to my far right, and Dr. Jerry Poje to my left. We are further assisted today by General Counsel to the Board, to my immediate left, Mr. Chris Warner.
I'd like to begin by taking a moment to express our condolences to the families of the victims of this tragedy. As hard as we may try, we can never recast the events of February 23rd. We can never bring back the lives of those who were lost, and we cannot heal the scars of the families, the friends and the coworkers brought about by their loss. We can, however, learn from this unfortunate set of circumstances so that some good might come out of this situation. The CSB is committed to conducting a thorough, factual and comprehensive investigation into this unfortunate set of circumstances. For these reasons, the CSB is dedicated to prevention. We will utilize all powers and resources available to the Board to find out what happened that
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6 morning and to make recommendations to ensure that it doesn't happen again. The presentations today will assist the Board in accomplishing these goals.
Today's venue is called a Board of Inquiry. This is a term of art which may not be familiar to many in the audience. While I have directed the CSB staff to provide public information regarding this function and the context in which it should be viewed, let me make a few points about the entire investigative process at the CSB, and in a few moments I will further describe today's process and procedure and the sequence of events that we hope to carry out here today. I also will like to recognize the other participants who will be providing testimony.
I note that our sister agency, the National Transportation Safety Board, is carrying out a very similar exercise today outside of Chicago, Illinois. This is a very similar process, resulting from a train crash several months ago. They're holding hearings to collect further information. Lives were lost. Questions are opened.
In the case of the Tosco incident we have a similar situation. Lives were lost. Those individuals who could tell us exactly what was occurring are no longer with us, and so we must rely on the testimony and information that is compiled and provided by others. That is the reason for carrying out these types of hearings.
Now a word about the investigative process. A typical Chemical Safety Board investigation begins with the notification of an
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7 event, and results in deployment of a technically trained investigative team which provides the basic factual evidence, conclusions and preventative recommendations. Usually, this results in a final report on the incident which is made available to everyone in the public, all interested parties.
What happens in between these events is a great deal of research and analysis. In some cases, such as the one today, the CSB takes the additional step of holding a Board of Inquiry.
An Inquiry is quite simply an official pause. This pause sends three messages. First, it says the investigation is nearing completion. Secondly, it says the direction of the investigative team and its earliest findings are to be aired for accuracy to everyone. Third, it says if there is additional information that should be considered, additional facts that are out there, they should be brought to the Board's attention as soon as possible. Let me perfectly clear, this is part of the investigative process.
A final report or decision on this case will come only when the CSB, its members, feel that all the available facts have been established. Today, our own investigators will present their case to- date relative to the causes and circumstances of the Tosco incident. They, the investigators, and we, the Board, are here to elicit, receive and consider any and all additional facts which may not have come to their attention previously. By giving ample opportunity to solicit,
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8 corroborate, and include this information into the public record, such facts as may be forthcoming from all parties, the Board is assured of considering all compelling evidence and completing a comprehensive report.
At a later date, this Board will deliberate those issues and make recommendations, again, in the interest of preventing an accident, such as this one, from occurring again.
I know some of you are very much familiar with the fact that there are several investigations going on of this event. You may wonder how our investigation would differ from others. In speaking to the press recently I have tried to convey the Board's unique authority in this regard. We have participated directly with all of those other agencies in the basic fact-finding, and it's likely that the basic facts of this case will be similar in all of the reports. That is, what happened, the chain of events. However, the Board will conduct its own independent analysis through our investigators of those facts.
The key difference lies in our mission. This mission is set out by the Congress and the President. The Board is freed from the need to regulate, to assess fault or to impose penalties in any way. Instead, we've been empowered to focus on determining what went wrong, determining those circumstances, looking at the larger picture, and providing recommendations to the entire safety system. In so doing, we are free to go wherever the investigation takes us to look at
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9 regulations, to look at industry practices, chemical properties, ergonomics, human factors and so forth.
The CSB's broad authorities reach beyond existing regulations, standards and practices in use today, to ask the central question: what would prevent this from happening in the future? In this way, the Chemical Safety Board does not merely avoid duplicative efforts, but also makes a unique and all-encompassing contribution to protecting workers, the public and the environment. These findings should have direct carry over to other refineries and the refining industry as a whole. Recommendations may also be provided to any party. They may go the company, to employees, to other agencies, to state's and indeed to the US Congress as a last result.
Although my colleagues on the Board are present today, we will not deliberate the merits of this case until the record has been completed. I alone or a member of my staff could have collected this information. However, at my request, the Board members are present here today to hear firsthand the testimony being provided. I'd like to publicly thank them for being here at today's session. I believe this speaks loudly to their professional integrity and their commitment to a thorough understanding of this case.
Although Dr. Poje has provided some leadership and direction in this case and we have received progress briefings previously, today the Board will hear the investigators most extensive
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10 presentation on the Tosco investigation. Board members come at this information very objectively and are in a position to question and probe the issues for clarification and improved comprehension of these facts.
As I have said in the past, federal safety boards utilize public sessions as exercises in accountability. An open inquiry such as the one today provides the public a window into the Board's evidence gathering, fact finding, and comprehensive assessment.
In deliberative board meetings, another venue, the public may actually observe the actual workings of the board as it prepares to render a final decision. Thus, in either venue we are accountable for conducting a fair and thorough investigation.
Thus, either of these venues, we are accountable. The company is accountable for operating safely. Regulatory agencies are accountable for regulation of the industry. And indeed, the workers are accountable for meeting the standards of their professional fields. Those of suppliers of equipment, materials, technology, or contract services are accountable for the quality of their product stewardship of those goods and services. Collectively, there are many aspects to this country's complex safety systems.
We all play a role in providing and improving upon chemical safety in our workplaces and our communities. Our goal must be to explore each of these aspects and determine if, when and where a failure may have occurred that resulted in tragic consequences. We have one of
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11 the best safety systems in the world, but we can always find ways to improve it.
A Board of is a fact-finding proceeding that has no adverse parties or interests. We are here for facts. We do not come to judge or find fault. The Chemical Safety Board will not attempt, in any way, to determine the rights and liabilities of any party, person, company or agency. Congress has given us this unique safety role and we will follow it accordingly.
Any matter which may arise out of the testimony presented today which directly relates to such rights or liabilities will be strictly excluded from the final record. As chairman of this inquiry I alone, by the power vested in me, will make all final decisions and rule accordingly on issues as they arise. Any questions concerning this event today should be directed to me. Objections regarding materiality, relevance and competency of investigators testimony, exhibits or physical evidence will be denied. Any information that is not deemed pertinent, germane or relevant to the focussed analysis of the Tosco event in question will not be retained in the record. All presenters are reminded to speak only to the issue at hand, that is, the incident and fire of February 23rd at the Tosco Avon refinery.
In order to supplement the CSB's investigative teams efforts, this team's efforts, several additional parties, all with access
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12 to firsthand information or on site knowledge are present to provide information for the Board's consideration.
Let me begin by thanking each and every one of you for appearing here today and for making a contribution in the interest of chemical safety. For those in the audience, these discussions may become highly technical. While the presenters and the investigators are all technical professionals, their analyses and insights are essential to ensure both the public and the Board that everything that can be done is being done to ensure safety of refineries, chemical manufacturers, warehouses, water treatment facilities and, indeed, all chemical -- all commercial and governmental entities that involve hazardous materials.
Even after today's presentation has been concluded, all parties, including the public, will have the opportunity to submit proposed findings of fact, conclusions and recommendations to the Board. If you choose to do so, you may send your information for the Board's consideration over the next three weeks, up to the close of business, October 6, 1999. You may -- additionally, you may ask that your name be withheld from the public record if, for some reason, you do not wish to identify yourself. However, you must provide enough information so that the CSB investigators may reasonably follow up on this information to verify any facts you may provide. Broad allegations and innuendo are not useful.
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If anyone has information that he or she deems pertinent to the Board's investigation, I urge them to take advantage of the written comment period. Even those who are present today providing information orally will also have this option to supplement the information provided here before us. Mr. Cogan is available and can give you the address, but let me give it to everyone quickly on the record. The Board's address is 2175 K Street N.W., Suite 400, Washington, D.C. 20037. As you see, a court reporter is taking -- making a transcript of today's proceedings. That information will be available on the CSB's website in approximately three weeks from today. And it will be available, of course, to the public. The CSB's website is www.chemsafety.gov.
At this time, I'd like to introduce the members of the CSB's investigation and analysis team. I'd like you gentlemen to stand and be recognized as I call your name.
First, we have Mr. Armando Santiago, who is the CSB's investigator in charge. With him we have Mr. Dennis Walters from Pacific Northwest Laboratories. Mr. Gary Swearingen, also of Pacific Northwest Laboratories. Mr. Don Holmstrom of the CSB Office of Safety Programs. And Mr. Bill Hoyle, also of the CSB's Office of Safety Programs.
These team members have worked collectively to both gather and analyze the information growing out of this case. They're all technical professionals, as I indicated earlier, in various disciplines. They have extensive experience with industrial processes, including
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14 refining. Their resumes have been presented to the board members and are available to the press and anyone else who may be interested by seeing our contact staff.
Also present today are the CSB staff, as I just mentioned, to assist with various issues and information requests that may come forward. Mr. Phil Cogan, in the back of the room, and Ms. Maureen Wood, who is also on the CSB staff, who is also in the back of the room. We're further, as we said earlier, assisted with General Counsel, Mr. Chris Warner. If any of these individuals may be of assistance to anyone in the audience today, you will recognize them by their name tags, please feel free to call on them.
I'd now like to recognize the other agencies. Again, let me thank you for appearing here today and for sharing your knowledge and expertise with the CSB. When I call your agency would the senior spokesperson for the agency or group please step to the microphone in the center of the railing, identify yourself, state your affiliation with the organization, and identify any other individuals who are with you who may be providing -- working with you or providing additional testimony today. Would you just please introduce them.
First, I will begin with the Contra Costa Fire District.
MR. RICHTER: Good morning. I'm Keith Richter, Fire Chief for Contra Costa County Fire District, and I will be providing the information for you this morning.
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CHAIRMAN HILL: Thank you Chief. Secondly, Contra Costa County Emergency Medical Services.
MR. LATHROP: Good morning. My name is Art Lathrop. I'm the Emergency Medical Services Director for Contra Costa County. I'll be providing information to you this morning. Also in the audience is Ms. Barbara Center from our office who is available to answer questions if there are questions.
CHAIRMAN HILL: Thank you, Art. Next, Contra Costa County Health Services Division.
MR. PASCALLI: Good morning, Mr. Chairman, members of the Board. I'm Lou Pascalli, director of the hazardous materials programs for Contra Costa County Health Services Department. And with us today is the director of the Health Services Department, Dr. William Walker, who is in the back. As part of the team that will be presenting today is Mr. Bill Alton, who is the chief investigator for the root cause analysis, and Mr. Perry Calos, who assisted in the investigation. In addition, we have several members of the staff, Ms. Tracy Hein-Silva, who is our public information officer, and Mr. Randy Sawyer, who is another engineer investigator for the Health Services Department. We will be presenting initially for the agency's response to the incident, and then this afternoon the root cause analysis presentation.
CHAIRMAN HILL: Thank you Dr. Walker. Next, the State of California Occupational Safety and Health Administration.
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MR. Caynak: Good morning. My name is John Kenna. I'm here today representing the California OSHA program. Also with me I have Ms. Carla Fritz. To arrive shortly later this morning will be Mr. Bill Krycia.
CHAIRMAN HILL: Thank you. TOSCO Refinery Company.
MR. ZIEMBA: Good morning. I'm Larry Ziemba. I'm general manager of Tosco San Francisco Area Refinery, which includes the Avon facility.
CHAIRMAN HILL: Thank you, Larry. Next we have the Paper Allied Industrial Chemical and Energy Workers International Union, PACE, also joined by the PACE Martinez Local.
MR. SULLIVAN: Hi. My name is Steve Sullivan, a representative with PACE. We have with us the regional vice president, Bill McGovern, representatives from the Local, Jim Paine, secretary, treasurer, and staff field rep, Jeff Clarke. Thank you.
CHAIRMAN HILL: Thank you again. I think that covers all the initial introductions. I think someone indicated that there will be people arriving who will be providing information later in the day. For the record, we will ask them to state their name again when those individuals do arrive at the time of their presentation.
Again, let me -- let me express my thanks to -- to many on behalf of the Board and all of those present who otherwise assisted the Board in some way. This, of course, includes Pacific Northwest
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17 Laboratories, who worked directly with us; Contra Costa County Health Services Division, who was extremely helpful with us, worked directly with the Board's investigators; the Board of Supervisors for allowing us to use this chamber today, certainly appreciate their contribution to our efforts; and Region Nine of the US Occupational Safety and Health Administration, US OSHA, also was extremely helpful, as was California OSHA, another partner in this process of collecting the information in this case; Contra Costa County office of Emergency Services also was initially involved with the investigators when they arrived on the scene, as was the Contra Costa County District Attorney's Office. So, I think there are lots of people.
Again, this is how government should work in that there are lots of contributions from people with lots of different talents that come together to collect information in the interest of everyone that we can get to cases like this. And on behalf of the Board I express my appreciation.
I'm also pleased today that the media is covering this event because many who could not be with us today, or many individuals in the community in the state of California and, indeed, around the entire nation, will only know about our efforts, most likely, through what is reported through the media. You play a very important communication role in reaching out, particularly when we're seeking additional information like this or communicating results as -- as we will follow both venues
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18 today. I would ask, however, that if you conduct any interviews with anyone, you do so outside the Chamber.
Let me now pause for a moment -- if I could take an additional sip of water -- and ask the board members if you have any procedural questions at this point. Are we fairly clear on our process? Also, anyone I introduced. I think everyone has been briefed on the process.
Okay, then we will proceed, then, with the agenda. I'd like to ask, then, that as we follow the agenda that has been developed that we first call on the Contra Costa County Emergency Services Officials. I'll ask our team to move back from the table and allow the Emergency Services Officials space to come up and make the initial presentations.
Would Chief Richter and Art Lathrop please come to the presentation table? Gentlemen, again, I hate to ask you to do this again, but for the record, would you state not only your name but also your position or your profession and any credentials or qualifications you might hold. And if you have exhibits to enter into the docket, would you please identify these at the time, before you begin your testimony?
First, I'll call on Chief Richter and ask you to go forward. Thank you.
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MR. RICHTER: Yes. My name is Keith Richter. I'm the Fire Chief of the Contra Costa County Fire Protection District. And I do have a one-page exhibit that I'd like to submit to you.
This is basically a synopsis of what the -- what the Fire District did on the -- on the day of February 23rd, and the units that were dispatched and responded to the Tosco refinery.
It was approximately 12:26 when the dispatch center received a call from the Shell or the Martinez Refinery Company security. They were reporting smoke in the area of Tosco Avon. Telephone contact was made by Contra Costa County dispatch center with Tosco Refinery personnel who requested us to respond to assist them. This refinery does not fall within the jurisdiction of the fire district, but we have a process of sending aid to them on request.
We have -- on that day we had an initial dispatch for an oil refinery fire. Included in the assignment were three engines, one ladder truck, one breathing support unit which is a -- to refill air bottles, basically, and one battalion chief.
On the arrival of the first battalion chief we also requested subsequent units, which were a technical rescue unit and a second battalion chief. As the unit -- units arrived, they staged at gate B near the Tosco emergency command center. Engine nine was first on the scene and staged on Solano Way at the entrance to the incident site. When our first battalion chief arrived, contact was made with the
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20 security control officer and all units were cleared to proceed directly to the incident site. Out response time to the incident was 12 minutes. The incident site is several miles away from our fire district stations.
Contact was made with Tosco rescue personnel and some initial assignments were initiated. Tosco had established a command structure and we served in a support role to the incident. The fire was extinguished by the Tosco personnel, so we had no actual fire on arrival of our units.
The following identifies the tasks performed by our district resources. The first engine arriving, engine nine, is a paramedic equipped engine. Their role is to utilize their advanced life support capabilities to assist the ambulance company in the care and treatment of patients prior to their transport to the hospital.
Engine six, along with breathing support seven, was assigned to coordinate medical helicopter operations, basically to assist in landing of those -- those helicopters. This involved establishing a landing zone and coordinating the arrival and departure of the four medical helicopters that were used in the rescue. They also obtained a temporary flight restriction for non-essential aircraft in the area. In other words, to restrict any other planes flying over, due to the proximity of the airfield to the Tosco site.
Truck six and engine 12 crews were staged throughout the incident, so they were not used in the operation. While they did create
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21 an equipment cache, neither the equipment -- neither the equipment nor personnel were committed to the incident. Rescue 310, which is our technical rescue unit, was utilized on the tower, assisting Tosco rescuers in removing the victims from the scaffolding.
Our first battalion chief was cooperating with the Tosco operations commanders, coordinating our fire district resources. And the other battalion chief served as liaison in the emergency command center at Tosco to assist with media relations.
Tosco Avon personnel established an internal command structure and performed all fire suppression activities, as well as coordinating the rescue operations. American Medical Response triage treated and coordinated the transport of victims. The Fire District provided resource to Tosco to utilize as necessary. As a provider of mutual aide resources, we served primarily in a support capacity.
That was the extent of our operations. We did have resources on the scene for about three hours. And once the victims were removed it was primarily just in liaison with Tosco.
CHAIRMAN HILL: Thank you, Chief. Any questions from the Board members? Okay. We'll go on to Mr. Lathrop.
MR. LATHROP: Mr. Chairman, members of the Board, good morning. My name is Art Lathrop. I'm the Emergency Medical Services Director for Contra Costa County. I do have a copy of my remarks to bear into the record as an exhibit.
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Emergency Medical Services is a division of Contra Costa Health Services. The EMS division provides overall coordination for the county's Emergency Medical Services system, including administration of the County's emergency ambulance service contracts. The EMS division staff responds to the Sheriff's dispatch center during multi-casualty incidents to provide support functions, including ensuring the availability of ambulance services to support the incident, hospital notification, and the distribution of patients to appropriate hospitals. This report will provide a brief overview of the EMS response to the Tosco Avon fire last February 23rd.
The EMS agency's responding to the incident included, of course, Tosco Fire and Contra Costa Fire, as you've just heard, to provide rescue and medical first responder services at the scene.
American Medical Response was the ground ambulance provider at the scene. CalStar and REACH provided medical helicopter services at the scene of the incident. California Highway Patrol provided a rescue helicopter service, basically a fifth helicopter that did not actually land but was available in the air. Contra Costa Sheriff's Department provided dispatch services and a liaison from the incident site to the medical dispatch center. John Muir, Doctors, San Pablo, Alta Bates, and UC Davis hospitals provided patient care to the patients that were transported from the incident. And of course my office, Contra Costa
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23 Emergency Medical Service, provided support to the multi-casualty incident.
Other agencies which were standing by and ready to provide services included UC Davis Life Flight, which was another medical helicopter service. And all the other Contra Costa County hospitals and several other specialty centers outside of Contra Costa County that were standing by and ready to receive patients, had they been needed.
The initial notification of the fire by Tosco was, as Chief Richter said, made through Contra Costa County Fire at 12:26, and in by Tosco to American Medical Response, the ambulance service, at 12:29.
American Medical Response, or AMR, was requested to respond to burn victims. And just note that some of the times I give are taken from clocks by different agencies, so they may not be totally synchronized.
AMR's initial response then included two ambulance units. The first ambulance unit arrived on the scene at 12:37. Additional AMR units were then dispatched as the estimate of the number of casualties increased to between six and seven victims. Altogether, AMR responded seven ambulance units and one supervisory unit to the scene of the incident.
Between 12:37 and 12:45 a medical helicopter response was requested, both from CalStar and from REACH. Both of these services have helicopter units based at Buchanan Field in Concord, as well as other
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24 units based at nearby locations. Both -- CalStar arrived at the scene as the first helicopter at 12:46 and altogether, as Chief Richter indicated, four medical helicopters did respond to the scene and land, two each from CalStar and REACH. And then, as I indicated earlier, a fifth rescue helicopter was available in the air from CHP, but was not used.
Contra Costa EMS staff were initially given a heads-up notification of the incident at 12:37 by AMR via an alpha-page system. At 12:44 Contra Costa County Fire did call Sheriff's dispatch to activate a medical advisory alert for six to seven burn victims at the Tosco refinery. Now, medical advisory alert is the first level of alert under the county's multi-casualty response plan. And what that does is initiates a notification to hospitals and other supporting organizations, including the on-call health officer, that an incident is in progress.
At about 13:02 the medical advisory alert was then upgraded to a full multi-casualty status, based on reports that we had of perhaps six to seven critically injured victims.
Hospital notifications began at 12:53. All nine Contra Costa County Hospitals as well as five specialty centers, burn centers and trauma centers outside the county were notified of the incident and directed to be prepared to receive victims. Twenty beds were identified at just the trauma and burn centers throughout the region as available to receive critical victims if they were needed. And this, of course, was in addition to beds that were available to other hospitals.
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Patient transport began at 12:54. The first patient was transported to John Muir Trauma Center by ground ambulance and it arrived at the trauma center at 13:28. This patient was subsequently transferred the following day to Alta Bates Burn Center in Oakland.
The second patient was transported by CalStar Helicopter at about 12:58 and arrived at the Doctor's Hospital San Pablo Burn Center at about 13:08.
Rescue operations then continued for the third and fourth patients. The third patient was transported by REACH Helicopter at about 13:55 and arrived at the John Muir Trauma Center at about 14:20. This patient was then immediately transferred from the John Muir Trauma Center to the Doctors San Pablo Burn Center, arriving there at about 15:07.
The fourth patient was transported by REACH Helicopter at about 14:08 to the UC Davis Burn Center, arriving there at about 14:22.
At 14:13 EMS was notified by American Medical Response that four patients had been transported and that three to four additional patients were being rescued from the tower, and also the possibility of additional fatalities. That information was subsequently corrected at 14:19 by an update from AMR stating that there were, in fact, no remaining victims to be rescued and that there was one fatality that was remaining at the scene. The multi-casualty incident was then canceled at 14:29, and that concluded the emergency medical response to the incident.
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CHAIRMAN HILL: Thank you, Mr. Lathrop. Could you, for the record, tell us what REACH is?
MR. LATHROP: Yes. REACH -- REACH and CalStar are two privately owned medical helicopter services that provide patient transport, essentially an air ambulance service staffed by nurses and/or paramedics, and they're designated to respond to emergencies in Contra Costa County.
CHAIRMAN HILL: Does REACH stand for anything specifically, again, for the record, or --
MR. LATHROP: I'll ask my assistant to answer that. Barb?
CHAIRMAN HILL: That can be provided later. That's fine.
MS. CENTER: It's Redwood Empire Air -- I could look it up.
MR. LATHROP: We'll supply that to you.
CHAIRMAN HILL: That's fine. Again, it's just for the record. I wanted to make sure we had that name. Any additional questions? Dr. Poje.
MR. POJE: Thank you for the testimony. Was there any formal or informal assessment of the effectives of your plan and its implementation around this incident?
MR. LATHROP: Following the -- following the incident we did conduct what we call a debriefing, and that's essentially a meeting where we call in all the agencies that participated in it, and without -- without conducting a evaluation as such we asked the agencies to indicate
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27 first the sequence of events, the what happened, and then what things worked well and what things, you know, may need improvement. And so that was -- that was conducted.
As -- as always occurs in these things, there are a list of things that, frankly, could use improvement, and a list of things that went well. I think the overall assessment was that the medical response went quite well.
CHAIRMAN HILL: Okay. Any other members? Dr. Rosenthal.
MR. ROSENTHAL: Yes. It sounded to me like you did a very professional job. One question. Was there any analysis of whether medical outcomes might have been effected had you been able to access -- had access to victims in a different fashion?
MR. LATHROP: I'm -- I'm an administrative, not a medical person. That -- that's always a question. What I would say is that the -- in looking at the injuries sustained by the patients, that question did not come up as something that required further investigation. I think the combination of the injury sustained and the -- the difficulty of the rescue operations led the responders on the scene to conclude that things had worked well. And I'm not really able to answer the question.
MR. ROSENTHAL: Let me be more specific. I noticed that you had access to the -- to the first victim sometime. I guess it was like 12:56. Something of that type. And the subsequent victim was late as 14:08. There was a considerable lapse time. Could you comment as to
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28 why that was the case and whether that might have effected the medical outcomes?
MR. LATHROP: I would have to defer to the rescuers on the scene. And Chief Richter may want to comment, or perhaps someone from Tosco, around the rescue. My understanding, again, from the debriefing that occurred, was that the rescue operation was highly technical and really could not be speeded up without jeopardizing the safety of both the rescuers and the patients being rescued, so that that issue did not really -- was not pursued further.
MR. ROSENTHAL: Let me make just one last question. What -
- was there a physical reason for the delay between the first and the
last -- the 14:08 thing -- victim?
MR. LATHROP: And I think I will defer to Chief Richter on that.
MR. RICHTER: The patients were located on different levels on the tower, and the rescue operation was very complicated by the fact that there was still flammable liquids on the tower and we still had some ignition sources in the area and the operation had to be, just because of the risk to both the patients and the rescuers, very deliberate and very calculated. We had some delays in trying to use equipment that was on the scene, mainly a crane that was being used in this repair operation. We had to assess its usability after the fire, before we could actually use it to lower the victims that were higher on the platforms, and the
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29 delays that were caused by that, I think, were necessary, as I understand.
I was not on the scene, but the information that was given afterwards leaves me to believe that the delays were a necessary part of the operation for the overall safety of the rescuers, as well as those that were injured. The severity of the injuries were such that it's doubtful in my estimation, and my highest level of training is paramedic, but the physicians that I've talked to also have indicated that there's very little chance that the outcomes would have been different had we gotten them down 10, 20 minutes sooner.
MR. ROSENTHAL: Thank you very much.
CHAIRMAN HILL: Okay. Lew.
MR. PASCALLI: Mr. Chairman, members of the Board, my name is Lew Pascalli. I'm the director for the Contra Costa Hazardous Materials Programs. This is a division of the Health Services Department which is responsible for the regulatory oversight of businesses dealing with hazardous materials in Contra Costa County. In that capacity we are also responsible for responding to major events to determine what the community impact and offsite consequences might be for any release of these materials.
I do not have anything to submit to the Board at this time. The more detailed analysis will be given this afternoon by our staff that did the root cause analysis.
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On Tuesday the 23rd of February, 1999, at approximately 12:23 we received through our incident response emergency page system a call from Tosco indicating that they had a fire, a level two fire, and requested our arrival on scene. At 12:28 we received a call from one of our staff members who was conducting an inspection in Concord, which is a town just to the southeast of the Tosco Avon plant, indicating that she had scene the page and noticed, looking toward Tosco, that there was a thin plume of smoke that rose into the air, dissipated, and then had suddenly had stopped and was no visible smoke coming offsite, or nor was there any odors or smells in the air at that time. She was approximately two to three miles away from the scene.
At 12:37 the incident response team was dispatched and the hazardous materials operating center was put into effect to respond to this event. We also started receiving a large number of calls from the media, asking us what -- what had occurred, and we were in the throes of attempting to find out what the facts were of the situation.
Our staff arrived on scene at the Tosco Avon Plant at approximately 12:44 and were immediately dispatched to the front gate toward the scene. At that time on the way they saw no evidence of any smoke rising, nor detected any odors from the plant.
At 12:48 they determined that there was no offsite consequence occurring at that time, proceeded to the scene, and
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31 determined that the event that was occurring and the activities were more related to a medical rescue and response.
The team responded to the technical command center of Tosco and discussed with them what the facts of the situation were, which was relayed back to DOC, Department Operating Center. And then we relayed that information to the press and to the people who were calling in to get the additional facts of what we knew at that time.
The staff talked to us via our communications media and indicated that there did not seem to be a chance that the event would reignite, although there were some materials around the -- the scene. They would stay on site until such time as was ascertained that it would not reignite, nor were there any other emergencies that would occur.
In -- in the Tosco command center our staff was also discussing the event with other members of regulatory agencies, such as the Bay Area Air Quality Management District. And from their evidence and their observations around the scene they determined that there was no offsite consequence, since their staff had not determined or observed any evidence of any smells or odors or smoke going offsite.
At approximately 1:15 the staff called and said at that point in time it appeared as though the event was over since the fire had been declared out at approximately 12:38, and that they should be brought back to the command center and then reassembled after the inspection team or the evaluation team was brought together.
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At approximately 3:15 our staff returned. Three members of the staff that were going to do the inspections returned to the site and were told that -- to come back at approximately 17:00 because the site was not yet declared safe because of the materials that were around as well as the heat that was still emanating from the hot surfaces.
At 5:30, 17:30, the staff reassembled with other regulatory agencies. Cal-OSHA instigated a site security cordoning off of the area, and then our team proceeded with the accident investigation.
At this time that's all I have regarding our response to the events. Are there any questions?
CHAIRMAN HILL: Any questions of the members? Dr. Taylor.
MS. TAYLOR: You mentioned that because there was no visible smoke or smell that there wasn't a need to investigate there any further. Did the Air Quality Management Group conduct any air monitoring at all at the facility afterwards or no?
MR. PASCALLI: I believe there was staff out in the field with the equipment that would -- and I don't know the type of equipment they have, but basically it's the type that's used around refineries to determine if there are any materials that are emanating offsite, and they were determining that they did not. And since the wind was basically calm and the smoke went straight up and dissipated, that there was no probability of an offsite consequence.
CHAIRMAN HILL: Dr. Rosenthal.
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MR. ROSENTHAL: Well, I -- you did these measurements. Specifically, were attempts made to determine benzene content?
MR. PASCALLI: No, sir.
MR. ROSENTHAL: Thank you.
CHAIRMAN HILL: Okay. If there's nothing further then I want to thank the emergency response personnel, all three of you who appeared here today to give us an orientation as to the events that morning. I think this was important to begin with this orientation to understand the chain of events as they unfolded on the morning on February 23rd. Again, thank you for your testimony. I would now like to call on our other members. Thank you, gentlemen, for providing that.
At this point, with all the exhibits having been entered into the docket, I'd like to ask the CSB investigator in charge, Mr. Armando Santiago, to present an opening statement of the Tosco event for the record, as well as the status of the investigation. At his direction he will identify the next members of the team who are to make remarks for the record. That individual should state his name for the record and state and credentials that he may hold, and this process should be followed until all the presenters have made their remarks. Mr. Santiago.
MR. SANTIAGO: Thank you, Mr. Chairman. On February 23rd a fire at Tosco Avon facility 50 crude unit killed four workers and severely injured another.
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Workers were attempting to replace a six inch diameter piping attached to the crude fractionator tower while the process unit was in operation. The piping contained flammable naphtha liquid and was neither isolated, nor drained.
The piping runs from the tower at the height of 112 feet to another vessel at the height of 38 feet. During the removal of the piping Naphtha was released onto the hot fractionator tower. The Naphtha ignited and the flames engulfed workers, four of whom were unable to escape from their elevated positions. One worker jumped from the tower, sustaining serious injuries.
My name is Armando Santiago. I am a chemical engineer. I have worked for 21 years in research, development, testing and evaluation of industrial and military chemical processes. I have conducted failure analyses studies and incident investigations for federal agencies, including the Department of Defense, the Environmental Protection Agency, and now the Chemical Safety Board. Most of my investigations were performed in cooperation with a variety of national and local government agencies. All of them are responsible for implementation of OSHA Process Safety Management programs and the EPA risk management program.
I would now like to introduce my fellow investigators, Mr. Dennis Walters and Gary Swearingen. Dennis.
MR. WALTERS: Mr. Chairman, my name is Dennis Walters. I'm a project manager with the Pacific Northwest National Laboratory, located
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35 in Richmond, Washington. I have -- which is a Department of Energy operated national laboratory. I have a Bachelor of Science degree in electrical engineering and a Bachelor of Arts degree in education, which included math as a background. I have 23 years of electrical engineering, supervision and management experience, primarily in the utility industry. I have been specifically trained in management oversight risk tree analysis techniques which include events and causal factors, energy barrier target analysis and change analysis techniques, as well as other investigative processes. From 1993 to 1996 I was one of the key technical reviewers of all serious accidents in the Department of Energy, and I helped develop the program at that time. I also was the technical editor of a Department of Energy wide technical publication called The Safety Observer, which was a sharing of lessons learned for the industry. Thank you.
CHAIRMAN HILL: Thank you.
MR. SWEARINGEN: Good morning. My name is Gary Swearingen. I'm a senior research engineer at the Pacific Northwest National Laboratory. Dennis is an associate. Same department. I've had 19 years of experience, primarily related to technical support of operations for various commercial utilities, both nuclear and non-nuclear, chemical labs, project management of radioactive facilities.
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For the last six years I've been participating with the Department of Energy on accident investigations that were across the country, generally fatality-related.
My bachelor's degree is in nuclear engineering. I have a professional engineer's license in mechanical. A master's degree in engineering management. I also have experience in the naval service as a navigator, gunnery officer, communications officer. Thank you.
CHAIRMAN HILL: Thank you. Armando.
MR. SANTIAGO: I would also like to note that the full investigation team has been supported by other agency safety professionals with extensive refinery experience. Two of them are with us today, Don Holmstrom and Bill Hoyle.
On February 26th a team of investigators from the Chemical Safety Board arrived at Tosco Avon facility. There were already other investigatory agencies on site. During the days that followed we met with all interested parties, including, of course, the company, union officials, Cal-OSHA, and the County investigators. The intention was to coordinate all investigatory activities. To minimize the impact of the duplicate requests by CSB and other agencies, we cooperated in the fact- finding phase of the investigation. We shared factual information with Cal-OSHA, Contra Costa County Hazmat investigators, and the company.
During the fact-finding phase of the investigation we reviewed extensive documentation, including procedures, inspection
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37 records and permits, process data, equipment inspection sheets and laboratory test results. We also conducted several interviews, both at the management and workers level. We organized the information by performing or using several techniques, some of them Event and Causal Factors analysis, Barrier Analysis, and Change Analysis.
As in any investigation there were several tests that had to be conducted, both on chemical samples and metallurgical samples. Cal-OSHA was very instrumental in a lot of the chemical testing. They actually took the lead in the testing and analysis of the chemical and metallurgical analysis. This was done to identify corrosion problems in the naphtha line at the time, the chemical composition of the sludge is found inside the line, and to determine the failure mechanics of the piping and bypass valve. Tosco itself was also instrumental on providing testing for leakage rate on one of the valves.
I would -- at this point I would also like to thank some of the other stakeholders, because in the course of our investigation we received assistance and cooperation from several of them. As I said before, Contra Costa County Health Services, Cal-OSHA. Both of those helped with the technical resources, preservation of evidence and evidence gathering.
I also would like to thank Fed-OSHA for assisting doing the initial deployment of our team up here to the West Coast. Federal EPA has been instrumental in providing technical information support. Don't
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38 want -- Don't want to leave out the PACE union which provided invaluable assistance during interviews and evidence gathering process. And the American Petroleum Institute has been providing references, standards and documentation to assist in the analysis.
The investigation team will provide facts and findings relevant to the five major safety issues, as you see in this viewgraph. We continue to probe into these and other safety issues for potential lessons learned. The final results are still to be determined.
The issues under evaluation are: the shut-down of the process unit to safely conduct repairs; Tosco's management oversight of process operation on maintenance activities; maintenance operation procedures including process in isolation, drainage and opening; management of change as related to mechanical integrity program of 50 Unit; and the safety personnel mission and deployment in Tosco.
Later in our presentation we will examine each of these issues in detail, providing evidence uncovered during our investigation.
As previously stated, the February 23rd fire occurred while workers were attempting to replace a six-inch diameter piping attached to the fractionator unit. It is important to note that in addition to Tosco personnel, other contractors were scheduled to participate on this job. That included riggers and crane operators from Bigge Crane and Rigging Company, scaffolding personnel from Interstate Scaffolding,
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39 Incorporated., and vacuum truck operators from Waste Management Industrial Services.
Gary Swearingen will walk us through the events preceding this incident.
MR. SWEARINGEN: Start -- starting with the fractionator-- the tall tower is what we call the fractionator. That represented both here -- the large picture is the fractionator in still shot, and then in drawing it's the tall. From the fractionator -- go ahead. Next slide.
The naphtha draw line, as the system is designed, comes off a tray inside the tower. It runs off the upper flange. We're going to reference some of these items through a block valve, down the six inch pipe, through a control valve, into what's called a naphtha stripper, although as Tosco was currently using this naphtha stripper it was more a tank than a stripper. The flow is designed to go through the control valve as part of the normal operation.
Tosco had been having operating problems with the control valve, and subsequently as a way to continue operations they had opened the bypass valve, and the normal flow at the time, February of this year, the flow was through the bypass valve, rather than through the control valve.
We started our time line on February 10th. That is the date that a leak was detected. The leak was on the naphtha draw line, just downstream of the first block valve there on an inside elbow. And
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40 personnel at ground level detected the leak and activated a response to the leak. They isolated the valve, both up above here and down here at the control valve and the bypass valve, attempting to isolate this line. So, again, the leaks up here high inside elbow. This valve was closed. The bypass valve was closed. The control valve was closed.
MS. TAYLOR: Excuse me. Can you go back and show me where the leak was again at the top? I saw the arrow but.
MR. SWEARINGEN: Okay. The leak is on the inside elbow.
Okay. After the picture of the leak you can just barely see a small leak underneath insulation, difficult to see even after -- got it down off the tower.
MR. POJE: That's a six inch diameter pipe?
MR. SWEARINGEN: It's a six inch diameter pipe.
CHAIRMAN HILL: Can we turn the lights down to see these a little better? Is that possible.
MR. SWEARINGEN: Yeah. That shows up a little better.
CHAIRMAN HILL: Okay. And this is the piping at the top?
MR. SWEARINGEN: This is the elbow, inside elbow in a, well… here, between the sectional pipe and the elbow of the pipe. This is from the outside of the pipe. This is down on the ground. We removed that -- the sectional pipe had been removed and was on the ground before the accident.
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After the day of the leak, which was February 10th, they inspected the pipeline, made the determination to replace the naphtha draw line. On Saturday, February 13th, the leak was detected again. The -- again, the response was to turn the valves harder. The operator logged -- there's a log entry that the naphtha draw line is full.
Part of their problem -- this is a picture of the solid material in the bottom part of that pipeline down here. We found extensive solid material. That's why the control valve wasn't being utilized. This is another shot of the material, that's why they were operating on the bypass. Here's another shot of what we called the gunk. It was more liquid, but still fairly solid. This was downstream of the control valve. This hampered draining the line, this hampered operation of the control valve.
Wednesday, February 17th, the leak is detected for a third time. And again they try harder on the isolation valves. The same three. They attempted to drain the valves out of the drain valves, which will show in the drawing here, but failed because the drain valves were blocked down here. They tried draining small drain valves plugged with material.
Thursday, February 18th, they tried drilling out those valves. The cable broke. They did not succeed. The maintenance work order for that was marked as incomplete.
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On Friday, February 19th, they removed some of the piping sections near the control valve, observed some of the solid material, and still didn't succeed. Down here they indicate they removed a pipe section and didn't succeed in draining the pipeline.
We have now this kind of conceptualized in yellow is what we feel the naphtha was remaining inside the drain line. In between those leaks, this level in the naphtha stripper tower cycled several times with a rising level, and the operator response to that rising level was to open a downstream valve to keep the level from rising. That was another indicator that we had leakage through the system.
We now move up to Tuesday morning, the day of our event. We just picked 6:00 o'clock. That's the start of day shift. This is where we see the condition of the system. These valves are closed. This valve was leaking. Tosco personnel are not aware of that. This vent line here connects both the fractionator tower and the stripper tower as 12 psig, pounds per square inch. So, there is a pressure head on this side, so you've got what we call a loop seal. So, the level up the run up the fractionator tower is higher.
At 7:00 a.m. the preparations to do the pipe replacement really get into gear, with contractors arriving, workers arriving, assembling to proceed with the job.
At 8:50 a safe work permit was signed. Shortly thereafter they continued their attempts to drain the naphtha draw line.
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Down here they were working in the control valve area in the morning of the day of the accident. They were not successful.
At about 10:20 they proceeded with the cut up high on the line. This was the section with the leak. The leak is up here in this elbow. They cut the pipe. They didn't really have any indication of liquid material at all. They then flanged up here to isolate that valve, and this piping section was removed by drain or ground. That was -- I think that's an as-is photo, before we started moving.
MR. POJE: How large a section of pipe was that?
MR. SWEARINGEN: That was about, oh, 15 feet.
So, we have the first cut about 10:00. About 10:40 they then drop down. What we call it, the height of the tower. It's only eight feet. And they set up on a platform there, indicated on the drawing. That's what we call the second cut. That's a installed platform. They got leakage. Naphtha right here. And they stopped working there. Had some conferences. They still added to the pressure head. They moved their drainage attempts in this area and started setting up to drain by breaking and spreading this lower flange, which was directly below the second cut area.
Okay. This is a picture after the event. This is at the second cut area. What you see there is the cut in the pipe, six inch pipe again. This is a picture of the saw. This is pretty much as found after the event.
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MR. ROSENTHAL: Excuse me, Gary. Do you know why the drain valve that you indicate on that lower loop was not utilized in an attempt to drain the line?
MR. SWEARINGEN: This valve right here?
MR. ROSENTHAL: Yes. Do you have any information as to why that was not utilized?
MR. SWEARINGEN: They didn't -- we talked specifically to some of the operators, and it never -- one operator called it a vent. And it just never seemed to have gotten considered as a possible drain path for this.
MR. ROSENTHAL: Was the -- was the cut in the lower -- in the spreading of the lower flange covered in some type of operating order or some type of instruction, or was this done as -- at the moment, without formal analysis.
MR. SWEARINGEN: Correct.
MR. ROSENTHAL: There was no formal analysis?
MR. SWEARINGEN: Correct.
MR. ROSENTHAL: Thank you.
MR. SWEARINGEN: At 11:30 the job broke for lunch. Everybody stopped, came down off the tower. At -- it would be 11:00 o'clock was a break for lunch. At 11:30 they returned from lunch. At about 11:40 they start draining at the lower flange area down here into a
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45 bucket. And then from a bucket it is sucked out by a vacuum truck, via hose, nearby.
MR. POJE: Was the vacuum truck utilized to draw off the observed naphtha at the second cut?
MR. SWEARINGEN: No, the naphtha -- or the vacuum truck is being used to draw the naphtha that drains out of this lower flange area.
MR. POJE: Oh, when the second cut was originally made it was identified that there was naphtha?
MR. SWEARINGEN: There was leakage.
MR. POJE: There was leakage. And how was that managed?
MR. SWEARINGEN: They stopped. They had a discussion on the tower. And basically it -- we don't have good records of those conversations specifically, but it appears the decision was made to shift the drainage point and that they were going to drain from here.
MR. SANTIAGO: Dr. Poje, before lunch they brought a clamp to clamp where the cut was made to stop the leakage.
MS. TAYLOR: I'm sorry. I missed that, Armando. Can you -
MR. SANTIAGO: They brought a clamp to stop the leakage at the second cut before lunch, before going to lunch.
MR. POJE: But had not applied it yet? Had they applied the clamp to that site before lunch?
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MR. SANTIAGO: That is what the evidence -- the evidence at this point points toward. We do not have any direct witness that saw somebody specifically putting the clamp on. But in the position we found the clamp afterwards, it seems that they could have used it before lunch.
MR. SWEARINGEN: Okay. This is a picture of the bypass valve that -- in the closed position. With Tosco we conducted a -- a leak test, and it failed. We have the data to --
MS. TAYLOR: With the valve closed?
MR. SWEARINGEN: That's with the valve closed. There's pressure on the other side of the valve. And this is the open end. The expectation would be very little to no liquid, and we got a lot more than expected. That's this valve right here in the closed position under low pressure. That was a lower pressure than the 12 pressure -- 12 pounds of pressure that was the actual operating condition.
MR. ROSENTHAL: Did you -- Gary, again, do you have any estimate of the amount of material that was drained off from that bucket? In other words, did you have a measure of the amount of material in the vacuum truck to give you some idea of what the rate of leakage was?
MR. SWEARINGEN: We do have the amount out of the vacuum truck, but again, it's not real clear what the heel was at the start of the day, and so it wasn't real conclusive. They did draw off some.
MR. ROSENTHAL: Was it of the order of a gallon, 10 gallons?
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MR. SWEARINGEN: It was about 70 gallons, seven zero.
MR. ROSENTHAL: Okay. Thank you.
MR. SWEARINGEN: I guess the point -- at this point they were draining down. The other efforts were never really successful in draining off naphtha. They were draining naphtha at this stage here. It was coming out, the vacuum truck was removing it.
MR. POJE: Can you give us some description of how that was done? The flanges were opened?
MR. SWEARINGEN: The flanges were forced open. Spread.
MS. TAYLOR: The valve is still closed, and where is the leak at that point?
MR. SWEARINGEN: Okay. Right now we have a pipe that's open to the atmosphere because the first section has been removed. We have a -- this is closed. It's leaking. And this section is still blocked. Right now there is a section gone. A section of the pipe has been removed.
We've indicated where the level of both sides of our loop seal are starting to go down. We suspect that the drop below our second cut -- that's what this arrow indicates -- which is, we hypothesize, why they began cutting again.
At about 12:15 they're still continuing to drain down here. We suspect they drop the level enough that basically they lost their loop
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48 seal. So, there was a pressure surge of some sort from this path, 12 pounds of pressure, through the bypass valve that won't isolate.
MR. SANTIAGO: At this stage vapor is getting into the line.
MR. SWEARINGEN: Right now. Yeah. This is vapor. We've now got pressurized vapor being introduced into a liquid line. We have various descriptions of naphtha now coming out of the platform where the saw was located through the cut area as shown in the area, out the top of our open naphtha draw line now, and out of the lower flanged area. This variously described as spray, a sheet. It doused all the workers in the area. We had a worker down here working on this lower flange draining. We had the person at the saw. The crane supervisor was up on the platform next to the person at the saw. And two scaffolding personnel were above the saw, ready to assist with the removal of this next pipe section.
MR. POJE: Could you please tell us what the elevations were for the people at these three different positions?
MR. SWEARINGEN: Yeah. Over here in the drawing we've got elevations.
CHAIRMAN HILL: We can bring the lights back up if you would like at this point, but are you at a point where you would like to continue talking about this information first?
MR. SWEARINGEN: Go ahead and bring up the lights.
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CHAIRMAN HILL: Okay. Could we -- I just want to bring the lights back up. Okay. Gary, please proceed. Dr. Poje's question was about the heights.
MR. POJE: If you could just repeat the places where people were located and their jobs and the relative heights?
MR. SWEARINGEN: And I can -- I'll just -- the flange here -- I'll show you a later picture with the scaffolding. They were scaffolded all the way up. There's a platform down here. We had a Tosco employee down here working on this flange, break the flange, draining into a barrel. It was sucked out by hose off the vacuum truck. This section of the pipe is now gone. It's like a 78 foot elevation. You have where the saw was located. You've got a person operating the saw. Right next to him was the crane supervisor.
Basically, that was a -- an installed platform, and the third field division down to the crane. Above them, because to move this section of pipe which was then relatively tight, and they had scaffolding around it and they were going to move scaffolding and lift it and lower it, were two scaffolding workers above the -- the saw area.
The area of ignition, we got -- had witness statements. Can't determine exactly. We had lots of hot surfaces with the right temperatures to do that. But it was above the person at the flange. It was below the saw area. So, it was down in here, as indicated on the
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50 drawing. And a fire ball, that's the description most people use rather than an explosion.
MR. POJE: What's the temperature of the unit itself?
MR. SWEARINGEN: Let's see. Down at the lower end, well, ask for some aid here for the -- 750. And it gradually declines for the naphtha draw. It's about -- what is it up there? Six? No. Two seventy-five. We'll get that to you directly.
MS. TAYLOR: Definitely above the --
MR. POJE: Above the ignition.
MR. SWEARINGEN: Yes. Above the ignition point of naphtha, which is based on which MSDS you read, from 650 -- around 650.
MR. POJE: Could you just characterize naphtha as a material? I know you showed us a pipe that had sludge in it. That's not naphtha.
MR. SWEARINGEN: Okay. The naphtha is a liquid, a clear liquid. Again, I don't have a direct leak in terms of my leakage. They're drawing off of this colder of different fluids. You've got gasoline, you've got naphtha, you've got kerosene, you've got diesel. So, this is between diesel and gasoline.
MR. WALTERS: Dr. Poje, naphtha is also used as a commercial product, as lighter fluid for charcoal and for lighters.
MR. POJE: It wouldn't be represented by the material that was in the blocked portions of the pipe?
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MR. SWEARINGEN: No.
CHAIRMAN HILL: Yeah. Gary, the individuals on -- who were involved in the fire were actually where the second cut level is on the white area on the actual tower photograph?
MR. SWEARINGEN: Right. Up here. Two were here and two were above them in the scaffolding.
CHAIRMAN HILL: Okay.
MR. SWEARINGEN: Those were the fatalities. The survivor was down at the lower flange, and he jumped off the tower and, in addition to burns, had significant injuries from the fall off the scaffold.
MS. TAYLOR: Gary, just for definitional clarification. You mentioned that the valves were isolated. You mean they were closed?
MR. SWEARINGEN: Isolated or closed.
MS. TAYLOR: Okay.
MR. SWEARINGEN: Yes.
MS. TAYLOR: All right.
MR. SWEARINGEN: Same meaning. And that's -- that's during the leaks, first, second and third leaks. They tried wrenching harder on these valves to close them.
CHAIRMAN HILL: They were trying to isolate.
MR. SWEARINGEN: Well, they thought they were succeeding because the leaks went away.
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MS. TAYLOR: Except for the bypass valve still had the leak.
MR. SWEARINGEN: Except when we pulled the bypass valve and tested it, it was still leaking.
CHAIRMAN HILL: Gary, you mentioned something called a loop seal that you described here in this process. When the naphtha sort of moved up the column and then out through the cuts that had been made in it. Is -- for -- in laymen's terms, is that somewhat like a -- when you're picking up the water hose in your yard and it has a bit of liquid in it and you move it to a certain point and it burps out?
MR. SWEARINGEN: Yeah.
CHAIRMAN HILL: I mean, I'm putting it in very basic terms.
MR. SWEARINGEN: Very good analogy. The kitchen sink trap. If there's liquid there, you push so one side --
CHAIRMAN HILL: When the air pressure drops enough on the other end, wherever that is, it allows that material to move up.
MR. SWEARINGEN: Yes.
CHAIRMAN HILL: Against gravity.
MR. SWEARINGEN: That's your point. You've now got -- you're no longer pushing against water, you've now got an air-water mixture with pressure behind it. Excuse me, in this case instead of a air-water, a air-naphtha mixture.
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CHAIRMAN HILL: Any other questions of the members for Gary? Proceed.
MR. SWEARINGEN: Okay. Next, a basic description of what happened. Now we'll move -- pass the baton back to Armando to start in on a more detailed explanation of some of the issues.
CHAIRMAN HILL: Armando, would you like to take a 10 minute break before we do that?
MR. SANTIAGO: Yes, I would appreciate that.
CHAIRMAN HILL: Okay. I think others would as well. I now have about 10:35. Let's come back about 10:50. Give us time to stretch our legs. Thank you.
(Off the record from 10:35 to 10:50 o'clock a.m.)
CHAIRMAN HILL: Let me just say while everyone is resuming their seats that in the interest of clarity we've had the lights down. We will -- we'll try to only do that for short periods of time just to improve the quality of some of the information. I would also point out to everyone that the information is available in the handouts that I know the staff has provided. These small view graphs. It does not have the photographs in there, but it does have the printed information that should be available for those who want to follow along if they can't see this information from the audience level.
Again, we'll try to improve everything by keeping the lights up as much as possible.
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Now that the investigation team has gone through what they believe physically happened that day in the events, how the material escaped and what transpired, I think we're now at the point to look at the major issues that are still being looked at by the investigation team, and some of their findings as well.
Mr. Santiago, you have five major issues here. I understand you're going to take us through each one of those.
MR. SANTIAGO: Yes. Our intention is to give details on these five major issues. You will be seeing this viewgraph come back over and over every time we go to a new issue, and we will highlight which one we will be discussing.
In this section of the presentation we will review and analyze the conditions present in the 50 Unit to determine if the naphtha draw line piping removal could be conducted safely with a unit online or if it required the unit to be shut down.
CHAIRMAN HILL: Armando, do you want the lights up or down?
MR. SANTIAGO: They're fine.
MS. TAYLOR: Can you see? I mean, it's pretty dark.
MR. SANTIAGO: Fine.
MR. WALTERS: The piping replacement issues that we were looking at here was to decide whether or not this was non-routine and high hazard work and -- or whether it was a routine work practice.
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In interviews and multiple opportunities in talking with various people at the facility, the work was actually considered to be kind of routine. And we're -- we're going to sort of talk about some of the things that we felt in looking at this that more or less made it clear that this was not a routine function.
One of the primary things is there are multiple sources. Could I have the lights up, please?
There were multiple sources of ignition on the tower. If you look at the tower over here on the right, you will see that all of the little round circles that are on the side of the tower are manways that go exit -- that are entrances to trays that are located in the fractionator. Those are metal that are -- do not have any insulation on them. The manways, where people are walking up and down the tower, are adjacent to those on several sections of the tower, so that you have access climbing the ladder to the manway entrance to the fractionator tower.
This tower has been in existence quite a while, and so it has a -- it has an older design than what you might find on newer towers, and some of these issues would be resolved under a new design; but unfortunately, industry doesn't often have the opportunity to compensate for old design. It's just not -- it's not cost effective.
The -- the multiple sources of ignition that existed here included the manways, some of the piping where it exits the tower. We
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56 also had, in close proximity, the vacuum truck, which was located within about 30 feet of the base of the tower. That's an approximate dimension. So, there were sources of ignition present.
The other issue here is that if you look over at the other scale, the other drawing here, you'll notice at the top of this line, of the naphtha draw line, there is an isolation valve, but there is no vent valve. That creates a problem in trying to fully vent to drain, and also to steam the line to purge it of any hydrocarbons that would be remaining in the line prior to cutting it. So, this is a particular application where one could not easily purge the entire system.
Where if you recall back on the original, one of the sketches we had, there was a small valve that we asked about whether or not we could use that to drain the system, and one of the operators referred to that as a vent valve. That valve would have been useful if we were making a replacement to, like, the control valve, where we would then be able to clean and purge that section of piping where the work was being done. And that would be the normal kind of routine maintenance activity that would take place on a unit like this. Replacing piping is not something that you generally do day-to-day. It's usually something that's reserved for unit outages.
The other part of this that creates additional risk and hazard is the fact that we're having to move heavy pieces of pipe using a
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57 crane in close proximity to an operating unit. And that -- that increased the risk of doing that kind of work.
The piping replacement, also, because we were unable to drain the pipe, we knew that we had a flammable material in the piping and that we had not been successful in eliminating that hazard. In control of hazardous energy, which is also referred to generically as lock-and-tag, OSHA requires that you eliminate the sources of energy and you control that condition before performing work on the system. In this case, with the naphtha in the line, you had an energy source, which is the hydrocarbons that provide the energy when burned.
The other piece was that we were doing a replacement of 80 feet of pipe, which was a fairly complex task. The intent of this project was remove the pipe on Tuesday and then come back and have -- be staged and ready to put the new piping in by the end of the week by Friday.
One thing I want to point out is that in order to accomplish this task there are a large number of individuals and organizations-- Next slide, please, and turn the lights down for me, please.
You'll see that in the center is the naphtha line. That's basically representative of the tasks that had to be performed. Immediately around that are the individuals -- the maintenance crew, the crane crew, the scaffolding crew, work planners, I'm going to skip the
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58 operation supervisors, the day shift operating crew, night shift operating crew, unit engineer, vacuum truck operators. Those eight individuals and organizations all had participants at the scene or should have had some participant in the planning and execution of the job. The one that did not get utilized in this particular application, in this particular job, was the unit engineer, who had technical expertise and could probably have helped in the planning and execution of this task, but he was not brought into it.
On the top and bottom layers of this we have the managers and supervisors that are also related to this. At the top there's the business team leader. The business team leader is the overall manager who decides what the output of the unit should be and has general technical lead of the operation of that unit as well as others. The maintenance supervisor is the -- has the maintenance crews working directly for him, and, in fact, the maintenance supervisor was present during this work. And over on the right management is -- other managers are also available to assist in doing these kinds of things.
At the bottom, health and safety operations supervisor and shift supervisor, these are more technical people that could be available to help plan and ensure the safety of this kind of an activity. But what I'd really like to kind of point out from this slide is that there is a very complex interaction that has to occur with effective communications, clear direction, clear roles, and understanding of how to accomplish the
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59 task. It is not as simple a worker in the field turning a wrench or opening a line.
The other two elements that are particularly important in this shut-down, in whether or not this unit should be shut down, as we pointed out, this work is taking place at a high -- at an elevated platforms high above the ground level, with very limited means of egress. There are single ladders that one has to climb down. If you'll turn the lights back on again we could look at the tower for a moment. Lights, please?
If you look between the levels where it says "area of ignition and second cut," that's a single run of ladders that one would have to climb to get to the platform where the second cut was done. Once on that, on the lower platform where it says "area of ignition," you then walk over about 12 feet and find another ladder which then takes you down to the next level, which may be the ground level in this case. So, it's not like there are multiple ways or paths that one can leave the scene of the incident. These conditions, we feel, were -- contributed to the hazards that had to be managed effectively to do this work.
Another element that happened, as -- as --
MR. ROSENTHAL: Let me interrupt for a second. Would -- would this be something, then, when you say it needed management in terms of it, that would require something of a formal process for analyzing the
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60 situation, or what did you have in mind when you say "needed supervision"?
MR. WALTERS: If -- we will answer that in a few minutes, Dr. Rosenthal, if you can wait for us? Thank you.
The other element of this is that when the operating crews were -- had multiple indications that there was something not working the way it should have been working. And their evaluation of that was consistently one or more of the valves is leaking by and I will put more torque on that valve to try to get it to stop leaking. And because of conditions that were occurring, these leaks appeared to come and go. And so they were getting intermittent indication that when they took their action, it was effective at finally stopping the leakage, until the next time when a different operator might have found it and then had to react.
So, from crew to crew there were some issues of trying to isolate, and that information may not have been -- does not appear to have been effectively communicated between crews or between -- or with members of supervision and management beyond the operating crews.
MR. POJE: Could you just go back? The second point, then, is the repeated need to pump out the stripper level? Could you repeat what you had told us earlier, then, about the number of times that that had occurred?
MR. WALTERS: Yeah. There's approximately five times where that occurred and where -- show on the pointer. Approximately where the
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61 level indicator is up above there. When the level indicator in the stripper indicates zero, it's approximately three quarters of a way up, up the stripper itself. So, there's about 20 feet of liquid in that tower. And it has a -- it has a stand, which is a sort of range where it measures, and that range of measurement is about 18 inches. And so from zero to 100 percent level is really an 18 inch change.
And what the operators were finding is that they would -- they would open the downstream flow control valve and the level would drop, and then several hours later they would see it ramping back up and then they would repeat that, that activity. And so that was done approximately -- I need to look back at the time line a moment -- on the 14th of February. So, approximately four days after the initial leak and the initial attempts to isolate were done that they were still having difficulty doing this.
One of the operators was concerned that because the level was filling, it could back up into the piping, and so he left the downstream flow control valve open so that the level and the stripper would not recur. And that -- Gary was referring to that, that caused the loss of information that would tell them that they had not yet successfully isolated.
Some of the conditions that demonstrate that they had the inability to drain, clearly the vent -- the drain valves were unable to -
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- didn't operate the mechanics that tried to get the drain valve to clear
were unsuccessful.
There is an issue that came up in looking at the draining of the system, and that is operators and maintenance responsibilities were unclear at this point, I think. I'm going to say unclear to some. Because one of the things that was operating here is the operators were -
- they are not the individuals who are supposed to clear clogged valves.
They are the individuals who are supposed to prepare equipment to make it ready to do the maintenance.
So, in this particular instance, the operators, recognizing that the unit could not be drained, assumed that it is still in the maintenance department's hands to get that going. So, that was one of the confusions that was occurring between shifts and between maintenance and operations, as to who's doing what. And it points to some of the communications problems that existed.
MR. POJE: For clarity sake could you please point out on the drawing again the drain valves and the control valves that you're -- you're --
MR. WALTERS: The control valves.
MR. POJE: The control valves are there.
MR. WALTERS: And two drain valves. One on the upper --
MR. POJE: And the two drain valves. Okay.
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MR. WALTERS: Another element I wanted to point out here was that if you give -- you show us the horizontal section of pipe just above the bypass valve, that horizontal section of pipe runs between the stripper tower area, over to the fractionator. And it -- because it's a level -- it's a level piece of piping and we aren't sure whether or not it has a characteristic drain that would cause the line to drain, self- drain because of gravity, there could also be a potential, even though you might have drained the system, to still have pockets of naphtha in there if you couldn't -- if you could not positively flush the -- steam the system to flush it out.
MR. POJE: So, this would be why you wouldn't just drain. You'd also want to be assured on the steaming or washing?
MR. WALTERS: That's correct. Okay.
This is a -- this is a tough slide. In looking at this incident there are a couple of decision points that were missed, and this is -- these are -- these are them. This is part of them.
The decision to cut into a pipe that wasn't drained and isolated, that had system pressure on it, in the presence of an ignition source, was -- was a critical decision for all the people involved here. And in doing our long-term research and trying to come together with what root causes are, this is -- this is part of the question that has to be answered. And as I say, we're not there yet.
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The next bullet down below it, "Opening flanges to attempt to drain while we had naphtha in the pipeline," was also an issue for doing that kind of drain, especially when we had a drain valve available elsewhere. That's another -- it has to do -- I would characterize it as sort of mind set of operators in this case. There is a common practice in the factory to drain using flanges. And so the consideration of a valve wasn't necessarily -- wasn't done.
Although there were multiple hazards here and we had multiple opportunities to stop and consider, we can -- we progress in the face of uncertainty, as this work was taking place, the workers and managers and supervisors progressed in a condition of uncertainty to perform the work. That's all I have at this point. Any questions on that?
MS. TAYLOR: I just had one question when you mentioned that the unsafe activities that occurred, triggering -- that should have triggered a shut-down, did you say that many of the workers considered this was routine work versus non-routine to actually work on piping? I'm a little confused on --
MR. WALTERS: Through a number of interviews we received both, "This was routine work," and also, "We should have shut down, we shouldn't have done it this way." So, there -- within the -- there was not a unified, clear understanding that this work was high hazard. That's basically all I could say on that.
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MS. TAYLOR: Okay. So, the next question would be, then, if it was considered routine, had this happened somewhere before where they actually cut into the line or drain or closing off the valves at other points? Do we know of that? Has information been given to that effect?
MR. SANTIAGO: We have asked that question to the company, and I'm still expecting a response on that. They haven't provided us any information that says they have done it before.
MR. ROSENTHAL: Coming back to the question of this being a high hazard area. There are lots of high hazard operations that are performed within any refinery. The question I'm interested in, and perhaps the answer will be coming later, when you're faced with a high hazard situation, one can analyze the situation in some fashion to decide whether the risk of carrying out that operation meets generally accepted standards of prudent practice. Was such an analysis done by people expert in the area, or was it a common practice to do that in terms of saying, "Here are high hazards. Not necessarily mean that you'll do A or B. You might shut down, you might not shut down, depending on the analysis." But my question, was there a formal process for doing a risk assessment or risk analysis?
MR. WALTERS: The -- there was no formal process for how to make those decisions. Plant procedures indicate that every worker is responsible for safety, and every worker has the opportunity to shut a
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66 unit down, and that's the extent of that, of the guidance, to do that kind of an analysis in a directed way.
CHAIRMAN HILL: But you're saying there was no mechanism how to implement that kind of a policy?
MR. WALTERS: That's correct. That's correct.
MS. TAYLOR: Yeah. Because my next question would have been how would that occur, had that ever happened before, where a worker would say, "We're going to shut down"?
MR. WALTERS: We found indications in talking with workers that they had confronted management with safety concerns and had been upheld and different actions were taken. We talked to one or two, I believe. I can recall one where he had some difficulty with a supervisor several years ago. There was no discussions with any of the interviews that we had that indicated that workers at the facility had tried to implement that stop work and had been chastised or had any adverse consequence.
MR. ROSENTHAL: But again -- so, it was up to the worker to do this risk analysis without particular guidance as to whether to shut down or not. He had to make that fairly technical judgement?
MR. WALTERS: Yes.
MR. ROSENTHAL: Thank you.
MR. WALTERS: Any other questions?
CHAIRMAN HILL: Proceed.
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MR. SANTIAGO: We'll be moving now into the second issue. This one is called management oversight of process, operations, and maintenance activities. Management processes did not assure positive control and effective monitoring of operations and maintenance actions.
MR. WALTERS: I'd like to take just a few moments and kind of go over a management model so that we sort of have a common understanding of what we're talking about when we say "management processes" and "management systems" and so forth.
This -- this model is adapted from a model used in the Department of Energy in a program they call integrated safety management; however, I've seen very similar models in other organizations and other applications. So, it is not specifically a safety model. It is a model for managing effectively.
Starting at the top of the model is defining the work. And this is essentially the scoping, the direction, what is it we're trying to accomplish and why do we need to be doing it sorts of things. Then, once that is determined, the hazard analysis, analyzing the hazards to -- in a safety sense it would be analyzing the hazards, in another model it might be managing the financial risks or managing other conditions of production, et cetera. In a safety sense, it's analyzing the hazards. How can we do this work safely.
The next bullet -- next area here is developing and implementing controls. Once we've identified that hazard, what are we
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68 going to do to mitigate the consequences and the potential for that hazard to actually be realized. Then we're able to perform the work. The implementation process. That's the doing it in the field.
Then the last element here is feedback and improvement. While this is kind of shown in a circle, feedback and improvement are something that should happen in all phases of management systems, and they should be determined -- and the efficacy of those -- of those actions and programs should be known to management, so that they recognize whether or not their direction is going to be carried out.
So, I'm going to -- in this next piece, I'm going to look primarily at the feedback and improvement, and then after that we're going to talk a little about procedures and process, to get back to Dr. Rosenthal's issues, and those -- as they fit kind of around this model.
What we had here is a complex task that has multiple individuals having to interact effectively. There were multiple hazards that were present in the work that was being performed.
Supervisors and managers that were assigned to the unit were new, generally not having been at the unit for, I think, more than six months for those people that were present at the day of the event. In one instance the maintenance supervisor had been assigned to the unit for less than two weeks.
There was little specific knowledge of that management of the general -- the day-to-day operation and the technical operation of
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69 the 50 Unit. And I want to clarify that to say the managers were technically knowledgeable of refinery processes. They were not specifically knowledgeable of the 50 Unit. And so it's -- it's a -- there's kind of a distinction between those two.
The operation was taking place in a self-directed manner. By that I mean the number one operator and the maintenance supervisor that were there conducting the work were basically on their own, trying to work through a problem where they did not have guidance and control and procedure and process to back them up.
One of the systems that are in place was the safety permit process. And in looking at safety permitting, one of the things that one would expect is that as the hazard -- as the hazard rises, management involvement should also rise. And in the process that was followed, that elevation of issues to management is not clearly directed, and it is unclear in its implementation from a worker's standpoint as well.
In the execution phase of doing work, the -- the oversight processes for management should ensure that the work is being executed in accordance with management direction and expectations, and that's the purpose of being out there in the field and monitoring performance. And that, we had not found that that was happening, in this case or in other cases at this facility, and that there was, in fact, insufficient direction from management to perform at the level that management expected.
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One of the things that contributed to this, the problem of making decisions, is that in some of the procedures, and I don't want to steal too much of Gary's section of this, but one of the -- there's a general statement that appears throughout procedures that implies that one must demonstrate that it's not safe. And I'm going to say it in this -- kind of quote -- paraphrase the words. The words basically say, "If you cannot do this safely, then shut the unit down," is the way I'm used to hearing it. But when you say, "Unless you can demonstrate that it's unsafe, keep the unit online," is sort of the concept that is in many of those kinds of guidance statements.
I don't -- I'm not saying that management is intentionally sending that message. I'm saying the message that was being sent was confused by the way it was written.
MR. ROSENTHAL: I come back to the same point because for me it's particularly important. Almost any operation, or many operations in a refinery, are potentially hazardous. It's the nature of the business. When you have high hazards present and you cannot eliminate the risk. The question is were there means of rating work orders in regard to the type of hazard available? Was there a system by which an employee could ascertain whether the risk involved, as to what constituted safe or unsafe, was of a high level, medium level, low level?
MR. WALTERS: In the safety order system that was documented, and a process that they had, there were indications of when
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71 an issue should be elevated, but the conditions under which -- the conditions were not well specified. There were no criteria that one would be able to say, "I'm now in a condition that I need to go upward in management." It was more -- it was more as an open communication.
MR. ROSENTHAL: Thank you.
MR. WALTERS: In the -- one of the other elements here is that there was an awful -- there were few direct interactions between management and -- management and outside supervision with the operators themselves in a day-to-day basis. In looking at the oversight function, a lot of oversight is occurring in the form of telephone conversations and e-mail traffic moving back and forth between managers and the workers at the unit. I wanted to point out that there were two -- there's two activities that were taking place at Tosco that were recently initiated.
I know one of them was initiated after the San Francisco area refinery manager came to the facility, and I believe the other one was initiated just three months before that. The one that was initiated back around the October time frame was a program called Layered Safety Survey Program, and this was a positive step forward because it caused managers to go out and start walking spaces, looking specifically for safety hazards and so forth.
One of the difficulties in this process, however, was that the process didn't document the findings and it wasn't clear what corrective actions had been taken. And so you really couldn't determine
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72 from a management's standpoint how effective that program was, and you also were unable to trend to see if there were problematic issues that these, the conditions you were finding in the field, sort of lead you toward.
MS. TAYLOR: Can I just ask a question? The layered safety survey program has been into effective for how --
MR. WALTERS: Since October of '98. So, this is approximately three months.
MR. POJE: And Dennis, could you clarify that a little bit more? Do you have an understanding of what this layered system approach would be?
MR. WALTERS: Well, basically what was happening is each manager was assigned, had a requirement to do a fixed number of these. And I'm not sure if they numbered two to three to four a month. And during those they were to identify conditions and correct conditions. And it's a positive step because it demonstrates a management commitment to safety. It helps individuals working in the workplace see what is important to management in terms of safety. And it has the effect of correcting conditions that need to be corrected. So, it's a good program. The -- but the weakness with the program is we're not documenting what we're finding, so we can't share what I found in my unit with what was found in someone else's unit to see whether or not we have similar conditions elsewhere in the facility, for instance.
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MS. TAYLOR: So, there's no written checklist or documentation of the findings at all that can be passed on to the system, at this point?
MR. WALTERS: That's correct. On that part of the system at the time we looked at it.
The other element was that within the senior management meetings that the San Francisco area manager was holding is he had a segment in those sessions where he was directly talking about safety concerns and issues. And I think he also kind of surprised his management when he did walk-throughs of their facilities and determined that they had problems. And in his management meeting when he raised issues that they may not be aware of, I think that they found that to be kind of a startling condition. And I think that was also another beneficial process that was taking place.
I think it's important to note that while an accident occurs, it does not necessarily mean that the organization is on a downhill or an uphill or whatever, that there are conditions here that show that there were things going on to improve the safety. They were not effective in this case.
That's all I have. Are there any further questions?
MS. TAYLOR: I wanted to ask, just before you left, that -- can you go back to that previous slide where you talk about audit work activity on the process unit?
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Are audits being conducted now, since October? Is that what we're talking about at some point, because my understanding of an audit would be that you would go in with some documentation and checklist, or --
MR. WALTERS: We saw no -- no procedures or documents that showed that the site management had done self-assessment and oversight of their programs. I believe that there was a corporate audit that included some elements of safety in it. And we saw some pieces of that. We never got to see the entire audit.
MR. ROSENTHAL: Your usual situation in auditing in many companies is that the primary reliance on auditing is a -- a facility function, generally done by someone in the staff position reporting to the facility manager. And then, in addition, less frequent corporate audits, if it is part of a multi-facility unit. Was there a formal internal audit system that called for audits at some specified period, a method of reporting the findings of the audit, and a system for following up whether such findings and recommendations were corrected?
MR. WALTERS: It's unclear to us whether that existed.
MR. ROSENTHAL: Thank you.
MS. TAYLOR: Thank you. Even before or now?
MR. WALTERS: Either then or now.
I also -- I would like to add one more piece that I have here in my notes, that the -- in terms of management had some concerns
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75 though about procedure compliance and so forth. And one of the other activities that had taken place in the January time frame was a all hands meetings that were being conducted by senior management at the refinery, emphasizing procedure compliance and performance.
MR. SANTIAGO: Okay. Any other questions? Okay. We will proceed with the -- we will proceed with the third major issue. And this one involved the maintenance and operating procedures, specifically the process equipment isolation, drainage and opening.
Procedures here to safely operate the 50 Unit, and the -- control the replacement of the naphtha draw line were not effectively implemented because either the procedures did not exist, the procedure was not clear, or the procedure was not followed.
So, Gary will discuss that.
MR. SWEARINGEN: Okay. You're going to start to see the threads, interrelationships of some of the issues that have come up, as pointed out in our initial unit for shut down of the unit. There was no formal decision-making protocol to help you decide do I need to shut down the unit. In terms of who decides or how do you decide. And so it's informal. Management was involved in the decision to stay online. They were aware of that element. But it is not documented what the considerations were or what the criteria was in making that decision.
So, that's an example of something that didn't exist. Also, we're looking for an -- once again, an overall guidance procedure
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76 on how do you do work at the Tosco refinery, from identification through completion. And while there is much documentation in what I call at the worker level, there is no overarching integrating, you know, use the word you want, coordinating, telling you how to do it as a process.
And so again, that was -- so, we're missing some hazards identification criteria. Again, another example of something that wasn't there.
Nonconformance in procedure execution. They have a procedure -- I'll get the right name for it here. The major fire and vapor cloud procedure. On February 10th, when the first leak was identified, they responded in the manner prescribed by that procedure with response members in turn-out gear, fire hoses protection, management involvement. Basically meets the intent of that procedure. On the subsequent second and third leaks, those precautions were not executed. It just did not get implemented. So, again, that's an inconsistency where we saw it done right once and then it didn't happen later.
And so the safe work permitting. When you look at the safe work permit copies, part of our exercise -- we were just trying to find out if any of them were filled out the same way. And it was very difficult. Very surprising, the variation in how these were filled out at the working level, in some cases for the same job. So, again, that was kind of an example of not followed.
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In terms of the ambiguous routing, we take a specific extract of the "Control of Hazardous Energy Procedure." And it says, "Operations will block and bleed line pressure to zero pounds, where practical, before blinding." It doesn't tell you what "practical" means. They had been trying, since February 10th, basically, to get our line drained, and for 13 days they hadn't succeeded. So, practical wasn't well defined. They didn't define what happens when it isn't practical. So, again, it wasn't real clear whose responsibility it was for these conditions. So, it wasn't unreasonable to say, "Well, I've tried for two weeks to drain this line. I'm pretty practical. I'm ready to move forward." And again, it's not clear what you're supposed to do then. So, that was an example of ambiguous.
They have a lot of procedures. A complex refinery operation. And we were harsh in our review because we were looking for weaknesses, and we found some. And so we found, again, back to how Armando said that they weren't there, they were ambiguous, it was not clear as -- at the working level, and it wasn't integrated -- that was probably a bigger -- between the departments.
MR. POJE: Could you elaborate on that, integration between two departments? I know Dennis presented some information earlier that looked at the complexity of this particular job from the different types of organizations that needed to be involved in it. What would be your sense of integration for this kind of a task?
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MR. SWEARINGEN: We had great difficulty in trying to identify responsibilities for the flow of the work order to get this pipe replaced, as to -- because in -- clearly in our evaluation, the pipe starts in operation's hands and eventually ends up in maintenance hands, and then it transfers back. And where are those points? And it looks like it's not defined clear enough so that -- for people to successfully do the work in this case. There was confusion, and responsibilities weren't clear.
MR. WALTERS: If I could, too, I'd like to add to that. Another element of this integration process would be the operator who is the number one operator online the day of the event was not involved in the planning of the work package, because he's on a shift that rotates through time. He is given direction to put the plant in a condition to accomplish a task. And he is not given input, generally, into the specific task that's taking place. That's being done elsewhere in the organization.
So, at the point when the work begins is pretty much the time when the operator gets his first information that he is going to do it today. I -- to correct that a little bit, his information came out the previous day, about 4:00 o'clock in the afternoon. And he gets off shift at 6:00. So, he had about two hours to plan that time, and then came in first thing in the morning.
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MR. POJE: In many installations, the person -- and ideally, it's a person, but at the most two people who sign a work permit are held accountable. And that accountability is verified by picking up work permits from time to time on an audit basis and verifying where the work was executed, according to both the work permit and whether the work permit was consistent with company procedures. Was, quote, a statement, the responsibility found with regard to responsibility for people who signed work permits? And the second part, was there a system that verified on an audit basis the degree to which one is able to do this? Was it 95 percent of the work orders were done correctly? Ninety percent? We're sure 100 percent never are.
MR. SWEARINGEN: Well, I would -- I'll take that one to start with. In terms of the first part of your question it's fairly -- it's clear about the responsibility on the safe work permit part on the responsibility on the individuals, but in terms -- we have no evidence of the auditing part of how successful the system is working.
MS. TAYLOR:
I'm sorry.
The safe work permit responsibility on the individuals who issued, signed the work permit?
MR. SWEARINGEN: On who should sign it.
MS. TAYLOR: Okay.
MR. SWEARINGEN: Now, again back to some of the criteria that you evaluate, it is not, again, clear.
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MR. POJE: So, there's no evidence of anyone having been disciplined for issuing a work order that did not meet the company's requirements for safe work?
MR. SWEARINGEN: No, we did not receive any.
MR. WALTERS: We asked that question and -- and did not receive a response to it.
MS. TAYLOR: Okay. Thank you.
MR. WALTERS: Any other question?
CHAIRMAN HILL: Earlier, Dennis, you indicated that while there didn't seem to be a process for kicking a decision making into a higher level process when problems are encountered, such that the process cannot be carried out, you indicated that -- that management -- there was documentation that management was aware or had adequate information to be aware, but there is no mechanism as to what happens to kick it into that second order; is that correct?
MR. WALTERS: No, I didn't say that. What I've said is that management knew that there were some issues with procedure implementation, and so that was -- that was known by management. Specifically what that meant was not clear. What the tone of the all hands meetings was was more follow the procedures as written. So, it doesn't recognize, at least in that piece, it did not recognize that there were systemic issues or programmatic problems with the implementation on procedures and with the content of those procedures.
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81 So, that part was not recognized. However, there was strength -- there was a strong, clear message about the expectation to do work using procedures.
MR. POJE: Okay. One last one. Were there any information in regard to representations or actions by any of the unions representing employees in regard to the work permit system or decisions on shutdown and safety?
MR. SANTIAGO: No, the union representatives were not required to be part of the signing process of --
MR. POJE: No, I know they were not required. I'm asking did you, in the course of interviews, find that there had been representations on behalf of the members by the unions in regard to vaguery or ambiguity in terms of shutdown and not shutdown, or was the union silent on the issue? I'm just asking, did you inquire about that?
MR. SANTIAGO: Okay. We inquired about it and, in other occasions, they have had participation, because it has been requested by some of the workers. But in this particular case, it was not.
MS. TAYLOR: And it wasn't very clear on what that meant?
MR. SANTIAGO: They weren't requested to participate. No.
MS. TAYLOR: And you had to demonstrate that the unit was unsafe, which was not clear what that meant?
MR. SWEARINGEN: Correct. Yes. Yes.
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CHAIRMAN HILL: Okay. I think since we have testimony this afternoon from the union, we can ask that question again.
Armando?
MR. SANTIAGO: Our next area of investigation covers management of change as related to Tosco's mechanical integrity program for unit 50.
Safe operations of oil refinery crude units require effective monitoring and close control of corrosion to maintain process integrity.
MR. SWEARINGEN: I just stole this definition from the Chemical Manufacturer's Association of what management of change is. Different industries call it different things. Basically, I like this definition.
It's a formal mechanism -- again, a process -- for ensuring changes don't degrade safety, and that this one, in specifically, related to safety that's designed in the original process operation.
There were several significant changes from the design of the 50 Unit operations that we felt contributed to this event that did not get adequately evaluated under the management of change process. The crude mix was changing as input to the refinery. The fractionator is at the front end of the refinery process. The crude mix was changing, it seems, almost daily. They were working the spot market. It was getting
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83 increasingly sour, which was altering the chemistry that they were inputting into their system. The front --
MR. POJE: Gary, can I just stop you there? Can you give us a little bit more context to what you mean by the crude mix and the nature of sour versus sweet?
MR. SWEARINGEN: I'll default to the chemical person on that one.
MR. SANTIAGO: When you process crude, each one, depending where you extract the crude from, each one of them have different characteristics in terms of the different combination of chemicals that comes.
MR. POJE: So, Louisiana crude might be different than --
MR. SANTIAGO: Exactly.
MR. POJE: -- Venezuelan crude, and --
MR. SANTIAGO: Some of them have more impurities, more sediments, more water content. So, depending on the composition is the conditions that you have to set your fractionator tower, and associated equipment, that extracts a lot of those impurities, like the desalters, from it.
MR. SWEARINGEN: So, the crude mix that they were inputting it frequently exceeded the design limits for the 50 Unit. And that change was not evaluated.
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At the front -- before the 50 Unit is a piece of equipment called the desalter, and its primary purpose is to remove water, contaminants, undesired pieces, contamination in your crude, before it gets on its way to the refinery.
They were operating that piece of equipment with a crude mix that it wasn't designed for at a flow rate that exceeded its design flow rate, up to 150 times -- 150 percent, not 150 times.
Again, this had not been evaluated for what would be the possible impacts of that, those changes downstream. The heavier crudes have, generally, more impurities, salts, sediments, acids. One of the impacts of what's going to happen is these impurities are going to make it through the desalter into the rest of your system. And for the 50 Unit, the impact of that was our leak. It contributed to accelerated corrosion. It would be hard to say it was totally responsible, since corrosion is such a complex mechanism. But it looks like we have a direct acceleration of the corrosion rate in the pipe wall of the naphtha draw line. So, this is a contributor to the leak.
We have additional contaminations also, leading to the deposition of solid materials in our lower levels of the pipe. Our solids and gunk that should have been there. That should have been naphtha. So, that's a contributor to why we couldn't drain the pipe.
It also contributed to the deposition of the solids that then blocked the control valve, so they switched to the operation of the
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85 bypass valve. The bypass valve is not designed to be operated full time. Its internals were eroded by the flow, so when it came time to isolate, that valve would not isolate.
So, we've got a very mixed bag of impacts for these issues that it did not get evaluated formally for items that exceeded design limits in the 50 Unit.
MS. TAYLOR: How often was the -- I mean, how long had the bypass valve been used? Is there any information on how long?
MR. SWEARINGEN: We have limited documentation, but it appears that the operators had been struggling with the control valve for two years.
MR. WALTERS: Around September of '97 there's an operator log entry that says, "We are operating off the bypass."
MR. SWEARINGEN: And nothing that said, "We repaired the control valve," or restored it or anything like that.
MS. TAYLOR: And you mentioned that that practice would not be common.
In your estimation, how long would you -- how long would be feasible to operate the bypass versus the actual control valve? Is there any time frame?
MR. SWEARINGEN: There's no set guidance, but again, that, in my experience, that should have triggered an evaluation as to how long is acceptable or how long are we going to live with that until we get the
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86 valve repaired, because you're in the business to make money and you don't shut down for everything, and so you need to evaluate for equipment efficiencies on whether you can keep running. And whether that's a power plant, a ship or an oil refinery, that happens. So, there needs to be a process.
CHAIRMAN HILL: But your response was that that had been approximately two years that that issue had been going on?
MR. SWEARINGEN: That's correct. Yes.
CHAIRMAN HILL: Okay.
MR. SANTIAGO: Small clarification. The control valve had been checked in a shorter time, a shorter time frame than that. It had been checked. There was a work request for checking the operation of the valve, and the maintenance department did check the operation of the valve and they found that that was not the problem. They found the valve was operating within the range and the limits that they were supposed to. So.
MR. WALTERS: In other words, they verified the function of the valve but not the function of the system. The maintenance crew that came in verified the valve stroked properly and had proper indication. And -- and that information -- again, this is another integration issue in that that information does not find its way back to the operating crew for sometimes never, and sometimes not for some period of time, because the initiator won't necessarily be informed that that took place, unless
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87 they go back and do a search through a database to determine that that maintenance item had been corrected.
MR. ROSENTHAL: Let me just for clarity see if I understand what you're saying. It is generally accepted, according to the type of statement that you put up from the American Chemical Manufacturers Association that there should be a process for evaluating the impact of change on the safe operation of a process, that whether or not these particular things were directly responsible for the incident we're talking about, a system for evaluating the impact of process changes on the potential safety of employees and the equipment did not appear to be systematically in place?
MR. WALTERS: Correct. It is not the fact they were operating at 150 percent, it is that they didn't analyze and correct for that condition.
MR. ROSENTHAL: You're looking at a system failure, rather than ascribing a direct relationship between the one and the other?
MR. WALTERS: Correct.
MR. ROSENTHAL: Thank you.
MR. POJE: If I can also ask a further clarification. This is akin to the discussion that was raised about formal procedure, formal decision making protocol for determining the need to shut down. In this instance, what is the conditions of operation that may be outside the normal parameters, that would again invoke some formal decision making
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88 that says if you operate 150 percent you have to increase your maintenance surveillance of desalting operations, and you may need to check line operations in ways that would have an accelerated understanding of corrosion procedures. Is the kind of system approach that you would --
MR. WALTERS: Yes, and there was a system in place, again, a procedure not followed. They have an incident reporting process that says when you violate operating limits, then it is necessary to initiate an incident and then manage that incident. So, it would require analysis and interactions. There are multiple cases where they violated design limits, as indicated through their system, and did not initiate that event. And in discussions with some management, it became clear that that was sort of a system that would be used to help elevate, but not use to just normally document.
So, if I wanted to emphasize my condition, then I would initiate that report. So, that was a tool that some people recognized as a way to elevate an issue.
CHAIRMAN HILL: Just one quick question. You used a definition that is used by the Chemical Manufacturers Association for management of change. Do you know if there, a similar definition is applied in the petroleum industry, utilized by API or other sources that -- that captures the same basic program?
MR. SANTIAGO: Yes, I do.
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CHAIRMAN HILL: Thank you.
MR. SANTIAGO: Any other questions?
CHAIRMAN HILL: Proceed.
MR. SANTIAGO: Okay. Coming to the last major issue. This one concerns safety personnel mission and deployment.
We believe that safety specialists can provide additional assurance of process safety during the conduct of high hazard maintenance activities. They can provide independent analysis of potential hazards due to their specialized expertise.
Safety personnel were not involved in the review and approval of the naphtha draw line replacement in this case. Work permit system did not require the involvement at any stage in this job. And we believe that safety personnel involvement in this high hazard work would have provided a specialized safety focus to prevent this type of incident.
In conclusion, we have presented the major findings and issues uncovered during our investigation of the Tosco incident of February 23rd, 1999. Bear in mind, this is still an ongoing investigation. Additional follow-up activities are underway. We encourage all parties to provide relevant information that can provide these and all issues relevant to this accident. We have an open comment period of three weeks, as you mentioned before, which extends until Wednesday, October 6th, 1999, close of business. Any questions?
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CHAIRMAN HILL: Let me ask you, Armando, regarding the last point you made about safety personnel. Was it your finding that the -- there were -- was no one with specific professional safety expertise who was asked to review this process before it went forward?
MR. SANTIAGO: I will qualify my statement by saying some -
- some of the people that had the expertise that weren't part of the
system, systematic process that will force them to be part of the decision making.
MR. ROSENTHAL: Let me try and get some greater clarity. Are there people who are -- whose primary function within the facility is designated to be safety?
MR. SANTIAGO: Yes, there are.
MR. ROSENTHAL: Are there people who are designated to be process safety experts?
MR. SANTIAGO: Yes. In the units. Sure.
MR. ROSENTHAL: Okay. Were any of these people formally involved in approving this specific operation?
MR. SANTIAGO: Not to the best of my knowledge.
MR. ROSENTHAL: Are any of these people involved in carrying out systematic audits of the operations?
MS. TAYLOR: Audits.
MR. ROSENTHAL: Audits.
MS. TAYLOR: Audits. Do they audit the operation of work?
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MR. SANTIAGO: Will you repeat that again?
MR. ROSENTHAL: Are any of these specialized people in this central unit involved in an operation that calls for an audit of safety practices in the different sub-units of this facility?
MR. SANTIAGO: We don't have any evidence of that. No, sir.
MR. ROSENTHAL: Okay. Thank you.
CHAIRMAN HILL: Thank you. Any -- any of the members have any further questions?
MS. TAYLOR: No.
CHAIRMAN HILL: I see that concludes your testimony, Mr. Santiago. Thank you, gentlemen. We certainly appreciate this detailed presentation of the information regarding your investigation.
As you indicated, you've raised several very serious issues here which you're pursuing, and hopefully by your presentation today we will have further information come forward if, indeed, it does exist. That is part of the reason for this process. I want to stress that to the audience.
Right now it is approaching 12:00 noon. Since you have concluded, we will come back after lunch and proceed with the other individual organizations who are on the list, beginning with the Contra Costa County Health Services Division. Is it okay with representatives of the County that we start about 1:15 or 1:30? Is 1:30 okay, to give
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92 you a little additional time to go to lunch? Okay. We will stand adjourned until 1:30.
(Whereupon, the luncheon recess was taken from 11:57 o'clock a.m. to 1:35 o'clock p.m.) A-F-T-E-R-N-O-O-N S-E-S-S-I-O-N
(1:35 p.m.)
CHAIRMAN HILL: Okay. At this time we would like to proceed with this Board of Inquiry.
Next on the agenda we have presenters from the Contra Costa County Health Services Division.
I would ask -- Mr. Alton, you will be the chief spokesperson -- to proceed with any -- any information that you might have to submit for the record, first. Also, state your name for the record and your position with the organization, and credentials you may hold, and then proceed through the other presenters.
MR. ACTON: Okay. Are we on? It's on? Good.
Mr. Chairman and the Board, my name is Bill Alton. I am a -- I guess we call ourselves accidental release prevention specialists, with Contra Costa County. I've worked with the County since 1995, I believe it is. Before that time I spent 37 years at a major oil refinery at various engineering and operating positions, for the most part. I have a degree in mechanical engineering.
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With me at the table is Perry Calos. And maybe you could just tell a little bit about yourself. But Perry was -- assisted in the investigation.
MR. CALOS: Yes. My name is Perry Calos. I've been with the County as an accidental release prevention specialist for two years now. Prior to that, a period of about eight years and operation in engineering experience with the refinery. And yes, I did assist Bill on the incident investigation and the writing of this report for the County.
MR. ALTON: I'd like to start out by stating that the investigative process started out for us on the late in the afternoon on February 23rd, along with Cal-OSHA, where we started establishing facts. And as stated before, we were then joined on February 26th by your staff.
During this period we all participated together in gathering facts. We all analyzed the facts separately and produced our own reports.
We came to some -- much of the same conclusions. And I'm going to sort of summarize what's in our report, and it's going to basically reiterate and repackage a little bit of what you've already heard. And I would like to use one of your great -- oh, can we have the -- okay.
As we were talking, the job we were looking at was replacing a piece of naphtha piping between there and there. When they made the decision to do this job on the run, with the plant operating,
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94 this is the kind of job that you can do safely if everything goes for you properly. For instance, if they had gone through their proper procedures they would have closed these valves, they would have closed that valve, and if that valve was tight, then they would have drained from the low point. After draining it, they could have steamed the line out, and they could have steamed the line out by putting it -- spreading the flanges and steaming out from there. And then they could have then gone through the proper procedure putting in blinds. Put in a slip blind up at that valve, and put in slip blinds down here.
Now I've got a question. Does everybody know what a slip blind is?
MR. POJE: For everybody's benefit, why don't you describe it?
MR. ALTON: Pardon me?
MR. POJE: For everybody's benefit, please describe it.
MR. ALTON: Yeah. They're called a slip blind. The valves are connected to the binding by a pair of flanges. And they're called a slip blind because what you do is loosen the bolts on that flange and remove about three bolts, and you slip a steel plate in there. And that positively isolates and makes the line safe from anything that happens up stream of those blinds after that.
So, if they had gone -- if they had been able to do all that and, you know, do the draining to a safe location, this job could
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95 have been done with the unit running. However, as brought out by your staff, these weren't the conditions that were there. We were plugged down here. That valve leaked badly.
So, that was one of our conclusions. The job could have been done safely if everything had gone for them, but because of the conditions present, they could not have done the job safely, and mainly because of the lack of being able to drain. When you can't drain it, you can't pull the rest of your normal procedures. And these are standard procedures. This is not a unique procedure to Tosco Avon. These are procedures throughout the industry, the basic turnover, preparing a line for turnover to maintenance.
So, we analyzed our facts and did a process of doing a detailed a time line and sequencing of events and did various analyses, and we came out with some causal factors, contributing causes and root causes to this incident. And one of our contributing causes was that procedures were not followed. And the permit was not properly made out. The job walk was not properly executed.
Once a permit is put together, procedures call for doing a job walk. A job walk means that the maintenance and operations walks a system and they are shown that the valves are closed, that the blinds are in place, that the drain valves are open. And only after that should you sign the permit. This permit was signed before the job walk. And we don't really know what transpired on the job walk.
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Again, the isolation procedures weren't followed because they couldn't drain the line. To install blinds you should have a blind list. There was no blind list on this job, and there is no evidence of slip blinds on the site to even indicate there was an intent to blind. We call this contributing cause as sort of a serious and significant contributing cause.
The next one we called a contributing cause was that the stop work authority was not used. The events on the 23rd would have indicated that things weren't going right, and nobody stopped the job. Even after -- well, it don't show in this but shows over here, I guess, with the second cut. Even after naphtha started coming out of the second cut nobody stopped the job. So, we thought that was a significant and contributing cause. And we're calling these contributing causes because we didn't feel that things should have gone this far into the date of the 23rd.
One contributing cause which was obvious was the line plugging. And I might point out that one of the reasons you drain is -- the obvious reason, of course, is to get the liquid out of the line, but a second reason to drain is once you're drained you can verify that your valves are holding. If your valves are not tight, then the vapor is going to come out of the bleeder valve, and you know that you've got a problem on your hands. Without draining, you can't verify that. They never verified that that valve was leaking or not.
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Something that your staff got into I'll reiterate in that there was a number of uncommunicated or unrecognized warning signs. There was a resumption of the leak up here twice, once on the 13th of February and once on the 17th of February, that indicated at least that the valve was leaking at that time. And apparently that didn't get to any of the managers because none of the managers or supervisors said they knew about it.
Another one that was referred to was the repeated pumping out of this vessel. It actually started on the evening of the 13th, but most of the action occurred on the 14th. The only way that vessel can be filled is through naphtha leaking through that valve, leaking through this system, and into here, a clear indication the valves weren't holding. And that information was never registered upon.
Again, on the 17th these two bleeder valves were reported as being plugged. They wrote a work order to drill them out. The drilling was not successful. The cables attached to the drill actually broke. That information was never followed up on by any of the supervisors to see whether the drilling out had occurred, and whether they could drain the line. That was a contributing cause.
Something we felt contributed to this lack of communication was the fact that there were two operating organizations exerting both authority and responsibility on this unit. They have what they call the production day organization that was basically responsible for doing
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98 planning, and that planning included maintenance planning. And then they had a shift operations organization that was responsible for carrying out the execution of jobs. And there seemed to be a lack of -- I want to say it -- recognition among the operators of who their boss really was. When asked, for the most part they would respond with names from the production day organization and not their shift supervisor who was, in theory, their direct supervisor.
And so -- and bottom line was the supervisors, shift supervisors, never got involved in this job, and stated they would not have unless the production day organization got involved, and no one from that organization was involved in the detail planning and following up of this job. So, we feel that was sort of a -- maybe possibly the result of two operating organizations and both assuming the other one had the ball.
Job scheduling we thought maybe was a contributing cause. We don't know this for a fact. But on the morning of the 23rd, before we -- the line had been drained, you know, a Bigge Crane crew arrived, three people in a biggee crane crew; the vacuum truck; scaffolding workers. And the first thing they tried to do was the proper thing, which was to drain again. But when they couldn't drain, somehow they made the decision to go ahead and to cut the line. Now, they might have had pressure or felt pressure because here they had an expensive crane and crew sitting there, a vacuum truck, scaffolding workers. And what do you
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99 do if you -- you've got to do something with those people. So, that might have been some pressure on them to proceed with that job.
Another contributing cause was benzene. This line, because this naphtha contains enough benzene, to be characterized as a benzene containing stream. And that's a very little bit of benzene. But had they followed procedures for handling a benzene stream in their refinery, you would have had your permits signed by a shift supervisor for the work. And that work would have included when they drained the -- when they drilled out those valves, that would have required a shift supervisor signing the permit. When they removed this piece of piping on the 19th, the shift supervisor should have signed the permit. And when they did the work on the 23rd, the shift supervisor should have signed that permit. That would have at least drawn his attention to the job and maybe realize that things were not going as well as they should have. And that wasn't done.
One contributing cause was -- and we've talked a little bit about this morning -- was this bleeder valve here. After the incident we discovered that that bleeder valve was very lightly plugged and could have been easily cleared and used to do draining and testing prior to the incident, and it was not used.
It was very close coupled to that. That's not very far from there to there.
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MS. TAYLOR: Can you repeat that? You said that this, the valve there was opened and was not plugged at all?
MR. ALTON: This valve was, as reported as being very lightly plugged. They easily freed it up after the incident.
When they took the piping apart after the incident, they did so some draining, and that's -- that was the valve that was used for doing some draining, and it was very lightly plugged and easily freed.
MS. TAYLOR: Very lightly. Okay.
MR. ALTON: Yeah.
CHAIRMAN HILL: Bill, this issue was raised in the testimony during the last session as well. Did you find any evidence as to why that -- that maybe wasn't utilized in this case? No one ever seemed to know.
MR. ALTON: No. No.
CHAIRMAN HILL: Okay.
MR. CALOS: But I would like to stress that the existence of that valve was known to the maintenance organization, maintenance supervision. So, it wasn't a matter of them just not noticing it. In the week prior, when they were -- when maintenance was making sketches of this line to -- for fabrication of the replacement pieces, the question was asked of the maintenance supervisor, should this -- should that one valve be put in the drawing for fabrication. So, that -- that was
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101 evidence to us that they knew about it. There was enough knowledge of that valve.
MR. ALTON: Okay. And I guess for last contributing causes here is control of ignition sources. The safe safety orders would require on opening a line like this that ignition sources in the area be controlled, meaning protected in some way, and that wasn't done. Now, with -- it might not have prevented the fire, but at least there was no effort in that direction.
So, those are our contributing causes and our root causes are really sort of complementary. One is we felt that -- I'm going to read this. Management systems were not in place and functioning to provide management with adequate information regarding the safety of the job. We say that because all members of management and supervisors said they didn't know what was going on here. They didn't know the line wasn't drained. They didn't know about the spool being removed and all the gunk that they found. And so there's a breakdown in communications, or there was no good communications system, so our -- one of our recommendations would address that.
Our other root cause was that management systems are not in place to ensure that managers and first line supervisors take appropriate actions that they should, based on responsibility and authority. And this gets into the kind of a job this is. You can't expect supervisors and managers to get involved in every routine maintenance job in a plant.
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102 I mean, that's just beyond the scope. But they should recognize those jobs that they should get involved in. And this job here, which involved taking apart a line full of naphtha, or at least containing naphtha, located directly above sources of ignition, we felt is the kind of a job that management and supervisors should have been involved in from the early -- from the get go, from the very beginning. And had they been involved from the very beginning, they would have been knowledgeable of the fact that drain valves were plugged, maybe that things were leaking, that they had to pump this thing out three or four, five times. And they would have known that things weren't going right. And had they known that, I'm sure they would have taken appropriate action.
So, a couple of our recommendations. Recommendation one is to develop a system to improve communications between the operating shift organization and management and first line supervisors. And we feel that could involve more face-to-face communication. I know Dennis alluded to a lot of e-mailing and telephoning. Telephoning allows interaction, but e-mailing doesn't really facilitate a conversation or giving guidance or acute questioning and answering, and we feel they need more face-to-face communication on this kind of thing.
We would have recommended that they do away with two operating organizations on one plant. They did that during their stand down period. And so a recommendation on that is they make sure on that
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103 one organization now that their lines of communication and authority are clear.
Recommendation two would be develop a system, foster a culture, philosophy -- maybe A.D. Little could help out with the proper terminology on that -- that encourages management and first line supervisors to seek to recognize a situation. They should exercise the responsibility and authority. You know, get it -- that could involve questioning the safety -- of the job, issuing written or oral instructions is they need to supplement safety standards, safety procedures, doing field follow-ups, and basically being pro-active to talk to the operators to find out what's going on with the plant and know that things are really going right.
And one final recommendation is to figure out a way -- and I'm -- going to tell them how to do it -- to determine that this is not plugged, and that can involve a better corrosion control, although I think that's maybe wishing too hard, a flushing system, or someway to keep that clear to verify that there's flow through the valve. One of Dennis's response was they went out and checked the valve, that it strokes up and down, that's fine, but they didn't have a way to check that there was flow through the valve, and that fell through a crack. So, that's one of our recommendations, is to ensure the integrity of the system right here.
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And that was a very quick and fast synopsis of what we put together for our report.
CHAIRMAN HILL: Are there any questions from the members?
One thing that you said, Bill, regarding the benzene line designation. Just having a designation, a recognition that a line contained that substance carries a whole separate set of procedures, does it not?
MR. ALTON: Yeah, there is a benzene procedure. It's a well written procedure, and it wasn't followed.
CHAIRMAN HILL: Any questions?
MR. POJE: Bill, I don't know whether you had a chance to hear the presentation this morning, but some of the issues that were raised by the CSB investigators included issues like the shutdown of the process unit to safely conduct repairs. Did you see anything inconsistent with the analyses that you were doing in your investigative work with the evidence that was presented surrounding?
MR. ALTON: No. I should have mentioned that right on in the very beginning. We have no inconsistencies with what was presented to you, in either in facts or in some of the conclusionary things that might have started to draw off on it. No. We're together.
MR. POJE: I know it was just presented to you this morning, so, if you do, within the next three weeks in review and
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105 analysis of what has been presented today, please act upon the Chairman's suggestion of getting back to us.
CHAIRMAN HILL: Any -- any additional information from the County?
MR. SAWYER: Yes. What I'd like to -- one of the things that also happened at the same time are the Board of Supervisors, County Board of Supervisors, asked -- excuse me. Let me introduce myself, first.
My name is Randy Sawyer. I work with County Health Services. I'm also an Accidental Release Prevention Specialist. I've had 15 years of industrial experience, and I've worked with the County for seven years in working on a risk management prevention program, and now the California Accidental Release Prevention Program. I have a BS, a bachelor of science in chemical engineering from the University of Missouri, Rolla.
But to go back, the Board of Supervisors, after the accident, asked Tosco to actually shut down the refinery to make sure it was safe to operate. And they did this request on Saturday, February 27th.
On March the 2nd, Tosco agreed to do what they call a stand down for at least 60 days during this period to do a safety evaluation.
On March 16th the Board of Supervisors actually agreed to a process to do a safety evaluation, and they hired, at that time, Arthur
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106 D. Little to do this third party evaluation. Arthur D. Little presented their final report to the Board of Supervisors on April 27th, and during that period of time it was a very public process that Arthur D. Little went through. There were at least three public meetings they had to discuss what they were doing, what the process they were going through. And they also had a -- they gave a small presentation to the Hazardous Materials Commission, which is a commission under the Board of Supervisors in the County.
The final report they gave was on May 10th. After all the public comments were in they completed a report and submitted it on May 10th.
Arthur D. Little is still working with the County right now on a follow-up evaluation to see how Tosco's working to implement their action plan to implement the recommendations and findings that were found during the safety evaluation.
One thing I want to make clear, that what Arthur D. Little did was they did not -- they looked at the overall facility. One thing they did stay away from was the incident itself. They did not really evaluate the incident, they did not do an investigation of the incident, but they did an overall safety evaluation of the facility.
Right now I'd like to introduce Dr. Ivor John. He's representing Arthur D. Little today, and he was a primary evaluator of -- from Arthur D. Little during the evaluation.
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MR. JOHN: Thank you, Randy. Members of the Board, my name is Ivor John. I was Arthur D. Little's team leader for the safety evaluation onsite. I was with Arthur D. Little for more than eight years, during which time I was involved in process safety management, safe -- developing management systems, conducting audits and assessments, and also doing risk management type projects.
The main objectives of the evaluation provide an impartial and objective review of the refinery's management systems and safety practices. As Randy said, the scope included the whole refinery and not just the crude unit where the accident occurred. The scope included management systems, human factors and safety culture.
The team was directed to interview Tosco management, Tosco employees and contractors. However, the crude unit was specifically excluded from our evaluation. In addition, any review of the accident was also excluded.
The refinery was shut down during the period of the evaluation, so the team was unable to observe workers performing their normal duties. Most of the evidence used to develop findings was gathered from interviews, from review of documents, and some physical observation.
The findings and recommendations were presented to the Contra Costa Board of Supervisors and Tosco. Tosco has subsequently
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108 agreed to implement all of the recommendations that came out of our evaluation.
The main intent of the assessment was to identify areas where Tosco could improve their safety management systems and safety culture. It was never intended that the findings would be used to establish the cause of the accident that occurred on the 23rd of February. It was left to the Board's discretion to determine whether the evaluation findings have relevance to this inquiry.
The main findings from this evaluation that may be of interest to the Board are summarized as follows.
Number one. Based on our interviews, it was apparent to the team that there was an adversarial relationship between workers and managers at the refinery. This was considered to present a significant barrier to superior safety performance.
Number two. The general perception of workers at the refinery was that management's commitment to safety was lacking. We were repeatedly told that senior managers were not visibly committed to safety, and role models for good safety management were not widely recognized.
Number three. Safety communications up and down the ranks would frequently break down or get blocked. As a result, the Tosco safety message was not clearly and universally understood.
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Number four. Organizational changes were not reviewed by Tosco management to evaluate their potential impact on safety. We were told that following certain changes, organizational changes, employees were asked to take on new safety responsibilities with only limited training. Many employees perceived that organizational changes had a detrimental effect on morale and safety performance.
Number five. The team did not feel that human factors issues were adequately addressed in the process hazards analyses. Examples of human factors concerns identified by the team were related to valve operation, remote controls for fire isolation, furnace operation, control panels, and radio communications.
Further details of these and all other findings are in the safety evaluation report which is available to the Board. Thank you.
CHAIRMAN HILL: Thank you. Any questions of the members? Dr. Rosenthal.
MR. ROSENTHAL: Ivor, this is just a guess, but if the recommendations you made in your report had been in place, would they have substantially altered the likelihood that the incident we're looking at would have occurred?
MR. JOHN: I don't think that's a yes-no answer, but --
MR. ROSENTHAL: That's why I said likelihood.
MR. JOHN: Some comments on that. These findings reflect on the safety culture at the refinery. And I think if the
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110 recommendations to address these findings had been successfully implemented, then the culture at the refinery would be a lot healthier, and attitudes would be more favorable to working cooperatively with workers and managers to communicate the issues that we're hearing about today. And I think communications and the flow of information would certainly have helped. I'm not saying that it would have prevented the accident, but I think it would have helped.
MR. ROSENTHAL: A further follow-up question. Tosco has granted employees some rights in regard to shutting down operations that were considered to be unsafe. What factors in the culture affected whether or not workers employed that authority?
MR. JOHN: One of the issues relating to that that we heard about was the Avon refinery comes from a merchant refining background. It's been -- production, historically, was very important to the refinery, and the culture that that developed at the refinery has prevailed to a large extent so that historically there was a culture related to that.
In recent years, management has implemented change, the business environment is different, and some of those attitudes have been slow to change in the organization. And I think that's one of the underlying factors, I think, that has resulted in the culture that we have today. Production being very important. And not at the expense of
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111 safety, but it is still perceived to be an important part of the operation. When I say that, I mean this is prior to our evaluation.
Nobody said that they did not have authority to shutdown a unit. Neither did we find examples of situations where units should have been shut down that weren't. But we did sense from our interviews that some people felt some pressure to keep the unit running when probably a more objective review of the hazards might be appropriate.
CHAIRMAN HILL: Dr. Taylor.
MS. TAYLOR: You mentioned that the team did not feel that human factors issues were adequately addressed. What human factors issues are we talking about in this instance?
MR. JOHN: Human factors -- we had a human factors specialist on our team, and he looked at human-human interactions and also human-machine interactions. In a normal process hazards analysis, since process safety management standards have been implemented throughout the '90s, industry standards have evolved for evaluating those human factors.
At least with detailed checklists and studies specifically addressing human factors. The specialists that we had conducted numerous focus groups with the operators and did identify a lot of issues that I think if the process hazards analysis were really evaluating human factors effectively, might have been addressed in those studies.
CHAIRMAN HILL: Okay. Dr. Poje.
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MR. POJE: Yeah, Ivor, thank you for your comments. Similar to the question that I asked Mr. Alton earlier, some of the analysis from the Chemical Safety Board investigative staff focussed on issues such as management oversight, of process operations, maintenance and operating procedures, including their rigor and their implementation and their clarity and management of change operations. Did you see anything? I know it wasn't your responsibility to conduct any investigation into the crude unit and the incident at hand, but do you see any inconsistencies with the analyses that were generated in the conduct of the investigation of this incident and your overarching analysis of safety culture and safety systems?
MR. JOHN: I think on the contrary it's assuring that a lot of our findings are consistent with the specific issues that are being identified here. And I think whereas our report looks at an underlying -
- at the underlying issues in the management systems and the safety
culture, here we're seeing specific symptoms at this unit.
So, a couple of things have been said that are possibly inconsistent. One is with the audits of the safety permits. We were told and did see some records of audits conducted by the Health and Safety Department of the work permit system. So, maybe that's an issue that we should resolve collectively. I think that was the main one, actually, that I'd like to raise.
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MR. POJE: And one more question for Mr. Sawyer. You mentioned that the Arthur D. Little Group would be continuing to do some follow-up evaluation. What's the nature of that work, and do you have an anticipated completion date for that work?
MR. SAWYER: Yes, we do. What's going on now, someone from Arthur D. Little meets with Tosco about every four weeks and they spend about a day with him to go over what their plan is, how they're implementing their plan, and basically to make sure that their plan that Tosco put together is actually addressing the recommendations that they came up with and the findings that they found during the evaluation.
Late November or early December of this year Arthur D. Little will have a team come back onsite and do another evaluation to follow up on their evaluation that they completed last April, and then they'll give a report. That again will be a public process, and they'll give a report to the Board of Supervisors at the time, a follow up report.
MR. POJE: If I could ask for a clarification. Because your original work was done during the stand down period and obviously there was not ongoing operations and daily work being performed, would you anticipate that the second phase of evaluation would include some performance evaluation, examining particular work activities?
MR. SAWYER: We hadn't really brought that into the thing. Basically, what we're asking them is to come back and to ensure what they
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114 had recommended in their report is being implemented and is being addressed.
CHAIRMAN HILL: Dr. Taylor had another question.
MS. TAYLOR: I'm a little confused. And I'm going to go back first to the presentation from Contra Costa County regarding the work procedures that you said were not followed. Were these again -- were these written work procedures that weren't followed, or work procedures that were understood?
MR. ALTON: These were written procedures that were not followed, and just add to that they are sort of standard procedures in the industry on how to properly prepare a line for turning it over to maintenance. So, it was both -- it was both written, and it's very standard.
MS. TAYLOR: Okay. The second question was that I think most of you mentioned that workers understood that they had the authority to stop the line. And I also heard that in interviews that were conducted in previous investigations that had been conducted, there had never been an instance where a line had been stopped. Is that my understanding? Is that correct?
MR. JOHN: No, that's not quite correct. Process units where upset conditions have occurred have been stopped. What we didn't establish is that what we saw is that no operator had been reprimanded for stopping a unit because it was cut in production at the expense of
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115 safety. So, the units are stopped. They are shutdown. I mean, that is an occurrence that happens.
MS. TAYLOR: And we have some instances of where that has occurred with dates and times of explanations of safety problems, and they were stopped because of that?
MR. JOHN: There was at least a couple of letters that we saw which were from management, actually complementing staff employees for actually doing just that. This was a fairly recent occurrence. But within three or four months prior to the accidents there were three or four letters written by senior management complementing unit operators for their prudence in shutting down the units. So, at least in the written word, management did, you know, demonstrate a commitment to that.
CHAIRMAN HILL: Anything further? Okay. Anything further, Bill, from you or your team members? Any other presentation?
Well, we have -- we have a copy of your report, which you've submitted for inclusion in our record of conside o.0206n
'v'v'v
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CHAIRMAN HILL: We will also admit that into the record as well.
Again, thank you gentlemen, and certainly for all the cooperation that I know our staff had in working with you, we certainly appreciate that.
Next on the agenda we have the California Occupational Safety and Health Administration, which will present information. Again, I'd like you to come up to the table who is going to be doing the speaking. Any -- any information you have to submit for the docket, please do so at the time. Identify yourself as well as your credentials for the record.
MR. KRESHA: Good afternoon. My name is Bill Kresha. I'm a regional manager with Cal-OSHA compliance, out of Sacramento. I'm also the northern California process safety management team leader for Cal- OSHA.
CHAIRMAN HILL: Thank you for being with us, Bill.
MR. KRESHA: It's a pleasure to be here.
We responded to the incident within several hours. We initiated a compliance inspection with the standard opening conference. During the investigation we had approximately 15 personnel involved in this investigation from field staff industrial hygienist safety engineers to -- to attorneys to evaluate our final product. A little over a month ago we released our final product to the employer, which consisted of 33
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117 violative conditions, which were cited with a total penalty of $810,750 to the employer. I believe that we've provided copies of those citations to your investigative staff, and if they need any other additional supportive materials we'd be happy to provide them.
Perhaps a better way, instead of going through each one of these citations individually, I've kind of grouped them in functional groups.
The first group of 12 citations is for our Section 5189, which is our process safety management standard. Of those 12 citations, four are considered to be willful serious.
The next group would be from our refinery safety orders. There are nine citations in that group. Five of those are considered to be willful serious.
The next group would be from Section 5218, our benzene standard. There are seven citations in that group, and no willful serious.
And then there are five additional citations that come from our general industry safety orders and would follow from our injury and illness prevention program and other associated standards. One of those citations is also willful serious.
There are 16 willful citations in our regulatory package, 10 of those are willful serious.
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The citation package is under appeal at the present time. The employer has also asked for an informal conference which will be held in a little over a week from now. Because of the appeal, I'm kind of restricted to publicly discuss a lot of the individual matters of the case, but I'd be happy to try and answer any general questions you might have.
CHAIRMAN HILL: Okay. I was going to recognize that on the record, that my understanding is there is appeal pending legal matters regarding the citations. So, it will necessarily amend our ability to question as well as your ability to answer, I assume. But if you're willing and if the members have any questions about these, we will give it a shot and see what we run into.
Anybody have anything?
MR. ROSENTHAL: Well, since I don't know what you can't answer, you can answer, I'll ask the questions and then you tell me you can't answer or answer it.
I'd like to follow along the lines that Dr. Poje questioned other expert witnesses. Are there issues or preliminary findings that you've heard from the other presenters that are at variance with the citations, as issued?
MR. KRESHA: It's my understanding from talking with my field staff before lunch today that there are no significant surprises in the testimony as given so far.
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MR. ROSENTHAL: Are there issues that your staff and experts feel were not addressed in the reports by either the County or A.D. Little, or the CSB presenters?
MR. KRESHA: None that I'm aware of.
MR. ROSENTHAL: Thank you.
MR. POJE: Bill, we're the US Chemical Safety Board and we have to keep our eyes open for the entirety of the country. Clearly there are opportunities that occur because of County related activities here in Contra Costa County, but also activities as a result of State specific functions. Would you care to comment about any differences that might occur between the California Process Safety Management regulations and, particularly, your refinery safety orders that you might have knowledge of as being different, for good or for ill, compared to the national standards?
MR. KRESHA: I don't believe I can fully answer that question at this time. I would like to say that in addition to the 15 staff people who have -- from the Cal-OSHA program, we did have assistance from Federal OSHA, as we usually do on larger events such as this. So, I would like to acknowledge that and thank them for their support as well.
MS. TAYLOR: My understanding of OSHA would be that you would not have significant difference unless there was an increase in
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120 your regulation, versus something that would be different from the general Federal regulation, right?
MR. KRESHA: That's correct. As a general issue, that would always be true.
I would like to make one final comment before I leave. I would like to thank you for the opportunity to work with your investigative staff on this particular inspection. Although it's always a very serious issue, always a very somber issue, we truly appreciate the professionalism that your staff presented to us, and I'd like to thank you for that on behalf of the work team.
CHAIRMAN HILL: Well, likewise we express our thanks to you for the same sort of courtesy and cooperation and professionalism. It was reported back to us that the working relationship between the agencies went very well, and we hope we can continue that, albeit under those unfortunate circumstances.
MR. KRESHA: Thank you.
CHAIRMAN HILL: Thank you very much.
Okay. I see we're ahead of schedule, so I take it that most people in the audience and the participants don't mind that too much, so we'll continue moving forward.
Next on the agenda we have a presentation by representatives of Tosco. Mr. Ziemba.
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Larry, I've been asked by the Court Reporter to ensure that you spell your last name. We should have been doing this for everyone, but just for the record.
MR. ZIEMBA: Okay. Well, my name is Larry Ziemba, Z-i-e-m- b-a. And good afternoon, Chairman Hill. I'm representing the Tosco Refining Company today. And thank you for inviting Tosco to address the Board in this process.
For the record, I have an engineering degree from the University of Illinois, and a masters from the University of Chicago. I've been working in the refining industry for the last 22 years in four different refineries across the United States. During this time I've held various positions of increasing responsibility in the maintenance organization, including field maintenance, operations, and engineering. Currently, I am the general manager of Tosco's San Francisco area refinery, which includes the Avon facility.
Before I make some comments on the February 23rd accident and the actions that Tosco has taken since that time, I would like to say something on behalf of all of us employees at Tosco.
We are very sorry that the accident occurred, and the memory of this tragedy will be with us for the rest of our lives. Our sympathy goes out to all of the families and the friends of those who were lost and injured.
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Now, in keeping with the fact-finding nature of the hearing, I would like the Board to consider several points that Tosco would like to make.
First, since this accident occurred we worked closely with all of the agencies involved, including the Chemical Safety Board staff. We conducted our own internal investigation, and our conclusions generally agree with that of the Contra Costa County Health Department Services. And that is that if established procedures were followed, this accident would not have occurred.
Secondly, I'd like to emphasize that all of Tosco management did not knowingly or intentionally expose any workers to a dangerous situation on that day. In fact, there was no pressure to complete this job. It was being progressed on a normal schedule, straight time.
Third, much has been said about the decision to work this job while the unit was running. In many industries, including the refining industry, the removal of pieces of equipment from service for repair or replacement is done on a routine basis while the unit is running. In fact, many of the OSHA regulations provide for this type of work to be done while the unit's running. We believe that Tosco's procedures at the time were consistent with the OSHA regulations, allowing for the work to be done safely by properly draining, isolating and preparing the equipment for maintenance.
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I'd now like to report on some of the action that Tosco has taken since the -- the step, the unprecedented step of shutting down the Avon refinery in March.
First, we've retrained all 700 employees in safe work procedures, essential job skills and operating procedures. We've worked cooperatively with the PACE union leadership to make safety related changes to the collective bargaining agreement, and we continue work, with the help of PACE leadership, to implement these changes and to further improve communications.
We've completed a very extensive inspection and maintenance project to ready the refinery for start up, and we've worked well over a million hours during this project with an outstanding safety record.
We've also retained Dupont Safety Services, a world renown consulting firm which is part of the chemical giant, Dupont. They will assist us in improving our safety management systems. Dupont will conduct an evaluation, hold leadership workshops, and help train managers, supervisors and workers in the same systems that it uses as one of premier leaders in plant safety.
You've already heard about the Arthur D. Little recommendations. We've embraced those and stand by our commitment to follow up and complete all of those recommendations by year end.
And probably most importantly our management team continues to emphasize to all employees that everyone working in the refinery has
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124 the authority and the responsibility to stop the job, shut the unit down, if necessary, if they perceive an unsafe situation. This is a policy that's been in place at Avon. It's a message that I communicated when I -- in January and February of this year, prior to the accident. And it's a message that we continue to communicate to our employees.
That summarizes the work that we've done since the tragic accident. I did want to make a couple of comments about the -- some of the presentations today. We've listened intently to the presentation made by the Chemical Safety Board investigators today. We have some concerns that a number of statements appear to be inconsistent with the facts, as we understand them, and we will be submitting detailed comments to the Board. And as I've said earlier, we've cooperated. We didn't make the slide today on the groups that cooperated. But I think we've cooperated with your staff. I believe that we responded to all of the questions that have been submitted by the staff, and I was surprised today that there was a little clarity -- missing clarity on whether or not we had answers to some of those questions. But we'll be glad to meet with the staff again, and go through those.
And in order to clarify some of those questions, we have submitted a list of questions that I'd like -- answers to questions that I'd like to submit into the record today. These were submitted on September 3rd. And I think this will help clarify some of the things that didn't get answered this morning.
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CHAIRMAN HILL: Larry, who had submitted those questions?
MR. ZIEMBA: Those were submitted by our legal counsel. It's a 14-page document.
So, Dr. Hill, we look forward to learning from this accident. I think the industry looks forward to learning and improving safety. We thank you very much for providing Tosco with the opportunity to speak today. And this concludes my presentation.
CHAIRMAN HILL: Thank you, Larry. I have one question.
You came into your position only a short time before the accident occurred; is that correct?
MR. ZIEMBA: That is correct. In January.
CHAIRMAN HILL: You had been at another Tosco facility?
MR. ZIEMBA: Correct.
CHAIRMAN HILL: Yes. Relative to the information you submitted, we will include that in the record. And we too look forward to continuing, particularly where there may be some inconsistencies, as you indicated, or we had questions that were raised today, that information either had not been forthcoming for some reason. We would like to see if we can resolve that by working directly with you through the investigators. So, we would like to get that information, if we could, depending on how that works out.
Any questions of the members?
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MS. TAYLOR: You mentioned that you retain the safety services of Dupont. I'm a little bit familiar with their program. But I wanted to ask you regarding the safety, health and safety audit procedures, are you establishing at your facility, particularly the one here at Avon, the safety -- health and safety audit procedure for you to routinely check or check operations with a checklist or with documentation?
MR. ZIEMBA: Well, we -- as you heard earlier today, we had those procedures in place. The investigator said that they didn't have records or documents in regard to the results of those audits, and we've -- we've been doing those audits, we've increased the frequency of those audits, and we've also got some outside -- Health and Safety Services is also helping us conduct more audits in the facility.
MS. TAYLOR: And that's done how often or how routinely?
MR. ZIEMBA: It depends on the level in the organization, but typically, at minimum, once a week for a supervisor.
MS. TAYLOR: And if there is something that's identified as being a major problem, how does that get resolved, or how is that handled, to make improvements or changes?
MR. ZIEMBA: Hopefully, it's resolved right on the spot, but if necessary, there is a wealth of resources available in the refinery. We've got health and safety professionals, we've got a
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127 technical services department which includes mechanical and chemical engineers. We've got the chain of supervision that's available.
CHAIRMAN HILL: Dr. Rosenthal.
MR. ROSENTHAL: Larry, what you announced as your ongoing program, based on my knowledge, sounds excellent, good practice, maybe even best practice. Why was there a need to introduce them at this time?
MR. ZIEMBA: Introduce what?
MR. ROSENTHAL: These programs at this time. I presume that they've been introduced since you arrived.
MR. ZIEMBA: I think there were programs in place at Tosco Avon and, you know, as any new manager comes in, they have special emphasis in certain areas and they want to make changes and improvements and enhancements.
MR. ROSENTHAL: One other question. I think the practice that existed prior to your arrival of empowering workers to shutdown processes is a very positive step. What measures exist since while you empowered them to do it, I'm sure, based on your remarks, that you consider that ultimately you also are responsible for seeing that the plant is operated safely. Do you have measures in place, or contemplating, that will offer you assurance that the workers and your other managers are properly employing this authority?
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MR. ZIEMBA: Well, you know, I think that, you know, that's something we're going to have to do day by day by having our managers out -- out in the field and everyday seeing what's happening.
MR. ROSENTHAL: Let me ask you one last question. Were the -- this is maybe awkward. You may not be able to answer it. How would you compare the safety systems and management oversight systems at Avon to your previous refinery experience in Los Angeles?
MR. ZIEMBA: I -- I'm not going to comment on that today. We've heard from Mr. Kresha that there's an appeal process going on, and there's litigation pending here.
MR. ROSENTHAL: I can understand that. Just wondered if you could comment on it, and I understand why you can't.
MR. POJE: Yeah. Thank you, Larry, for appearing here today. It's very important that you be present at this Board of Inquiry.
I believe you were here when the CSB investigators were presenting some of their preliminary understanding of the facts and some of their findings. One of the issues that was raised in their investigative issues area was this concept of shut down of the process unit to safely conduct repairs, and went through a series of evidentiary trains, trying to show issues of high hazard and non-routine, and were perhaps pointing to the need of a specific protocol that would clearly delineate for all parties in a very complex operation involving multiple different groups how best to broker the existing risk management
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129 expertise in the facility about the nature of that safe conduct of that work.
There would seem to be a sense that there was no a clarity of that process, according to their understanding. Do you feel otherwise at this moment in time, or do you have any sense of evolution that you've gone through that is bringing a more decision-making protocol for shutdown procedures around maintenance operations?
MR. ZIEMBA: Well, you know, I'm not sure I understand the question completely, but I think that we had, certainly, the procedures in place that -- the permitting procedures on the job. We had the procedures that required the proper isolation and blinding. And we had the procedures that required the unit to be shutdown if there was an imminent unsafe situation that developed.
So, and I, you know, you've heard testimony today from the County on the Arthur D. Little report and 72 recommendations, and I -- I -- we are embracing those, and if you're asking if those types of things are going to help improve safety, absolutely.
MS. TAYLOR: I have one other question. Regarding the use of the bypass valve, using for the naphtha draining, how long would you say the use of a bypass valve would be okay?
MR. ZIEMBA: Well, I -- you know -- you know, that's a difficult question to answer. I think -- I would suspect that we would not use a bypass valve on a regular basis, although they're installed for
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130 that purpose, to bypass equipment online. So, I -- that's a difficult question for me to answer.
MS. TAYLOR: I guess because according to what the CSB investigators had in their records, which may be wrong, or may not be complete, was that it was 1997 that there was a recording of the use of the bypass valve in this particular case. So, it had been used for the last two years. Would that be the normal thing to do?
MR. ZIEMBA: Yeah. You know, I'm not -- I'm not prepared to answer that question right now, but we would certainly be willing to clarify that.
MS. TAYLOR: That would be good. I'd appreciate that.
CHAIRMAN HILL: Thank you, Larry. Certainly we appreciate you appearing today and participating in this process. It is certainly very important to us to continue a working relationship with you again through the investigators that if the same challenge that we give to all the presenters today that if you heard things or have additional information to submit that deal with some of the issues you heard today, we certainly encourage you and your staff to continue that working relationship with us as we prepare to wrap up this case and move into the final stages. I certainly appreciate the information that you have shared up to this point, and that has, of course, been very useful in getting us to where we are. So, we look forward to it, and thank you very much for your participation.
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MR. ZIEMBA: Okay. And thank you for the opportunity to comment.
CHAIRMAN HILL: Thank you. Moving right along. I'd now like to call on PACE, the Paper Allied Industrial Chemical and Energy Workers International, and the Local, that will be presenting information.
Again, for the record, if you have anything to submit, please do so at this time. Introduce yourself again, your name for the record, and spell it for the Court Reporter, and your position as well.
MR. SULLIVAN: Hi. My name is Steve Sullivan, S-u-l-l-i-v-a-n. I'm an international representative with the Paper Allied Industrial Chemical and Energy Workers, or PACE. My background in industry is I hired in mid-1974 at the Standard Oil refinery in southern California. Worked process units for about 15 years. I was a division trainer for a couple of years and then was given an opportunity to work for the union.
Back in 1990 I worked with Long Beach Assemblyman Dave Elders' office in drafting the California Oil Refinery and Chemical Plant Workers Safety Act of 1990, from which we developed Section 5189, and incorporated the Process Safety Management Standards for the State of California.
CHAIRMAN HILL: Thank you for being with us, Steve.
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MR. SULLIVAN: On behalf of the Paper Allied Industrial Chemical and Energy Workers International Union I extend our deepest sympathy to the workers and their families of the PACE bargaining unit at Tosco Avon. I also extend our condolences to the contract workers and their families that suffered the loss of loved ones and friends in the February 23rd, 1999 fire. The following comments are provided regarding the February 23rd fire at Tosco's Avon, California refinery.
The report generated by the A.D. Little audit and the preliminary report to the Contra Costa County Board of Supervisors, issued by the Contra Costa Health Services, following their investigation, failed to adequately address the absence of an effective management system, which should have identified and corrected the corrosion problem which occurred in the naphtha draw line.
The mechanical integrity component of the process safety management standard requires facility management to ensure that the equipment being used is maintained in proper condition for safe operation. This imposes an obligation upon management to develop and implement an effective means of monitoring equipment status and condition. The fact that the bypass valve on a naphtha stripper level control loop had been in the open position for quite some time should have triggered a thorough review of the functional operability of the line. This review should have identified the corrosion, scale and sledge build-up, and subsequently, the thinning of the line, before it resulted
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133 in the initial leak. Such a program, in order to be truly effective, must provide for worker input regarding operational status, and must be formally recognized and reviewed by upper management. Without the review by upper management of worker entries regarding abnormal or unusual operating or equipment conditions, the workers may begin to discuss the value of the program and consider it just another meaningless program wherein they provide information which ends up being disregarded by their employer.
Second point. Another management system that either failed or didn't exist was the requirement for written special instructions, especially when doing non-routine jobs. The project to replace the naphtha line while the unit remained online was an extraordinary job. This is not to say this type of work has never been previously performed in the industry. However, extraordinary jobs require extraordinary care. In this situation, that didn't occur. The fact that the line was out of service and awaiting replacement was well known for over 10 days. During that time, every effort should have been made to develop a written procedure covering all aspects of how to perform the removal and replacement of the line safely, from both an operations and maintenance standpoint. While the process operators and mechanics may be expected to participate in writing such special procedures, the leadership and supervision necessary to compel and review those procedures must come from management.
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Another point. The work involved cold cutting a line on a live process unit. This work was allowed without the requirement of a hot work permit. While cold cutting the line is not in itself hot work, the location where the work was being performed must be taken into consideration. The requirements when cold cutting a line, whether drained or not, cannot be allowed to be the same when the line is located on a live process column, the same as it would be if the line were in a remote area, such as a tank farm. When work of this nature is being performed in a live process unit, it should be considered hot work, with all the safety precautions such a hot work job requires.
Number four. Industry needs to begin the process of dialog with regulators and labor to define the criteria to be used to determine at what point will process units be shut down when work of extraordinary or critical nature is to be performed. Though no single definition may be universally appropriate, it appears to us that such decisions are made without uniformity from one refinery to another, and from one refinery to another within the same company.
Fifth, there exists a lack of consistency between refiners as to what constitutes PSM compliance. This creates situations where the potential benefits to be derived from PSM standards are diminished. Some locations are further up the curve than others, even though they may not perform management of change, review, or process hazard analyses to the extent or frequency we believe they should occur. We believe CSB should
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135 recommend that Fed OSHA review and clearly establish what types of changes trigger MOC's and PHA's, and what operating or maintenance duties require written procedures, and to what level of detail.
Number six. Among the various regulations issued and enforced by Cal-OSHA are the petroleum safety orders. Specifically, Title 8, Division 1, Chapter 4, Subchapter 15, "Refining Transportation and Handling." Though not all encompassing, they do provide a foundation for command and control type regulations, versus a performance-based PMS standards. We are not aware of any comparable standards within the Fed OSHA regulations. The vacuum of enforceable, universal, baseline standards for OSHA program states to model must be corrected. Federal standards for facilities covered by PSM must be expanded to include specific command and control regulations, similar to but not as limited as California's Petroleum Safety orders. The lack of specificity from Fed OSHA in these industries has created an environment where the public had a tremendous concern for their safety and health, based on the track record the industry is accumulating.
When members of the public are becoming as concerned about a facility’s impact on their health, due to offsite consequences, as the workers in the plant are due to onsite consequences, it should send a clear signal to the federal government that greater regulatory controls are needed.
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We believe the CSB should recommend that Fed OSHA be directed to compile a full collection of any and all municipal, county and state and federal regulations over refinery safety, and begin the process to establish clear, specific command and control regulations for safe refinery operation.
We recommend a nation wide task force be created involving regulators and worker representatives, both experienced in refinery safety, to formulate these standards.
Finally, we believe that as exemplified by the Contra Costa County Industrial Safety Ordinance, municipalities can take the bull by the horns and fashion a comprehensive safety ordinance. However, refinery workers in neighboring communities cannot afford to wait for a similar catastrophe to occur in their backyards in order for the public will to rise up and demand passing similar municipal legislation. The ISO should be used as a model for the minimum level of compliance with existing risk management and prevention programs, whether federal or state based. That's it.
CHAIRMAN HILL: Any questions of the members?
MR. ROSENTHAL: Steve, why do you believe -- let me -- I presume that you believe that it's a positive thing that workers be empowered to shut down processes when they think they're unsafe; am I correct?
MR. SULLIVAN: Yeah.
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MR. ROSENTHAL: Why, then, do you believe in an organization such as Tosco where there is a -- a strong union that workers did not exercise its authority to a greater extent?
MR. SULLIVAN: Well, actually, for -- for generations, organized labor and workers overall have fought for right to know, right to act, right to refuse type of legislation. And for all intents and purposes, it exists. But the fact is when you are in the control room, there's a great deal of pressure to go ahead and keep the unit running and keep it running online at whatever spec is being called for, whether it's maximum gasoline draw, diesel, or whatever it may be.
So, there's an influence of expectation. You know, you're expected to keep the thing online. There is a great deal of intimidation. A great fear factor amongst the factors about actually going up and challenging management on a decision to -- whatever it may be, whether it's started a pump up or shutting a unit down. Workers don't have the confidence that they can challenge their supervisor, and maybe go beyond that supervisor and go to the next level of management to challenge that supervisors decision, without the fear of retaliation.
Now, whether or not the retaliation is going to occur or not doesn't matter, because it's the individual's perception of what may happen that's going to control his decision making process. We can't say that, well, you know, no one's ever been disciplined, therefore, everybody should do it. Because we're all going to have that same
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138 feeling in the back of our heart that I maybe the first one to get disciplined for doing it. You know, what are going to be the consequences. I'm going to be labeled as not a team player. I'm going to be able to advance to the next highest position within the bargaining unit, you know, a lot of things may happen. So, those things -- those things play on an individual, along with the fact that almost every company around now posts all these production goals and profit goals by department and everything else in other control rooms, and these, again, are influences on the individual. You know, he's going to go ahead and take an action which is going to shut down a unit, but maybe somebody else could have kept online or would have kept online, and it's going to have an impact on the profitability of the company and possibly even some kind of a profit sharing incentive.
MR. ROSENTHAL: May I follow just up on that and very closely -- good reporting with regard to a contest on OSHA Recordables, pressure on employees not to report. But let me ask you this question, is there a constructive role that the union might play or a more constructive role on the recommendations that might be made to the unions with regard to supporting the members in the exercise of this authority?
MR. SULLIVAN: Certainly. It fortunately doesn't happen very often, but I think any one of us who's in this position can recall situations where people in the plant have called us and said, "Hey, we have a real concern here," you know. Maybe we're running an okay cooler-
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139 type situation with a fire hose turned on the outside in exchange because there's a hot spot, or we're using air fans to cool off a return tube on a cat crack or some of those things. And typically what we'll do is we'll call whomever we have to in the refinery and let them know that we're aware of it and, you know, we want an answer back immediately as to what they're going to do or we're going to go ahead and notify OSHA, and then that's it.
CHAIRMAN HILL: Dr. Taylor.
MS. TAYLOR: Steve, I thought I heard previously from one of the presenters that workers at Tosco at some of the other jobs had routinely stopped the line for making changes or for making repairs. Are you familiar or had -- had your members mentioned that that had happened before and that this was something they were used to doing?
MR. SULLIVAN: Yeah. It's not uncommon for it to happen, but it's becoming uncommon to find the individual drive and enough tenacity to go ahead and do it. I think that in many cases, you know, it may only be one single individual out of a department that has the necessities to go ahead and pull that off, you know, somebody that's got enough -- enough comfort and is confident that they're going to do it and not get in trouble,
MS. TAYLOR: So, it varies from department to department maybe, or --
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MR. SULLIVAN: Well, it's going to vary from individual to individual, even within the same department. You may have five people on one crew, and only one of them may have enough guts to stand up and take on the supervisor or even go ahead and shut the thing down and notify the supervisor, "Hey, this is what I did and this is why." It's a -- for whatever reason, I think we have fewer and fewer of those people in the industry. There were quite a few of them in the mid-seventies, but I don't think there is as many around.
MR. ROSENTHAL: It comes back to the same -- the same issue. Could the unions play a more constructive role in strengthening their members resolve, setting a culture where it doesn't require a man with a strong as whatever it is that you don't want to refer to in public to do it.
MR. SULLIVAN: There would be ways of doing it, but I think that one of the challenges we have is that -- is that if an employee goes ahead and takes it on, and if, for whatever reason, it can be a whole -- a backlog of reasons, of problems with this employee, whatever it may be. I mean, he may have a poor attendance record. He does this and all of a sudden, you know, he's just -- he never had any operational problems before and never challenged management. But, you know, it could be just a -- a compilation of things that gets this guy terminated. And it would go through the entire arbitration process.
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You know, if there's a way that the Board can work with us to get rid of no strike, no lock out language, you know, if we need to make -- we need to take action on something like this, we would pull everybody out of the plant, offer the employer a safe and orderly turn around or shutdown. You know, they're not going to get that.
But in reality, we can -- we can talk to the members a lot, but we can't control their thought process in the control room.
We have -- we have situations in a number of facilities where we have a health and safety representative. Tosco Avon happens to be one of them. It's a bargaining unit position. His phone number is well known to the people out there. He has an office. He can be reached by pager. If people have a concern, one of the reasons for that job is that -- is that this person can be someone to stand up on behalf of the workers in the event of an unsafe situation or an unsafe condition to go ahead and go to mid-level or upper management and say, "Hey, this is, you know, we've got some real concerns about this."
I would say that probably the calls on those types of situations aren't as frequent as they should be, simply because this is something new. We've only had it for a few years. I think it's going to take a long time for people to become accepting of the position and adjusted to what that person can and should be doing on a regular basis. So, you know, for a lot of people they're unfamiliar with the potential of what this person can do.
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MR. ROSENTHAL: Thank you.
MS. TAYLOR: I've got one other question in that same regard.
Could -- now that you have a bargained health and safety rep in that unit, could some of that comfort come with increased bargaining language that would address those kinds of issues, like shutting down the facility, where you would have something written that workers would understand, and then there would be an agreement and they would be trained on that agreement and know that this is something that they have a right to do, written right?
MR. SULLIVAN: You could come up with some generic language, but you really -- you couldn't go ahead and try and stipulate to all of the various parameters of the events that may occur, which would -- which would allow, contractually allow the operators to shut the unit down, because there's too many factors going into the equation.
CHAIRMAN HILL: Okay. I think Dr. Poje has a question.
MR. POJE: Yeah, just a follow-up on that line. I have a few other questions as well. But I was interested in reviewing Dennis Walters' portion of his presentation, looking at some of the management systems question. Getting back again to this ability to empower an individual to take action that clearly is a momentous action. It's not a small decision, by any stretch of the imagination.
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Dennis presented a slide indicating the complexity of the work that was occurring during this major maintenance operation where you had several different contractors involved in activity. Scaffolding. A claim -- a vacuum truck operations. You had several different types of facility people. Maintenance operators. Operators -- process operators. So you see that complexity as also playing a role for the good or the ill in enabling such single individual action to blow the issue and say, "This is unsafe. We couldn't isolate. We couldn't drain. We didn't wash. We had hot ignition sources surrounding us."
MR. SULLIVAN: And during the entire time they were under the direct supervision and control of the management representative, the first line maintenance foreman.
MR. POJE: And people are at various elevations and --
MR. SULLIVAN: And with, you know, with contractors, whether they're union represented or not, they still stand the risk of being disqualified from that facility for whatever reason. I mean, it can be on a whim. They were working for a Tosco supervisor, so there was no go-between, no intermediary for them, a representative for them to say, "Hey, wait a minute, this guy's doing something under here. We need to step back and collect our thoughts."
MR. POJE: In that arena, then, the CSB investigative staff are pointing toward the need for some greater degree of formalization of a process that will allow for a more rigorous analysis to attend such
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144 work in a more formalized process for writing such analysis so that it would be more clearly starkly clear to people about the nature of the work and the nature of the hazards. Do you see that as -- as being a useful correction?
MR. SULLIVAN: I think that would probably go along with my comments about the command and control type operations versus just the flat out performance base. Under the PSM standards, there should have been a very specific procedure developed for doing this. I mean, this was -- this was an operating task when it's -- when it's in a live, you know, we're not talking about a construction project somewhere that maybe people don't need to have direct oversight and review of.
But this is something where, you know, the operators were involved, it's in a live process unit, and it most certainly should have had a very detailed job duties list with it, you know, what are we going to do. And when you get to a step that you can't perform, it should be like most anything else. You sit back and you take a look, "Okay. Do we have to change this procedure?" But it's got to trigger a review and notification process somewhere up the train. It just can't all be done on the shop floor down in the control room or on the pump row.
MR. POJE: If I could ask one more. You raise a number of recommendations, and one of the things that I'm struck with is the same evidence that I think Art was talking about.
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There are certain advantages that accrue to organizations that have a broader scope than perhaps a single facility and a single line of work. You see things in a different fashion and a different picture, perhaps. One of the advantages of a Dupont safety -- corporate safety world coming into work with a Tosco is the fact that they have so many facilities, that they've grown awareness of a safety culture and safety procedures that could be applied very broadly.
PACE, as a union, has representation in a number of different types of organizations and businesses, so when you're raising a need of a much more explicit understanding of changes that would be significant enough that they would trigger a more formalized management of change, per written analysis and procedure, does PACE have in amongst its own larger array of membership examples that different workers working in different localities would say is a model? Here's the model that's used in Nashville. Here's the model that's used at Tosco. Here's the model. So that you yourselves would provide some of the data that might be difficult for a small Federal agency to accumulate?
MR. SULLIVAN: I don't know that we have a -- a modualized best practices approach, but certainly myself and many others are familiar with more than one employer. We've been inside, we've worked maybe different locations, and the responsibilities we have for different companies.
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I think we all can kind of sit back and recognize that -- that refinery A maybe has a good training program that the others ought to try and copy or emulate. Company B may have a good, effective maintenance program, whether it be a good tagging procedure, notification, hazard awareness. Every facility has its deficiencies. But it's difficult for us to sit back and try to get the companies to accept someone else's program because they're typically so entrenched in their own. And I don't care what industry it is, GM is going to tell you that their engineers are smarter than Ford, and Chevron is going to tell you that their engineers are smarter than Mobil Oil's. And that's simply the way it comes down. I mean, for crying out loud, they buy the same process from Ford Corporation, and Ford comes in, it's basically an off- the-shelf kit, but the engineers at each location have to make adjustments and tweaks so that it fits in with the Mobile concept or the Chevron concept or the Tosco or whomever's concept.
So, it's difficult to get them to agree to come to the table all at the same time, because of anti-trust concerns. And getting them to agree to some of those other things are just not going to happen. Culturally it's not going to happen.
MR. POJE: One last question, similar to what I've asked before.
Did you hear anything that was inconsistent in the presentation by the Chemical Safety Board investigators, with the
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147 understanding of the facts as perhaps understood by the Local here at the Tosco?
MR. SULLIVAN: No.
CHAIRMAN HILL: Steve, you mentioned that -- and actually made a recommendation that there be some sort of a safety summit. Do you think that would do something along the line of what Dr. Poje was talking about of pulling together representatives from around the country to -- to address this issue and air it further before any clear direction was made?
You also referenced perhaps some recommendations directly to the existing rule package. Could you elaborate on that a little bit more?
MR. SULLIVAN: Yeah. I -- my intention was not to go down the path of a safety summit in bringing a conference or convention together. It was to go ahead and try and get a collaborative effort between people who refinery chemical plant based safety background and experience so we can take a look at the rules that are out there fundamentally and find out what do we have to craft to come up with something that's going to fill the void that's left by the simple performance based standards. Because what we have in place is not enough. It's insufficient, not by design. It's insufficient by interpretation, by application. You know, the process safety management
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148 standards, that's all encompassing. There's nothing that should be -- be overlooked by that.
But the process safety management standards don't apply to each and every process within the refinery. That's one of the comments I made about the industrial safety ordinance which took the PSM components and applied them not only to what RMPP required and also what the State required, but basically covers every process in a refinery. Now nothing is excluded, you know, it's just -- it's the threshold quantities of the material that's going to go ahead and determine whether or not the equipment in the refinery is going to be covered by those elements of process safety management. And then we get back into the -- into the ambiguities of what's required to comply with the process safety management standards.
Some people -- some refiners will go ahead and do an MOC on a piping change. Others won't. Some do it on staffing changes. Others don't. Some people have procedures on almost every routine and non- routine line-up on a tank farm. Others don't. Some have just generic procedures on how to start a general centrifugal pump, single stage. Some facilities say, "Well, we really don't need to have that. That's not one of the things covered by the normal operations or procedures requirements of PSM." And so that's really where we're really missing the boat.
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MR. POJE: Steve, could you put your recommendation. Not to detail what some people do or don't. But you made a general recommendation to the Board in regard to this summit, the OSHA regulations, and other things. How did you get so smart? You knew what I was going to ask.
CHAIRMAN HILL: Yes, could you submit that for the record? Of course. Thank you, Steve. Any further questions for Steve?
MS. TAYLOR: No. Thank you.
CHAIRMAN HILL: Thank you very much, Steve. And certainly express our appreciation to the cooperation that we received from PACE and your members at the facility as well as International as well. We again appreciate your contribution to this process and certainly appreciate the ability to have your insights as we go forward with this case.
Let me ask the members if there's -- if there's any presenter. We are now at the end of our official presentations. We have finished early, miraculously, which is not often the case. People say government works slowly. Well, we're trying to speed things up a little bit and appreciate everyone submitting written information for the record today and being concise with your commentary.
But I'll ask the members if there's anything --
MS. TAYLOR: For those of us on the east coast it's 6:00 o'clock, you know.
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CHAIRMAN HILL: Now that you're a Baltimorean you can do that.
MR. ROSENTHAL: No, Paul, I don't have other things to pursue. I just wonder if as a courtesy, since we are moving ahead of schedule, we need to convene again at 6:30. But if there are any members of the general public present is it possible to close the session and give them the opportunity to perhaps make their comments and go home?
CHAIRMAN HILL: Okay. We can see if that's possible.
MR. POJE: The only comment I have is that I value this process, I think it's been extraordinarily useful for me as a Board member to hear the perspectives laid out. However, I do want to reiterate what you opened up with, which is this is a step in the center of the process. I think the knowledge that's gained collectively from all of the testimony provided today, if anybody has any reinterpretation of the comments that they gave to us in light of what others have said and want to augment that, I just would share the feelings of, I know, the rest of my Board members here, that this is the time to do it. It helps us bring this government process to fruition at a quicker rate, and it also should help us make the best technical work product appear as a result of this investigative work.
CHAIRMAN HILL:
Well, acting on Dr. Rosenthal's recommendation, we -- we have heard from representatives of the County, the Board of Supervisor's Office, that some citizens had called in
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151 requesting or wondering why the public comment period had been scheduled for the evening. Our efforts to do so were to try to ensure that people who were employed at other facilities or whatever, out making a living for themselves, would have the opportunity later in the day to come by and provide their comments.
However, registering that objection, as Dr. Rosenthal recognized, we have some time right now, about an hour and a half, that we could utilize for this purpose if there are individuals who represent other views that were not expressed today who would be in a position to come forward and make their presentations at this time. If there are not, we will seek to adjourn and then reconvene at 6:30 anyway. But we wanted to try to take advantage at this time.
Do we have anyone in the audience who had planned to come back here this evening anyway and is prepared to make a comment at this time?
Well, I don't see any volunteers, so we will go back to our schedule and try to do that.
Let me just make a closing statement here that as I prepare to close this proceeding, I'd like to emphasize, as Dr. Poje pointed out, that the CSB's investigation is not completed at this point. This is very much to supplement our own investigators' case and to ensure that all the relevant facts are brought to the CSB's attention at this juncture. And that this very process will dictate a time frame for how
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152 the rest of the investigation will go from this point forward. If very little new information becomes available, the report will be issued sooner and the process shortened. In either case, I will seek to issue the final report as soon as possible. Rest assured, however, that technical credibility and thoroughness will not suffer in the interest of timeliness. We want both, but those are a higher level priority for this Board.
The CSB's work is that of the American public. The public's work must be open to the scrutiny of everyone. As I noted this morning, these open sessions are to ensure thoroughness and accountability. We should leave no stone unturned in getting at and documenting the facts before any decisions or recommendations are made.
These mechanisms we have employed here today are the same as those of our sister agency, the National Transportation Safety Board, in response to transportation accidents. These methods are used to gain any and all insights that are held in the public interest, and are held in the public interest of good government. They will enable the CSB to embrace all the investigative work of the other agencies, the company, the consultants, and possibly for the first time compile a comprehensive record incorporating all of the talents, insights, and professional contributions of everyone.
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My goal is to provide the public not just with an account of this accident, but more importantly, targeted recommendations to prevent this accident from happening again.
I ask all of you who are present today or who may otherwise become aware of our efforts to participate in the achievement of these goals. I urge you to take advantage of the three-week comment period ending on October 6th, and thank everyone for your participation. We are adjourned.
(Whereupon, the Board of Inquiry was adjourned at 3:15 o'clock p.m.)
PUBLIC COMMENT SESSION
(6:30 p.m.)
CHAIRMAN HILL: Please take your seats.
As I assume many of you know who have been involved with this investigation and/or who may have read about what we're trying to do here today through the press and the media coverage, or through communication directly with the CSB's website or other mechanisms that got you here, you're very much aware of the events that were held earlier today.
Those events are called a Board of Inquiry, which I spoke about this morning is an official pause in the process to ensure that all the information that is available regarding this situation is brought
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154 into the public record so that the Board is ensured of considering that information before it makes any final recommendations.
Those who provided information this morning, as is standard practice at a Board of Inquiry, are individuals and organizations who had direct involvement or were directly involved in collecting information at the site as a result of the incident.
In this situation, however, we're gathered here this evening to take that one step further, to ask the public at large to also come forward if indeed they have information. Not knowing whether or not that is the case, we're holding this session particularly to invite that level of participation directly from members of the community who may have some type of information that we're completely unaware of, or may have supplementary information to something that was already presented today that strengthens the factual basis of what we have already maybe heard.
So, in that regard we are gathered here to hear from individuals who independently have decided to provide us with some level of information, and we have asked them to sign up.
Mr. Cogan has the list of individuals who have indicated their willingness to provide some commentary this evening. I would ask again that we keep these comments to a 10 minute period, but also supplement any oral testimony with written testimony. This will give the
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155 investigators further information to follow up on and verify that information to ensure that is is considered.
Mr. Cogan, unless there are any questions of anyone, I will ask that you call the first name on the list.
MR. COGAN: Mr. Richard Berry.
CHAIRMAN HILL: Mr. Berry, would you state your name for the record and your background or association with this case in anyway that -- just for the record?
MR. BERRY: My name is Richard Berry. I'm a worker at Tosco. I've been there for three years now and know many of the people that were involved with the incident very personally. I've worked the unit that the incident took place on and I know all the operators that were involved and most of the maintenance people and some of those that were lost too.
And on their behalf -- behalf of the operators that were there that day, some of them are like brothers to me and I care for them deeply. We work together. I've learned a lot from them. I've only been there three years now.
I left an industry, construction industry, been doing it all my life. A lot of people look at the oil and chemical industry and they look at all the danger and they think that this is the only place that people die and people get hurt. And that's -- that's sad.
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I've seen dead bodies on job sites in home construction. I'm not talking big commercial stuff. I looked at things out there in the hallway. I've seen farmers that have died do to things. Chemical workers. There's explosions at explosive plants. There's injuries every day, you know. And our industry, I believe, and I feel, is being targeted. And it stands out. It does stand out because of the nature of what's happened here.
But as operators out there, they're all very conscientious, particularly John Moyland, Tony Cregats, two of the operators that were on duty that day. I know them well and I've worked with them. I've entrusted my life to them with things that we've been doing out there. It's a dangerous business. I know that. And I knew that going into it, but I also know that there's risks in everything in life.
But they are all conscientious people, they're hard workers, and they take their job seriously. I've seen them hold up jobs. I've seen them stop work. I've seen them do the things that it takes to make sure that a job is going to be done safely.
I don't know all the particulars. I wasn't there that day and I wasn't working that unit at the time that the incident did take place. I now work on another unit. And I have the same confidence in the guys that work there. I've also worked a third unit, the cat cracker unit, and I felt the same about them guys.
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The procedures were in place to take care of these things, to do this correctly. It's sad to say, from the things that I've heard, they weren't followed and four people died, paid with their lives. But they were there.
As the days following the incident came around we heard little details of things that came, people that were there, people who were there, part of the rescue, things we've heard, and very quickly we realized that it should have never been done. I mean, that's -- that's a no-brainer. We all know that now. But there were decisions made. There's a human factor in there. And there are people that, I don't know for what reason things were done, but they were done.
And it's sad to say it's, you know, indicative of people to be that way. We're not perfect. Sad to say, sometimes it costs people lives. And, you know, we all can do it on the way home from anywhere. You know, some people loose their families over being too tired driving down the road, too.
So, I don't know the decisions involved, but I do know the people involved, and I do know that I can vouch for them and I do know the procedures at Tosco. I've been there for three years and, I tell you, I've never received so much training. I've learned more in three years there than I did in probably 15 years of construction before that. And I'm grateful for it. It fascinates me. I enjoy it.
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I feel it's a very safe place to work. I know it's a very dangerous place to work, but you also have to do things in a safe manner and do it in a controlled worker, and I think they do their best to get the word out there to this is the way we want it done. For the newcomers and for the old-timers, and I think the old-timers there do take us newcomers under their wings and help us out, too, where need be.
And we're never left on our own to just, you know, here you are, there's your unit, go out there and run it. There is a set way of training and helping and mentoring through the ranks as you gain experience out there.
And it's a tragedy, but I think it is an incident. It's not a trend or a habit or an atmosphere that's growing out there, as everybody says it is. And I just want to come here today and say my piece on that. Thank you.
CHAIRMAN HILL: Okay. Thank you very much.
MS. TAYLOR: If we have any questions can we ask him or no?
CHAIRMAN HILL: Are you amenable to any questions from the Board members?
MR. BERRY: Yes.
MS. TAYLOR: If you can answer them. I just had two.
One was since you knew the workers, and even those who were killed, you said you trusted their judgement, do you feel that the workers were pressured in trying to complete this job in, say, at a
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159 specific time frame, or -- or would you have any knowledge and think that they would --
MR. BERRY: I wouldn't have any firsthand knowledge of it. I mean, but given what happened it seems like there -- there was a certain amount of that. But I can only -- I mean, that would be speculation. I -- my unit is about a mile away or a half mile away from there. I work at the hydro cracker and so I don't know what the actual workers were doing, what their push was or if there was a push or what it was.
I have talked to some of the operators afterwards. Like I say, I do know some of them personally. I go by their house. As a matter of fact, later that same day I found out, went by their house.
MS. TAYLOR: And the other question I wanted to ask was in your experience, the three years that you've been there, if you've needed to shutdown a line or stop work, have you felt comfortable, do you feel comfortable in doing that?
MR. BERRY: I've done it.
MS. TAYLOR: You've done it?
MR. BERRY: And I do feel comfortable doing it. And I think that's -- that's one very valuable that's been learned and been reinforced.
I mean, it's always been there and we've had the power to do it, and it's -- but it's been reinforced in people's minds that, you
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160 know what, we own this equipment and we own this place. It's -- we take ownership in what we're doing here, and it's everybody's job. And like I said, it's not something that's new to us, but I think it's something that's been reinforced. And hopefully that will continue to stay in people's minds.
MS. TAYLOR: Thank you.
MR. POJE: If I could just ask a question as well?
MR. BERRY: Yeah.
MR. POJE: I'm sorry. Thank you for coming forward. It's not easy to step in front of an audience and talk, especially when you hadn't anticipated being first.
One of the purposes of the Board -- of the Board's activities here is ultimately to prepare a report that we hope would be read by as many interested parties so that they would understand our interpretation of the evidence, our understanding of causation, our understanding of contributing causation, but also would understand recommendations that would be coming out of this. In particular, see themselves as being party to a larger system of safety, implementing such recommendations.
So, could you give us any understanding about how such a report could be brought to the attention of you and your coworkers in a way that they would read it and would start to think about their role in this larger system of safety?
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MR. BERRY: As to how it would be presented to us?
MR. POJE: Yeah.
MR. BERRY: Gosh, I've seen some of the reports you have out there in the hallway and I like some of those. I like the detail in them. And the graphics. Things like that. That's very helpful to see what it was that actually did happen in some of those. They're not real vague.
MR. POJE: Any suggestions on how to get that disseminated to your fellow workers within the facility?
MR. BERRY: Just by the printed page and word of mouth, you know. I mean, management, we have regular safety meetings. And I think if these reports can be, you know, provided to us, and I'm sure they are, I'm sure it's public record after it's been made public, but it's -- and in every report that's come out of yourselves, OSHA, and any others that have been involved with us, it's always been widely available there, and it's been very -- received with a lot of interest too. The guys sit down and they read it and we discuss it and we talk about it, and what happened, and discuss it in light of our unit and what do we do. So, it's very valuable information.
MR. POJE: Thank you.
MR. ROSENTHAL: Let me follow up, Richard. You, based on your feelings and experience, you think that safety processes at good at Tosco. Obviously, on occasion, things happen. What might you suggest,
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162 based on what we've learned from this incident, that might lead to improvements, even if you think it's satisfactory in the safety of employees in the facility? Have any suggestions?
MR. BERRY: I haven't seen your guys' report yet. I understand it came out today, a preliminary report of some kind. But I've seen the suggestions of the A.D. Little report. And I like the things of trying to work things out as far as between management and the workers as far as trying to heal some of the wounds. I'm -- I'm new there. I see some of the stuff that's -- that seems to have been carried on from past generations.
And I think management is working towards that. The union is working towards that. And -- but we need to all be working together. Like I say, I speak from an operator's point of view when I say, you know, it's been reinforced that it's our equipment too and we're responsible for it. It's not just management says they're going to work on it. "Okay, you guys work on it. I'll sniff and make sure it's good." No. That's my equipment. I run that equipment and I'm in charge of it. And I think it's going well with that, that cohesion between the two entities, I guess, or whatever you want to call them.
MR. ROSENTHAL: Do you think there could be improvements in communication between employees and management?
MR. BERRY: Uh-huh. And I think it has since -- well, the A.D. Little was very helpful as far as they were very detailed. I'm sure
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163 you guys have probably seen their report. And they detailed a lot of different things. And it seems they've all been -- well, most of them that I, you know, noted, have been implemented very quickly, and they're really trying to work at it, and it's --
MR. ROSENTHAL: Have you seen significant improvements over the last several months?
MR. BERRY: I mean, I hate the idea of significant improvements because I don't -- I don't see it as really bad before, but yes, I have seen improvements. Notable improvements.
MR. ROSENTHAL: Not that -- yeah. Right. Thank you.
MR. BERRY: Okay.
CHAIRMAN HILL: Thank you very much, Mr. Berry.
I would like to again remind people who have come into the room after we began that they can continue to sign up if they do want to provide comments to us by coming up and leaving information with Mr. Cogan.
Phil, please call the next person on the list.
MR. COGAN: Mr. John Berard.
CHAIRMAN HILL: John, would you state your name? I didn't get your last name.
MS. TAYLOR: And spell the last name, I think, for the Reporter.
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MR. BERARD: Okay. My name is John Berard, B-e-r-a-r-d. The other two deals were I live in Pleasanton. I work for Tosco. I've worked for Tosco for over 17 years now.
I have been in five different units that I have held positions since my beginning. I work at 50 Unit as a track tube pumper, which is basically one of the two people which are there. They've changed some of the format since I was there five years ago.
I was on the day of the accident. I was training at a unit which is called 2-HDS. When we found out that there was a fire and explosion, I let it be known that if it was needed that I was available, because I was an extra man, to possibly go try and help out the people who were at that unit.
One, because I was familiar with some of the equipment and the vessels and some of the valves and things of that nature. That was not followed up on. I was not drawn and asked. You know, I could only give that information if it was needed.
I think as to what the last gentleman has said, and basically pertaining to myself, what I have seen is a change over the years and up to now is that everybody has got an opinion.
If you are a number one in our unit, there are number twos that are below you, meaning they take work direction from you, they have their own existing job, they do it to the best of their ability. If they need your assistance or help they will turn around and ask for it.
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And like anything else, if you're going to tackle a problem that you have got on your unit, or even something as simple as taking down a pump which can be a safety type endeavor, because there are certain ways that are doing it. You're still dealing with something hot. You're dealing with pressures. And you're also trying to -- either to atmosphere, to a blow down or to a sewer.
So, what is always done amongst a one and a two, or even if you've got twos, because some units have more in it, more bodies, is that you have a pow-wow.
Now, you always want to try and take the guy that you think has got the most amount of knowledge, or the guy who steps forward to try and say, "This is how I would like to do this project." What I have seen from that in the past is I have had verbal arguments, are the easiest words to say, with supervisors, with contractors. They get the job and decide, okay, they know what's best, they know how to do it, it's their people.
I can't tell you the amount of training that I have received in the last 17 years. If you put it down of every time I went to a class, the number of hours, it far exceeds four years of college, which, as I understand, there's only a few places in the United States that you can actually go to an operator's college to learn how to be what we are.
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Anyway, from that what I think the biggest asset has been that we all have procedures, and that the procedure came about in a couple different ways.
We had procedures in years past. Some of them were outdated. Some of them the equipment changed. Some of them the individual who was the number one on the unit did it an old way, it worked, it's the way you're being taught. We do a lot of things via monkey see, monkey do. I turn and did it, teach you. I teach you right, then you go and you try and teach somebody else right. So, we have to do a lot of our training that way. There's no other way to get it. Okay.
So, from that you can have a person who now becomes responsible or says, "Yes, I know how to do that." And they go about doing it. Sometimes they're supervised by even the number one operator or the number two who taught him. And if the person does that job satisfactorily, then you turn and you say, "Yes, the person has competence." Or if there's something that you want to try and assist them with or try and say, "Hey, look, I've seen what you did here. You weren't in jeopardy. You weren't in danger. But this is a better way."
We're always looking for a better way. We're always looking for, you know, a safe way.
What I think we've gotten now, more than anything else, is we took a lot of people who have extremely good knowledge in the way of a lot of the engineers, a lot of the unit supervisors, and then various
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167 other people that are in our company, and they looked at the way we did business. They looked at not only how we operated the unit, they looked at the procedures that we had. They looked at when we outside, what we did and how we did it. And if they thought that there was a better way of doing that, they gave that information to us.
Now, Tosco itself has grown over the years from the standpoint when I first came there there was only two parts of Tosco, Avon and Bakersfield. So, you had a nucleus to draw from which was just the people that were in this room, you know. We used our thoughts, our ideas, and we thought we were doing it the best we could, then somebody came along with a better idea, you know. At certain times you incorporated it maybe on the unit that the person was at, but you didn't incorporate it refinery-wide.
Okay. We took those procedures and we sat down with them, and we took each procedure with all of the operators present, and they said, "Yes, that will work. No, that won't work. And this is why." And then we took the person who had the most knowledge, who actually wrote it, and you can't buffalo them. So, you start talking back and forth and say, "Yes, I run this unit every day. This is what we've got. This is what's changed. This is why this won't work."
And when you look at it and the guy says, "You're right." Because he's only one individual who's doing various, you know, things, and it's his interpretation of what it is and how it's to be done.
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So, if we decided amongst ourselves, with the engineer, with the supervisor, that there was a better way to do it, we implemented that. So, now you name it. I have a time frame that I can turn around and pull up that procedure. I can try and go that procedure verbatim.
Okay. As we know our units and various things, if we have an upset or if we turn around and have a fire or if we have a tube rupture or something of that nature, there are things that we do continually to turn around and say, "Okay. If this happens, this is what we're going to do." So, that's your initial, like, Johnny on the spot.
Okay. And what you do is you take it and make it as safe as you can, turn around and bring the unit down, relieve the pressure, and then you go from there and you get back up.
Now, I personally have turned around and had a fortitude in the past to where I said, "I'm right. I'm the number one. I'm staying with it. I'm not changing." And I had to fight it, but the thing got done.
I've also been there before where I went that far and various people have come up and said, "John, you're upset. I understand. I know what you're saying. But look, this is what we're really trying to do and this is how we're trying to do it." And I've said, "Okay. It's another way of doing it." It's another people turning around and coming up and saying, "Hey, look. What's your objection?" Well, that's foolish. No, they don't go,"That's foolish."
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I tell you, 17 years the proper answer for me or to anyone is, "I don't know." Because that's the right answer. If you don't know it, don't give it to me. If I ask you something or tell you to do something and you go out the door and my interpretation is that's what you're going to be doing, and you don't know what you're doing, it will come down. I will turn around and talk to you. If I don't think that it got anywhere, it will go to my supervisor. Because I'm not there as a, "Gee, he's really a swell guy."
I think that I have got respect amongst my peers. I think that when you get in the industry for 17 years as a worker that even when you go from one unit to another you try and take that knowledge with you. And you get to a unit, and even before a lot of this happened you say, "Wait a minute. This shouldn't be done that way. I know a better way."
You're a new person. You're not the new kid on the block, you know. And so what I like the best is the procedures, because everybody's on the same page: the unit supervisor, the maintenance foreman, the maintenance worker, and myself. And one of the safer things that we've done in the last few years is come up with what we call a lock out/ tag out system. And that wasn't in the past in the industry. Thank you. Any questions?
MR. ROSENTHAL: Yeah. I think what you describe as your experience in the system and testing the knowledge of the employees to follow the procedure, and you specifically mentioned the lock out/tag out
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170 procedure; do you have any insight as to why the procedure was apparently not followed? Why the statement of -- from the Tosco plant manager indicated that he felt the problem was that the procedures were not followed.
The group of people who trained with you in similar number ones and twos.
MR. BERARD: Correct.
MR. ROSENTHAL: Several of them. Do you have an insight as to why the procedures were not followed and what might be done to reduce the likelihood that this would occur in the future?
MR. BERARD: No, sir. Pertaining to that exclusively, I do not know because I was on unit at a different place.
I do know that there are a lot of things that happen in refineries that we honestly try and classify as near misses. There are things that could have gone bad because either procedure wasn't followed properly or somebody did something and it went bad, you know. And then you recovered it, so nothing happened, you didn't hurt the equipment, you didn't hurt the personnel, you didn't loose product, you know.
But, we also know that part of the pyramid triangle of the number of near misses, turn around and finally get to, you know, a fatality, is the fact that the company is very much aware, and part of my job is if I witness, or if I'm part of a near miss, I don't just say, "We got away with that one," which is what we did in the past.
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You know, you don't write it down, you don't put it in your book, you don't give it to anybody, so nobody really knows that it happened. But the thing on the pyramid and the triangle is the fact that all of those things add up, whether anybody -- you know, does a tree turn around make noise when it falls in the forest? When we get there later on, we know the tree is still on the ground. See.
So, the biggest thing on that I can say is that when you give something to your immediate supervisor, or if you're a number two operator and you try and take it to your number one, what you're doing is you're basically saying, "Look, I've gone as far as the knowledge that I've got and how I feel comfortable with it, so I need your help. I need your assistance."
So, when that person starts doing something, you can't turn around and say, "Wait. Wait. Wait. I think you're doing that wrong," because in all honesty, you're asking for their help and their expertise. You're not really sure that it's wrong. You know what I'm saying? There's two different ways of doing things. So, you go along with what's being done.
In the case of 50 Unit, they knew that they had a problem. They knew that they were in the process where they were trying to turn around and drain that line. Why that line didn't get drained or various other factors into that, I don't know.
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I do know when you give stuff to a -- a unit engineer, that that person is very, very knowledgeable, of not so much of even what I've taught, by monkey see, monkey do, and just my years of looking, doing and being there, you turn around and you have that individual.
And so then you go up one higher, and you deal with what you think that person thinks is right, you know.
Why it was deviated from the procedure, I don't know. I do know that procedures are out there.
MS. TAYLOR: Can I ask just a follow-up question to just what you said?
I'm from a different industry, the auto industry, and I have witnessed like with the press operation where we had a worker killed as a result of not locking out, tag out. This worker had 23 years of experience. He perceived that he could operate or change something in the operation, which he had done before, without locking it out. It takes too much time. The operation goes down. But on the other hand, there's a supervisor there who basically turned his back and let the employee not lock out, tag out.
So, my question to you is in this particular situation, if the unit wasn't shut down -- and you mentioned the two number one, the supervisor -- could there have been possibly some level of conversation that did not take place or was ignored or was somewhere in that line of the pecking order?
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MR. BERARD: Yes, there could. I don't know that there was. You know, many times you -- you try to turn around and have a meeting, you know. When you get people who are in supervisory positions, when you get people who are engineers, people are always wanting their time, you know. I mean, you're not the only piece -- you're not the only person that they try and service, in other words.
So, there are various times that they don't show up at the, you know, the existing meeting, and they turn around and, you know, come at a later date. They will, a lot of the times, not jump into the project and try to say, "Hey, look. I'm the boss. I'm here. I'm in charge now." They'll basically come and they'll ask, "Well, where are we and what are we doing?"
And a number one will turn around and -- because the number
one is the person who's going to have the most amount of knowledge as to
MS. TAYLOR: That's the person who's there and has the experience working the operation?
MR. BERARD: Correct.
MS. TAYLOR: Okay.
MR. BERARD: See, in what you-- what you also have to understand in a lot of different cases is there are some things that if you do not follow procedures, but if you try to take out more pieces of equipment when you're dealing with things that are hot, contrary to
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174 things that are cold, such as exchangers, that when you're going to take them out for a small amount of time and then you put them back up, the expansion and the contraction of the metal itself, many times you can end up with a new fire and a new leak and a new problem from the exchanger, because you don't have any control to turn around and introduce the new hot oil that you've already got.
So, it's -- it's a common thing throughout a lot of different deals. It's one of the reasons why the unit was still on and, you know, they were still isolating the line. I mean, I have done that very many times myself, even at 50 Unit on various exchangers.
And so you take what you've got in the way of equipment and you take what you've got in the way of knowledge, and you work with that.
MS. TAYLOR: So, going back to the fact that you mentioned that we do have work procedures.
MR. BERARD: Correct.
MS. TAYLOR: And we know that sometimes work procedures are not followed. You know, it depends on the magnitude of the situation. And then sometimes you can say few because it was a near miss that didn't happen.
MR. BERARD: You know, that's going to be -- anytime you can have a supervisor that can turn around decide that he's on a time frame, he needs this, he needs that, he can come in and try to bully.
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Now, if the person below, whether it be a number one or number two operator, can turn around and give into that bulliness, you know, and yes, that can be done. But when you talk to Mr. Ziemba, and Mr. Ziemba can turn around and overrule any one of the bosses that I can point a finger at or know or have, then I can automatically stop and turn around and say, "No, I'm not doing it." And my boss can't make me do it because I have the capacity to get on the telephone and call Mr. Ziemba or Mr. Kenny.
MS. TAYLOR: And the employees understand that who work on the other units, that they have the same --
MR. BERARD: Yes, Ma'am, I think they do. I think that I'm part of the old regime. I say that I'm Toscofied. I'm Toscofied from the standpoint that when I got the job, the only refinery that I've worked in has been Tosco. I haven't worked in Shell, haven't worked over at Exxon, don't know how other refineries turn around and do business. Now, that I don't know.
So, again, when you try and you've got the old guard, and many times in the past when I first started, there were a lot of stupid things that we did as normal rule of thumb. I'm talking about taking a bucket of oil, putting a rag in the oil, taking your cigarette lighter, to find one person out of five that smokes, you know, and light the rag to turn around and start a furnace to light the burner. I'm going back 17 years. It is archaic. It's not done now. There are some of them
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176 which are done by torches. A lot of them have gotten to the point now where we all have the capacity of dealing with igniters, you know.
We have -- we have alarms that are critical. With that critical alarm, if it doesn't see that flame, t's called a -- excuse me, it's called a fire eye in various cases. If it doesn't see what it wants to see within a time frame, it shuts you down. It's got a knife valve. Even though you think that you're going to save it or you're going to go around something, you can't do it, and nor do you want to.
So, granted, when you're one or two people, you have more control as to what's going on. When you get into a turn around where you are doing the best you can to do the lock out, tag out, every time a new contractor walks in the door, they want more of your time, they want more things, they're more interested in them, they're more interested in their people. But you still have the control. You tell them wait. And they don't have any chance. They can go away mad or they can stay.
CHAIRMAN HILL: Okay. We've had 10 minutes. Okay.
MS. TAYLOR: Okay. That's fine. Thank you.
CHAIRMAN HILL: Thank you, Mr. Berard. Again, we appreciate you coming forward.
I see Bill Cogan has been replaced by Maureen Wood. Maureen, would you call the next name on the list?
MS. WOOD: Mr. Jeff Jewell.
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CHAIRMAN HILL: Mr. Jewell. Thank you for coming forward. Please state your name and your --
MR. JEWELl: I'm Jeff Jewell. I've worked for Tosco for 19 years at the chemical plant. We're right across the slew form the refinery.
MS. TAYLOR: Spell your last name for the --
MR. JEWELL: J-e-w-e-l-l.
Over the last few months I've heard a lot about us not having procedures or safety rules or anything. I've never worked in the refinery. I've only worked at the chemical plant. Well, we have all those at the chemical plant and we have the same management.
I've also heard a lot about an adversarial relationship. I'm a union steward at the chem plant and I get along with all my bosses and so do all the other union stewards there.
So, I don't -- I can't say to know what happens at the refinery, but it's not Tosco wide if there is a problem at the refinery. At the chem plant, we have procedures, we have rules, we try to follow them. Everybody gets along. It's almost like a family. That's really all I have to say.
CHAIRMAN HILL: Any question? Dr. Poje.
MR. POJE: Thank you, Jeff, for coming forward. Do you have any insights as to how to explain how an Arthur D. Little report
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178 might point in a heavy handed way towards communication problems between management and labor, and how that might come about?
MR. JEWELL: I don't have a clue. I mean, heck, I get along great with my boss. And we are -- actually, our upper management is the same management as the refinery has. I have seen Mr. Ziemba -- in the nine months that Mr. Ziemba has been our plant manager, I've seen him more than any of the others over the 19 years. And he'll come in and talk to us. And we had other managers. I'd never even seen them. Wouldn't know them if I stepped on them.
MS. TAYLOR: So, you feel comfortable at your facility with approaching management about problems, management talks to you, you have this very --
MR. JEWELL: Oh, yes, without a doubt. We've had procedures. We've had -- we used to be owned by Monsanto. We've had written permits for the 19 years I've been there.
MS. TAYLOR: And they have followed --
MR. JEWELL: Yeah. We've never had problems that I'm aware of.
MR. ROSENTHAL: Jeff, why do you draw a distinction when you talk about the current plant manager? Does he represent a departure? Just know that we're looking at the circumstances prior to the incident, and the culture and the things that existed that caused people to tend towards certain behaviors prior to the 10th of February.
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Do your comments that you've made when you say that you've seen Mr. Ziemba more in the last number of months than you ever saw any of the other managers in 19 years, does that indicate something or am I mis-hearing you?
MR. JEWELL: I think it's a good thing because he's, you know, he's the guy in the top. He ultimately makes all the decisions and he'll come down and talk to the troops, the guys in the trenches, where the other guys wouldn't do that. And you never know whether the guy at the top is hearing what you think.
MR. ROSENTHAL: Okay.
MS. TAYLOR: So, the ones before, then, could you still approach them now that you felt comfortable? You're a union steward so you would approach them anyway, by the nature of the job?
MR. JEWELL: Yeah, but I get along -- yeah, I get along with them even before I was a union steward. But actually, the two plant managers before that used to be a manager of the chem plant, so, you know, I personally knew him.
MS. TAYLOR: Okay.
MR. ROSENTHAL: Thank you.
CHAIRMAN HILL: Okay. Any questions? Thank you, Jeff.
Are there any additional names on the list, Maureen?
MS. WOOD: Yes, there's three more.
CHAIRMAN HILL: Okay.
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MS. WOOD: Mr. Jeff Felix.
MS. TAYLOR: You know, you're taller, you might want to pull up the microphone first and then talk a little louder. There you go.
CHAIRMAN HILL: Okay. Thank you, Jeff.
MR. FELIX: My name is Jeff Felix, as in Felix the cat, for spelling purposes. I've worked in the refinery for over 22 years. I've worked as an operator, as an instrument mechanic, as an electrician and several other positions. I'm currently in the instrument and electric department.
I was also on the emergency response that day -- I'm on the fire brigade -- and responded up there to the incident, which was very difficult. I'd worked with Tommy and Ernie for over 20 years and it was difficult to recognize them at that time.
A lot of our focus here is on procedures. My whole career there I've been involved with procedures. Especially as an electrician I've spent 15 years on the electrical side, and we handle everything from, you know, 120 volts up to 12,000 volts.
We are dependant upon procedures. The -- as the previous speakers have noted the lock, tag and try, as an electrician my life depends on that at all times. As electricians maybe because we're a little bit afraid of electricity, because we can't see it, we've already followed those implicitly. Even now, when we switch, we always have
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181 written procedures for switching 12,000 volts and the other major electrical power.
One of your questions was, you know, why we didn't follow the procedure that day. Every day I ask myself that question. And the only analogue I've come up with is looking at it like our -- our automobiles, you know. We all drive our cars. We have millions of dollars invested in our freeways and streets. We've all been trained. We're all licensed to drive. We all have rules to follow. Yet many of us still speed, right? I think we loose up to 40,000 people each year on our highways, mostly because of speeding.
So, all I can think of to answer your question, Mr. Rosenthal, is that there's just a human factor that sometimes we don't follow the procedure. I wish I could answer that why. I ask myself every day about that regarding the incident at 50 Unit.
MR. ROSENTHAL: A question I come back to is that, you know, many times in deaths of our coworkers, friends and citizens is not something that we like to accept by saying, "Well, that's the way we did it." What suggestions might you have for reducing the likelihood that a similar incident might occur?
MR. FELIX: Mr. Rosenthal, I've asked myself that question everyday since February 23rd. I just don't have a good answer for it, because it doesn't just apply to what we do, it applies to the wide
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182 spectrum of society, and I just don't have that answer. When you find it, please let me know.
MR. ROSENTHAL: We will do. Thank you.
MR. POJE: Jeff, if I could just ask you a question as well. We heard a fair amount of evidence presented today, you may not have been in the room when it was being presented, but some of the time lines of our discussions around this incident focussed in on what began on February 10th, when the leak was first detected. There was a major emergency response to that leak that occurred on the 10th. And then a sequence of events that occurred over the next several days, leading up to the ultimate tragedy on the 23rd.
Some of our focus in the investigative work of the Board, as reported by the investigators for the Board, indicated that one major issue was decision making around the unit shutdown, in particular recognizing perhaps across the workforce that this was a non-routine job and a high hazard job.
Non-routine in the sense that you had people staged at very high elevations, there were significant numbers of courses of ignition on the fractionator unit, you had a portion of piping that had not been isolated, a portion of piping that had not been washed or flushed of a flammable material within it. You had a portion of piping that you had indications were suffering from some degree of corrosion.
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There seemed to be, from at least the evidence gathered by the investigatory board to date, a number of symptoms that would have said non-routine, high hazard, which clearly, from the investigators portion, points to the issue of decision making around shutdown, and the protocol was raised for making those decisions.
We've talked about procedures here this morning. And this afternoon we were talking about potential problems with procedures either not being written or nonexistent, procedures that may be written with a lack of clarity to them so that the people who are following them aren't quite sure whether this is applicable in this situation, or the furthest end down, the procedures are well known, well written, but just somebody forgot to do it that day.
So, do you have any perspective in the vast 22 years of experience that would lend us some insights here about this issue of are procedures written, enough of them written for high hazard work, or are they written with enough clarity that everybody on the workforce involved in this job, a complex team of people involved in this work, would understand it the same way, or whether it's merely a fact of folks just didn't implement what was clearly understood by everybody and well written as a procedural process?
MR. FELIX: Your question is excellent. There's always an argument, when writing a procedure, how detailed do you make it. You know, if we're writing a procedure how to change the tire on your car,
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184 that can be a one-page document, it can be 27 pages long. Now, how much detail do you put into it?
The fear is that if you put too much detail into it and all of a sudden it's a stack of paper like this, that a normal employee will kind of blow off part of it or not pay attention to it or be intimidated by it. So, the level of detail where you put that, that is a difficult question to answer. And I have been involved in procedures my whole life and I don't really know what the answer is to that either.
If you make the procedure that it's so detailed that it becomes a mindless task, then the person we're paying $25.00 an hour to to perform that job turns off his brain. And you cannot write a procedure to address everything that comes up. It's just not possible.
What you try and do is ensure that your employees have the training, and a couple of prior speakers spoke to how much training they've had. You want to train their critical thinking skills. I was not involved with the task at 50 Unit, but it does appear that at some point there should have been a -- the job was changed from the original scope and time out would reconsider.
Like I said, I was not part of that job. I've read the Contra Costa Health Services Department report, and reading that gives me the same impression. Now, why that didn't occur, I ask myself that all the time. But the procedure question is excellent. When you find that answer, let me know also. It's tough. How much detail do you put in?
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CHAIRMAN HILL: Thank you, Mr. Felix.
Next, Maureen?
MS. WOOD: Mr. Bill Rietzel.
MR. RIETZEL: Yeah. My name is Bill Rietzel. I've worked for Tosco for 20 years. The first 20 years --
MS. TAYLOR: Can you spell the last name again? Sorry.
MR. RIETZEL: R-i-e-t-z-e-l.
First 10 years I was a member of OCAW Local 1-5. Worked in the capacity as an operator, both number two operator at the hydra cracker, and a number one operator at the cat feed hydra feeder. My current position, I'm an area supervisor on the HGS reformer area.
In the -- in the 20 years that I've been at Avon I've been involved in multiple incidences where I've had to make a decision as to whether to shut down a piece of equipment, shut down a part of a process unit or shut down an entire process unit. And there's a lot of factors that come into play when you make that decision.
One factor that's never entered my mind over the 20 years was whether my job was going to be in jeopardy. I never had to worry about whether I was going to be second guessed the morning after or whether there was going to be any Monday morning quarterbacking going on.
There's been a lot of -- obviously a lot of training, a lot of focus on what's happened on February 23rd. There's been a lot of training, as has been stated previously by the folks that have already
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186 spoke, and there will be -- continue to be increased training and increased communication to try and continue to get the message out that we want to make sure that we are following procedures and that we are making sure that our focus is primarily on safety.
MS. TAYLOR: I have a question. As a supervisor, if your number one person came to you and said, "I think there's a problem here on the line and we need to shut it down," and you have -- how do you determine what to do in that instance, if there's a problem that's been identified, a safety problem, then what's the scenario, in your mind?
MR. RIETZEL: Yeah. You know, like I said, I've been involved in multiple incidences. In some of those incidences, I've been the number one operator on the unit and made the decision to shut it down, got the shift supervision and the shift superintendent involved, and the decision was -- came form me, okay.
When I was a shift supervisor or, you know, currently, recently within the last two months I had a situation where I was called at home, it was late at night, and I got a call from a shift supervisor, and they were speaking of an issue we had on one of the process units that I have control over.
And they had everything under control. They were following the procedure just like we want them to do, and everything was fine. And ultimately they had said all the right things, they just wanted to get me
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187 involved. They were making the right moves. They had already pulled the feed and circulated the unit.
I had -- I had expressed to them that, you know, that's terrific, that's exactly what we want to do, and if I need to come out, I'll be more than happy to do that, which I ended up coming out to the plant that night. We looked at what we had. I reinforced that everything that they had done was 100 percent correct. We spoke about it for another three hours or so and everything was still under control and I went home and went back to sleep and came back to work the next day.
We -- I just had a safety meeting yesterday, and the focus of it was, you know, take the time that is required in order to do the job properly, you know. The focus is getting the work done and getting it done safely.
MS. TAYLOR: Most of you have mentioned you that hold safety meetings. Was this done routinely prior to February 23rd? How often, or is this something that's always been done in the plant to have safety meetings to discuss issues regarding --
MR. RIETZEL: Yes, the safety meetings have been a regular part of the plant in the 20 years that I've been there. Now, the emphasis on safety meetings or the frequency of the safety meetings have definitely increased, I'd say, within the last 10 years, I'd say. Typically, we have safety meetings throughout the plant on a particular
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188 day -- it's Wednesday -- at different times during the day within the process units.
There's also a lot of things that take place during the day on an every day basis where we may be doing something that's a little bit out of the ordinary or a little bit non-routine, and we do want to make sure that everybody is in complete understanding of what we're looking to do, and we'll -- and this -- an example of that may be a unit start up. We don't start the units up every day. We had someone come out to the plant. We were giving a tour. And one of the questions was, "Well, what do you do at 6:00 o'clock at night? Do you just flip the switch and turn it off and go home?" You know, and obviously we don't do that.
This week, you know, alone myself I've given -- given or been involved in four safety meetings.
MR. ROSENTHAL: Do you have any -- excuse me --
MR. POJE: Go ahead.
MR. ROSENTHAL: Do you have any insight as to the, well, let me put it this way. Obviously, the type of incident that we are looking at doesn't occur very frequently, can't be allowed to occur very frequently. Do you have any insight as to whether this was an unusual circumstance? And if it was in unusual circumstances, what we might do to reduce the likelihood that it would occur again?
MR. RIETZEL: I don't have any direct insight on this particular job. What I can say is that jobs of this sort take place
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189 every day in every refinery across the country. Obviously something went wrong on this particular job.
I, you know, we -- I was just involved in a job that was a very complex job in that it involved seven different units, so you have multi-units involved in making a repair on a process line. We had no problems with doing that. We had procedures in place. We had everybody on board and everything was followed and everything was fine.
This type of work is not unusual. Lines are taken out of service, you know, all the time, routinely, and repaired.
MR. ROSENTHAL: In the instance that you've described, you were obviously involved in it.
MR. RIETZEL: Yes, I was.
MR. ROSENTHAL: You -- were there any technical people involved, engineers or staff engineers involved?
MR. RIETZEL: On this particular unit there were folks involved at a level from the operations manager on down in that it had an effect on the entire plant, this particular line. Now, the actual work that took place primarily rested upon the shoulders of a few folks, myself being one and then all the operators that were involved in it. So, there were multiple people that were involved in the job, but a lot of folks were aware of it.
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MR. ROSENTHAL: Okay. So that you think that this would be one -- and that if you had an unusual hazards job you would have technical and other involvements?
MR. RIETZEL: Yes, the job -- the job that I'm speaking of, it wasn't that it was such a -- to actually do the maintenance work itself was nothing unusual. There was no need to have a tech service engineer. There was no need to have any -- any real outside resources to come in in order for this job to be completed safely. It was really just a basic job that, like I said, gets involved every day.
MR. ROSENTHAL: You mean the incident that we're talking
about is just a basic job that's done every day? Or the job that you're
MS. TAYLOR: No, his -- his job.
MR. RIETZEL: What I'm trying to say is I don't have any direct insight on the incident that took place at 50 Unit, but what I do want to say is that jobs where lines are taken out of service in order to be repaired, similar to that, are done every day throughout the industry and are done very safely --
MR. ROSENTHAL: I know that.
MR. RIETZEL: -- and very successfully, without incident, throughout the industry.
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MR. ROSENTHAL: With just about that level of review, no further review than the number one and operator entering into the procedure?
MS. TAYLOR: Number one and the supervisor, I think.
MR. RIETZEL: Well, yeah, it -- you know, in some cases it really depends on the job. In some cases it can be as simple as the number one operator on the unit. In other cases it may be a little bit more complex and then additional folks will need to get involved in it. In some cases, like the one that I just spoke to where we completed, it involved several different units, so obviously you have to have increased communication and you have increased involvement.
MR. ROSENTHAL: Thank you.
MR. RIETZEL: You're welcome.
CHAIRMAN HILL: Thank you. Dr. Poje.
MR. POJE: Yeah. Bill, one other issue that was raised this morning and this afternoon in some of the presentation of the Board of Inquiry have to deal with another aspect of work that maybe operates at a different level of knowledge and experience, and this has to deal with the issue of management of change, and in particular looking at this instance in which corrosion control issues were also some major issues as part of the investigation.
There was some analysis that was indicating some changes in the crude mix were part of the process involved in the unit here, and
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192 that that crude change had some impact upon the desalting operations which would proceed the fractionator column.
Now, the desalter was operating, it was estimated, at 150 percent of capacity, and what that translated into was higher levels of corrosion that was then manifest in the line that had to -- first has a leak identified within it. Erosion of a line enough to have a leak, initiating the event on the 10th, was one aspect of the corrosion concern.
The second, though, was the fact that the unit was operated with a significant blockage in the control valve system, leading into the naphtha stripper column, and that for what may be as long as two years a bypass valve was actually the controlling valve. The attempts to isolate this particular column failed because of additional corrosion problems.
So, one of the other issues that I would welcome your insights, if you have any, is how does this other issue of knowledge of the plants larger operations here influence the thinking about the safety and the safety performance of equipment and maintenance schedules in such a way that you wouldn't wind up having multiple failures associated with the failure of effective corrosion control that leads to such an event.
MR. RIETZEL: Yeah, I don't have any -- have any insight, a specific insight on that particular issue. I mean, you mentioned MOC, and whenever there's anything that's a little bit out of the ordinary it
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193 does go through an MOC, a management of change process. And there's a determination that's made as to whether this is something that we can do.
As part of that process -- and I've been involved in a number of these -- as a part of that process it takes you down a road to where you say that we cannot run this way and we need to go ahead and shut the unit down and make repairs to it. And as part of that process there's also times where you can make some changes in a safe manner, and you can continue to run. But that's a group that gets involved. It's a higher level of folks that get involved to make that decision. I don't have any specific insight on this particular incident.
MS. TAYLOR: As a follow-up to Jerry's question, in your years of experience, how often are bypass valves used before maybe such a problem with the blockage in the control valve before the problem is corrected with the control valve?
MR. RIETZEL: You know, I'm trying to think if when the last time I had a bypass valve opened up on one of the units that I'm on, I can't think of when it was.
MS. TAYLOR: So, it's not that often that bypass valves --
MR. RIETZEL: Not in the units that I'm --
MS. TAYLOR: That you work with.
MR. RIETZEL: -- involved in. Correct.
MS. TAYLOR: Thank you.
MS. WOOD: Denny Larson.
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CHAIRMAN HILL: Is Denny there?
MS. TAYLOR: Denny Larson?
CHAIRMAN HILL: Denny doesn't seem to be with us at the moment.
MS. WOOD: He's the last person.
CHAIRMAN HILL: He's the last person on the list. Well, I believe he -- he had indicated earlier today that he was going to submit some information for the record, so certainly that will allow him to provide whatever information he has.
Are there any further comments that anyone from the audience wishes to offer at this time?
MR. ROSENTHAL: A comment here, that I would reiterate what the Chairman said earlier this morning. Not everybody wants to get up in a public forum and speak in a way that they feel comfortable with. The Board has opened up a period of open commentary where we want all of your comments, or if you have anything in addition to what you may have stated or anything that you haven't stated, please feel free to submit it.
CHAIRMAN HILL: I would certainly ask that everyone, again, speak to the issue of the 23rd. That's where the Board's direct jurisdiction and investigation is focussed right now, on the actual event.
We heard a lot of testimony here this evening that dealt more in general with the culture issue and how things were handled in the
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195 facility. I've allowed that testimony because I think it speaks to issues that have been raised by the other investigations. While that was not necessarily pointed out by our investigators, it is an issue, certainly, in the A.D. Little report, and it is something that I think is useful for the record.
And I want to thank all the individuals who came forward and spoke on the record this evening.
Again, we will be taking any additional information over the next three weeks, up through the close of business on October 6th,
- If anyone wants to know how to submit that information, Mr. Cogan,
over here on the right, is available and can provide you with information.
But again, the mailing address for the Safety Board is 2175 K Street North West, Suite 400, Washington, D.C. 20037. If anyone has information, again, we can remove names from the record if you provide us with information that we can follow up on to verify that.
So, I encourage everyone to take advantage of this opportunity and know that in so doing you are assisting the Board in doing its job, and we express our sincere appreciation for you doing that.
So, on behalf of the Board, if there are no further witnesses or information coming forward I will call us adjourned for this public comment session.
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Again, this information will be available on the CSB's website. A full transcript of all the testimony will be available in approximately three weeks.
We will proceed. Thank you very much, and good evening.
(Whereupon, the Public Comment Session was adjourned at 7:40 o'clock p.m.)
FD06372 | 1999_美国_tosco-avon-refinery-petroleum-naphtha-fire.pdf
分类:06_境外及港澳台调查报告 | 年份:1999 | 地域: | 严重程度: | 场所: | 起火原因: | 来源格式:pdf
U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD INVESTIGATION REPORT REFINERY FIRE INCIDENT (4 Dead, 1 Critically Injured) REPORT NO. 99-014-I-CA ISSUE DATE: MARCH 2001 TOSCO AVON REFINERY MARTINEZ, CALIFORNIA FEBRUARY 23, 1999 KEY ISSUES: I CONTROL OF HAZARDOUS NONROUTINE MAINTENANCE I MANAGEMENT OVERSIGHT AND ACCOUNTABILITY I MANAGEMENT OF CHANGE I CORROSION CONTROL
U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD Office of Investigations and Safety Programs 2175 K Street, NW, Suite 400 Washington, DC 20037 (202) 261-7600
U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD INVESTIGATION REPORT REPORT NO. 99-014-I-CA ISSUE DATE: MARCH 2001 TOSCO AVON REFINERY MARTINEZ, CALIFORNIA FEBRUARY 23, 1999 KEY ISSUES CONTROL OF HAZARDOUS NONROUTINE MAINTENANCE MANAGEMENT OVERSIGHT AND ACCOUNTABILITY MANAGEMENT OF CHANGE CORROSION CONTROL REFINERY FIRE INCIDENT (4 Dead, 1 Critically Injured)
2
3 Abstract Salus Populi Est Lex Suprema People’s Safety is the Highest Law T his investigation report examines the refinery fire incident that occurred on February 23, 1999, in the crude unit at the Tosco Corporation Avon refinery in Martinez, California. Four workers were killed, and one was critically injured. This report identifies the root and contributing causes of the incident and makes recommendations for control of hazardous nonroutine maintenance, management oversight and accountability, management of change, and corrosion control. The U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board (CSB) is an independent Federal agency whose mission is to ensure the safety of workers and the public by preventing or minimizing the effects of chemical incidents. CSB is a scientific investigative organization; it is not an enforcement or regulatory body. Established by the Clean Air Act Amendments of 1990, CSB is responsible for determining the root and contributing causes of accidents, issuing safety recommendations, studying chemical safety issues, and evaluating the effectiveness of other government agencies involved in chemical safety. No part of the conclusions, findings, or recommendations of CSB relating to any chemical incident may be admitted as evidence or used in any action or suit for damages arising out of any matter mentioned in an investigation report (see 42 U.S.C. § 7412(r)(6)(G)). CSB makes public its actions and decisions through investigation reports, summary reports, safety bulletins, safety recommendations, special technical publications, and statistical reviews. More information about CSB may be found on the World Wide Web at http://www.chemsafety.gov. Information about available publications may be obtained by contacting: U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board Office of Congressional and Public Affairs 2175 K Street, NW, Suite 400 Washington, DC 20037 (202) 261-7600 CSB publications may be purchased from: National Technical Information Service 5285 Port Royal Road Springfield, VA 22161 (800) 553-NTIS or (703) 487-4600 Email: info@ntis.fedworld.gov For international orders, see: http://www.ntis.gov/support/ cooperat.htm. For this report, refer to NTIS number PB2001-104050.
4
5 Contents EXECUTIVE SUMMARY.................................................................9 1.0 INTRODUCTION................................................................ 17 1.1 Background............................................................................. 17 1.2 Investigative Process................................................................ 17 1.3 Tosco Avon Oil Refinery Facility............................................. 18 1.4 Crude Fractionator and Naphtha System .............................. 18 1.4.1 Fractionator ................................................................ 18 1.4.2 Naphtha System ......................................................... 19 2.0 DESCRIPTION OF INCIDENT .......................................... 21 2.1 Pre-Incident Events................................................................. 21 2.1.1 Detection of Naphtha Piping Leak ............................. 21 2.1.2 Emergency Response and Inspection ......................... 21 2.1.3 Recurrence of Leak..................................................... 23 2.1.4 Efforts to Drain and Replace Piping ............................ 24 2.2 The Incident........................................................................... 26 2.2.1 Job Preparation .......................................................... 26 2.2.2 First Cut and Second Cut .......................................... 27 2.2.3 Naphtha Release ........................................................ 28 2.3 Autoignition ............................................................................ 29 2.4 Emergency Response .............................................................. 29 3.0 ANALYSIS OF INCIDENT................................................... 31 3.1 Hazardous Nonroutine Maintenance .................................... 31 3.2 Job Planning........................................................................... 32 3.3 Hazard Identification and Evaluation ..................................... 34 3.3.1 Job-Specific Hazards ................................................. 34 3.3.1.1 Inability to Isolate ......................................... 34 3.3.1.2 Inability to Drain........................................... 35 3.3.1.3 Other Hazards............................................. 37 3.3.2 Good Practice Guidelines for Maintenance Work ..... 37 3.3.3 British Petroleum Grangemouth Incident .................... 39 3.4 Unit Shutdown Decision Making ........................................... 39 3.5 Management Oversight .......................................................... 40 3.5.1 Accountability for Hazardous Work ........................... 40 3.5.2 Supervision of Job Execution ..................................... 41 3.5.3 Stop Work Authority .................................................. 43 3.5.4 Auditing ...................................................................... 44
6 Contents (cont’d) 3.6 Permit System and Line Breaking Procedure ........................... 45 3.6.1 Permit and Procedure Deficiencies.............................. 45 3.6.1.1 Inability to Follow Procedures...................... 46 3.6.1.2 Identification of Specific Hazards ................ 46 3.6.2 Deviations From Good Practice .................................. 47 3.7 Corrosion Control and Mechanical Integrity ......................... 48 3.7.1 Desalter Performance .................................................. 48 3.7.2 Corrosion.................................................................... 49 3.8 Management of Change......................................................... 51 4.0 ROOT AND CONTRIBUTING CAUSES........................... 53 4.1 Root Causes ........................................................................... 53 4.2 Contributing Causes ............................................................... 54 5.0 RECOMMENDATIONS ...................................................... 55 6.0 REFERENCES ...................................................................... 57 APPENDIX A: Incident Timeline ................................................. 59 APPENDIX B: Logic Tree Diagram ............................................. 67 APPENDIX C: Executive Summary of The Hendrix Group, Inc., Report ............................................. 69
7 1 Naphtha Stripper Level Control Valve (LCV) Manifold Removed to Ground Level ........................................20 2 Fractionator and Naphtha Draw, Simplified Diagram at Time of Initial Leak ..............................................................22 3 Closeup of Material Blockage of Block Valve (C), Upstream of LCV-150 ..............................................................24 4 Fractionator and Naphtha Draw, Simplified Diagram, Draining at Lower Flange at Time of Release...........................25 5 Closeup of Stem of Block Valve (C), Upstream of LCV-150, With the Valve Wheel Fully Tightened ...................................26 6 Fractionator and Naphtha Draw, Simplified Diagram, First Cut and Second Cut ...................................................... 27 7 Leak Test of the Naphtha Stripper Level Control Bypass Valve (B) in the Closed Position, Showing Significant Water Flow ........................................... 50 Figures
8 AIChE American Institute of Chemical Engineers API American Petroleum Institute Cal/OSHA California Department of Industrial Relations, Division of Occupational Safety and Health CCPS Center for Chemical Process Safety CFR Code of Federal Regulations CSB U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board EPA U.S. Environmental Protection Agency °F Degrees Fahrenheit HAZOP Hazard and operability HSE Health and Safety Executive (United Kingdom) ICE Institution of Chemical Engineers (United Kingdom) LCV Level control valve MOC Management of change MSDS Material Safety Data Sheet NFPA National Fire Protection Association NPRA National Petrochemical & Refiners Association NTIS National Technical Information Service NTSB National Transportation Safety Board OSHA Occupational Safety and Health Administration PACE Paper, Allied-Industrial, Chemical & Energy Workers International Union psig Pounds per square inch gage PPE Personal protective equipment PSM Process safety management SCBA Self-contained breathing apparatus UDS Ultramar Diamond Shamrock Corporation U.S.C. United States Code Acronyms and Abbreviations
9 Executive Summary ES.1 Introduction O n February 23, 1999, a fire occurred in the crude unit at Tosco Corporation’s Avon oil refinery in Martinez, California. Work- ers were attempting to replace piping attached to a 150-foot-tall fractionator1 tower while the process unit was in operation. During removal of the piping, naphtha2 was released onto the hot fraction- ator and ignited. The flames engulfed five workers located at differ- ent heights on the tower. Four men were killed, and one sustained serious injuries. Ultramar Diamond Shamrock Corporation (UDS) purchased the facility in September 2000 and renamed it the Golden Eagle refinery. Because of the serious nature of this incident, and the fact that another fatality had occurred at the Avon facility in 1997, the U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board (CSB) initiated an investigation to determine the root and contributing causes of the incident and to issue recommendations to help prevent similar occur- rences. ES.2 Incident On February 10, 1999, a pinhole leak was discovered in the crude unit on the inside of the top elbow of the naphtha piping, near where it was attached to the fractionator at 112 feet above grade.3 Tosco personnel responded immediately, closing four valves in an attempt to isolate the piping. The unit remained in operation. Subsequent inspection of the naphtha piping showed that it was extensively thinned and corroded. A decision was made to replace a large section of the naphtha line.4 Over the 13 days between the discovery of the leak and the fire, workers made numerous ————————– 1 A fractionator is an oil refinery processing vessel that separates preheated hydrocar- bon mixtures into various components based on boiling point. The separated components are referred to as fractions or cuts. Inside the fractionator, some trays draw off the fractions as liquid hydrocarbon products (such as naphtha), and piping transports them to storage or for further processing. 2 Petroleum naphtha is a highly flammable mixture of liquid hydrocarbons drawn off as a cut from the fractionator tower. 3 “Above grade” refers to the vertical distance from ground level at the point upon which equipment rests. 4 The term “naphtha line” is synonymous with naphtha piping. “Naphtha draw line” was also used at the facility to refer to the naphtha piping. The draw line takes or “draws” naphtha product from the 38th tray of the fractionator, where it flows through a level control valve to the naphtha stripper vessel.
10 unsuccessful attempts to isolate and drain the naphtha piping. The pinhole leak reoccurred three times, and the isolation valves were retightened in unsuccessful efforts to isolate the piping. Nonetheless, Tosco supervisors proceeded with scheduling the line replacement while the unit was in operation. On the day of the incident, the piping contained approximately 90 gallons of naphtha, which was being pressurized from the running process unit through a leaking isolation valve. A work permit author- ized maintenance employees to drain and remove the piping. After several unsuccessful attempts to drain the line, a Tosco maintenance supervisor directed workers to make two cuts into the piping using a pneumatic saw.5 After a second cut began to leak naphtha, the supervisor directed the workers to open a flange6 to drain the line. As the line was being drained, naphtha was suddenly released from the open end of the piping that had been cut first. The naphtha ignited, most likely from contacting the nearby hot surfaces of the fractionator, and quickly engulfed the tower structure and personnel. ES.3 Key Findings 1. The removal of the naphtha piping with the process unit in operation involved significant hazards. This nonroutine7 work required removing 100 feet of 6-inch pipe containing naphtha, a highly flammable liquid. Workers conducting the removal were positioned as high as 112 feet above ground, with limited means of escape. The hot process unit provided multiple sources of ignition, some as close as 3 feet from the pipe removal work. One isolation valve could not be fully closed, which indicated possible plugging. On three occasions prior to the incident, the naphtha pipe resumed leaking from the original pinhole and felt warm to the ————————– 5 A pneumatic saw is a cutting device that is energized by air pressure rather than electrical energy. 6 A flange is a rim on the end of a section of piping or equipment used for attachment to other piping and equipment. 7 The Center for Chemical Process Safety (CCPS) defines “nonroutine work” as unscheduled maintenance work that necessitates immediate repair and may introduce additional hazards (CCPS, 1995b; p. 212). One example is “breakdown maintenance,” where equipment is operated until it fails. In this incident, the February 10 naphtha draw line leak is an example of breakdown maintenance. The hot process unit provided multiple sources of ignition, some as close as 3 feet from the pipe removal work.
11 touch, indicating that one or more isolation valves were leaking. Numerous attempts to drain the piping were unsuccessful; a failed attempt to ream out the drain lines and the removal of a small section of pipe confirmed that the line was extensively plugged. On seven occasions, the downstream naphtha stripper vessel filled–indicating probable isolation valve leakage. 2. The naphtha pipe that was cut open during the repair work was known by workers and the maintenance supervisor to contain flammable liquid. Although Tosco procedures required piping to be drained, depressured, and flushed prior to open- ing,8 this was not accomplished because extensive plugging prevented removal of the naphtha. The procedures did not specify an alternative course of action if safety preconditions, such as draining, could not be met. Although the hot process equipment was close to the removal work, Tosco’s procedures and safe work permit did not identify ignition sources as a potential hazard. The permit also failed to identify the presence of hazardous amounts of benzene in the naphtha. 3. The naphtha stripper vessel level control bypass valve was leaking, which prevented isolation of the line from the operating process unit. As a result, the running unit pressurized the naphtha piping. Excessive levels of corrosive material and water in the naphtha line and operation of the bypass valve in the partially open position for prolonged periods led to erosion/corrosion of the valve seat and disk. Excessive levels of corrosives and water also produced plugging in the piping and led to the initial leak. 4. Tosco’s job planning procedures did not require a formal evalua- tion of the hazards of replacing the naphtha piping. The pipe repair work was classified as low risk maintenance. Despite serious hazards caused by the inability to drain and isolate the line–known to supervisors and workers during the week prior to the incident–the low risk classification was not reevaluated, nor did management formulate a plan to control the known hazards. 5. Tosco’s permit for the hazardous nonroutine work was authorized solely by a unit operator on the day of the incident. Operations ————————– 8 Tosco Avon Safety Procedure S-5, Safety Orders, Departmental Safe Work Permits, October 19, 1998. Despite serious hazards caused by the inability to drain and isolate the line–known to supervisors and workers during the week prior to the incident–the low risk classification was not reevaluated, nor did management formulate a plan to control the known hazards.
12 supervisors were not involved in inspecting the job site or reviewing the permit. 6. Operations supervisors and refinery safety personnel were seldom present in the unit to oversee work activities. On the morning of the incident, prior to the fire, one operations supervi- sor briefly visited the unit, but he did not oversee the work in progress and no safety personnel visited the unit. The mainte- nance supervisor was the only management representative present during the piping removal work. The U.S. Environmental Protection Agency (EPA) similarly determined that a lack of operations supervisory oversight during safety critical activities was one of the causes of a previous Avon refinery incident, a 1997 explosion and fire at the hydrocracker, which resulted in one fatality (USEPA, 1998; pp. viii, 65).9 7. In the 3 years prior to the incident, neither Tosco’s corporate safety group nor Avon facility management conducted docu- mented audits of the refinery’s line breaking,10 lockout/tagout,11 or blinding12 procedures and practices. 8. Tosco did not perform a management of change (MOC)13 review to examine potential hazards related to process changes, including operating the crude desalter14 beyond its design parameters, excessive water in the crude feedstock,15 and ————————– 9 The EPA report states: “Supervision was not present at the unit even though there had been a succession of operating problems just prior to the final temperature excursion that led to the explosion and fire.” 10 “Line breaking” refers to equipment opening. 11 “Lockout/tagout” refers to a program to control hazardous energy during the servicing and maintenance of machinery and equipment. Lockout refers to the placement of a locking mechanism on an energy-isolating device, such as a valve, so that the equipment cannot be operated until the mechanism is removed. Tagout refers to the secure placement of a tag on an energy-isolating device to indicate that the equipment cannot be operated until the tag is removed. 12 A blind is a piping component consisting of a solid metal plate inserted to secure isolation. 13 Management of change is a systematic method for reviewing the safety implications of modifications to process facilities, process material, organizations, and standard operating practices. 14 The desalter vessel removes inorganic salts, water, and suspended solids to reduce corrosion, plugging, and fouling of piping and equipment. 15 Feedstock is material of varying constituents that is processed in a refinery. In the 3 years prior to the incident, neither Tosco’s corporate safety group nor Avon facility management conducted documented audits of the refinery’s line breaking, lockout/tagout, or blinding procedures and practices.
13 prolonged operation of the bypass valve in the partially open position. Tosco memos and incident reports revealed that management recognized these operational problems and the increased rate of corrosion. However, corrective actions were not implemented in time to prevent plugging and excessive corrosion in the naphtha piping. ————————– 16 A hazard evaluation is a formal analytical tool used to identify and examine potential hazards connected with a process or activity (CCPS, 1992; p. 7). ES.4 Root Causes 1. Tosco Avon refinery’s maintenance management system did not recognize or control serious hazards posed by performing nonroutine repair work while the crude processing unit remained in operation. I Tosco Avon management did not recognize the hazards presented by sources of ignition, valve leakage, line plugging, and inability to drain the naphtha piping. Management did not conduct a hazard evaluation16 of the piping repair during the job planning stage. This allowed the execution of the job without proper control of hazards. I Management did not have a planning and authorization process to ensure that the job received appropriate manage- ment and safety personnel review and approval. The involve- ment of a multidisciplinary team in job planning and execution, along with the participation of higher level management, would have likely ensured that the process unit was shut down to safely make repairs once it was known that the naphtha piping could not be drained or isolated. I Tosco did not ensure that supervisory and safety personnel maintained a sufficient presence in the unit during the execu- tion of this job. Tosco’s reliance on individual workers to detect and stop unsafe work was an ineffective substitute for man- agement oversight of hazardous work activities. I Tosco’s procedures and work permit program did not require that sources of ignition be controlled prior to opening equip- ment that might contain flammables, nor did it specify what The involvement of a multidisciplinary team in job planning and execution, along with the participation of higher level management, would have likely ensured that the process unit was shut down to safely make repairs once it was known that the naphtha piping could not be drained or isolated. Tosco’s reliance on individual workers to detect and stop unsafe work was an ineffective substitute for management oversight of hazardous work activities.
14 actions should be taken when safety requirements such as draining could not be accomplished. 2. Tosco’s safety management oversight system did not detect or correct serious deficiencies in the execution of maintenance and review of process changes at its Avon refinery. Neither the parent Tosco Corporation nor the Avon facility management audited the refinery’s line breaking, lockout/tagout, or blinding procedures in the 3 years prior to the incident. Peri- odic audits would have likely detected and corrected the pattern of serious deviations from safe work practices governing repair work and operational changes in process units. These deviations included practices such as: I Opening of piping containing flammable liquids prior to draining. I Transfer of flammable liquids to open containers. I Inconsistent use of blind lists. I Lack of supervisory oversight of hazardous work activities. I Inconsistent use of MOC reviews for process changes. ES.5 Contributing Causes 1. Tosco Avon refinery management did not conduct an MOC review of operational changes that led to excessive corrosion rates in the naphtha piping. Management did not consider the safety implications of process changes prior to their implementation, such as: I Running the crude desalter beyond its design parameters. I Excessive water in the crude feed. I Prolonged operation of the naphtha stripper level control bypass valve in the partially open position. These changes led to excessive corrosion rates in the naphtha piping and bypass valve, which prevented isolation and draining of the naphtha pipe.
15 2. The crude unit corrosion control program was inadequate. Although Avon refinery management was aware that opera- tional problems would increase corrosion rates in the naphtha line, they did not take timely corrective actions to prevent plug- ging and excessive corrosion in the piping. ES.6 Recommendations Tosco Corporation Conduct periodic safety audits of your oil refinery facilities in light of the findings of this report. At a minimum, ensure that: I Audits assess the following: L Safe conduct of hazardous nonroutine maintenance L Management oversight and accountability for safety L Management of change program L Corrosion control program. I Audits are documented in a written report that contains findings and recommendations and is shared with the workforce at the facility. I Audit recommendations are tracked and implemented. Ultramar Diamond Shamrock Golden Eagle Refinery 1. Implement a program to ensure the safe conduct of hazardous nonroutine maintenance. At a minimum, require that: I A written hazard evaluation is performed by a multi- disciplinary team and, where feasible, conducted during the job planning process prior to the day of job execution. I Work authorizations for jobs with higher levels of hazards receive higher levels of management review, approval, and oversight.
16 I A written decision-making protocol is used to determine when it is necessary to shut down a process unit to safely conduct repairs. I Management and safety personnel are present at the job site at a frequency sufficient to ensure the safe conduct of work. I Procedures and permits identify the specific hazards present and specify a course of action to be taken if safety require- ments–such as controlling ignition sources, draining flam- mables, and verifying isolation–are not met. I The program is periodically audited, generates written findings and recommendations, and implements corrective actions. 2. Ensure that MOC reviews are conducted for changes in operat- ing conditions, such as altering feedstock composition, increasing process unit throughput, or prolonged diversion of process flow through manual bypass valves. 3. Ensure that your corrosion management program effectively controls corrosion rates prior to the loss of containment or plugging of process equipment, which may affect safety. American Petroleum Institute (API) Paper, Allied-Industrial, Chemical & Energy Workers International Union (PACE) National Petrochemical & Refiners Association (NPRA) Communicate the findings of this report to your membership.
17 O n February 23, 1999, a fire occurred in the crude unit at the Tosco Avon oil refinery in Martinez, California. Workers were attempting to replace piping attached to a 150-foot-tall fractionator tower while the process unit was in operation. During removal of the piping, naphtha was released onto the hot fractionator and ignited. The flames engulfed five workers located at different heights on the tower. Four of the workers died, and the fifth was seriously injured. Three of the deceased were contractors–two were employed by a scaffold erection company, and the other worked for a crane company. The fourth fatality and the worker injured were Tosco maintenance employees. Because of the seriousness of the incident and the fact that there had been a fatal explosion and fire at the refinery 26 months earlier, the U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board (CSB) launched an investigation to determine the root and contributing causes and to issue recommendations to help prevent similar occurrences. 1.2 Investigative Process CSB was one of three governmental agencies that investigated the incident. The California Department of Industrial Relations, Division of Occupational Safety and Health (Cal/OSHA), and the Contra Costa County Health Services Department also conducted investiga- tions.1 The CSB incident investigation team coordinated and shared information with these two agencies. CSB examined physical evidence at the site, conducted interviews, and reviewed relevant documents (such as a report authored by FTI Anamet (1999), prepared for Cal/OSHA, entitled Metallurgical Evaluation of Naphtha Draw Line/Valve and Analyses of Petroleum ————————– 1 Through the Department of Industrial Relations, Division of Occupational Safety and Health (Cal/OSHA), California administers its own workplace safety and health program according to provisions of the Federal Occupational Safety and Health Act of 1970 (see 29 CFR 1910). On January 15, 1999, Contra Costa County enacted an Industrial Safety Ordinance to “prevent and reduce the probability of accidental releases of regulated substances that have the potential to cause significant harm to the public health” (Contra Costa County Ordinance Code, Ordinance No. 98-48, Section 1). The ordinance includes a risk management program, a human factors program, and a root cause analysis and incident investigation program. The human factors program was not in effect at the time of the incident. Contra Costa Health Services produced a report on the incident, entitled Investigation Into the Causes of the Fire of February 23, 1999, at No. 50 Crude Unit, Tosco Avon Refinery. 1.0 Introduction 1.1 Background
18 ————————– 2 Crude oil is a complex mixture of hydrocarbons that varies in composition, quality, and appearance from one producing field to another. 3 The crude unit where the incident occurred was also referred to as the “50 Unit.” Samples From a Crude Unit at the Tosco Avon Refinery). CSB also contracted with The Hendrix Group in Houston, Texas, for assistance with corrosion and mechanical integrity analysis. The American Petroleum Institute (API) and the National Petrochemical & Refiners Association (NPRA) provided good practice information on the safe performance of maintenance work in oil refineries. In response to a CSB request, these two organizations produced a report entitled Work Authorization in Refineries (API/NPRA, 2000). 1.3 Tosco Avon Oil Refinery Facility The Avon refinery is located on a 2,300-acre site near the town of Martinez in Contra Costa County, California. The refinery has been in operation for more than 80 years; its main products are motor fuels such as gasoline and diesel. Tosco Corporation operated the Avon facility from 1976-2000, when it was purchased by Ultramar Diamond Shamrock (UDS) and renamed the Golden Eagle refinery. Tosco is the nation’s largest independent refiner of petroleum products and operates seven refineries across the United States. 1.4 Crude Fractionator and Naphtha System 1.4.1 Fractionator The Avon facility refined crude oil2 into motor fuels; other products included propane, butane, and fuel oils. The crude unit, or 50 Unit,3 was originally designed and built in 1946, and had undergone several major capital improvements. Crude oil fractionation is the initial step in the refining process. It involves splitting crude oil into portions with similar boiling points. The oil is distilled into streams, including natural gasoline, naphtha,
19 kerosene, diesel, and a heavy oil used as feed for the cracking unit. A series of trays inside the fractionator functions in part to condense the hydrocarbons; in some cases, the trays are used to draw off liquid products from the tower. Processing is continuous. A steady flow of crude oil is pumped into the unit, while the product and feedstock streams are continuously pumped to tanks or other refinery units for further processing. 1.4.2 Naphtha System At the Avon refinery, naphtha was removed from a tray near the top of the fractionator (112-foot level) into 6-inch steel piping. The naphtha flowed through the piping and a level control valve, and then into the naphtha stripper (Figure 1). From there, it was pumped to storage and the reformer unit for further processing. In prior years, the stripper had been used to remove lighter hydrocar- bons from the naphtha. This practice had been discontinued at the time of the February 23 incident. However, the vapor return line remained in place.
20 Figure 1. Naphtha stripper level control valve manifold removed to ground level. The valve at the top right of manifold is the 4-inch bypass valve.
21 ————————– 4 Bunker gear is flame- and heat-resistant clothing. 5 Self-contained breathing apparatus (SCBA) is respiratory protection worn when the breathable atmosphere may be dangerous to life or health. 6 At the Avon refinery, the operations supervisor, business team leader, operations shift supervisor, and operations superintendent were four distinct job titles/positions. The operations supervisor worked days and, in particular, was responsible for prioritizing and coordinating maintenance work. He or she reported to the business team leader, who managed an area of the refinery as a business unit, solved day-to-day problems, and implemented long-term projects. The operations shift supervisor (hereinafter referred to as shift supervisor) worked rotating shifts and was the direct supervisor for all operators on his or her crew. The shift supervisor provided both work direction and personnel oversight. Shift supervision and the business team were in separate organizations at the Avon refinery and reported to different operations superintendents. 2.0 Description of Incident T he Incident Timeline in Appendix A summarizes the sequence of activities that led to the fire on February 23, 1999. 2.1 Pre-Incident Events 2.1.1 Detection of Naphtha Piping Leak On February 10, the crude unit was operating routinely when a pinhole leak was detected in the upper section of the naphtha piping. From the ground, the leak was observed to be small and dripping naphtha from the line through the insulation and onto a deck on the fractionator. 2.1.2 Emergency Response and Inspection Emergency responders decided to attempt to isolate the line to slow or stop the pinhole leak without shutting down the process unit. Opera- tors lowered the pressure in the fractionator and diverted liquid from the naphtha tray. Personnel then donned firefighting “bunker gear”4 and SCBAs,5 and closed the block valve (valve A; unless otherwise noted, all valve and flange locations referenced in Section 2.0 are shown in Figure 2). Operators closed the naphtha stripper level control bypass valve (valve B) and two block valves (valves C and E). Later in the day, the operations supervisor6 generated an emergency work order. Over the next 13 days, 15 work permits were written for
22 Figure 2. Fractionator and naphtha draw, simplified diagram at time of initial leak.
23 ————————– 7 Two or three operators were generally assigned to run the 50 Unit. They worked 12-hour rotating shifts. The No. 1 operator functioned as the lead worker and had the primary responsibility for running the unit safely and according to specifications. this job, of which 11 met Tosco’s requirements for a special hazard permit (e.g., for inspection radiography, asbestos removal, and lead abatement). Once the insulation was stripped from the piping, the leak was determined to have originated from a 0.16-inch-long pinhole perfora- tion on the inner radius of an elbow directly downstream of the block valve off the fractionator (valve A), at an elevation of 112 feet. Further inspection using ultrasound and X-ray techniques revealed that much of the piping was severely corroded and thin. Technical staff recommended that the entire line be replaced from valve A to the naphtha stripper. 2.1.3 Recurrence of Leak On February 13 and 17, operators observed that the leak reoccurred at the original site and that the naphtha piping was warm to the touch. On both occasions, Tosco personnel retightened the piping isolation valves (A and B), and the leak appeared to subside. On seven occasions from February 10-14, the liquid in the naphtha stripper rose to a high level and was lowered each time by operators opening the naphtha to storage flow control valve (valve J). On the last occasion, they left the valve open to the storage tank to prevent buildup in the stripper; the valve remained open until the day of the fire. On February 22, while preparing the fractionator area for hot work (i.e., cutting a metal deck to facilitate removal of the piping), the No. 1 operator7 discovered the naphtha piping again dripping from the original leak point. The piping was hot to the touch. The shift super- visor observed the leak, and a small plug was placed in the hole. After the hot work was finished, the maintenance supervisor directed that the plug be removed.
24 2.1.4 Efforts to Drain and Replace Piping On February 16 and 17, a No.1 operator attempted to drain the naphtha piping under repair using the drain lines (valves F and G) located on either side of the naphtha stripper level control valve (valve D). The attempt failed; the drain lines appeared to be plugged. Operators advised the operations supervisor on February 17 that it was not feasible to replace the entire naphtha line from the fraction- ator to the stripper while the unit was still operating, as recom- mended by the inspection group. They pointed out that the section of line downstream of block valve E to the stripper could not be isolated because there was no block valve on the naphtha vapor return line. With input from Tosco inspectors, the operations supervisor deter- mined that the downstream piping did not require immediate replace- ment. The supervisor considered removal of the line from the fractionator to the control valve (valve D) to be a safe option because of the available isolation valves and drain lines. On February 18, pipefitters again attempted to clear the drain lines (valves F and G) at the naphtha stripper level control valve by using a reaming device. However, the device broke due to the hardness of the material in the line. On February 19, the maintenance supervisor directed an operator to issue a permit for removal of the spool piece8 (from valve D to E) just downstream of the naphtha stripper level control valve. The supervi- sor was present at the job site during removal of the spool piece. The pipe was plugged solid with a dark, tar-like substance, which also contained large chunks of hard material (Figure 3). A blind flange equipped with a drain valve (valve I; Figure 4) was installed on the downstream side of the control valve, and a solid blind flange9 was attached on the upstream side of the block valve (valve E). ————————– 8 A “spool piece” is a short piece of pipe flanged on both ends to provide for ease of removal or modification. 9 This flange is a solid plate piping component used for closing an open end of pipe. Figure 3. Closeup of material blockage of block valve (C), upstream of LCV-150.
25 Figure 4. Fractionator and naphtha draw, simplified diagram, draining at lower flange at time of release.
26 The maintenance supervisor and the workers decided not to remove the spool piece upstream of the control valve (from valve C to D). The supervisor determined that valve C was jammed partway open, and isolation was in doubt (Figure 5). The operator logbook stated that draining would be attempted on Monday, February 22. However, workers did not attempt to drain the naphtha piping on February 22. The hot work permit for cutting the deck–signed by the shift supervisor, the No. 1 operator, and a maintenance worker– stated that the piping was not drained, locked, or tagged. The maintenance supervisor and the maintenance lead planner arranged for a vacuum truck to arrive at the job site on February 23 to recover the naphtha. 2.2 The Incident 2.2.1 Job Preparation On February 23, supervisors, operators, and maintenance workers were aware that the piping contained liquid naphtha. Both the permit readiness sheet and the work permit identified that draining was needed. The No. 1 operator and the maintenance workers inspected the job site and reviewed equipment conditions, and the permit was signed. In preparation for draining the line, the vacuum truck was placed into position approximately 20 feet from the base of the fractionator. A metal half-barrel was placed under the flange, with the attached drain valve (valve I; Figure 4) downstream of the naphtha stripper level control valve (valve D). A hose was extended from the truck and placed in the barrel. An operator incrementally opened valve D from the control room to assist with draining the line from valve I. Under the direction of their supervisor, the maintenance workers then attempted to open a flange upstream of the control valve. Both efforts to drain the line were unsuccessful. The maintenance supervisor told the workers present that a section of piping should be cut and removed with the crane. He tapped on Figure 5. Closeup of stem of block valve (C), upstream of LCV-150, with the valve wheel fully tightened. The protruding stem shows the valve to be jammed partway open, indicating possible material blockage in the line.
27 ————————– 10 Witnesses in the control room in the late morning stated that the No. 1 operator discussed with them his argument with the maintenance supervisor prior to the fire. 11 The maintenance supervisor, however, denied that he was present or directed the first cut into the naphtha piping. He stated that he left the unit at 9:00 am. Other witnesses and the timeline of events contradict this testimony. For example, the verbal permit log shows the maintenance supervisor signing into the unit at 8:40 am and departing at 9:50 am. The fact that he directed the work is consistent with his actions both before and after the first cut. The maintenance supervisor acknowledged that he directed the removal of the spool piece on February 19, and the second cut into the line and the opening of the flanges after lunch on February 23–before the piping had been drained or the isolation verified, contrary to Tosco procedures. the line and stated that he believed the naphtha level was below the proposed cut location. He stated to the operator that listening for differences in the sound at each tap point would identify the liquid level. The operator disagreed and responded that the naphtha should be removed before cutting the pipe.10 2.2.2 First Cut and Second Cut The maintenance supervisor directed workers to unbolt the piping from flange 1, downstream of valve A, and cut a short section of line with a pneumatic saw.11 The first cut into the line was 8 feet below Figure 6. Fractionator and naphtha draw, simplified diagram, first cut and second cut.
28 valve A. A blind flange was bolted to valve A. The remaining piping was open at the point of the cut and faced the fractionator (Figure 6). For the second cut, the maintenance supervisor directed workers to start 26 feet below the location of the first cut (Figure 6). When the saw pierced the inside diameter of the pipe wall, a small amount of liquid began to leak from the line. The worker operating the saw ceased cutting and was sent to obtain a pipe clamp to seal the leak. 2.2.3 Naphtha Release The maintenance supervisor decided to again attempt to drain the line by opening flange 2, located upstream of the naphtha stripper level control valve (valve D) and within 3 feet of the fractionator (Figure 4). Workers loosened the bolts on flange 2, which allowed liquid to flow. Plastic sheeting was hung to deflect the draining liquid away from the hot fractionator and into an open plastic pan, from which it was suctioned to the vacuum truck. The personnel conducting the work did not take into account that the naphtha piping was pressurized from the running process unit due to a severe leak through a badly corroded valve (valve B). In the “U”-shaped naphtha piping configuration, the head pressure of the vertical column of liquid functioned as a seal and prevented the process pressure from being released to atmosphere out the open end of the cut pipe. Once the workers drained a sufficient volume of naphtha from the flange on the vertical run of the piping (flange 2), the pressure from the running process unit leaking through the corroded valve sur- passed the reduced head pressure in the line. This resulted in a sudden release of liquid from the open piping at approximately 12:18 pm (Figure 4). The naphtha contacted the hot fractionator and ignited, quickly engulfing the tower structure and personnel.
29 2.3 Autoignition The autoignition temperature of a material is defined as the tempera- ture at which its fuel/air mixture will ignite from its own heat source or contact with a hot surface, without spark or flame. Tosco’s Material Safety Data Sheets (MSDS) for naphtha listed the autoignition temperature as 450 degrees Fahrenheit (ºF). However, the lower half of a crude oil fractionator operates at temperatures of 500 to 650°F, and the noninsulated manways protruding from the Avon refinery fractionator had surface temperatures just slightly below this range. 2.4 Emergency Response Operators heard the naphtha ignite, used fire monitors to direct a stream of water onto the fire, and began an emergency shutdown of the unit. Within minutes, the Tosco emergency response team was on scene and began firefighting efforts. The Contra Costa Fire and Consolidated Fire Departments responded and were positioned to provide support if requested. The fire burned for about 20 minutes. Rescue efforts were delayed because of the size of the fire, the risk of re-ignition, and the location of most of the victims on the tower. One worker was pronounced dead at the scene, and the other three victims died at the hospital. The fifth worker jumped away from the flames at an elevated location and sustained serious injuries.
30
31 ————————– 12 Hot work is “an operation that can produce a spark or flame or other source of ignition having sufficient energy to cause ignition, where the potential for flammable vapors, gases, or dust exists” (API, 1995b; pp. 2-3). 13 Hot tapping is “the technique of attaching a mechanical or welded branch fitting to piping or equipment in service, and creating an opening . . . by drilling or cutting a portion of the piping or equipment within the attached fitting” (API, 1995a; p. 1). 14 Appendix C of 29 CFR 1910.119, Process Safety Management of Highly Hazard- ous Chemicals. 3.0 Analysis of Incident T he conduct of maintenance work in an oil refinery often involves flammable and toxic hazards, which must be carefully controlled to avoid injury to people and the environment (Lees, 1996; p. 21/2). In investigating the Avon refinery incident, CSB found problems with job planning, hazard identification and evalua- tion, unit shutdown decision making, management oversight, permit- ting and line breaking, corrosion control and mechanical integrity, and management of change (MOC). CSB used several investigative techniques to analyze the incident, including establishing a timeline (Appendix A) and developing a logic tree diagram (Appendix B). 3.1 Hazardous Nonroutine Maintenance In process plants, hazardous nonroutine maintenance includes such activities as hot work,12 hot tap,13 and work on live flare headers as well as line breaking when isolation and drainage cannot be ensured. The nonmandatory appendix in the Occupational Safety and Health Administration’s (OSHA) Process Safety Management (PSM) stan- dard14 stresses the importance of employers identifying the hazards of nonroutine maintenance in process areas and communicating such hazards to those doing the work. The 1989 Phillips Houston Chemical Complex fire and explosion, which killed 23 workers, expedited issuance of the PSM standard. Like the 1999 Tosco incident, it involved improper isolation of piping and the failure of a valve during the conduct of hazardous nonroutine maintenance work in a running process unit (OSHA, 1990; pp. iv, ix, 72). Because nonroutine maintenance is unscheduled, it may present special hazards. One such hazard introduced with breakdown maintenance, such as the job at Tosco, involves limitations on job planning (CCPS, 1995b; p. 212).
32 ————————– 15 Tosco Avon Safety Procedure S-36-1, Removing Insulation From Leaking Hydrocarbon Lines, November 20, 1995. 16 A blind list is a document that specifies the location for blinds to be installed to secure isolation of piping and equipment. 3.2 Job Planning In the Avon refinery incident, preparatory maintenance activities such as stripping insulation and inspecting the piping began immediately after the leak appeared to subside. Job planning at the refinery typically involved a site visit and discussions among the maintenance lead planner, maintenance supervisor, and operations supervisor to identify potential problems in advance. However, this planning activity did not occur for the naphtha repair work. Just an hour after the leak was discovered, a permit was issued to strip insulation from the naphtha piping. The job was initiated without the line being locked or tagged out, depressured, or isolated, as required by Tosco procedures. If a line could not be isolated, the procedures stated that: Production, H&S, Inspection and Maintenance representa- tives must meet and agree on a safe procedure to remove the insulation. If insulation cannot be safely removed while the unit is online, the line or unit must be shut down.15 Although inspection, maintenance, and two operations superintendents were present, no meeting was held to discuss control of hazards. Not following insulation removal procedures did not directly cause the fire, but it was indicative of Tosco’s practice of not consistently adhering to established maintenance procedures. Most of the preparatory maintenance work conducted in the 13 days prior to the incident was not listed in the job planning documentation, including the three permitted jobs where workers attempted to drain the piping. There was no mention that the naphtha, as a benzene- containing stream, was a serious health hazard that required specific precautionary measures; nor was it identified that a crane, vacuum truck, and pneumatic saw were to be used in the piping removal. No job-specific instructions were prepared for the naphtha piping repair work. The job planning documentation lacked necessary information, such as the MSDS for naphtha, a blind list,16 or the piping and instrumentation diagram showing where blinds were to be inserted. Good practice guidelines for maintenance job planning
33 ————————– 17 Although this CCPS citation references unit shutdown, the practice is even more appropriate for formal consideration during the safe execution of hazardous nonroutine maintenance in an operating unit. 18 These good practice guidelines were produced in the United Kingdom on a consensus basis by representatives of industry, government, and labor. 19 In discussing the management dilemma of production versus process safety, CCPS guidelines state: “The continuity of operations can best be addressed at the planning stage.” recommend outlining the steps necessary to accomplish the work and identifying the potential hazards of each step (CCPS, 1995b, pp. 249-250; Lees, 1996, p. 21/4).17 Adequate planning is also essential for effective isolation of piping and equipment (HSE, 1997; pp. 4, 6, 13).18 Good practice guidelines emphasize that hazards are most effectively recognized and evaluated in the calm atmosphere of the job planning process rather than during the often stressful environment of job execution (HSE, 1985, p. 11; CCPS, 1995c, p. 17).19 For example, for hot work–one type of hazardous nonroutine maintenance–API states that the potential hazards should be carefully analyzed as part of pre-job safety planning (API, 1995b; pp. 2-3). Prior to conducting hot tapping, API recom- mends preparing a written plan that addresses potential hazards and performing the procedure only after careful consideration of alterna- tives (API, 1995a; pp. 1, 5). During planning, Tosco management did not effectively identify the serious hazards present in conducting the piping repair in an operating process unit. Despite accumulating evidence of the inability to drain and isolate the piping during the week leading up to the fire, Avon management scheduled the pipe removal for February 23 with the unit in operation and without a plan to control hazards. Good practice guidelines emphasize that hazards are most effectively recognized and evaluated in the calm atmosphere of the job planning process rather than during the often stressful environment of job execution. Despite accumulating evidence of the inability to drain and isolate the piping during the week leading up to the fire, Avon management scheduled the pipe removal for February 23 with the unit in operation and without a plan to control hazards.
34 3.3 Hazard Identification and Evaluation 3.3.1 Job-Specific Hazards Significant hazards existed early on in the 13-day naphtha piping repair process: I The job involved the removal of 100 feet of 6-inch pipe con- taining naphtha, a highly flammable liquid.20 I Approximately 80 feet of the piping ran vertically near the side of the fractionator, whose surface temperature in the lower half of the tower exceeded the autoignition temperature of the naphtha stream to be drained. I The stem of block valve C, upstream of naphtha stripper level control valve D, protruded approximately 12 threads from the valve wheel when fully tightened, indicating that the valve was partially open and possibly plugged. (Unless otherwise noted, all valve and flange locations referenced in Section 3.0 are shown in Figure 2.) I The lack of a high point vent downstream of valve A would have made it difficult to purge the naphtha piping. 21 Tosco classified the naphtha piping repair as low risk, routine mainte- nance. Management did not recognize or evaluate the inability to isolate, inability to drain, or other hazards in light of conducting the work in an operating process unit. 3.3.1.1 Inability to Isolate On three occasions prior to the fire, the naphtha piping resumed leaking at the original location and the piping felt warm to the touch, indicating that one or more isolation block valves were leaking. In each instance, the valves were further tightened to try to stop the leak. ————————– 20 Tosco’s MSDS for the 50 Unit naphtha stated that the National Fire Protection Association (NFPA) flammability hazard rating for the liquid was 4 (on a 0 to 4 scale, with 4 being the most flammable). However, for the 15 work permits authorized for this repair, the NFPA rating either was not provided or was understated as a 2 or 3. 21 Purging the piping is important not only to remove residual material, but also to reveal possible plugging or solid material in the line, which can trap pressurized or residual liquids and gases (HSE, 1989, pp. 13-14; Kletz, 1989, p. 13).
35 On February 13, a shift supervisor helped tighten the valves after the leak reoccurred. On February 17, a maintenance supervisor observed the leak reoccur and assisted operators in tightening the isolation valves. That same day, two operators told the operations supervisor and a maintenance supervisor that more than one valve isolating the naphtha piping was potentially leaking. On the morning of February 23, the operations process engineer stated that he suspected that an isolation valve was leaking. On seven occasions from February 10-14, the naphtha stripper vessel–which was located downstream of the naphtha piping–filled and operators lowered the level. On February 13, a shift supervisor log recorded that the stripper level had been lowered. This log was typically read by other supervisors and was available electronically to other management personnel. The shift supervisor stated that he suspected a valve might have been leaking. Leakage through the isolation valves was the most likely explanation for recurrence of the high level in the naphtha stripper. 22 3.3.1.2 Inability to Drain Draining equipment to remove hazardous material and verifying isolation of the line are essential safety requirements prior to mainte- nance (CCPS, 1995a, p. 310; HSE, 1997, p. 47).23 From the discov- ery of the leak to the fire, there were seven failed attempts to drain the naphtha from the piping. Tosco supervisors and workers were aware of the following draining problems: I On February 16, a No. 1 operator informed the business team leader that the naphtha drain lines were plugged. On February 17, after another unsuccessful draining attempt, two operators discussed plugging in the line with the operations supervisor and ————————– 22 The naphtha stripper level filling several times in 2-hour intervals, combined with recurrence of the leak, established that the isolation valves were leaking. On February 14, the naphtha flow control valve (valve J) downstream of the stripper was left open, allowing the naphtha to flow out. The stripper remained empty until the day of the fire. 23 As stated in HSE’s The Safe Isolation of Plants and Equipment: “Bleeds and vents allow the safe depressurization of parts of the plant when it has been isolated and also enable the integrity of isolations to be checked.” Draining equipment to remove hazardous material and verifying isolation of the line are essential safety requirements prior to maintenance.
36 the maintenance supervisor. The operators proposed shutting down the unit to repair the piping. The operator logbook stated that the drain valves were plugged. I On February 18, the supervisors scheduled maintenance workers to drill out the drain lines. A permit readiness sheet was sent electronically to the operator and the shift supervisor communicating that the drain valves were to be cleared with a reaming device. Permit readiness sheets were also available to management in an electronic bulletin board. After several attempts, maintenance workers informed their supervisor that the material in the piping broke the reaming tool. The operator logbook noted that the attempt to drill out the drain lines was unsuccessful. I Workers accompanied by the maintenance supervisor removed a small section of piping downstream of the naphtha stripper level control valve (valve D) on February 19. The piping and the drain lines were extensively plugged. Block valve C, upstream of control valve D, was jammed partially open. Both permits executed on February 18 and 19 to drain the piping were checked “job not finished” in the closeout section. I On February 22, the operations supervisor issued a permit readiness sheet, with input from the maintenance supervisor, stating that draining was part of the work to be performed the following day. A vacuum truck was to be used to collect the naphtha. I An operations process engineer who visited the unit the morning of the fire was aware that naphtha was still in the piping and was told by operators of the unsuccessful attempts to drain the piping. At the direction of the maintenance supervisor, draining was attempted three times on the morning of February 23.
37 3.3.1.3 Other Hazards Another hazard not identified was that the naphtha contained benzene.24 Because benzene is a carcinogen, Tosco procedures required that equipment be drained to a closed system, away from employees.25 Maintenance work in the presence of benzene required the use of a special hazard permit with authorization by an operations supervisor. However, Tosco management did not recognize or permit the naphtha piping repair work as a benzene hazard, and these controls were not implemented. Not following these procedures did not directly cause the fire, but demonstrated Tosco’s inconsistent adherence to its procedures. The pipe removal job involved coordinating contractors and workers from different departments, and using a crane in an operating process unit. Furthermore, it required positioning workers where they were potentially subject to the hazard of a sudden release or splashing of flammable liquid. Some workers were located as high as 112 feet above ground. Opening elevated lines is particularly hazardous because of the danger of flammable liquid splashing on personnel or sources of ignition (Kletz, 1989, pp. 14-15; see also CCPS, 1995a, p. 310). Despite these serious hazards–known to supervisors and workers during the week prior to the incident–the low risk classification of the job was not reevaluated, nor did management formulate a plan to control hazards. 3.3.2 Good Practice Guidelines for Maintenance Work A hazard evaluation is a formal analytical tool used to identify and examine potential hazards connected with a process or activity (CCPS, 1992; p. 7). The evaluation assists management in process plants in ————————– 24 Tosco Avon MSDS for 50 Unit Naphtha, MSDS 1001, CSB 9914-E3-023, p. 2. Tosco Avon Safety Order S-29, Benzene, July 1998; Attachment 2. 25 Tosco Avon Safety Order S-29, Benzene, July 1998; pp. 3, 6-7.
38 controlling hazards and preventing incidents. The Center for Chemi- cal Process Safety (CCPS) describes evaluation techniques for identifying hazards in maintenance activity in process plants (CCPS, 1992; pp. 11, 428-430). The guidelines suggest a number of questions to be used in performing a hazard evaluation of mainte- nance work.26 In its good practice guide for hazard evaluation, the Institution of Chemical Engineers of the United Kingdom states: It is advisable to cover aspects of maintenance operations (with a HAZOP study), including isolation, preparation and removal for maintenance since these often create hazards as well as operability problems (ICE, 2000; p. 8).27 A number of factors may necessitate a hazard review of maintenance activity, including: I Hazardous activities, such as hot work or hot tap and repair work on a live flare line (API, 1995b; pp. 2-3). I Circumstances where existing procedures cannot be followed or where there are no applicable procedures (HSE, 1997; pp. 17- 18). I Situations where safety preconditions cannot be met, such as controlling ignition sources where flammables may be present. Good practice guidelines (HSE, 1997, p. 18; see also CCPS, 1992, pp. 428-430) recommend that a comprehensive hazard evaluation include assessment of: I Specific hazards introduced by performance of the maintenance work. I Potential problems in achieving adequate isolation, such as depressuring, draining, and purging. I Additional precautions, such as more frequent monitoring of the isolation, improved supervision, or contingency plans. I The feasibility of safely conducting work while the process unit is in operation or postponing the job. ————————– 26 CCPS guidance recommends that hazard evaluation questions include: What hazards are introduced by the maintenance activity? Is it necessary to completely shut down the process to safely conduct the repair? 27 HAZOP (hazard and operability) is a well-recognized hazard evaluation technique.
39 3.3.3 British Petroleum Grangemouth Incident An incident that occurred in 1987 at British Petroleum’s Grangemouth refinery in Scotland was similar to the 1999 Tosco fire.28 The job that led to the Grangemouth incident involved the attempted isolation of a section of a live flare line to remove a faulty valve. Four workers were killed after opening piping thought to be isolated and depressured. Although the isolation valves were placed in the closed position, plugging and valve leakage prevented complete isolation of the piping. The investigation report of the Health and Safety Executive of the United Kingdom made the following recom- mendations for senior management (HSE, 1989; pp. 13-14): I Conduct a detailed hazard analysis during job planning. I Before delegating work, develop detailed job instructions specific to the particular isolation to ensure the effective draining of flammable liquids. I Maintain rigorous control over possible ignition sources in the vicinity of maintenance work. ————————– 28 See also “Lessons Learned From an On-Plot Refinery Tank Explosion,” CCPS, 2000; p. 3. A lesson learned from the incident: “Pre-job hazard assessment should be conducted. Removing the strainer was a nonroutine task. The job planning and control did not include a discussion of the hazards by the personnel doing the job.” 3.4 Unit Shutdown Decision Making Because of insufficient job planning and hazard evaluation, Tosco Avon refinery management did not recognize that safe conduct of the naphtha piping repair required shutting down the process unit. Once supervisors and workers knew that the line could not be drained or isolated, the unit needed to be shut down to safely conduct the repair. CSB recognizes that the shutdown and startup of an oil refinery process unit can introduce its own risks; however, the safe conduct of maintenance work requires a unit shutdown when serious hazards cannot otherwise be controlled or when the work cannot be deferred. Because of insufficient job planning and hazard evaluation, Tosco Avon refinery management did not recognize that safe conduct of the naphtha piping repair required shutting down the process unit.
40 In spite of evidence that the line contained naphtha and was severely plugged, operations supervisors scheduled the piping removal. Multiple sources of ignition were as close as 3 feet from the repair work. Hot equipment surfaces, the most likely source of ignition, could be eliminated as a hazard only if the equipment was cooled, which required shutting down the unit. The work could not be deferred because the piping required immediate replacement. In an effective maintenance work evaluation process, CCPS recommends that management carefully consider whether it is “necessary to shut down the process completely to safely repair a piece of equipment” (CCPS, 1992; p. 429). 3.5 Management Oversight 3.5.1 Accountability for Hazardous Work Despite significant hazards, Tosco management planned and executed the naphtha piping repair work as low risk maintenance. Under Tosco procedures, the unit operator was solely responsible for authorizing this work. Operations supervisors were minimally involved in planning or overseeing the line repair. No senior management or specialist personnel participated in assessing hazards. Although inspection personnel were included in decision making concerning the scope of the repair, their participation was limited to reviewing inspection data and determining what sections of the piping required immediate replacement. Management oversight and accountability are essential elements of an effective PSM program. A management system of accountability should include methods for establishing responsibility, evaluating performance, establishing feedback systems, and auditing (CCPS, 1995c; p. 15). At CSB’s request, API and NPRA prepared a document on oil refining industry practices for authorizing repair and maintenance work. It states that for situations involving higher risk, such as hot work or the inability to isolate a leaking line, a higher degree of management scrutiny and approval may be needed: 29 A management system of accountability should include methods for establishing responsibility, evaluating performance, establishing feedback systems, and auditing. ————————– 29 See also CCPS, 1995b; p. 229.
41 Depending on the degree of risk some jobs may require, at a minimum, the approval of both a senior level safety person and the operations manager to deviate from routine or defined work practices. Higher risk jobs may require a risk management team including both labor and management level persons and safety, operations, maintenance, engineer- ing, metallurgy and other disciplines depending on the nature of the work request (API/NPRA, 2000). If a multidisciplinary team and senior management had participated in evaluating hazards and determining whether to shut down the process unit to safely conduct the repair, it is likely that the job would not have been allowed to proceed and the incident would not have occurred. 3.5.2 Supervision of Job Execution The conduct of hazardous nonroutine maintenance requires close supervision, including frequent monitoring and unscheduled checks (CCPS, 1995b, p. 212; Townsend, 1998, p. 49). At the Avon refin- ery, operations supervisors stated that they oversaw activities in the process units when requested by the operators or as needed. On the morning of the incident, operations supervisors did not oversee the naphtha piping removal. The operations supervisor responsible for coordinating maintenance was not at work on February 23; the person responsible for filling in during such absences did not visit the unit prior to the fire. The shift supervisor phoned the No. 1 operator prior to initiation of the piping repair work, asking if there were any problems in the unit. The operator responded that there were none. The shift supervisor visited the unit the morning of the incident, but did not observe the piping repair activities, review the permit, or inquire about the status of the draining attempts that had been ongoing for over a week.30 Also, no health and safety personnel visited the job site before the incident occurred. Despite the presence of a crane, a vacuum truck, and ————————– 30 The job description of the shift supervisor states the he or she is “accountable for everything that takes place with their crew,” including ensuring “that all equipment is prepared properly and timely, that permits are completed and signed as appropriate per scheduled maintenance plan.”
42 numerous contractors, the maintenance supervisor was the only management representative present during the conduct of the repair work on February 23. A number of other deviations from Tosco procedures and good practice guidelines occurred during the naphtha piping repair activities. Although the following deviations were not directly causal to the incident, they demonstrated a pattern of serious management oversight deficiencies regarding maintenance activities at the Avon refinery: I Naphtha was not recognized as a benzene stream and a health hazard. None of the piping repair work activities adhered to Tosco’s benzene procedure, which required a special hazard permit and safety precautions, such as engineering controls, a benzene regulated area, personal protective equipment (PPE), and benzene exposure monitoring. 31 I The use of a vacuum truck on February 23 was not included in the work permit, nor was a mobile entry permit issued, as required by Tosco procedures. 32 I The use of a pneumatic saw in the piping removal was not included in the work permit, another requirement under Tosco procedures.33 I Several special hazard work permits authorized for the naphtha piping repair were not signed by the shift supervisor, as required by Tosco procedures. Tosco procedures delegated to the operator the primary responsibility for identifying and controlling the hazards present in hazardous nonroutine repair. Process safety expert Frank Lees advises: It is desirable to include a caution to the effect that . . . although work may be delegated, responsibility remains with him (supervision); an indication of the levels of hazard so that high hazard situations are highlighted and those involved are prompted to consider whether there are other parties who should be consulted (Lees, 1996; p. 21/16). ————————– 31 Tosco Avon Safety Order S-29, Benzene, July 1998. 32 Tosco Avon Procedure TRFE003, Procedure for 100-Barrel Vacuum Truck, September 1995. 33 Tosco Avon Procedure PFFE005, Procedure for Portable Power Pneumatic Hack- saw, December 1995.
43 Inadequate supervision was one of the issues the U.S. Environmental Protection Agency (EPA) investigated in its analysis of a fatal incident in the hydrocracker unit at the Avon refinery in 1997. EPA reported that inadequate supervision was a causal factor in the failure of a reactor effluent pipe and one fatality (USEPA, 1998; p. 65). The report stated that supervisor oversight of operations was deficient and contributed to the lack of adherence to emergency procedures. EPA concluded that there was no supervision at the unit during the hazardous abnormal situation, even though there had been a succes- sion of operating problems prior to the temperature excursion that led to the pipe failure and fire. 3.5.3 Stop Work Authority Tosco workers involved in the piping repair stated that they felt pressure to promptly execute the job because the unit was the only crude unit operating at that time.34 Pressure to complete the job was also created by the presence of the vacuum truck, a crane, and contract workers. Tosco management stated that workers had the authority to stop unsafe work activity and should have stopped the line replacement job. However, stop work authority–though a desirable safety policy if properly encouraged–is a less effective measure for incident preven- tion than good job preplanning for the following reasons (HSE, 1985, p. 11; CCPS, 1995c, p. 17): I It is exercised during the execution of work, when pressures to get the job done are generally greater.35 I It relies on the assertiveness of individual workers. To attempt to stop a job, a worker may need to assert a position that runs contrary to direct instructions from a supervisor. I Once the job has begun, the idling of contractors and equip- ment can result in significant financial cost to the facility, which can add to the pressure to get the job done without delay. ————————– 34 The No.3 unit was shut down in December 1998 and was being decommissioned. 35 In discussing the management dilemma of production versus process safety, CCPS guidelines state: “The continuity of operations can best be addressed at the planning stage.” (CCPS, 1995c; p. 17) Stop work authority–though a desirable safety policy if properly encouraged–is a less effective measure for incident prevention than good job preplanning.
44 3.5.4 Auditing The Avon refinery’s safety auditing program consisted of undocu- mented observations (referred to as “layered safety surveys”). 36 These observations focused on worker behavior rather than measuring the effectiveness of procedures; they did not record findings, make recommendations, or track corrective actions. In 1995, Tosco conducted a documented audit of its PSM program, as required every 3 years by Cal/OSHA. Tosco did not conduct a PSM compliance audit in 1998. Furthermore, neither Tosco Corporation nor Avon refinery management conducted documented audits of the facility’s line breaking, lock-out/tag-out, or blinding procedures and practices in the 3 years prior to the incident. Tosco’s auditing program did not record or remedy the pattern of serious deviations from the safe performance of maintenance work and proper review of operational changes in process units. These devia- tions included: I Opening of piping containing flammable liquids prior to draining. I Transfer of flammable liquids to open containers proximate to sources of ignition. I Inconsistent use of blind lists. I Lack of supervisory oversight of hazardous work activities. I Inconsistent use of MOC reviews for process changes. Safety audits are an essential feedback mechanism for the effective functioning of a facility’s safety management system. Industry good practice guidelines recommend that an audit program consist of documenting findings, formulating corrective action to improve performance, and instituting followup controls (CCPS, 1995c; pp. 313, 316). Effective audits would have likely detected the inconsistent adherence to procedures at the Avon refinery and could have corrected these problems prior to the incident. ————————– 36 Tosco asserted that some other documented audits were conducted at the Avon refinery, but did not provide CSB with evidence of such audits. Interview evidence indicates that no audits were conducted other than the layered safety surveys and the 1995 compliance audit. Industry good practice guidelines recommend that an audit program consist of documenting findings, formulating corrective action to improve performance, and instituting followup controls.
45 ————————– 37 Tosco Avon Procedure S-5, Safety Orders, Departmental Safe Work Permits, October 1998. 38 Jobs that might result in sparks are defined as low energy hot work. Tasks involving the use of direct flames (such as torch cutting or welding) are defined as high energy hot work. 39 Tosco procedures did not restrict work authorizations to one job per permit. 3.6 Permit System and Line Breaking Procedure 3.6.1 Permit and Procedure Deficiencies Deficiencies in two key elements of the maintenance work system– permitting and line breaking–contributed to causing the refinery fire. The Avon refinery used written procedures, including a permitting system, to prepare equipment for maintenance work. The safe work procedure, which governed the work permitting system, applied to “all low risk and special hazard work.”37 The opening of pipelines or equipment required permitting. The procedure stated that the opera- tor must ensure that equipment is depressured, drained, flushed, and purged of chemicals as completely as possible. The authority to approve and issue work permits was generally delegated to operators; however, some types of higher hazard work required the approval of the shift supervisor or a health and safety department specialist. Higher hazard work included jobs that required entry into confined spaces, jobs that involved high energy hot work,38 and those categorized as special hazard (e.g., opening live flare lines, radiography, and exposure to toxic materials such as lead, asbestos, benzene, and butadiene). Deficiencies in the permitting system at the Avon refinery were exemplified by the permit issued on the day of the incident, which listed three tasks with different preparation requirements. By listing draining and removal together, the permit allowed both activities to be authorized even though draining was required before removal of the piping.39 The following deviations from good practice occurred with regard to line breaking and contributed to causing the incident: I Hazardous nonroutine maintenance work was executed with- out a review of the job or permit authorization by an operations supervisor.
46 I Neither Tosco procedures nor the permit clearly indicated that personnel were to eliminate or effectively control sources of ignition prior to opening equipment. I No course of action was specified if the required preparatory steps for opening piping, such as draining, could not be accom- plished. 3.6.1.1 Inability to Follow Procedures Good practice guidelines on equipment opening recommend that permits and procedures provide direction as to what course of action to take if existing hazards cannot be controlled or new hazards arise (Lees, 1996; p. 21/22). If the hazards require variation from the normal level of isolation, the work should be stopped and a hazard evaluation conducted by an appropriate level within management (HSE, 1997; p. 17). Tosco’s permit system and procedures did not provide direction on what course of action to take if a line could not be drained. 3.6.1.2 Identification of Specific Hazards In addition, industry good practice guidelines recommend that permits and procedures identify the specific hazards that may be encountered (Lees, 1996; p. 21/22). Neither Tosco procedures nor the permit form addressed the hazards of open containers of flam- mables or ignition sources from hot equipment surfaces, which were as close as 3 feet from the piping removal work. Workers were directed by the maintenance supervisor to drain the highly flammable liquid into an open plastic pan with multiple sources of ignition nearby. Process safety expert Trevor Kletz notes the often-unrecog- nized hazards of open containers (Kletz, 2000; p. 4). He emphasizes that open containers of flammable liquids should not be used in process plants because of the many potential ignition sources. Another potentially hazardous activity was the transfer of naphtha to the vacuum truck, which was parked approximately 20 feet from the fractionator. Tosco procedures did not contain spacing requirements for placement of the truck. Good practice guidelines recommend that
47 vehicles used for transferring flammable liquids not be allowed within at least 100 feet of sources of ignition (API, 1999; p. 9). The potential hazard of static electricity was another issue not addressed by procedures or the permit system. Just prior to the incident, a plastic pan and sheeting were used to drain naphtha from the flange located near the fractionator. Transferring flammable liquids to a container such as a plastic pan or the use of plastic sheeting–both of which have insulating properties–may generate a static electrical charge. Furthermore, splashing of the liquid may also generate static electricity (NTSB, 1999; p. 2). 3.6.2 Deviations From Good Practice Failure to drain the line prior to opening was another deviation from good practice. On several occasions during the course of the repair work, equipment had been opened prior to draining. On February 19, a small section of piping was removed before draining in an unsuccessful attempt to unplug the line. On the morning of the incident, the maintenance supervisor directed workers to cut and remove the top 9-foot section of the naphtha piping.40 Personnel working on the removal job were aware that the piping contained naphtha. Two flanges were opened in an attempt to remove the naphtha, and another flange was opened when the top section of piping was removed. Tosco procedures required draining prior to opening equipment or using a pneumatic saw. 41 It was a historical practice at the Tosco refinery to sometimes open equipment containing flammable liquids prior to draining. When drain lines were plugged or not available, witnesses described open- ing flanges in operating process units to release flammable liquids into an open container or onto the ground. Supervisors and workers did not perceive that this departure from Tosco procedures was a serious hazard. ————————– 40 The pipe was cut using a pneumatic saw. 41 Tosco Avon Procedure S-5, Safety Orders, Departmental Safe Work Permits, October 19, 1998; and PFFE005, Procedure for Portable Power Pneumatic Hacksaw, December 1995.
48 Good practice guidelines for process plants recommend that flanges not be opened or lines cut prior to draining flammable liquids (Lees, 1996; p. 21/26). Moreover, draining of flammables should take place through a closed system so as to shield the liquid from sources of ignition (Amoco, 1984; p. 13).42 In addition, the use of a flange to drain flammable liquids in a running process unit with nearby sources of ignition is an unsafe practice because neither the rate nor the direction of flow can be adequately controlled, and it may be difficult to quickly stop the flow if needed. ————————– 42 As Amoco reports: “Some equipment drains used during the shut down operation may not have permanent connections to a pump-out or closed drain system. If the material released from these drains can burn and then injure persons and damage equipment, install temporary facilities to drain the material to a closed system or another safe place.” 3.7 Corrosion Control and Mechanical Integrity 3.7.1 Desalter Performance A desalter is a crude oil processing vessel that reduces corrosion, plugging, and fouling of piping and equipment by removing inorganic salts, water, suspended solids, and water-soluble trace metals. The accelerated rate of corrosion in the naphtha piping was predominantly caused by a decrease in desalter performance and the entry of exces- sive amounts of water and corrosives into the fractionator (Hendrix, 2000; p. 1). In the year prior to the incident, the desalter was run 40 percent beyond design capacity using heavier crude oils. The API gravity of the crude feed to the unit dropped on average from 27.2° in 1997 to 23.7° in 1998. Heavier oils with a lower API gravity are more difficult to separate from water, which impedes the desalting process. Two internal incident reports describe desalter upsets that were directly related to crude feed and vessel problems at the Avon refin- ery. A September 1998 report recommended better dewatering of the crude. A March 1998 report described a serious incident when the gravity of the feed to the unit fell to 18° API. The report stated The accelerated rate of corrosion in the naphtha piping was predominantly caused by a decrease in desalter performance and the entry of excessive amounts of water and corrosives into the fractionator.
49 that increased corrosion rates could be expected, specifically in the fractionator overhead and naphtha systems. Operating logs for the unit noted more than two dozen desalter upsets during 1998. Performance deteriorated severely late in the year when the No. 3 crude unit was shut down. A process engineer described the desalter performance as “hopeful to non-existent.” The chemical contractor for the desalter, Nalco/Exxon, also docu- mented concerns about performance in a November 1998 memo, which stated that efforts to run the desalters efficiently had “never been more difficult.”43 In a memo written in November 1998, Tosco management identified several potential improvements for immediate study and evaluation. These included operating the desalter vessels in parallel instead of in series, relocating a desalter from the No. 3 unit, and changing the electrolytic technology. Proposed solutions related to ongoing dewater- ing problems were also identified. Although Tosco management recognized the operational problems with the desalter, they did not adjust their equipment inspections accordingly;44 nor did they imple- ment corrective actions in a timely way to prevent material from plugging the pipe and to prohibit excessive corrosion in the unit. 3.7.2 Corrosion Maintenance records and notations in the operator’s logbook re- vealed that as early as May 1998 the naphtha stripper level control valve (valve D) did not allow sufficient flow to maintain a liquid level inside the naphtha stripper. The bypass was run in the partially open position for at least 10 months prior to the incident, and the valve became plugged with solid corrosion deposits. The piping near valve D and the associated drain valves eventually became totally plugged. Long-term use of the partially open bypass valve also made it suscep- tible to erosion/corrosion. ————————– 43 Nalco/Exxon Energy Chemicals memorandum to Tosco Corporation, “50 Unit Desalters Status,” November 10, 1998. 44 CSB investigators retained The Hendrix Group to examine corrosion and mechani- cal integrity issues related to this incident. The Hendrix Group found shortcomings (Appendix C) with the unit inspection program. However, CSB concluded that these problems were not directly causal to the fire. A process engineer described the desalter performance as “hopeful to non-existent.”
50 Following the incident, Cal/OSHA commissioned a metallurgical analysis of the failed piping and components. It was determined that the bypass valve was eroded to such an extent that–when closed–it leaked (Figure 7) at a rate equivalent to a 1.5-inch-diameter hole (FTI Anamet, 1999; p. i). FTI Anamet determined that excessive amounts of ammonium chloride in the naphtha intensified the corrosive activity. Multiple analyses of residue specimens from the line were found to have very high chloride contents. This corrosive salt found its way into the fractionator and naphtha draw piping when the overhead reflux contained excessive water due to a large volume of water in the It was determined that the bypass valve was eroded to such an extent that–when closed–it leaked at a rate equivalent to a 1.5-inch-diameter hole. Figure 7. Leak test of the naphtha stripper level control bypass valve (B) in the closed position, showing significant water flow. The inset photo highlights the gap between the seat and disc of the bypass valve in the closed position. This gap was equivalent to a 1.5-inch-diameter hole.
51 crude feed. The combination of corrosive salts and water in the naphtha piping led to excessive accelerated oxidation, which produced the original leak as well as the plugging in the piping and erosion/corrosion in the bypass valve. CSB investigators determined that the naphtha line was plugged with iron oxide, ammonium chloride, and sulfur compounds, which were either corrosive materials or products of corrosion. In recognizing problems with chloride salt accumulation and plugging in the naphtha section of the fractionator tower, Tosco Avon man- agement developed a water washing procedure to flush chlorides from the naphtha section of the tower.45 ————————– 45 Tosco Avon Procedure 16-MS-06, Water Washing the Main Fractionator, Septem- ber 1998. 46 Tosco Avon Safety Order S-12, Management of Change Policy, March 1998; p. 8. 47 Nalco/Exxon Energy Chemicals memorandum to Tosco Corporation, “50 Unit Desalters Report,” December 7, 1998. 3.8 Management of Change Tosco Avon management did not conduct an MOC review of the potential safety effects on the fractionator and associated piping that might result from: I Operating the desalter beyond its design parameters. I Increasing water in the crude feed. I Shutting down the No. 3 unit and resulting effects on the 50 Unit. API Recommended Practice 750 recommends that refiners review hazards that may be introduced as a result of projects or changes in operating conditions that increase throughput or accommodate different feedstocks (API, 1990; p. 4). The Avon refinery’s MOC program required an MOC review to be performed with a change in feedstocks.46 Moreover, Tosco’s program and API 750 stated that an MOC review should occur prior to changing design conditions. A Nalco/Exxon memo in December 1998 stated that the crude feed to the desalters was further increased to 55 to 80 percent over design specifications.47 Not conducting an The combination of corrosive salts and water in the naphtha piping led to excessive accelerated oxidation, which produced the original leak as well as the plugging in the piping and erosion/corrosion in the bypass valve.
52 MOC review of changes in the feedstocks contributed to causing excessive rates of corrosion in the naphtha piping. In addition, management did not conduct an MOC review for the process change of running with the naphtha stripper level control bypass valve partially open for a prolonged period. API 750 recom- mends conducting an MOC review for changes in technology that include “bypass connections around equipment that is normally in service” (API, 1990; p. 5). Not conducting an MOC review for operation of the bypass valve in the partially open position for months at a time resulted in the buildup of semisolid material in the control valve piping and drain lines, as well as erosion/corrosion of the valve seat and disc. API 750 recommends conducting an MOC review for changes in technology that include “bypass connections around equipment that is normally in service.”
53 4.0 Root and Contributing Causes 4.1 Root Causes 1. Tosco Avon refinery’s maintenance management system did not recognize or control serious hazards posed by performing nonroutine repair work while the crude processing unit remained in operation. I Tosco Avon management did not recognize the hazards presented by sources of ignition, valve leakage, line plugging, and inability to drain the naphtha piping. Management did not conduct a hazard evaluation of the piping repair during the job planning stage. This allowed the execution of the job without proper control of hazards. I Management did not have a planning and authorization process to ensure that the job received appropriate manage- ment and safety personnel review and approval. The involve- ment of a multidisciplinary team in job planning and execution, along with the participation of higher level management, would have likely ensured that the process unit was shut down to safely make repairs once it was known that the naphtha piping could not be drained or isolated. I Tosco did not ensure that supervisory and safety personnel maintained a sufficient presence in the unit during the execu- tion of this job. Tosco’s reliance on individual workers to detect and stop unsafe work was an ineffective substitute for manage- ment oversight of hazardous work activities. I Tosco’s procedures and work permit program did not require that sources of ignition be controlled prior to opening equip- ment that might contain flammables, nor did they specify what actions should be taken when safety requirements such as draining could not be accomplished. 2. Tosco’s safety management oversight system did not detect or correct serious deficiencies in the execution of maintenance and review of process changes at its Avon refinery. Neither the parent Tosco Corporation nor the Avon facility management audited the refinery’s line breaking, lockout/tagout, or blinding procedures in the 3 years prior to the incident. Periodic audits would have likely detected and corrected the pattern of serious deviations from safe work practices governing repair work and operational changes in process units. These deviations included practices such as:
54 I Opening of piping containing flammable liquids prior to draining. I Transfer of flammable liquids to open containers. I Inconsistent use of blind lists. I Lack of supervisory oversight of hazardous work activities. I Inconsistent use of MOC reviews for process changes. 4.2 Contributing Causes 1. Tosco Avon refinery management did not conduct an MOC review of operational changes that led to excessive corrosion rates in the naphtha piping. Management did not consider the safety implications of process changes, such as: I Running the crude desalter beyond its design parameters. I Excessive water in the crude feed. I Prolonged operation of the naphtha stripper level control bypass valve in the partially open position. These changes led to excessive corrosion rates in the naphtha piping and bypass valve, which prevented isolation and draining of the naphtha pipe. 2. The crude unit corrosion control program was inadequate. Although Avon refinery management was aware that opera- tional problems would increase corrosion rates in the naphtha line, they did not take timely corrective actions to prevent plug- ging and excessive corrosion in the piping.
55 5.0 Recommendations Tosco Corporation C onduct periodic safety audits of your oil refinery facilities in light of the findings of this report. (1999-014-I-CA-Rl) At a mini- mum, ensure that: I Audits assess the following: L Safe conduct of hazardous nonroutine maintenance L Management oversight and accountability for safety L Management of change program L Corrosion control program. I Audits are documented in a written report that contains findings and recommendations and is shared with the workforce at the facility. I Audit recommendations are tracked and implemented. Ultramar Diamond Shamrock Golden Eagle Refinery 1. Implement a program to ensure the safe conduct of hazardous nonroutine maintenance. (1999-014-I-CA-R2) At a minimum, require that: I A written hazard evaluation is performed by a multi- disciplinary team and, where feasible, conducted during the job planning process prior to the day of job execution. I Work authorizations for jobs with higher levels of hazards receive higher levels of management review, approval, and oversight. I A written decision-making protocol is used to determine when it is necessary to shut down a process unit to safely conduct repairs. I Management and safety personnel are present at the job site at a frequency sufficient to ensure the safe conduct of work. I Procedures and permits identify the specific hazards present and specify a course of action to be taken if safety require- ments–such as controlling ignition sources, draining flam- mables, and verifying isolation–are not met. I The program is periodically audited, generates written findings and recommendations, and implements corrective actions.
56 2. Ensure that MOC reviews are conducted for changes in operating conditions, such as altering feedstock composition, increasing process unit throughput, or prolonged diversion of process flow through manual bypass valves. (1999-014-I-CA-R3) 3. Ensure that your corrosion management program effectively controls corrosion rates prior to the loss of containment or plugging of process equipment, which may affect safety. (1999-014-I-CA-R4) American Petroleum Institute (API) Paper, Allied-Industrial, Chemical & Energy Workers International Union (PACE) National Petrochemical & Refiners Association (NPRA) Communicate the findings of this report to your membership. (1999-014-I-CA-R5) By the U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD Gerald V. Poje, Ph.D. Member Isadore Rosenthal, Ph.D. Member Andrea Kidd Taylor, Dr. P.H. Member March 21, 2001
57 6.0 References American Petroleum Institute (API) and National Petrochemical & Refiners Association (NPRA), 2000. Work Authorization in Refineries, prepared for U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board (CSB), July 2000. American Petroleum Institute (API), 1999. Safe Operation of Vacuum Trucks in Petroleum Service, API Publication No. 2219. American Petroleum Institute (API), 1995a. Procedures for Welding or Hot Tapping on Equipment in Service, API Recommended Practice 2201, Fourth Edition, September 1995. American Petroleum Institute (API), 1995b. Safe Welding, Cutting, and Other Hot Work Practices in Refineries, Gas Plants, and Petrochemical Plants, API Publication No. 2009, Sixth Edition. American Petroleum Institute (API), 1990. Management of Process Hazards, Recommended Practice 750, First Edition, 4.2.2(b). Amoco Oil Company, 1984. Safe Ups and Downs for Refinery Units. Center for Chemical Process Safety (CCPS), 2000. “Lessons Learned From an On-Plot Refinery Tank Explosion,” by K. Ann Paine, Process Industry Incidents, American Institute of Chemical Engineers (AIChE). Center for Chemical Process Safety (CCPS), 1995a. Guidelines for Process Safety Documentation, American Institute of Chemical Engineers (AIChE). Center for Chemical Process Safety (CCPS), 1995b. Guidelines for Safe Process Operations and Maintenance, American Institute of Chemical Engineers (AIChE). Center for Chemical Process Safety (CCPS), 1995c. Plant Guidelines for Technical Management of Chemical Process Safety, Ameri- can Institute of Chemical Engineers (AIChE). Center for Chemical Process Safety (CCPS), 1992. Guidelines for Hazard Evaluation Procedures, American Institute of Chemical Engineers (AIChE). Contra Costa County, California, 1999. Investigation Into the Causes of the Fire of February 23, 1999, at No. 50 Crude Unit, Tosco Avon Refinery, Contra Costa Health Services, July 1999.
58 FTI Anamet, 1999. Metallurgical Evaluation of Naphtha Draw Line/ Valve and Analyses of Petroleum Samples From a Crude Unit at the Tosco Avon Oil Refinery, prepared for California Depart- ment of Industrial Relations, Division of Occupational Safety and Health. Health and Safety Executive (HSE), 1997. The Safe Isolation of Plants and Equipment, Oil Industry Advisory Committee, Norwich, U.K.: HSE Books. Health and Safety Executive (HSE), 1989. The Fires and Explosion at BP Oil (Grangemouth) Refinery Ltd., Norwich, U.K.: HSE Books. Health and Safety Executive (HSE), 1985. Deadly Maintenance, Norwich, U.K.: HSE Books. Institution of Chemical Engineers (ICE), 2000. HAZOP: Guide to Best Practice, Guidelines to Best Practice for the Process and Chemical Industries, Rugby, U.K. Kletz, Trevor A., 1989. What Went Wrong? Case Histories of Process Plant Disasters, Second Edition, Gulf Publishing Company. Lees, Frank P., 1996. Loss Prevention in the Process Industries: Hazard Identification Assessment and Control, Vol. 2, Second Edition, Oxford, U.K.: Butterworth-Heinemann. National Transportation Safety Board (NTSB), 1999. Safety Recom- mendation H-99-42, to the International Association of Fire Chiefs, October 1, 1999. Occupational Safety and Health Administration (OSHA), 1990. The Phillips 66 Company Houston Chemical Complex Explosion and Fire, A Report to the President, U.S. Department of Labor. The Hendrix Group, Inc., 2000. Hendrix Report to the CSB. Townsend, Arthur, 1998. Maintenance of Process Plant, Second Edition, Rugby, U.K.: Institution of Chemical Engineers (ICE). U.S. Environmental Protection Agency (USEPA), 1998. Chemical Accident Investigation Report, Tosco Avon Refinery, Martinez, California, November 1998.
59 APPENDIX A: Incident Timeline 1. February 10, 1999, Wednesday a. 1:20 pm: A leak was detected in the 50 Unit at the first elbow of the naphtha piping leaving the crude fractionator tower (just downstream of valve A; Figure 2). b. Emergency responders arrived at the scene of the leak with firefighter personal protective equipment (PPE) and self- contained breathing apparatus (SCBA). Fire hoses and a snorkel truck were set up in case of a fire and used to wash down the fractionator tower and decks. c. The following valves were placed in the closed position to isolate the naphtha piping–the block valve on the naphtha draw line near the fractionator (valve A), block valves C and E upstream and downstream of the naphtha stripper level control valve (valve D or LCV-150), and the naphtha stripper level control bypass valve (valve B).1 The naphtha piping appeared to stop leaking. No clamp was installed on the leaking section of the pipe. d. 2:25 pm: Work began to strip insulation from the naphtha piping. The operations superintendent and the superintendent of shift operations were on scene during isolation of the line and at the beginning of the insulation removal work. e. An emergency work order was requested to replace the naphtha piping. f. The naphtha piping was inspected using ultrasonic and radiographic testing to identify the extent of wall thinning. g. 9:40 pm: The liquid in the naphtha stripper vessel rose to a high level. Operations personnel lowered the liquid level by opening the naphtha to storage flow control valve (valve J; Figure 2), downstream of the naphtha stripper. 2. February 11, Thursday a. As a result of the initial inspection, a decision was made to replace all of the naphtha piping from the fractionator to the naphtha stripper. ————————– 1 Valves A, B, C, and E (Figure 2) are also referred to as the isolation valves.
60 b. Contract workers began erecting scaffolding on the fraction- ator to provide access to the piping. 3. February 12, Friday: The liquid level in the naphtha stripper increased again and was lowered by operations personnel. 4. February 13, Saturday a. A No. 1 operator observed naphtha “misting” from the hole on the naphtha line at the site of the original leak on February
- The naphtha piping felt warm to the touch. The No. 1
operator and the shift supervisor tightened the isolation valves with a wrench and an extension in an attempt to stop the leak. The leak appeared to subside. b. The operator logbook noted that “the ruptured draw line is full” in reference to the naphtha piping that had been leaking. c. The high naphtha stripper level was lowered after retightening of the isolation valves (see 4.a above). The shift supervisor’s log (referred to as “area notes”), available electronically, recorded that the naphtha stripper level was lowered. The shift supervisor stated that the block valves isolating the naph- tha piping might have been leaking. 5. February 13 and 14: During the night shift into the morning of February 14, the operators lowered the level in the naphtha stripper on four different occasions. After the fourth occur- rence, the naphtha flow control valve (valve J) was left open so that the naphtha could flow through the pump to storage, thus preventing the stripper from refilling. 6. February 16, Tuesday: The No. 1 operator attempted to drain the naphtha piping from drain valves F and G on either side of the naphtha stripper level control valve. A hose was attached to the drain valves running to the ground level. No liquid was removed. The No. 1 operator informed the business team leader that the naphtha drain lines were plugged. 7. February 16 and 17: The job scope was reduced after it was determined that portions of naphtha piping could not be isolated to allow replacement of all the piping while the unit was running.
61 Tosco inspectors reevaluated the thickness data and concluded that the portion of piping between the naphtha stripper level control valve (valve D) and the naphtha stripper did not need immediate replacement. 8. February 17, Wednesday a. The maintenance supervisor observed a small stream of naphtha intermittently draining from the point of the original leak. The line felt warm to the touch, and the maintenance supervisor assumed that the block valve (valve A) on the naphtha piping near the fractionator was leaking from the fractionator. The operator logbook recorded that isolation valves were again retightened (valves A and B). b. The No. 1 operator opened the drain valves (valves F and G) on either side of the naphtha stripper level control valve (valve D). When no flow was observed, the operator used a welding rod2 to attempt to clear the plugging in the drain lines. Again, no flow was observed. It was recorded in the logbook that the drain lines were plugged and could not be cleared. c. The failed attempt to drain the naphtha piping was commu- nicated by two No. 1 operators to the operations supervisor and the maintenance supervisor. The operators presented a plan to shut down the unit if the plugging could not be cleared. The operations supervisor initiated a request for maintenance workers to clear the drain lines (connected to valves F and G). d. Maintenance personnel began to sketch and detail the specifications of the naphtha piping for replacement. 9. February 18, Thursday, noon: Maintenance workers were in the unit to “unplug 1-inch drain valves (valves F and G) and drain the 6-inch naphtha piping on the fractionation tower.” After repeated unsuccessful attempts to drill out the plugged drain lines near the naphtha stripper level control valve (valve ————————– 2 The use of a wire or rod to unplug a drain line is an unsafe procedure (Amoco, 1984; p. 49).
62 D), the reaming device broke. The safe work permit was marked as “job not finished.”
- February 19, Friday
a. In the maintenance work schedule report for the following week, the maintenance lead planner requested a crane to remove naphtha piping for Tuesday, February 23. b. 12:05 pm: In response to unsuccessful attempts to unplug the drain lines, a safe work permit was issued to remove a short piping spool piece downstream of the naphtha stripper level control valve (between valves D and E). This work was directed and witnessed by the maintenance supervisor, who signed into the unit for 2 hours to oversee the work. c. The spool piece (between valves D and E) was removed. The block valves (valves C and E) were not locked out. Block valve C was observed by the maintenance supervisor to be jammed partially open. The spool piece was not drained, nor was isolation of the block valves verified prior to removal. The spool piece was full of semisolid material, which plugged the line. A blind flange with a drain valve (valve I; Figure 4) was installed on the downstream side of the naphtha stripper level control valve (valve D). No attempts were made to drain the line after this activity. The safe work permit was marked “job not finished.”
- February 22, Monday
a. The operations supervisor prepared a permit readiness sheet with input from the maintenance supervisor. The sheet stated, “Bigge, Interstate Scaffold, Tosco and Rust personnel to drain and start removal of naphtha draw piping.” This document was available electronically and sent to the shift supervisor. b. The No. 1 operator observed the leak reoccur at the original location. The naphtha piping felt warm to the touch. The shift supervisor was brought up to the deck to observe the leak.
63 c. A hot work permit was issued to cut out a section of the deck on a platform on the fractionator tower, 107.5 feet above grade. To contain the naphtha while the cut was made, a plug was placed in the perforation of the piping where the leak had occurred. The maintenance supervisor directed the plug to be removed upon completion of the hot work. d. The maintenance supervisor and the maintenance lead planner arranged for a vacuum truck from a contracting company for the next day. e. An operator prepared a permit during the nightshift to “Erect scaffolding, drain and remove piping (naphtha draw).”
- February 23, Tuesday
a 7:20 am: A vacuum truck from Waste Management Industrial Services arrived at the unit. b. 7:40 am: Tosco maintenance employees arrived at the unit to “drain and remove naphtha piping.” c. 8:00 am: A Bigge crane operator and rigger arrived at the unit to assist in removing the piping. d. 8:00 am: The operations process engineer visited the unit and discussed the naphtha piping replacement. An operator told him that several draining efforts had been unsuccessful and that the reaming device used to clear the drain lines (connected to valves F and G) had broken on February 18. The engineer suspected that the naphtha piping isolation valves were leaking. He was aware that naphtha was in the piping. e. 8:30 am: A maintenance worker and a No. 1 operator reviewed the job site and signed a safe work permit prior to the start of the job. f. 8:40 am: The maintenance supervisor entered the unit to supervise the naphtha piping replacement job. g. 8:50 am: A maintenance worker signed the work authoriza- tion permit. h. 9:19-9:26 am: Maintenance personnel initially attempted to remove naphtha from a drain valve (valve I; Figure 4) in the
64 blind flange downstream of the naphtha stripper level control valve (valve D), where the spool piece was previously removed. No material was observed coming from the drain line (connected to valve I). i. The workers attempted to wedge the flange open just upstream of the control valve (valve D). No material was observed coming from the flange. j. 9:40 am: Before the line was drained or isolation was verified, maintenance workers, the maintenance supervisor, and the No. 1 operator ascended the tower to begin cutting the naphtha piping with a pneumatic saw. The maintenance supervisor showed the workers where to make the initial cut into the piping. k. 9:50 am: The maintenance supervisor left the unit. l. 10:15 am: The maintenance supervisor returned to the unit halfway through the first cut into the naphtha piping. m. The first cut was completed at an approximate elevation of 104 feet above grade (Figure 6). The crane was used to remove the top 9-foot section of the piping. n. The maintenance supervisor directed a second cut on the naphtha piping at an elevation of 79 feet above grade (Figure 6). The cutting was stopped when the blade pierced the pipe and a small amount of naphtha began to leak from the line. o. The maintenance supervisor attempted to locate the liquid level in the line by tapping on the pipe with a hammer and listening to the change in sound. He believed that the naphtha level was just above the location of the second cut. p. A third attempt was made to drain the piping at the location of the flange upstream of the naphtha stripper level control valve (valve D). No material was observed coming out of the flange. The maintenance supervisor and a mechanic attempted to use a scraping tool to unplug the line at the flange; however, the tool did not penetrate the hardened material plugging the piping. q. 11:00-11:30 am: The maintenance crew broke for lunch, after which the maintenance supervisor discussed possible
65 drain points and directed the workers to drain the piping from the flange closest to the fractionator (flange 2). r. 11:45 am: The next attempt to drain was initiated at the base of the vertical run of piping close to the fractionator (flange 2), at an elevation of 38 feet above grade. Naphtha was drained into a plastic pan with the flow directed by plastic sheeting. The naphtha was suctioned from the pan with a hose connected to the vacuum truck, which was parked at ground level (Figure 4). s. 12:18 pm: Naphtha started to flow very rapidly from the line at the open end of the pipe. Hot equipment surfaces most likely ignited the naphtha. The resulting fire engulfed workers on the fractionator tower, killing four men and seriously injuring another.
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67 APPENDIX B: Logic Tree Diagram Tosco Fire, Avon Refinery
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69 APPENDIX C: Executive Summary of The Hendrix Group, Inc., Report T his report documents the result of a technical review of documents associated with a naphtha leak and subsequent fire at the No. 50 Crude Unit at Tosco Refining Company’s Avon Refinery located in Martinez California and the corrosion related and mechanical integrity issues that contributed to the fire. The results of the review showed that: G The cause of the naphtha line leak precipitating replacement of the line was erosion-corrosion due to aqueous ammonium chlo- rides. The naphtha line leak, pluggage of the bleeder valves at the naphtha line control valve loop and erosion-corrosion of the bypass valve were all contributing causes leading to the incident. The control valve piping and bleeder valve pluggage and erosion-corrosion of the by-pass valve made the consequence of the incident greater, based on making draining more difficult and contributing to a greater amount of flammable liquid in the line than would otherwise be the case. The valve leak, the pluggage and the control valve erosion-corrosion were all due to the elevated levels of corrosive materials. G Inadequate desalter operation with heavy crude slates directly contributed to the naphtha line corrosion by allowing excessive water and hydrolyzable chlorides to enter the fractionator tower, forming corrosive, acidic water in the top of the tower. G Water slugs entering the tower, largely from inadequate dehy- dration of the crude feed by the desalters, caused tower upsets and water flooding of tower upper trays, resulting in water in sections of the tower where it normally would not be expected, including the naphtha draw line. However, there was significant available evidence to suggest the potential for corrosion of the naphtha draw line, including: (a) Tosco incident reports describ- ing desalter problems with attending consequences of plant wide corrosion, (b) documented corrosion of fractionator tower trays in the vicinity of the naphtha draw line, (c) previous incidents of corrosion in the naphtha stripper and bottoms piping and, (d) having to drain water from the fractionator tower reflux line. G Accelerated corrosion in the Main Fractionator and in associ- ated overhead equipment had been a problem since the early
70 1980’s. Tosco did not modify their corrosion control program to address continued equipment corrosion associated leaks. G Tosco’s mechanical integrity and inspection program failed to predict and locate corrosion problems before they resulted in leaks or emergency on-stream repairs. It was unclear from Tosco’s inspection documentation what schedules were in place to conduct thickness surveys on the Naphtha Stripper draw line. Tosco had classified the line as a Class 1 line, with a maximum next inspection interval of 5 years, based on API 570, Piping Inspection Code. However, in their Piping Corrosion Manage- ment System (PCMS) documentation, (8/7/99) they appeared to list as much as a ten-year next inspection interval for the line. An inspection deficiency contributing to the incident, was the lack of a sufficient PCMS database at the time of the incident permitting corrosion rate determination. G Failure of the corrosion control and corrosion monitoring programs to prevent events leading to the incident by practicing predictive inspection were symptomatic of: (a) inadequate management oversight, (b) inadequate or non existing documentation supporting SFAR-PSM-j, Mechanical Integrity, (c) insufficient inspection data documentation, (d) lack of proper inspection execution and, (e) inadequate communications between the mechanical integrity department and Unit 50 operations personnel.
FD06373 | 2000_美国_Didion Milling 公司 爆炸 与 火灾 - Didion Milling Company Explosion and Fire__最终报告_4.pdf
分类:06_境外及港澳台调查报告 | 年份:2000 | 地域: | 严重程度: | 场所: | 起火原因:燃气/爆炸 | 来源格式:pdf
Combustible Dust Test Report Didion Milling Dusts 8480 PR Bran C170651M, 4300 Flour C17159K, Torit Sample #1, D4 Flex Kleen Filter EFI 9067, Coarse Grinder B EFI 466 Final Report to: Mr. William Hougland Mechanical Engineer/Investigator U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board 1750 Pennsylvania Ave NW Suite 910 Washington DC 20006 Notice: This report was prepared by ioKinetic, LLC. for the account of the U.S. Chemical Safety and Hazard Board. This report represents ioKinetic, LLC.’s best judgment in light of information made available to us. Opinions in this report are based in part upon data and information provided by the U.S. Chemical Safety and Hazard Board and / or the U.S. Chemical Safety and Hazard Board’s advisors and affiliates. The reader is advised that ioKinetic, LLC. has not independently verified the data or the information contained therein. This report must be read in its entirety. The reader understands that no assurances can be made that all liabilities have been identified. This report does not constitute a legal opinion. No person has been authorized by ioKinetic, LLC. to provide any information or make any representation not contained in this report. Any use the reader makes of this report, or any reliance upon or decisions to be made upon this report are the responsibility of the reader. ioKinetic, LLC. does not accept any responsibility for damages, if any, suffered by the reader based upon this report. Report No.: ioK18065-2 Date: August 10, 2018
Report No.: ioK18065-2 Proprietary Information Use or disclosure of data contained on this sheet is subject to the restriction on the title page of this document. i Table of Contents Executive Summary ......................................................................................................... 1 1 Test Results .............................................................................................................. 2 1.1 Particle Size, Moisture Content, and Bulk Density ...................................................... 2 1.2 Explosion Severity ....................................................................................................... 4 1.3 Minimum Explosible Concentration (MEC) .................................................................. 4 1.4 Minimum Ignition Energy (MIE) ................................................................................... 5 1.5 Minimum Auto-Ignition Temperature (MAIT) ............................................................... 6 1.6 Hot Surface Ignition Temperature (HSIT) .................................................................... 6 2 Conclusions .............................................................................................................. 7 Appendices Appendix A: Sample Photos Appendix B: Test Data Reports Appendix C: Test Procedures Appendix D: Guidance for Management of Potential Dust Hazards
Report No.: ioK18065-2 Proprietary Information Use or disclosure of data contained on this sheet is subject to the restriction on the title page of this document. ii List of Tables Table of Test Results ................................................................................................................... 1 Table 1: Moisture Content, Particle Size, and Bulk Density Results ............................................ 3 Table 2: Explosion Severity Test Results ..................................................................................... 4 Table 3: Minimum Explosible Concentration Results .................................................................. 4 Table 4: Ignition Probability Based on MIE .................................................................................. 5 Table 5: Minimum Ignition Energy Test Results ........................................................................... 6 Table 6: Minimum Auto-Ignition Temperature Test Results ......................................................... 6 Table 7: Hot Surface Ignition Temperature Test Results ............................................................. 6 List of Figures Figure 1: MIE Verses Type of Discharges ................................................................................... 5 Figure: Explosion Severity Test Setup ........................................................................................ 2 Figure: MEC Test Setup .............................................................................................................. 7 Figure: MAIT Test Setup .............................................................................................................. 1 Figure: HSIT Test Setup ............................................................................................................... 3
Report No.: ioK18065-2 1 Executive Summary This report presents the results of dust explosibility measurements performed on five dust samples received from the U.S. Chemical Safety and Hazard Board. The dust samples were taken from various locations of the Didion Milling site in Cambria, Wisconsin. The samples were labeled as follows: 1. 8480 PR Bran C170651M 2. 4300 Flour C17159K 3. Torit Sample #1 4. D4 Flex Kleen Filter EFI 9067 5. Coarse Grinder B EFI 466 The materials were all determined to be explosible with an explosibility classification of St-1. These tests are accredited under laboratories ISO 17025 by ANAB. Table of Test Results Parameter 8480 PR Bran C170651M 4300 Flour C17159K Torit Sample #1 D4 Flex Kleen Filter EFI 9067 Coarse Grinder B EFI 466 Max Explosion P (bar) 8.2 8.1 8.1 8.8 8.3 Max Rate of P Rise (bar/s) 506 546 583 587 453 KSt Value (m⋅bar/s) 137 148 158 159 123 CW (g/m3) 1000 750 500 1000 750 MEC (g/m3) 60 < MEC < 75 70 < MEC < 80 70 < MEC < 80 70 < MEC < 80 70 < MEC < 80 MIE (mJ) 30 < MIE < 100 30 < MIE < 100 10 < MIE < 30 10 < MIE < 30 10 < MIE < 30 MAIT (°C) 350 < MAIT < 360 370 < MAIT < 380 360< MAIT < 370 350 < MAIT < 360 360 < MAIT < 370 HSIT (°C) 250 < HSIT < 260 270 < HSIT < 280 * 270 < HSIT < 280 260 < HSIT < 270 Moisture Content (wt%), as received 7 11 12.3
15 15
Moisture Content (wt%), as tested 3.08 – 4.02 3.55 – 4.72 3.77 – 4.51 4.00 - 4.59 3.97 – 4.65 Particle size distribution, percentage less than 75 µm, as received 52.9% 48.2% 71% 85.9% N/A** Particle size distribution, percentage less than 75 µm, as tested 95.7% 98.8% 96.6% 98.1% 95.3% Bulk density (g/cm3) 0.341 0.422 0.407 0.494 0.489 *Not enough sample to complete HSIT **Sample particles were too big for laser particle size analysis Proprietary Information Use or disclosure of data contained on this sheet is subject to the restriction on the title page of this document.
Report No.: ioK18065-2 Proprietary Information Use or disclosure of data contained on this sheet is subject to the restriction on the title page of this document. 2 1 Test Results As requested by the U.S. Chemical Safety and Hazard Board, dust characterization tests were completed on five dust samples to determine the extent of potential dust explosion hazards. The samples were labeled: 1. 8480 PR Bran C170651M (Bran) 2. 4300 Flour C17159K (Flour) 3. Torit Sample #1 (Torit) 4. D4 Flex Kleen Filter EFI 9067 (Flex Kleen Filter) 5. Coarse Grinder B EFI 466 (Coarse Grinder) The tests conducted were as follows: • Moisture Content Analysis • Particle Size Analysis • Explosion Severity, KSt, Pmax and dP/dtmax, of a Dust Cloud • Minimum Explosible Concentration (MEC) of a Dust Cloud • Minimum Ignition Energy (MIE) of a Dust Cloud • Minimum Auto Ignition Temperature (MAIT) of a Dust Cloud • Hot Surface Ignition Temperature (HSIT) of a Dust Layer These tests are accredited under laboratories ISO 17025 by ANAB. Refer to certificate Number AT-1922 found on ANAB’s and ioKinetic’s websites. The results are presented below. Complete data sets are included in Appendix B. Test descriptions are included in Appendix C. The values obtained are specific to the samples tested, the method applied, and the test equipment used. The values are not to be considered intrinsic material properties. Any change in particle size, shape, volatility, or moisture will impact the results. 1.1 Particle Size, Moisture Content, and Bulk Density ASTM recommends that dust testing be performed on samples with a moisture content less than 5% and a particle size of 95% less than 75 µm. The CSB requested that samples be prepared to the ASTM recommendations.
Report No.: ioK18065-2 Proprietary Information Use or disclosure of data contained on this sheet is subject to the restriction on the title page of this document. 3 For moisture content, analysis of the as-received samples indicated that each sample exceeded 5% moisture content. To reduce the moisture content, the dusts were dried at 60°C under vacuum. The as received and as tested moisture content of each sample are presented in Table 1. For particle size, analysis of the as-received samples indicated a particle size distribution larger than the recommended 95% less than 75 µm. Both sieving and grinding were employed to reduce the particle size distribution. The Bran, Flour, Torit, and Coarse Grinder samples were ground and sieved to reduce the particle size distribution. The Flex Kleen Filter sample was sieved to reduce the particle size distribution. The as received and as tested particle sizes are presented in Table 1. To measure the bulk density, the dust was ‘fluffed’ in a bag by stirring it a few times. The scale was tared with a copper cylinder and a weighing pan. The cylinder has a radius of 2.1 cm and height of 3.1 cm for a volume of 42.95 cm3. The copper cylinder was placed on a tray and the dust was poured into it. A spatula was used to level the dust taking care to not press the dust into the cylinder to maintain ‘bulk’ characteristics. The filled cylinder was inverted onto the weighing pan. The dust was weighed in the cylinder on the weighing pan. The bulk density was found by dividing the mass by the volume of the cylinder. The densities applied in the MAIT tests on Bran, Flour, Torit, and Flex Kleen Filter were measured using a simpler approach to find an approximate density. In that measurement, the dust was poured into a graduated cylinder up to the 5 mL line. The cylinder was tapped on the side to level the dust layer. The density was calculated by dividing the weight of the dust by the 5 mL volume. Table 1: Moisture Content, Particle Size, and Bulk Density Results Parameter 8480 PR Bran C170651M 4300 Flour C17159K Torit Sample #1 D4 Flex Kleen Filter EFI 9067 Coarse Grinder B EFI 466 Moisture Content (wt%), as received 7 11 12.3
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Moisture Content (wt%), as tested 3.08 – 4.02 3.55 – 4.72 3.77 – 4.51 4.00 - 4.59 3.97 – 4.65 Particle size distribution, percentage less than 75 µm, as received 52.9% 48.2% 71% 85.9% N/A* Particle size distribution, percentage less than 75 µm, as tested 95.7% 98.8% 96.6% 98.1% 95.3% Bulk density (g/cm3) 0.341 0.422 0.407 0.494 0.489 *Sample particles were too big for laser particle size analysis
Report No.: ioK18065-2 Proprietary Information Use or disclosure of data contained on this sheet is subject to the restriction on the title page of this document. 4 1.2 Explosion Severity Explosion severity testing is conducted to determine the magnitude of a possible explosion, defined as pressure generation and pressure generation rate. In this study, each sample was measured to be explosible with an explosibility classification of St-1. The measured KSt, Pmax, dP/dtmax, and CW values are presented in Table 2. Table 2: Explosion Severity Test Results Parameter 8480 PR Bran C170651M 4300 Flour C17159K Torit Sample #1 D4 Flex Kleen Filter EFI 9067 Coarse Grinder B EFI 466 Max Explosion P (bar) 8.2 8.1 8.1 8.8 8.3 Max Rate of P Rise (bar/s) 506 546 583 587 453 KSt Value (m⋅bar/s) 137 148 158 159 123 CW (g/m3) 1000 750 500 1000 750 Any non-zero value for KSt indicates a sample is explosible. The values measured can be used to design deflagration vents in accordance with NFPA 68. 1.3 Minimum Explosible Concentration (MEC) The minimum explosible concentration (MEC) test provides an estimate of the minimum concentration of a combustible dust suspended in air that will support a deflagration. The measured MEC values are presented in Table 3. The ranges listed represent the lowest concentration where ignition was observed and the highest concentration where ignition was not observed. Testing was conducted throughout a range of concentrations until a concentration was found where ignition does not occur. Two repeat series are conducted to confirm the MEC range. Table 3: Minimum Explosible Concentration Results Parameter 8480 PR Bran C170651M 4300 Flour C17159K Torit Sample #1 D4 Flex Kleen Filter EFI 9067 Coarse Grinder B EFI 466 MEC (g/m3) 60 70 70 70 70
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5 1.4 Minimum Ignition Energy (MIE) The minimum ignition energy (MIE) test determines the amount of energy required to ignite a dust cloud in air. Two of the dusts where found to have ignition energies between 30 and 100 mJ while the other three were found to be between 10 and 30 mJ. Ignition energies in these ranges indicate the dusts pose an electrostatic ignition hazard (refer to Figure 1 and Table 4). The results of MIE testing are presented in Table 5. Figure 1: MIE Verses Type of Discharges
Source: Eckhoff, “Dust Explosions in the Process Industries” Table 4: Ignition Probability Based on MIE Flammable Hybrid Mixture or Dust with: Ignition Sources Ignition Probability MIE < 4 mJ Almost all ignition sources, including brush discharges Imminent 4 < MIE < 10 mJ Most ignition sources, probably not brush discharges Very probable 10 < MIE < 100 mJ Some electrostatic discharges Less probable 100 < MIE < 1,000 mJ Only very intensive electrostatic discharges Not probable MIE > 1,000 mJ Only extremely intensive electrostatic discharges (lighting) Not probable
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6 Table 5: Minimum Ignition Energy Test Results Parameter 8480 PR Bran C170651M 4300 Flour C17159K Torit Sample #1 D4 Flex Kleen Filter EFI 9067 Coarse Grinder B EFI 466 MIE (mJ) 30 30 10 10 10 1.5 Minimum Auto-Ignition Temperature (MAIT) The minimum auto-ignition temperature (MAIT) test determines the lowest temperature at which a dust cloud will auto ignite when exposed to air heated in a furnace at local atmospheric pressure. The results of MAIT testing are presented in Table 6. The test data developed can be used to help define a limit temperature for dust cloud exposure. The data is most applicable to processes where dust clouds are present for a short time. Table 6: Minimum Auto-Ignition Temperature Test Results Parameter 8480 PR Bran C170651M 4300 Flour C17159K Torit Sample #1 D4 Flex Kleen Filter EFI 9067 Coarse Grinder B EFI 466 MAIT Cloud (ºC) 350 < MAIT < 360 370 < MAIT < 380 360< MAIT < 370 350 < MAIT < 360 360 < MAIT < 370 1.6 Hot Surface Ignition Temperature (HSIT) The hot surface ignition temperature (HSIT) test determines the minimum temperature that a dust layer will ignite and burn when exposed to air. The results of HSIT testing are presented in Table 7. Note that there was not enough sample supplied of Torit to complete this test. The HSIT data can be used to define limits for dust layer exposure to high temperature surfaces. The data is most applicable to hot surfaces where dust accumulates into a layer. Table 7: Hot Surface Ignition Temperature Test Results Parameter 8480 PR Bran C170651M 4300 Flour C17159K Torit Sample #1* D4 Flex Kleen Filter EFI 9067 Coarse Grinder B EFI 466 HSIT Layer (ºC) 250 < HSIT < 260
270 < HSIT < 280
270 < HSIT < 280 260 < HSIT < 270 *Not enough sample to complete HSIT
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7 2 Conclusions The measured KSt value for each sample categorizes them as explosible dusts with explosibility classification of St-1, comparable to dusts which are considered to be energetic. St-1 corresponds to Kmax values between 0 and 200 m*bar/s. The sample with the highest measured KSt was Flex Kleen Filter with a value of 159 m*bar/s. This sample also gave the highest value for PMax of 8.8 bar. The lowest measured value for KSt was 123 m*bar/s for the Coarse Grinder. The materials present explosion and deflagration hazard risks when dispersed and ignited in air. Once an initial explosion occurs, there is a risk of secondary explosions with the presence of a combustible dust or powder in the area. The measured MIE value was between 30 and 100 mJ for the Bran and Flour samples and between 10 and 30 mJ for the Torit, Flex Kleen Filter, and Coarse Grinder samples. Each dust poses a hazard where sources of electrostatic sparks are present. Appendix D provides some general guidance on protections for unit operations as a function of measured MIE values of a material. The measured MEC value was found to be between 60 and 75 g/m3 for the Bran and between 70 and 80 g/m3 for the other four samples. This again demonstrates that the dusts had similar behavior during testing. Dust clouds of concentrations above 60 g/m3 for the Bran and 70 g/m3 for the other four samples pose a risk of explosion where ignition sources are present. The measured MAIT range was found to be 350°C to 360°C for the Bran and Flex Kleen Filter samples, 360°C to 370°C for the Torit and Coarse Grinder samples, and 370°C to 380°C for the Flour sample. Precautions should be taken in areas where equipment surfaces may reach this temperature. The measured HSIT ranges varied slightly between samples. For the Bran, the HSIT was found to be between 250°C and 260°C. The Coarse Grinder gave a range of 260°C to 270°C. For the Flour and Flex Kleen Filter samples, the range was 270°C to 280°C. The Torit sample HSIT was not determined due to a limited amount of sample. Dust should not be allowed to accumulate on any surfaces that may reach these temperatures. With combustible dusts, initial dust explosion prevention steps include full containment of the dusts to areas that are properly designed and located, preventing ignition sources and ensuring any equipment handling a combustible dust is designed in accordance to recognized and generally accepted good engineering practices (RAGAGEPs). NFPA 652, 61, 68, 69, and 77 should be consulted for ignition prevention and explosion mitigation strategies for agricultural materials. These strategies can include completion of dust hazards
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8 analyses, development of management of change procedures as well as implementation of specific prescriptive requirements or performance-based requirements. Note: If a process is changed in such a way that either the composition of the sample or the statistical distribution of the particles sizes is altered, the new material should be tested as the explosibility of the material may have changed.
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Appendix A: Sample Photos
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Report No.: ioK18065-2 Proprietary Information Use or disclosure of data contained on this sheet is subject to the restriction on the title page of this document. Appendix B: Test Data Reports
95 Stiles Road Salem, NH 03079 P: 603.893.7009 Tested by: CBarrett Approved by: MRMurphy Project Number: 18065 Note: The results provided in this report may be test method dependent and only apply to the samples tested. All data, conclusions, and recommendations provided in this report are based on the specific considerations stated and laboratory test methods used. These considerations include (but are not limited to) composition tested, and supplied facility operating parameters. The data, conclusions, and recommendations may not be applicable for conditions not identical to those considered. This report must be read in its entirety. ioKinetic - Salem, NH Sample: Bran 8480 PR C170651M Customer: CSB Reason: KSt Testing Data to sample origin: Didion Mill Preparation of sample: Ground and sieved below 75 micron Median value: Particle Size: 95.71% < 75 micron, Mean Diameter: 32.48 micron Explosion Characteristics Max. explosion pressure: Pmax = 8.2 bar ± 10% Max. rate of pressure rise: (dP/dt)max = 506 bar / s ± 12% Product specific constant: Kmax = 137 m·bar / s ± 12% Room Temperature: 21.2 C Relative Humidity: 27.3 % Barometric Pressure: 1006 mbar Moisture Content: 3.08 % Technician: CBarrett Date: 04/30/2018 Report No.: ioK18065-2
95 Stiles Road Salem, NH 03079 P: 603.893.7009 Tested by: CBarrett Approved by: MRMurphy Project Number: 18065 Note: The results provided in this report may be test method dependent and only apply to the samples tested. All data, conclusions, and recommendations provided in this report are based on the specific considerations stated and laboratory test methods used. These considerations include (but are not limited to) composition tested, and supplied facility operating parameters. The data, conclusions, and recommendations may not be applicable for conditions not identical to those considered. This report must be read in its entirety. Dust: Pmax, Kmax Bran 8480 PR C170651M Test Series Conc. Pm dP/dt tv eff [g/m3] [bar] [bar/s] [ms] 2 1 250 6.2 258 60 3 1 500 8.3 454 60 4 1 750 8.2 421 60 5 1 1000 7.9 488 60 6 1 1250 7.6 443 60 7 1 1500 7.2 402 60 8 1 125 5.8 199 60 9 2 250 6.5 283 60 10 2 500 8.1 400 60 11 2 750 8.1 444 60 12 2 1000 7.9 520 60 13 2 1250 7.5 428 60 14 3 250 7.0 381 60 15 3 500 8.1 441 60 16 3 750 8.2 458 60 17 3 1000 8.0 469 60 18 3 1250 7.6 510 60 Report No.: ioK18065-2
95 Stiles Road Salem, NH 03079 P: 603.893.7009 Tested by: CBarrett Approved by: MRMurphy Project Number: 18065 Note: The results provided in this report may be test method dependent and only apply to the samples tested. All data, conclusions, and recommendations provided in this report are based on the specific considerations stated and laboratory test methods used. These considerations include (but are not limited to) composition tested, and supplied facility operating parameters. The data, conclusions, and recommendations may not be applicable for conditions not identical to those considered. This report must be read in its entirety. ioKinetic - Salem, NH Sample: 4300 Flour C17150K Customer: CSB Reason: KSt Testing Data to sample origin: Didion Mill Preparation of sample: Ground and sieved below 75 micron Median value: Particle Size: 98.80% < 75 micron, Mean Diameter: 22.74 micron Explosion Characteristics Max. explosion pressure: Pmax = 8.1 bar ± 10% Max. rate of pressure rise: (dP/dt)max = 546 bar / s ± 12% Product specific constant: Kmax = 148 m·bar / s ± 12% Room Temperature: 23.1 C, 22.7 C Relative Humidity: 64.9 %, 31.1 % Barometric Pressure: 1002 mbar, 1011 mbar Moisture Content: 4.38 %, 4.65 % Technician: CBarrett Date: 06/02/2018, 06/03/2018 Report No.: ioK18065-2
95 Stiles Road Salem, NH 03079 P: 603.893.7009 Tested by: CBarrett Approved by: MRMurphy Project Number: 18065 Note: The results provided in this report may be test method dependent and only apply to the samples tested. All data, conclusions, and recommendations provided in this report are based on the specific considerations stated and laboratory test methods used. These considerations include (but are not limited to) composition tested, and supplied facility operating parameters. The data, conclusions, and recommendations may not be applicable for conditions not identical to those considered. This report must be read in its entirety. Dust: Pmax, Kmax 4300 Flour C17150K Test Series Conc. Pm dP/dt tv eff [g/m3] [bar] [bar/s] [ms] 3 1 250 5.6 239 60 4 1 500 7.6 396 60 6 1 750 8.1 558 60 7 1 1000 7.8 424 60 8 1 1250 7.6 441 60 9 1 1500 7.6 468 60 10 1 1750 7.5 454 60 11 2 500 7.4 382 60 12 2 750 7.8 362 60 14 2 1000 8.2 481 60 15 3 500 7.2 406 60 16 3 750 8.1 598 60 17 3 1000 7.9 401 60 Report No.: ioK18065-2
95 Stiles Road Salem, NH 03079 P: 603.893.7009 Tested by: CBarrett Approved by: MRMurphy Project Number: 18065 Note: The results provided in this report may be test method dependent and only apply to the samples tested. All data, conclusions, and recommendations provided in this report are based on the specific considerations stated and laboratory test methods used. These considerations include (but are not limited to) composition tested, and supplied facility operating parameters. The data, conclusions, and recommendations may not be applicable for conditions not identical to those considered. This report must be read in its entirety. ioKinetic - Salem, NH Sample: Torit Sample #1 Customer: CSB Reason: KSt Testing Data to sample origin: Didion Mill Preparation of sample: Ground and sieved below 75 micron Median value: Particle Size: 96.56% < 75 micron, Mean Diameter: 26.05 micron Explosion Characteristics Max. explosion pressure: Pmax = 8.1 bar ± 10% Max. rate of pressure rise: (dP/dt)max = 583 bar / s ± 12% Product specific constant: Kmax = 158 m·bar / s ± 12% Room Temperature: 20.6 C, 22.9 C Relative Humidity: 52.4 %, 54.2% Barometric Pressure: 1003 mbar, 1003 mbar Moisture Content: 4.24 %, 4.24 % Technician: CBarrett Date: 06/20/2018, 06/21/2018 Report No.: ioK18065-2
95 Stiles Road Salem, NH 03079 P: 603.893.7009 Tested by: CBarrett Approved by: MRMurphy Project Number: 18065 Note: The results provided in this report may be test method dependent and only apply to the samples tested. All data, conclusions, and recommendations provided in this report are based on the specific considerations stated and laboratory test methods used. These considerations include (but are not limited to) composition tested, and supplied facility operating parameters. The data, conclusions, and recommendations may not be applicable for conditions not identical to those considered. This report must be read in its entirety. Dust: Pmax, Kmax Torit Sample #1 Test Series Conc. Pm dP/dt tv eff [g/m3] [bar] [bar/s] [ms] 2 1 250 6.1 320 60 3 1 500 8.1 626 60 4 1 750 8.1 536 60 5 1 1000 8.0 575 60 6 1 1250 7.9 534 60 7 1 125 5.4 222 60 8 1 1500 7.6 494 60 16 4 250 6.3 328 60 17 4 500 8.0 510 60 18 4 750 8.1 531 60 19 4 1000 7.9 515 60 20 5 250 6.5 339 60 21 5 500 7.9 593 60 22 5 750 7.9 454 60 24 5 1000 8.0 577 60 Report No.: ioK18065-2
95 Stiles Road Salem, NH 03079 P: 603.893.7009 Tested by: CBarrett Approved by: MRMurphy Project Number: 18065 Note: The results provided in this report may be test method dependent and only apply to the samples tested. All data, conclusions, and recommendations provided in this report are based on the specific considerations stated and laboratory test methods used. These considerations include (but are not limited to) composition tested, and supplied facility operating parameters. The data, conclusions, and recommendations may not be applicable for conditions not identical to those considered. This report must be read in its entirety. ioKinetic - Salem, NH Sample: D4 Flex Kleen Filter EFI 9067 Customer: CSB Reason: KSt Testing Data to sample origin: Didion Mill Preparation of sample: Ground and sieved below 75 micron Median value: Particle Size: 98.07% < 75 micron, Mean Diameter: 24.24 micron Explosion Characteristics Max. explosion pressure: Pmax = 8.8 bar ± 10% Max. rate of pressure rise: (dP/dt)max = 587 bar / s ± 12% Product specific constant: Kmax = 159 m·bar / s ± 12% Room Temperature: 21.1 C, 20.1 C, 23.4 C Relative Humidity: 54.4 %, 73.3 %, 59.1 % Barometric Pressure: 1010 mbar, 1003 mbar, 1009 mbar Moisture Content: 4.36 %, 4.05 %, 4.00 % Technician: CBarrett Date: 06/27/2018, 06/28/2018, 07/01/2018 Report No.: ioK18065-2
95 Stiles Road Salem, NH 03079 P: 603.893.7009 Tested by: CBarrett Approved by: MRMurphy Project Number: 18065 Note: The results provided in this report may be test method dependent and only apply to the samples tested. All data, conclusions, and recommendations provided in this report are based on the specific considerations stated and laboratory test methods used. These considerations include (but are not limited to) composition tested, and supplied facility operating parameters. The data, conclusions, and recommendations may not be applicable for conditions not identical to those considered. This report must be read in its entirety. Dust: Pmax, Kmax D4 Flex Kleen Filter EFI 9067 Test Series Conc. Pm dP/dt tv eff [g/m3] [bar] [bar/s] [ms] 1 1 250 6.0 282 60 2 1 500 8.0 532 60 4 1 750 8.3 522 60 5 1 1000 8.2 512 60 6 1 1250 7.8 531 60 7 1 1500 7.8 602 60 8 1 1750 7.4 476 59 9 1 2000 7.0 506 60 10 1 2250 6.9 528 60 12 1 2500 7.2 512 60 13 2 500 8.4 515 60 14 2 750 9.0 350 60 16 2 1000 9.6 584 60 19 2 1250 8.8 601 60 20 2 1500 8.0 481 60 21 2 1750 7.9 462 60 23 3 500 8.5 547 60 24 3 750 8.3 441 60 25 3 1000 8.3 559 60 26 3 1250 7.8 520 60 27 3 1500 7.5 535 60 28 3 1750 7.6 536 60 Report No.: ioK18065-2
95 Stiles Road Salem, NH 03079 P: 603.893.7009 Tested by: CBarrett Approved by: MRMurphy Project Number: 18065 Note: The results provided in this report may be test method dependent and only apply to the samples tested. All data, conclusions, and recommendations provided in this report are based on the specific considerations stated and laboratory test methods used. These considerations include (but are not limited to) composition tested, and supplied facility operating parameters. The data, conclusions, and recommendations may not be applicable for conditions not identical to those considered. This report must be read in its entirety. ioKinetic - Salem, NH Sample: Coarse Grinder B EFI 466 Customer: CSB Reason: KSt Testing Data to sample origin: Didion Mill Preparation of sample: Ground and sieved below 75 micron Median value: Particle Size: 95.25% < 75 micron, Mean: 30.96 micron Explosion Characteristics Max. explosion pressure: Pmax = 8.3 bar ± 10% Max. rate of pressure rise: (dP/dt)max = 453 bar / s ± 12% Product specific constant: Kmax = 123 m·bar / s ± 12% Room Temperature: 19.8 C, 20.4 C Relative Humidity: 68.4 %, 50.7 % Barometric Pressure: 1004 mbar, 1005 mbar Moisture Content: 4.36 %, 4.52 % Technician: CBarrett Date: 07/17/2018, 07/18/2018 Report No.: ioK18065-2
95 Stiles Road Salem, NH 03079 P: 603.893.7009 Tested by: CBarrett Approved by: MRMurphy Project Number: 18065 Note: The results provided in this report may be test method dependent and only apply to the samples tested. All data, conclusions, and recommendations provided in this report are based on the specific considerations stated and laboratory test methods used. These considerations include (but are not limited to) composition tested, and supplied facility operating parameters. The data, conclusions, and recommendations may not be applicable for conditions not identical to those considered. This report must be read in its entirety. Dust: Pmax, Kmax Coarse Grinder B EFI 466 Test Series Conc. Pm dP/dt tv eff [g/m3] [bar] [bar/s] [ms] 3 1 250 5.7 178 60 4 1 500 6.2 201 60 5 1 750 8.5 469 60 6 1 1000 8.0 389 60 7 1 1250 7.9 435 60 8 1 1500 7.7 432 60 9 2 500 8.1 357 60 10 2 750 8.1 383 60 11 2 1000 8.0 470 60 16 4 500 8.0 360 60 17 4 750 8.4 370 60 18 4 1000 8.1 421 60 Report No.: ioK18065-2
95 Stiles Road Salem, NH 03079 P: 603.893.7009 Tested by: CBarrett Approved by: MRMurphy Project Number: 18065 Note: The results provided in this report may be test method dependent and only apply to the samples tested. All data, conclusions, and recommendations provided in this report are based on the specific considerations stated and laboratory test methods used. These considerations include (but are not limited to) composition tested, and supplied facility operating parameters. The data, conclusions, and recommendations may not be applicable for conditions not identical to those considered. This report must be read in its entirety. ioKinetic - Salem, NH Sample: Bran 8480 PR C170651M Customer: CSB Reason: MEC Testing Data to sample origin: Didion Mill Preparation of sample: Ground and sieved Below 75 micron Median value: Particle Size: 95.71% < 75 micron, Mean Diameter: 32.48 micron Explosion Characteristics Minimum explosible concentration: 60 g/m3 < MEC < 75 g/m3 ± 10% Room Temperature: 23.7 C Relative Humidity: 28.9 % Barometric Pressure: 1009 mbar Moisture Content: 3.89 % Technician: CBarrett Date: 05/01/2018 Report No.: ioK18065-2
95 Stiles Road Salem, NH 03079 P: 603.893.7009 Tested by: CBarrett Approved by: MRMurphy Project Number: 18065 Note: The results provided in this report may be test method dependent and only apply to the samples tested. All data, conclusions, and recommendations provided in this report are based on the specific considerations stated and laboratory test methods used. These considerations include (but are not limited to) composition tested, and supplied facility operating parameters. The data, conclusions, and recommendations may not be applicable for conditions not identical to those considered. This report must be read in its entirety. Dust: MEC Bran 8480 PR C170651M Test Series Conc. Pm dP/dt tv eff [g/m3] [bar] [bar/s] [ms] 3 1 60 .3 33 60 4 1 125 2.7 45 60 5 1 100 2.1 43 60 6 1 75 1.1 41 60 7 1 50 .5 34 60 8 2 60 .2 32 60 9 2 50 .0 0 60 10 3 60 .4 39 60 11 3 50 .2 27 60 Report No.: ioK18065-2
95 Stiles Road Salem, NH 03079 P: 603.893.7009 Tested by: CBarrett Approved by: MRMurphy Project Number: 18065 Note: The results provided in this report may be test method dependent and only apply to the samples tested. All data, conclusions, and recommendations provided in this report are based on the specific considerations stated and laboratory test methods used. These considerations include (but are not limited to) composition tested, and supplied facility operating parameters. The data, conclusions, and recommendations may not be applicable for conditions not identical to those considered. This report must be read in its entirety. ioKinetic - Salem, NH Sample: 4300 Flour C17150K Customer: CSB Reason: MEC Testing Data to sample origin: Didion Mill Preparation of sample: Ground and sieved below 75 micron Median value: Particle Size: 98.80% < 75 micron, Mean Diameter: 22.74 micron Explosion Characteristics Minimum explosible concentration: 70 g/m3 < MEC < 80 g/m3 ± 10% Room Temperature: 23.8 C Relative Humidity: 60.5 % Barometric Pressure: 1001 mbar Moisture Content: 3.55 % Technician: CBarrett Date: 06/02/2018 Report No.: ioK18065-2
95 Stiles Road Salem, NH 03079 P: 603.893.7009 Tested by: CBarrett Approved by: MRMurphy Project Number: 18065 Note: The results provided in this report may be test method dependent and only apply to the samples tested. All data, conclusions, and recommendations provided in this report are based on the specific considerations stated and laboratory test methods used. These considerations include (but are not limited to) composition tested, and supplied facility operating parameters. The data, conclusions, and recommendations may not be applicable for conditions not identical to those considered. This report must be read in its entirety. Dust: MEC 4300 Flour C17150K Test Series Conc. Pm dP/dt tv eff [g/m3] [bar] [bar/s] [ms] 3 1 200 4.0 110 60 4 1 100 2.4 47 60 5 1 80 1.7 38 60 6 1 70 .4 48 60 7 1 50 .1 0 60 8 2 80 .8 41 60 9 2 70 .4 39 60 10 3 80 1.8 50 60 11 3 70 .7 30 60 Report No.: ioK18065-2
95 Stiles Road Salem, NH 03079 P: 603.893.7009 Tested by: CBarrett Approved by: MRMurphy Project Number: 18065 Note: The results provided in this report may be test method dependent and only apply to the samples tested. All data, conclusions, and recommendations provided in this report are based on the specific considerations stated and laboratory test methods used. These considerations include (but are not limited to) composition tested, and supplied facility operating parameters. The data, conclusions, and recommendations may not be applicable for conditions not identical to those considered. This report must be read in its entirety. ioKinetic - Salem, NH Sample: Torit Sample #1 Customer: CSB Reason: MEC Testing Data to sample origin: Didion Mill Preparation of sample: Ground and sieved below 75 micron Median value: Particle Size: 96.56% < 75 micron, Mean Diameter: 26.05 micron Explosion Characteristics Minimum explosible concentration: 70 g/m3 < MEC < 80 g/m3 ± 10% Room Temperature: 23.4 C Relative Humidity: 45.7 % Barometric Pressure: 1006 mbar Moisture Content: 3.77 % Technician: CBarrett Date: 06/20/2018 Report No.: ioK18065-2
95 Stiles Road Salem, NH 03079 P: 603.893.7009 Tested by: CBarrett Approved by: MRMurphy Project Number: 18065 Note: The results provided in this report may be test method dependent and only apply to the samples tested. All data, conclusions, and recommendations provided in this report are based on the specific considerations stated and laboratory test methods used. These considerations include (but are not limited to) composition tested, and supplied facility operating parameters. The data, conclusions, and recommendations may not be applicable for conditions not identical to those considered. This report must be read in its entirety. Dust: MEC Torit Sample #1 Test Series Conc. Pm dP/dt tv eff [g/m3] [bar] [bar/s] [ms] 5 1 200 4.3 127 60 6 1 100 2.4 40 60 7 1 80 .6 35 60 8 1 70 .7 42 60 9 1 50 .0 0 60 10 1 90 2.1 38 60 11 2 80 1.6 47 60 12 2 70 .8 43 60 13 2 60 .5 48 60 14 1 60 .4 33 60 15 3 80 1.5 54 60 16 3 70 .3 36 60 17 3 60 .3 39 60 Report No.: ioK18065-2
95 Stiles Road Salem, NH 03079 P: 603.893.7009 Tested by: CBarrett Approved by: MRMurphy Project Number: 18065 Note: The results provided in this report may be test method dependent and only apply to the samples tested. All data, conclusions, and recommendations provided in this report are based on the specific considerations stated and laboratory test methods used. These considerations include (but are not limited to) composition tested, and supplied facility operating parameters. The data, conclusions, and recommendations may not be applicable for conditions not identical to those considered. This report must be read in its entirety. ioKinetic - Salem, NH Sample: D4 Flex Kleen Filter EFI 9067 Customer: CSB Reason: MEC Testing Data to sample origin: Didion Mill Preparation of sample: Ground and sieved below 75 micron Median value: Particle Size: 98.07% < 75 micron, Mean: 24.24 micron Explosion Characteristics Minimum explosible concentration: 70 g/m3 < MEC < 80 g/m3 ± 10% Room Temperature: 20.2 C Relative Humidity: 58.4 % Barometric Pressure: 1012 mbar Moisture Content: 4.36 % Technician: CBarrett Date: 06/27/2018 Report No.: ioK18065-2
95 Stiles Road Salem, NH 03079 P: 603.893.7009 Tested by: CBarrett Approved by: MRMurphy Project Number: 18065 Note: The results provided in this report may be test method dependent and only apply to the samples tested. All data, conclusions, and recommendations provided in this report are based on the specific considerations stated and laboratory test methods used. These considerations include (but are not limited to) composition tested, and supplied facility operating parameters. The data, conclusions, and recommendations may not be applicable for conditions not identical to those considered. This report must be read in its entirety. Dust: MEC D4 Flex Kleen Filter EFI 9067 Test Series Conc. Pm dP/dt tv eff [g/m3] [bar] [bar/s] [ms] 3 1 100 1.3 48 60 4 1 90 1.6 28 60 5 1 80 1.5 34 60 6 1 70 .9 45 60 7 1 60 .4 39 60 8 1 50 .0 0 60 9 2 80 1.1 36 60 10 2 70 .3 34 60 11 2 60 .6 33 60 12 3 80 .6 39 60 13 3 70 .3 42 60 14 3 60 .7 47 60 Report No.: ioK18065-2
95 Stiles Road Salem, NH 03079 P: 603.893.7009 Tested by: CBarrett Approved by: MRMurphy Project Number: 18065 Note: The results provided in this report may be test method dependent and only apply to the samples tested. All data, conclusions, and recommendations provided in this report are based on the specific considerations stated and laboratory test methods used. These considerations include (but are not limited to) composition tested, and supplied facility operating parameters. The data, conclusions, and recommendations may not be applicable for conditions not identical to those considered. This report must be read in its entirety. ioKinetic - Salem, NH Sample: Coarse Grinder B EFI 466 Customer: CSB Reason: MEC Testing Data to sample origin: Didion Mill Preparation of sample: Ground and sieved below 75 micron Median value: Particle Size: 95.25% < 75 micron, Mean: 30.96 micron Explosion Characteristics Minimum explosible concentration: 70 g/m3 < MEC < 80 g/m3 ± 10% Room Temperature: 23.5 C Relative Humidity: 64.2 % Barometric Pressure: 1008 mbar Moisture Content: 3.97 % Technician: CBarrett Date: 07/16/2018 Report No.: ioK18065-2
95 Stiles Road Salem, NH 03079 P: 603.893.7009 Tested by: CBarrett Approved by: MRMurphy Project Number: 18065 Note: The results provided in this report may be test method dependent and only apply to the samples tested. All data, conclusions, and recommendations provided in this report are based on the specific considerations stated and laboratory test methods used. These considerations include (but are not limited to) composition tested, and supplied facility operating parameters. The data, conclusions, and recommendations may not be applicable for conditions not identical to those considered. This report must be read in its entirety. Dust: MEC Coarse Grinder B EFI 466 Test Series Conc. Pm dP/dt tv eff [g/m3] [bar] [bar/s] [ms] 2 1 100 2.0 39 60 3 1 90 2.0 45 60 4 1 80 .3 44 60 5 1 70 .7 44 60 6 1 50 .0 0 60 7 2 90 2.1 33 60 8 2 80 1.2 36 60 9 2 70 .8 40 60 10 2 60 .3 45 60 11 3 80 2.0 38 60 12 3 70 .2 44 60 13 3 60 .6 35 60 Report No.: ioK18065-2
95 Stiles Road Salem, NH 03079 P: 603.893.7009 Tested by: CBarrett Approved by: MRMurphy Project Number: 18065 Note: The results provided in this report may be test method dependent and only apply to the samples tested. All data, conclusions, and recommendations provided in this report are based on the specific considerations stated and laboratory test methods used. These considerations include (but are not limited to) composition tested, and supplied facility operating parameters. The data, conclusions, and recommendations may not be applicable for conditions not identical to those considered. This report must be read in its entirety. ioKinetic - Salem, NH Sample: Bran 8480 PR C170651M Customer: CSB Reason: MIE Testing Data to sample origin: Didion Mill Preparation of sample: Ground and sieved below 75 micron Median value: Particle Size: 95.71% < 75 micron, Mean Diameter: 32.48 micron Minimum Ignition Energy Result with inductance L = 1 mH Result without inductance L = 0 mH 30 mJ < MIE < 100 mJ / Es = 55 mJ
- / -
E2 [mJ]: 100 E2 [mJ]: - Es [mJ]: 55 Es [mJ]: - E1 [mJ]: 30 E1 [mJ]: - tv [ms]: 90 120 tv [ms]: - Room Temperature: 21.5 C Room Humidity: 56.4% Barometric Pressure: 1002 mbar Moisture Content: 3.96% Technician: CBarrett Date: 05/04/2018 Report No.: ioK18065-2
95 Stiles Road Salem, NH 03079 P: 603.893.7009 Tested by: CBarrett Approved by: MRMurphy Project Number: 18065 Note: The results provided in this report may be test method dependent and only apply to the samples tested. All data, conclusions, and recommendations provided in this report are based on the specific considerations stated and laboratory test methods used. These considerations include (but are not limited to) composition tested, and supplied facility operating parameters. The data, conclusions, and recommendations may not be applicable for conditions not identical to those considered. This report must be read in its entirety. Tests Bran 8480 PR C170651M series conc. IE tv set tv eff ind. ign.at [mg] [mJ] [ms] [ms] mH 1 900 100 120 124 1 7 2 900 30 120 126 1 (10) 3 600 30 120 124 1 (10) 4 300 30 120 125 1 (10) 5 1200 30 120 125 1 (10) 6 1500 30 120 126 1 (10) 7 300 30 90 96 1 (10) 8 600 30 90 94 1 (10) 9 900 30 90 94 1 (10) 10 1200 30 90 94 1 (10) 11 1500 30 90 95 1 (10) Report No.: ioK18065-2
95 Stiles Road Salem, NH 03079 P: 603.893.7009 Tested by: CBarrett Approved by: MRMurphy Project Number: 18065 Note: The results provided in this report may be test method dependent and only apply to the samples tested. All data, conclusions, and recommendations provided in this report are based on the specific considerations stated and laboratory test methods used. These considerations include (but are not limited to) composition tested, and supplied facility operating parameters. The data, conclusions, and recommendations may not be applicable for conditions not identical to those considered. This report must be read in its entirety. ioKinetic - Salem, NH Sample: 4300 Flour C17150K Customer: CSB Reason: MIE Testing Data to sample origin: Didion Mill Preparation of sample: Ground and sieved below 75 micron Median value: Particle Size: 98.80% < 75 micron, Mean Diameter: 22.74 micron Minimum Ignition Energy Result with inductance L = 1 mH Result without inductance L = 0 mH 30 mJ < MIE < 100 mJ / Es = 55 mJ
- / -
E2 [mJ]: 100 E2 [mJ]: - Es [mJ]: 55 Es [mJ]: - E1 [mJ]: 30 E1 [mJ]: - tv [ms]: 90 120 tv [ms]: - Room Temperature: 23.1 C Room Humidity: 29.1 % Barometric Pressure: 1011 mbar Moisture Content: 4.65 % Technician: CBarrett Date: 06/03/2018 Report No.: ioK18065-2
95 Stiles Road Salem, NH 03079 P: 603.893.7009 Tested by: CBarrett Approved by: MRMurphy Project Number: 18065 Note: The results provided in this report may be test method dependent and only apply to the samples tested. All data, conclusions, and recommendations provided in this report are based on the specific considerations stated and laboratory test methods used. These considerations include (but are not limited to) composition tested, and supplied facility operating parameters. The data, conclusions, and recommendations may not be applicable for conditions not identical to those considered. This report must be read in its entirety. Tests 4300 Flour C17150K series conc. IE tv set tv eff ind. ign.at [mg] [mJ] [ms] [ms] mH 1 900 300 120 121 1 1 2 900 100 120 128 1 1 3 900 30 120 124 1 (10) 4 300 30 120 126 1 (10) 5 600 30 120 124 1 (10) 6 1200 30 120 126 1 (10) 7 1500 30 120 124 1 (10) 8 1500 30 90 97 1 (10) 9 1200 30 90 96 1 (10) 10 900 30 90 95 1 (10) 11 600 30 90 94 1 (10) 12 300 30 90 95 1 (10) Report No.: ioK18065-2
95 Stiles Road Salem, NH 03079 P: 603.893.7009 Tested by: CBarrett Approved by: MRMurphy Project Number: 18065 Note: The results provided in this report may be test method dependent and only apply to the samples tested. All data, conclusions, and recommendations provided in this report are based on the specific considerations stated and laboratory test methods used. These considerations include (but are not limited to) composition tested, and supplied facility operating parameters. The data, conclusions, and recommendations may not be applicable for conditions not identical to those considered. This report must be read in its entirety. ioKinetic - Salem, NH Sample: Torit Sample #1 Customer: CSB Reason: MIE Testing Data to sample origin: Didion Mill Preparation of sample: Ground and sieved below 75 micron Median value: Particle Size: 96.56% < 75 micron, Mean Diameter: 26.05 micron Minimum Ignition Energy Result with inductance L = 1 mH Result without inductance L = 0 mH 10 mJ < MIE < 30 mJ / Es = 17 mJ
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E2 [mJ]: 30 E2 [mJ]: - Es [mJ]: 17 Es [mJ]: - E1 [mJ]: 10 E1 [mJ]: - tv [ms]: 90 120 tv [ms]: - Room Temperature: 24.6C Room Humidity: 43.9 % Barometric Pressure: 1003 mbar Moisture Content: 4.56 % Technician: CBarrett Date: 06/21/2018 Report No.: ioK18065-2
95 Stiles Road Salem, NH 03079 P: 603.893.7009 Tested by: CBarrett Approved by: MRMurphy Project Number: 18065 Note: The results provided in this report may be test method dependent and only apply to the samples tested. All data, conclusions, and recommendations provided in this report are based on the specific considerations stated and laboratory test methods used. These considerations include (but are not limited to) composition tested, and supplied facility operating parameters. The data, conclusions, and recommendations may not be applicable for conditions not identical to those considered. This report must be read in its entirety. Tests Torit Sample #1 series conc. IE tv set tv eff ind. ign.at [mg] [mJ] [ms] [ms] mH 1 900 300 120 121 1 1 2 900 100 120 124 1 1 3 900 30 120 124 1 2 4 900 10 120 123 1 (10) 5 600 10 120 124 1 (10) 6 300 10 120 126 1 (10) 7 1200 10 120 123 1 (10) 8 1500 10 120 125 1 (10) 9 300 10 90 97 1 (10) 10 600 10 90 96 1 (10) 11 900 10 90 96 1 (10) 12 1200 10 90 97 1 (10) 13 1500 10 90 96 1 (10) Report No.: ioK18065-2
95 Stiles Road Salem, NH 03079 P: 603.893.7009 Tested by: CBarrett Approved by: MRMurphy Project Number: 18065 Note: The results provided in this report may be test method dependent and only apply to the samples tested. All data, conclusions, and recommendations provided in this report are based on the specific considerations stated and laboratory test methods used. These considerations include (but are not limited to) composition tested, and supplied facility operating parameters. The data, conclusions, and recommendations may not be applicable for conditions not identical to those considered. This report must be read in its entirety. ioKinetic - Salem, NH Sample: D4 Flex Kleen Filter EFI 9067 Customer: CSB Reason: MIE Testing Data to sample origin: Didion Mill Preparation of sample: Sieved below 75 micron Median value: Particle Size: 98.07% < 75 micron, Mean Diameter: 24.24 micron Minimum Ignition Energy Result with inductance L = 1 mH Result without inductance L = 0 mH 10 mJ < MIE < 30 mJ / Es = 17 mJ
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E2 [mJ]: 30 E2 [mJ]: - Es [mJ]: 17 Es [mJ]: - E1 [mJ]: 10 E1 [mJ]: - tv [ms]: 90 120 tv [ms]: - Room Temperature: 24.3 C Room Humidity: 60.9% Barometric Pressure: 1009 mbar Moisture Content: 4.00% Technician: CBarrett Date: 07/01/2018 Report No.: ioK18065-2
95 Stiles Road Salem, NH 03079 P: 603.893.7009 Tested by: CBarrett Approved by: MRMurphy Project Number: 18065 Note: The results provided in this report may be test method dependent and only apply to the samples tested. All data, conclusions, and recommendations provided in this report are based on the specific considerations stated and laboratory test methods used. These considerations include (but are not limited to) composition tested, and supplied facility operating parameters. The data, conclusions, and recommendations may not be applicable for conditions not identical to those considered. This report must be read in its entirety. Tests D4 Flex Kleen Filter EFI 9067 series conc. IE tv set tv eff ind. ign.at [mg] [mJ] [ms] [ms] mH 1 900 300 120 122 1 1 2 900 100 120 126 1 5 3 900 30 120 126 1 1 4 900 10 120 123 1 (10) 5 300 10 120 126 1 (10) 6 600 10 120 124 1 (10) 7 1200 10 120 124 1 (10) 8 1500 10 120 123 1 (10) 9 300 10 90 96 1 (10) 10 600 10 90 95 1 (10) 11 900 10 90 94 1 (10) 12 1200 10 90 95 1 (10) 13 1500 10 90 93 1 (10) Report No.: ioK18065-2
95 Stiles Road Salem, NH 03079 P: 603.893.7009 Tested by: CBarrett Approved by: MRMurphy Project Number: 18065 Note: The results provided in this report may be test method dependent and only apply to the samples tested. All data, conclusions, and recommendations provided in this report are based on the specific considerations stated and laboratory test methods used. These considerations include (but are not limited to) composition tested, and supplied facility operating parameters. The data, conclusions, and recommendations may not be applicable for conditions not identical to those considered. This report must be read in its entirety. ioKinetic - Salem, NH Sample: Coarse Grinder B EFI 466 Customer: CSB Reason: MIE Testing Data to sample origin: Didion Mill Preparation of sample: Sieved below 75 micron Median value: Particle Size: 95.25% < 75 micron, Mean Diameter: 30.96 micron Minimum Ignition Energy Result with inductance L = 1 mH Result without inductance L = 0 mH 10 mJ < MIE < 30 mJ / Es = 24 mJ
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E2 [mJ]: 30 E2 [mJ]: - Es [mJ]: 24 Es [mJ]: - E1 [mJ]: 10 E1 [mJ]: - tv [ms]: 90 120 tv [ms]: - Room Temperature: 19.9 C Room Humidity: 49.6% Barometric Pressure: 1014 mbar Moisture Content: 4.65% Technician: CBarrett Date: 07/19/2018 Report No.: ioK18065-2
95 Stiles Road Salem, NH 03079 P: 603.893.7009 Tested by: CBarrett Approved by: MRMurphy Project Number: 18065 Note: The results provided in this report may be test method dependent and only apply to the samples tested. All data, conclusions, and recommendations provided in this report are based on the specific considerations stated and laboratory test methods used. These considerations include (but are not limited to) composition tested, and supplied facility operating parameters. The data, conclusions, and recommendations may not be applicable for conditions not identical to those considered. This report must be read in its entirety. Tests Coarse Grinder B EFI 466 series conc. IE tv set tv eff ind. ign.at [mg] [mJ] [ms] [ms] mH 1 900 300 120 120 1 1 2 900 100 120 126 1 9 3 900 30 120 124 1 (10) 4 300 30 120 125 1 (10) 5 600 30 120 125 1 (10) 6 1200 30 120 124 1 8 7 1500 10 120 124 1 (10) 8 1200 10 120 126 1 (10) 9 900 10 120 125 1 (10) 10 600 10 120 124 1 (10) 11 300 10 120 126 1 (10) 12 300 10 90 95 1 (10) 13 600 10 90 95 1 (10) 14 900 10 90 93 1 (10) 15 1200 10 90 96 1 (10) 16 1500 10 90 94 1 (10) Report No.: ioK18065-2
95 Stiles Road Salem, NH 03079 P: 603.893.7009 Tested by: CBarrett Approved by: MRMurphy Project Number: 18065 Note: The results provided in this report may be test method dependent and only apply to the samples tested. All data, conclusions, and recommendations provided in this report are based on the specific considerations stated and laboratory test methods used. These considerations include (but are not limited to) composition tested, and supplied facility operating parameters. The data, conclusions, and recommendations may not be applicable for conditions not identical to those considered. This report must be read in its entirety. ioKinetic, LLC - Salem, NH Sample: Bran 8480 PR C170651M Customer: CSB Reason: MAIT Testing Data to sample origin: Didion Mill Preparation of sample: Ground and sieved Below 75 micron Median value: Particle Size: 95.71% < 75 micron, Mean Diameter: 32.48 Explosion Characteristics Minimum Auto-Ignition Temperature : 350⁰C < MAIT < 360⁰C Temperature (⁰C) Quantity (mL) Mass (g) Go/No Go 450 1 0.371 Go 400 1 0.371 Go 356 1 0.371 No Go 360 1 0.371 Go 350 1 0.371 No Go 340 1 0.371 No Go 340 2 0.742 No Go 343 0.5 0.185 No Go 353 1 0.371 No Go 354 0.5 0.185 No Go 355 2 0.742 No Go 360 1 0.371 Go Room Temperature: 23.2 C, 23.1 C Relative Humidity: 34.6 %, 38 % Barometric Pressure: 1012 mbar, 1019 mbar Moisture Content: 3.89 %, 3.84 % Technician: CBarrett Date: 5/7/2018, 5/8/2018 Report No.: ioK18065-2
95 Stiles Road Salem, NH 03079 P: 603.893.7009 Tested by: CBarrett Approved by: MRMurphy Project Number: 18065 Note: The results provided in this report may be test method dependent and only apply to the samples tested. All data, conclusions, and recommendations provided in this report are based on the specific considerations stated and laboratory test methods used. These considerations include (but are not limited to) composition tested, and supplied facility operating parameters. The data, conclusions, and recommendations may not be applicable for conditions not identical to those considered. This report must be read in its entirety. ioKinetic, LLC - Salem, NH Sample: 4300 Flour C17150K Customer: CSB Reason: MAIT Testing Data to sample origin: Didion Mill Preparation of sample: Ground and sieved below 75 micron Median value: Particle Size: 98.80% < 75 micron, Mean Diameter: 22.74 micron Explosion Characteristics Minimum Auto-Ignition Temperature : 370⁰C < MAIT < 380⁰C Temperature (⁰C) Quantity (mL) Mass (g) Go/No Go 450 1 0.410 Go 402 1 0.410 Go 376 1 0.410 Go 360 1 0.410 No Go 352 1 0.410 No Go 362 1 0.410 No Go 370 1 0.410 No Go 380 1 0.410 Go 370 2 0.820 No Go 370 2 0.820 No Go 370 0.5 0.205 No Go 380 1 0.410 Go Room Temperature: 23.8 C, 23.9 C, 23.7 C Relative Humidity: 60.5 %, 47.6 %, 60.9 % Barometric Pressure: 1001 mbar, 1013 mbar, 1012 mbar Moisture Content: 3.55%, 3.79 %, 4.45 % Technician: CBarrett Date: 6/2/2018. 6/7/2018. 6/8/2018 Report No.: ioK18065-2
95 Stiles Road Salem, NH 03079 P: 603.893.7009 Tested by: CBarrett Approved by: MRMurphy Project Number: 18065 Note: The results provided in this report may be test method dependent and only apply to the samples tested. All data, conclusions, and recommendations provided in this report are based on the specific considerations stated and laboratory test methods used. These considerations include (but are not limited to) composition tested, and supplied facility operating parameters. The data, conclusions, and recommendations may not be applicable for conditions not identical to those considered. This report must be read in its entirety. ioKinetic, LLC - Salem, NH Sample: Torit Sample #1 Customer: CSB Reason: MAIT Testing Data to sample origin: Didion Mill Preparation of sample: Ground and sieved below 75 micron Median value: Particle Size: 96.56% < 75 micron, Mean Diameter: 26.05 micron Explosion Characteristics Minimum Auto-Ignition Temperature : 360⁰C < MAIT < 370⁰C Temperature (⁰C) Quantity (mL) Mass (g) Go/No Go 400 1 0.472 Go 340 1 0.472 No Go 350 1 0.472 No Go 360 1 0.472 No Go 370 1 0.472 Go 362 1 0.472 No Go 350 1 0.472 No Go 354 2 0.944 No Go 352 0.5 0.236 No Go 360 1 0.472 No Go 360 0.5 0.236 No Go 360 2 0.944 No Go 360 1 0.472 No Go 370 1 0.472 No Go Room Temperature: 23.4 C, 23.2 C, 21.1 C, 22.4 C Relative Humidity: 51.3 %, 53.6 %, 55.2 %, 64.9 % Barometric Pressure: 1003 mbar, 1009 mbar, 1003 mbar, 1014 mbar Moisture Content: 4.24 %, 4.51 %, 4.37 %, 4.30 % Technician: CBarrett Date: 6/21/2018, 6/25/2018, 6/28/2018, 7/2/2018 Report No.: ioK18065-2
95 Stiles Road Salem, NH 03079 P: 603.893.7009 Tested by: CBarrett Approved by: MRMurphy Project Number: 18065 Note: The results provided in this report may be test method dependent and only apply to the samples tested. All data, conclusions, and recommendations provided in this report are based on the specific considerations stated and laboratory test methods used. These considerations include (but are not limited to) composition tested, and supplied facility operating parameters. The data, conclusions, and recommendations may not be applicable for conditions not identical to those considered. This report must be read in its entirety. ioKinetic, LLC - Salem, NH Sample: D4 Flex Kleen Filter EFI 9067 Customer: CSB Reason: MAIT Testing Data to sample origin: Didion Mill Preparation of sample: Ground and sieved below 75 micron Median value: Particle Size: 98.07% < 75 micron, Mean: 24.24 micron Explosion Characteristics Minimum Auto-Ignition Temperature : 350⁰C < MAIT < 360⁰C Temperature (⁰C) Quantity (mL) Mass (g) Go/No Go 390 1 0.459 Go 380 1 0.459 Go 362 1 0.459 No Go 370 1 0.459 Go 360 1 0.459 Go 350 1 0.459 No Go 350 0.5 0.229 No Go 350 2 0.918 No Go Room Temperature: 17.4 C Relative Humidity: 56.6 % Barometric Pressure: 1005 mbar Moisture Content: 4.56 % Technician: CBarrett Date: 7/26/2018 Report No.: ioK18065-2
95 Stiles Road Salem, NH 03079 P: 603.893.7009 Tested by: CBarrett Approved by: MRMurphy Project Number: 18065 Note: The results provided in this report may be test method dependent and only apply to the samples tested. All data, conclusions, and recommendations provided in this report are based on the specific considerations stated and laboratory test methods used. These considerations include (but are not limited to) composition tested, and supplied facility operating parameters. The data, conclusions, and recommendations may not be applicable for conditions not identical to those considered. This report must be read in its entirety. ioKinetic, LLC - Salem, NH Sample: Coarse Grinder B EFI 466 Customer: CSB Reason: MAIT Testing Data to sample origin: Didion Mill Preparation of sample: Ground and sieved below 75 micron Median value: Particle Size: 95.25% < 75 micron, Mean: 30.96 micron Explosion Characteristics Minimum Auto-Ignition Temperature : 360⁰C < MAIT < 370⁰C Temperature (⁰C) Quantity (mL) Mass (g) Go/No Go 450 1 0.489 Go 400 1 0.489 Go 390 1 0.489 Go 360 1 0.489 No Go 380 1 0.489 Go 370 1 0.489 Go 360 1 0.489 No Go 360 0.5 0.245 No Go 361 2 0.978 No Go Room Temperature: 19.4 C Relative Humidity: 53.0 % Barometric Pressure: 1005 mbar Moisture Content: 4.20 % Technician: CBarrett Date: 7/26/2018 Report No.: ioK18065-2
95 Stiles Road Salem, NH 03079 P: 603.893.7009 Tested by: CBarrett Approved by: MRMurphy Project Number: 18065 Note: The results provided in this report may be test method dependent and only apply to the samples tested. All data, conclusions, and recommendations provided in this report are based on the specific considerations stated and laboratory test methods used. These considerations include (but are not limited to) composition tested, and supplied facility operating parameters. The data, conclusions, and recommendations may not be applicable for conditions not identical to those considered. This report must be read in its entirety. ioKinetic, LLC - Salem, NH Sample: Bran 8480 PR C170651M Customer: CSB Reason: HSIT Testing Data to sample origin: Didion Mill Preparation of sample: Ground and sieved Below 75 micron Median value: Particle Size: 95.71% < 75 micron, Mean Diameter: 32.48 Explosion Characteristics Hot-Surface Ignition Temperature : 250⁰C < HSIT < 260⁰C Hot Surface Temperature (⁰C) Layer Thickness (in) Max Temperature (⁰C) Time to Max T (min) Result of Test 400 0.5 450+ 10:10 Ignition 300 0.5 350+ 12:40 Ignition 260 0.5 310+ 43:20 Ignition 240 0.5 162.4 50:30 No Ignition 250 0.5 154.2 30:15 No Ignition 260 0.5 310+ 40:15 Ignition 250 0.5 168.9 33:30 No Ignition Room Temperature: 23.7 C, 24.3 C, 24 C Relative Humidity: 39.9 %, 48.7 %, 66.2 % Barometric Pressure: 1017 mbar, 1019 mbar, 1011 mbar Moisture Content: 4.02 %, 3.82 %, 3.96 % Technician: CBarrett Date: 7/12/2018, 7/13/2018, 7/16/2018 Report No.: ioK18065-2
95 Stiles Road Salem, NH 03079 P: 603.893.7009 Tested by: CBarrett Approved by: MRMurphy Project Number: 18065 Note: The results provided in this report may be test method dependent and only apply to the samples tested. All data, conclusions, and recommendations provided in this report are based on the specific considerations stated and laboratory test methods used. These considerations include (but are not limited to) composition tested, and supplied facility operating parameters. The data, conclusions, and recommendations may not be applicable for conditions not identical to those considered. This report must be read in its entirety. ioKinetic, LLC - Salem, NH Sample: 4300 Flour C17150K Customer: CSB Reason: HSIT Testing Data to sample origin: Didion Mill Preparation of sample: Ground and sieved below 75 micron Median value: Particle Size: 98.80% < 75 micron, Mean Diameter: 22.74 micron Explosion Characteristics Hot-Surface Ignition Temperature : 270⁰C < HSIT < 280⁰C Hot Surface Temperature (⁰C) Layer Thickness (in) Max Temperature (⁰C) Time to Max T (min) Result of Test 300 0.5 316 55 No Ignition 300 0.5 350+ 54:15 Ignition 270 0.5 224.4 37:10 No Ignition 280 0.5 291 82 No Ignition 290 0.5 310 56 No Ignition 290 0.5 423 69:15 Ignition 280 0.5 502 79 Ignition 270 0.5 244.8 37:20 No Ignition 270 0.5 233.8 40 No Ignition 280 0.5 461 96:50 Ignition Room Temperature: 24.7 C, 20.2 C, 21.2 C, 23.7 C Relative Humidity: 65.4 %, 61.6 %, 47.3 %, 40.4 % Barometric Pressure: 1008 mbar, 1004 mbar, 1005 mbar, 1013 mbar Moisture Content: 4.67 %, 4.60 %, 4.72 %, 4.72 % Technician: CBarrett Date: 7/16/2018, 7/17/2018, 7/18/2018, 7/19/2018 Report No.: ioK18065-2
95 Stiles Road Salem, NH 03079 P: 603.893.7009 Tested by: CBarrett Approved by: MRMurphy Project Number: 18065 Note: The results provided in this report may be test method dependent and only apply to the samples tested. All data, conclusions, and recommendations provided in this report are based on the specific considerations stated and laboratory test methods used. These considerations include (but are not limited to) composition tested, and supplied facility operating parameters. The data, conclusions, and recommendations may not be applicable for conditions not identical to those considered. This report must be read in its entirety. ioKinetic, LLC - Salem, NH Sample: D4 Flex Kleen Filter EFI 9067 Customer: CSB Reason: HSIT Testing Data to sample origin: Didion Mill Preparation of sample: Ground and sieved below 75 micron Median value: Particle Size: 98.07% < 75 micron, Mean: 24.24 micron Explosion Characteristics Hot-Surface Ignition Temperature : 270⁰C < HSIT < 280⁰C Hot Surface Temperature (⁰C) Layer Thickness (in) Max Temperature (⁰C) Time to Max T (min) Result of Test 300 0.5 490.1 91:20 Ignition 290 0.5 280.8 12:40 No Ignition 290 0.5 378.7 128:20 Ignition 280 0.5 345.8 66:10 Ignition 270 0.5 229.9 32:27 No Ignition 270 0.5 208.6 38:20 No Ignition 280 0.5 576.6 87:10 Ignition Room Temperature: 21.8 C, 20.8 C, 19.8 C Relative Humidity: 60.0 %, 49.9 %, 71.4 % Barometric Pressure: 1015 mbar, 1009 mbar, 1017 mbar Moisture Content: 4.59 %, 4.33 %, 4.53 % Technician: CBarrett Date: 7/20/2018, 7/21/2018, 7/23/2018 Report No.: ioK18065-2
95 Stiles Road Salem, NH 03079 P: 603.893.7009 Tested by: CBarrett Approved by: MRMurphy Project Number: 18065 Note: The results provided in this report may be test method dependent and only apply to the samples tested. All data, conclusions, and recommendations provided in this report are based on the specific considerations stated and laboratory test methods used. These considerations include (but are not limited to) composition tested, and supplied facility operating parameters. The data, conclusions, and recommendations may not be applicable for conditions not identical to those considered. This report must be read in its entirety. ioKinetic, LLC - Salem, NH Sample: Coarse Grinder B EFI 466 Customer: CSB Reason: HSIT Testing Data to sample origin: Didion Mill Preparation of sample: Ground and sieved below 75 micron Median value: Particle Size: 95.25% < 75 micron, Mean: 30.96 micron Explosion Characteristics Hot-Surface Ignition Temperature : 260⁰C < HSIT < 270⁰C Hot Surface Temperature (⁰C) Layer Thickness (in) Max Temperature (⁰C) Time to Max T (min) Result of Test 300 0.5 436.7 56:20 Ignition 280 0.5 507.4 67:10 Ignition 270 0.5 495.1 84:40 Ignition 260 0.5 140.8 48 No Ignition 260 0.5 174.0 52:30 No Ignition 270* 0.5 208.3 54:40 No Ignition 270* 0.5 191.0 49:20 No Ignition *Only one test at 270⁰C ignited but this was taken as the conservative upper bound for the HSIT Room Temperature: 20.6 C, 19.9 C, 21.6 C Relative Humidity: 67.1 %, 75.4 %, 65.2 % Barometric Pressure: 1016 mbar, 1019 mbar, 1012 mbar Moisture Content: 4.11 %, 4.21 %, 4.47 % Technician: CBarrett Date: 7/23/2018, 7/24/2018, 7/28/2018 Report No.: ioK18065-2
/ undersize x (Diameter) / µm 0.3 1.0 10.0 100.0 500.0 Report No.: ioK18065-2 52.93
/Q-.0.0.0.0//600.0.15.g10.0.9.10.1.10.P4500.1.10.N.0/V 9.28/635 Report No.: ioK18065-2
/ undersize x (Diameter) / µm 0.3 1.0 10.0 100.0 500.0 Report No.: ioK18065-2 95.71
/Q-.0.0.0.0//600.0.15.g10.0.9.10.1.10.P4500.1.10.N.0/V 9.28/635 Report No.: ioK18065-2
/ undersize x (Diameter) / µm 0.3 1.0 10.0 100.0 500.0 Report No.: ioK18065-2 48.22
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Report No.: ioK18065-2 22.74
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Report No.: ioK18065-2 26.05
/ undersize x (Diameter) / µm 0.3 1.0 10.0 100.0 500.0 Report No.: ioK18065-2 85.85
/Q-.0.0.0.0//600.0.15.g10.0.9.10.1.10.P4500.1.10.N.0/V 9.28/635 Report No.: ioK18065-2
rsize x (Diameter) / µm 0.3 1.0 10.0 100.0 500.0 Report No.: ioK18065-2 98.07 24.24
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Report No.: ioK18065-2 24.24
rsize x (Diameter) / µm 0.3 1.0 10.0 100.0 500.0 Report No.: ioK18065-2 95.25 30.96
- 0.0//600.0.15.g10.0.9.10.1.10.P4500.1.10.N.0/V 9.28/635
Report No.: ioK18065-2 30.96
Report No.: ioK18065-2 Proprietary Information Use or disclosure of data contained on this sheet is subject to the restriction on the title page of this document. Appendix C: Test Procedures Dust Deflagration Index, KSt Scope This test method is used to determine if a dust cloud is explosible and to measure the severity of the potential explosion hazard. The test method is in accordance with ASTM E1226. The maximum pressure (Pmax) and the maximum rate of pressure rise (dP/dt max) are measured in the test and an explosibility index (KSt) is calculated. Data obtained from this test can be utilized in the design of explosion protections such as deflagration vents. Terminology Pmax – maximum pressure (above pressure in the vessel at the time of ignition) reached during a test (dP/dt)max – maximum rate of pressure increase reached during the course of a deflagration for the optimum concentration of dust tested KSt – deflagration index, is the maximum dP/dt normalized to a 1.0-m³ volume. It is calculated using the maximum rate of pressure rise in the following equation: ( ) 3 max V K dt dP St
×
where: P = pressure, bar t = time, sec, V = test chamber volume, m³, KSt = deflagration index, bar·m/sec CW = worst-case dust concentration (as defined by NFPA 654, 6.1.5.1) Test Setup The test is conducted in a 20-liter vessel, depicted in the figure below. The apparatus consists of a dust chamber connected to a high-pressure air source used for dispersion. Two electrodes on the top of the vessel are used for connecting two chemical igniters (2 × 5 kJ = 10 kJ of ignition energy) to a voltage source. The vessel is equipped with two piezoelectric pressure transducers to measure the pressure data of the explosion. The test is automated and pressure-time data is collected by a high-speed data acquisition system. A more detailed description of the apparatus is available from the manufacturer. Figure: Explosion Severity Test Setup
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Sample Preparation ASTM recommends the moisture content of the test sample not exceed 5% “in order to avoid test results of a given dust being noticeably influenced.” Samples which exceed the 5% moisture requirement are typically dried using a suitable method for the specific sample. Similarly, ASTM recommends 95% of the particles in the sample be smaller than 75µm. For samples with larger particle size distributions, grinding and sieving may be conducted. NFPA allows testing on ‘as received’ samples. ASTM notes that when “as-received” testing is conducted, “…the test results may not represent the most severe dust deflagration possible. Any process change resulting in a higher fraction of fines than normal…may increase the explosion severity.” Procedure Once the vessel is determined to be ready for testing, the sample is weighed and placed in the dust chamber, starting with a dust concentration of 250 g/m3. Dust particles that are too large to properly feed through the dispersion nozzle are instead placed on top of the dispersion nozzle. High pressure air is used to disperse the dust particles throughout the vessel.
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The ignition source is connected to the electrode assembly and sealed inside of the vessel. The vessel is sealed and partially evacuated to 0.4 bara. The dust chamber is pressurized to 21 bara. When this dispersion air is added with the dust to the main vessel, the resulting pressure is 1 bara. After a specified time delay, the chemical igniters are initiated. Two piezoelectric pressure transducers record the resulting deflagration. The instrument software automatically corrects for the pressure generated by the igniters. Testing is conducted at increasing dust concentrations until maximum values of dP/dtmax and Pmax are found. If it is indicated that the optimum concentration for dP/dtmax or Pmax is less than the initial amount tested, the tested concentration is lowered until the maximum is determined. At least two (2) additional test series are run that include the concentrations where the maximums are found and at the concentrations on each side of the maximums.
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Minimum Ignition Energy (MIE) of a Dust Cloud in Air Scope This test method covers the determination of the minimum ignition energy of a dust cloud in air by a high voltage spark. Data obtained from this test method provide a relative measure of ignition sensitivity of a dust cloud. The test is performed per ASTM E2019, “Standard Test Method for Minimum Ignition Energy of a Dust Cloud in Air” using a Mike 3 MIE test apparatus manufactured by Kühner A.G. of Basel Switzerland. Terminology MIE – minimum energy required to ignite the material when dispersed in a cloud at a given concentration Test Setup The Mike 3 apparatus, as depicted in the figure below, is equipped with a dust dispersion cup, a dispersion nozzle (mounted at the center of the dispersion cup), a compressed air source (7 bar), and a pair of electrodes mounted on the clear glass cylinder wall (one a fixed high voltage electrode, the other a moving ground electrode). The discharge circuit consists of a high voltage supply (15kV or 11kV), interchangeable capacitors, and inductance source. A more detailed description of the apparatus is available from the manufacturer.
Figure: MIKE 3 Minimum Ignition Energy (MIE) Test Setup
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Sample Preparation ASTM recommends the moisture content of the test sample not exceed 5% “in order to avoid test results of a given dust being noticeably influenced.” Samples which exceed the 5% moisture requirement are typically dried using a suitable method for the specific sample. Similarly, ASTM recommends 95% of the particles in the sample be smaller than 75µm. For samples with larger particle size distributions, grinding and sieving may be conducted. NFPA allows testing on ‘as received’ samples. ASTM notes that when “as-received” testing is conducted, “…the test results may not represent the most severe dust deflagration possible. Any process change resulting in a higher fraction of fines than normal…may increase the explosion severity.” Procedure For each test, a desired amount of dust material is placed in the cup around the dispersion nozzle. The electrode gap is set at 6 mm. using the computer control/data acquisition software, the desired energy level is selected, and the program is initiated. Using high pressure air, the dust is then dispersed as a dust cloud inside the chamber. After a set delay time the computer-controlled spark discharges and observations are made of flame ignition/propagation. The difference between an ignition (Go), and a non-ignition (No Go) is evidenced by the appearance of a fireball in the chamber. Various dust concentrations are tested. The MIE is then reported as being greater than the highest energy that was not able to ignite the dust cloud and lower than the lowest energy that was able to ignite the dust cloud (Energy for Non- ignition < MIE < Energy for Ignition). In the situation where the dust is ignited at the lowest instrument energy (1 mJ), the MIE is reported as being < 1 mJ.
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Minimum Explosible Concentration (MEC) Scope This test method is used to find the lowest concentration of dust that will be explosible when dispersed in a uniform cloud. This concentration, the minimum explosible concentration (MEC), can provide a relative measure of the concentration necessary for an explosion. The test method is in accordance with ASTM E1515-14. Terminology MEC – minimum concentration of a combustible dust that is capable of propagating a deflagration through a uniform mixture of the dust in air, under the specified conditions of the test Test Setup The test is conducted in a 20-liter vessel, depicted in the figure below. The apparatus consists of a dust chamber connected to a high-pressure air source used for dispersion. Two electrodes on the top of the vessel are used for connecting a chemical igniter (5 kJ of ignition energy) to a voltage source. The vessel is equipped with two piezoelectric pressure transducers to measure the pressure data of the explosion. The test is automated and pressure-time data is collected by a high-speed data acquisition system. A more detailed description of the apparatus is available from the manufacturer. Figure: MEC Test Setup
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Sample Preparation ASTM recommends the moisture content of the test sample not exceed 5% “in order to avoid test results of a given dust being noticeably influenced.” Samples which exceed the 5% moisture requirement are typically dried using a suitable method for the specific sample. Similarly, ASTM recommends 95% of the particles in the sample be smaller than 75µm. For samples with larger particle size distributions, grinding and sieving may be conducted. NFPA allows testing on ‘as received’ samples. ASTM notes that when “as-received” testing is conducted, “…the test results may not represent the most severe dust deflagration possible. Any process change resulting in a higher fraction of fines than normal…may increase the explosion severity.” Procedure Once the vessel is determined to be ready for testing, the sample is weighed and placed in the dust chamber. Dust particles that are too large to properly feed through the dispersion nozzle are instead placed on top of the dispersion nozzle. High pressure air is used to disperse the dust particles throughout the vessel. The ignition source is connected to the electrode assembly and sealed inside of the vessel. The vessel is sealed and partially evacuated to 0.4 bara. The dust chamber is pressurized to 21 bara. When this dispersion air is added with the dust to the main vessel, the resulting pressure is 1 bara. After a specified time delay, the chemical igniter is initiated. Two piezoelectric pressure transducers record the resulting deflagration. The instrument software automatically corrects for the pressure generated by the igniter. To determine the minimum explosible concentration, successive tests are run at decreasing dust concentrations. An explosion is differentiated from a No Go by evaluating the increase in pressure (due to air-dust mixture deflagration) above that of the igniter. If peak pressure is 1 (one) bar more than the igniter pressure, the test is considered a Go. An initial concentration of 100 g/m3 is typically tested. The dust concentration is then incrementally decreased until a No Go is observed. The dust concentration is systematically adjusted by 5 g/m³ to 10 g/m³ until the MEC of the sample is determined. If a deflagration is not recorded at the initial concentration, the concentration is increased until a deflagration is observed.
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Minimum Autoignition Temperature (MAIT) of Dust Cloud Scope The test method covers the determination of the minimum temperature at which a given dust cloud will auto ignite when exposed to air heated in a furnace at local atmospheric pressure. The data obtained from this test method will provide a relative measure of dust-cloud autoignition temperature. The test is conducted per ASTM E 1491, "Standard Test Method for Minimum Autoignition Temperature of Dust Clouds". The apparatus used is the BAM Oven manufactured by Kühner A.G. of Basel Switzerland. Terminology MAIT – minimum temperature at which a dust cloud will self-ignite under the specified conditions of the test Test Setup The test is conducted in BAM Oven, depicted in the figure below. The apparatus consists furnace connected to a control system to measure and control the temperature. A squeeze bulb is used for dispersion. A more detailed description of the apparatus is available from the manufacturer. A more detailed description of the apparatus is available from the manufacturer. Figure: MAIT Test Setup
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Sample Preparation ASTM recommends the moisture content of the test sample not exceed 5% “in order to avoid test results of a given dust being noticeably influenced.” Samples which exceed the 5% moisture requirement are typically dried using a suitable method for the specific sample. Similarly, ASTM recommends 95% of the particles in the sample be smaller than 75µm. For samples with larger particle size distributions, grinding and sieving may be conducted. NFPA allows testing on ‘as received’ samples. ASTM notes that when “as-received” testing is conducted, “…the test results may not represent the most severe dust deflagration possible. Any process change resulting in a higher fraction of fines than normal…may increase the explosion severity.” Procedure Once the instrument is determined to be ready for testing, the sample is weighed and placed in the dispersion bulb. An initial estimate of the MAIT is made by heating the oven to 600°C and allowing the temperature to fall. At intervals of 50°C, as the temperature decreases, premeasured dust (1 ml) is dispersed into the furnace with a blast of air. Observations for the presence or absence of flame exiting the rear of the oven are made. After obtaining an estimate of the MAIT, a more precise value is determined by a series of tests at temperatures near the initial estimate. The test report lists the MAIT as a range between the lowest temperature at which no positive result (flame) is observed and the highest temperature at which a positive result is observed.
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Hot-Surface Ignition Temperature (HSIT) of Dust Layer Scope This test method is used to determine the minimum temperature at which a layer of dust will ignite. The parameter measured is the minimum hot surface ignition temperature in ⁰C. The test is conducted per ASTM E2021, " Standard Test Method for Hot Surface Ignition Temperature of Dust Layers”. The apparatus used is shown in the figure below. Terminology HSIT – lowest set pressure of the hot plat that causes ignition of the dust layer Ignition of a dust layer – initiation of self-heating or combustion in the material being tested Test Setup The test set up consists of a 200 mm diameter 20 mm thick aluminum plate placed on top of a hotplate with a maximum temperature setting of 450 ⁰C. See figure below. A thin aluminum pan sits above of the aluminum plate. A stainless-steel ring with diameter 100 mm and 12.7 mm depth is put inside the aluminum plate and the sample to be tested is poured in a layer inside of the ring. Thermocouples are positioned just below the upper surface of the aluminum plate, and in the center of the layer of sample. Figure: HSIT Test Setup
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Sample Preparation ASTM recommends the moisture content of the test sample not exceed 5% “in order to avoid test results of a given dust being noticeably influenced.” Samples which exceed the 5% moisture requirement are typically dried using a suitable method for the specific sample. Similarly, ASTM recommends 95% of the particles in the sample be smaller than 75µm. For samples with larger particle size distributions, grinding and sieving may be conducted. NFPA allows testing on ‘as received’ samples. ASTM notes that when “as-received” testing is conducted, “…the test results may not represent the most severe dust deflagration possible. Any process change resulting in a higher fraction of fines than normal…may increase the explosion severity.” Procedure The testing apparatus is set up. The hotplate is turned on and adjusted to the desired temperature. Once the temperature has stabilized the sample to be tested is placed inside of the stainless-steel ring in a layer. The temperature of both the sample as well as the aluminum plate is recorded with respect to time on a data sheet. The test is run for a maximum of 120 minutes, or until the sample layer melts, ignites, or reaches a maximum temperature without ignition and begins to cool down. Visual observations of the sample layer are also made during the test. The test is terminated if no evidence of self-heating exists after 120 minutes. Ignition is considered to have taken place if there is visible evidence of combustion such as a red glow or flame, or if the temperature of the dust layer raises at least 50⁰C above the temperature of the aluminum plate. The test is repeated at different set temperatures until the minimum temperature at which self- heating occurs is found. The test series is terminated if ignition of the dust layer does not occur at 450⁰C, the maximum temperature of the testing apparatus. If during the test series, melting occurs, the test series is terminated, and the melting temperature of the material is reported.
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Appendix D: Guidance for Management of Potential Dust Hazards
FD06374 | 2000_美国_Sonat_Exploration_公司_Catastrophic_VesselOverpressurization-_Sonat_Exploration_Co._Catast.pdf
分类:06_境外及港澳台调查报告 | 年份:2000 | 地域: | 严重程度: | 场所: | 起火原因: | 来源格式:pdf
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1 U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
- + + + +
PUBLIC MEETING
- + + + +
Wednesday,
November 8, 2000
- + + + +
The meeting was held at 9:30 a.m., in Suite 200, 2175 K Street, N.W., Washington, D.C. 20037, Doctor Andrea Kidd Taylor, presiding.
PRESENT:
ANDREA KIDD TAYLOR, Dr. P.H., Board Member
GERALD V. POJE, Ph.D., Board Member
ISADORE (IRV) ROSENTHAL, Ph.D., Board Member
CHRISTOPHER W. WARNER, General Counsel
2
A-G-E-N-D-A
Page No. Welcome and Introductions 3
Opening Statements by Board Members 4
Opening Statement COO 5
Investigations and Safety Programs Update 9
A. Investigation Reports
- Sonat Exploration Co. - Presentation 9
of Recommendations
- Morton International, Inc. - Update 19
on Recommendations
- Tosco Avon Refinery - Update 28
B. Update on Review of Open Investigation 29
Files
C. Update on CSB Hiring Plan Initiative 30
Discussion of Board Documents 37
A. Sonat Investigation Report 38 B. CSB Five-Year Strategic Plan 38 C. Memoranda of Understanding with the 38
Agency for Toxic Substances and Disease 38
Registry D. GAO Report Coordination Between 38
Various Federal Agencies
CSB Budget for FY 2001 39
CSB Legal and Regulations Update 39
A. CSB Directives and Voting Record 39 B. Legal Initiatives 39
Board Member Update 45
Next Meeting 48
Public Comment 48
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3 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25
P-R-O-C-E-E-D-I-N-G-S
9:32 a.m.
DOCTOR TAYLOR: Good morning. Id like to call this meeting to order and welcome everyone here. Glad to see so many, actually, not too bad, faces this early in the morning after last night.
First, Id like for us to go around and introduce ourselves.
Im Andrea Taylor, a Board Member.
DOCTOR ROSENTHAL: Irv Rosenthal, Board member.
DOCTOR POJE: Gerry Poje, Board Member.
MR. WARNER: Chris Warner, General Counsel and the Chief Operating Officer.
DOCTOR TAYLOR: Id like to start by giving you just a few accounts of what weve been doing. Again, welcome to everyone thats here, and we appreciate your interest and participation in the Board, and weve been very busy with activities since our last public meeting.
The Sonat Investigation Report is complete and available on our web site. Our Strategic Plan is also complete and was delivered to Congress on time. Weve hired several new staff members and Bill Hoyle from our Investigation and Safety Programs Department
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4 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 will discuss and introduce our new members. The Board and staff members have also participated in several key conferences and given presentations, including presentations on our investigation reports and upcoming hazard investigation.
Our budget for FY 2001 has been approved for $7.5 million by Congress, and weve begun some work on a budget proposal for FY 2002.
The Board is functioning well. Our roles and responsibilities have not changed. Im the principal spokesperson for the Agency, and I chair all of the Boards business meetings. Doctor Poje is responsible for employee and personnel issues, and Doctor Rosenthal is responsible for reviewing and approving all contracts below $10,000.00.
And, with that, Id like each one of the Board members to give opening statements, if you have any. Irv?
DOCTOR ROSENTHAL: No, opening statement.
DOCTOR POJE: I cant let that go unresponded to. Im just very happy to be here. Its been ten months since the Board has organized itself to conduct business in the way that weve been doing it since January of this year, and I think the accomplishments of the Agency are very significant and
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So, happy to be here, and happy that all of you showed up today.
DOCTOR TAYLOR: Id like to have an opening statement from Chris.
MR. WARNER: Just a quick note. Weve had several significant actions occur since our last public meeting. We had the resignation of Doctor Hill effective October 13 th this year, and, therefore, that will also bring to close various actions that the Board had regarding certain issues with the White House.
We also had the nomination of Lois Epstein. Her name has been sent up to the Senate, and we have various issues that we do to assist on that nomination.
We also have closed our FY 2000 books, and we didnt overspend. Im happy to tell the Board that we made it under budget. We also have prepared, as you know, a very detailed budget plan for FY 2001, and as Andrea says we do have our appropriation for 2001, and we are in the process of developing our budget
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Again, just to reiterate what we have started out here to do, in February the Board sort of gave the senior management a two-part task. One, to look at where we were and how we could reorganize, where we are spending money, where we are spending and initiating various reports and studies from our investigative side, and to give a full accounting to the Board. That process is still ongoing.
But, at the same time, to be very forward looking, to get about our business and be prepared to carry out the mandated responsibilities that Congress has given us. And, as you can see, over these months weve done a fair amount. Weve gotten out the Morton and Sonat Reports. Were moving ahead very smoothly and correctly on resolving the issues on the Tosco Report. We developed a protocol, we revised it. Weve had various revisions, actually, in this last two-month period.
Weve had our Strategic Plan published. Weve developed our incident selection procedures. We have a deployment team, we are ready to go. Weve had various exercises ongoing in the past couple of months to prepare for an incident if it occurs. We also have undertaken an internal review of our expenditures,
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We revised our budget priorities. Were moving ahead on our Recommendations Program, as youll hear later on in the program. Weve developed a fair number of internal policies and procedures on personnel that are required for any new organization. Our FOIA reg was published last month. Weve attended any number of conferences last couple of months, CCPS, the API, Mary Kay, where weve given presentations, so we are going out and presenting our message and the reports, which is getting a very positive reaction from our stakeholders.
We participated in GAO investigations. One was recently completely that looked at all the various responders on worker protection, going to better coordination. We have also, within two or three days of receiving it, we have gotten off letters to the various other parties that had recommendations asking for meetings. I am undertaking a review of our MOUs at the moment to see how we can better coordinate, but I would tell you that as far as our investigations have been in the past, there has been
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We also have a hazard investigation, which came out of the Morton Recommendations, which youll hear more about, and one of the issues that occurred in February that led to Chairman Hill stepping down, was that in 99 and 98 we actually took on far more tasks than we had the personnel capability of carrying out. We are trying, very systematically, to write this, to put ourselves on the right course. Part of that is, as you know, finishing up the three investigations that weve talked about, Morton, Sonat and Tosco. We are also undertaking a review of the five other open investigations, and should be reporting to the Board very shortly on our recommendations and how to proceed. But, this is really more of a legacy of the past that we are trying to resolve, and well be getting our best recommendations to you shortly on it.
DOCTOR TAYLOR: Thank you, Chris.
Id like to hear from Bill Hoyle, Investigations and Safety Programs Update.
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MR. HOYLE: Were going to exercise your necks to the back of the room here, to show the Power Point.
Good morning. I want to introduce some various presentations from my staff that are on the agenda today. The first presentation is on the Sonat Exploration Company Report. We are going to present the recommendations.
At our last meeting, we presented the findings, at this meeting we are going to update that with the recommendations that are also available on our web site, and that report will be published in hard copy shortly. It has been approved by the Board, and to present on the Sonat Recommendations Ill have Pat Conlon, Lead Investigator, for that report.
MR. CONLON: Thank you, Bill.
Today, Ill be reviewing the root causes and recommendations that came out of the Sonat investigation.
This is an aerial view of Sonats Temple 22-1 Common Point Separation Facility. The facility was built to separate well fluid into crude oil, natural gas and water. The incident occurred on March 4, 1998. Sonat was starting up new equipment for the oil and gas separation process, which involved the
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During the pipeline purge, an oil and gas separator over-pressurized leading to the catastrophic failure of the vessel. Four operators were killed in this incident.
This is a block flow diagram illustrating the separation process at the facility. Basically, gas is recovered from the top of the separators, the orange blocks at the top, and flows through a gas distribution system. Water comes out of the bottom of the first two separators and is injected back into the ground through an injection well, and then the oil flows on through the separators to storage tanks and is transported off site by a truck. The third stage separator is the vessel involved in this incident.
This is a basic schematic diagram of one of the two separation processes at the facility, the bulk train, which was to begin production for the first time on the day of the incident. Basically, in production the fluid would flow from the well through the different separators, and the oil would be stored in storage tanks. The purge process for that day was basically the flow of the fluid from the well and the natural gas would flow through a bypass line there at the bottom and out through the storage tanks.
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The facility was designed and built without effective engineering design reviews or hazard analyses. Sonat constructed the facility without producing engineering drawings of the process equipment. The equipment drawings used in our investigation were developed after the incident. These findings are reflected in the recommendations which Ill discuss later in the presentation.
This schematic provides a detailed view of the third stage separator, the vessel that failed. It was a two-phase separator designed to produce crude oil and natural gas. Basically, the oil/gas mixture would come from the second stage separator there in the lower left corner, flow up through the oil inlet line into the separator, cascade down through the vessel, and then flow out the oil outlet line to the storage tanks. The gas would flow out the top of the vessel to a gas compressor. The three valves there at the bottom were the bypass valves. Two were manual block valves that were normally in the open position. The center valve was an automatic valve that was controlled by the liquid level sensor. If there was a high level of oil in the vessel it would open this valve and allow the oil to flow directly to the storage tanks.
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This vessel lacked a block valve on the oil inlet line and could not be isolated from the bypass line, which at the time of the incident contained high-pressure purge gases. An effective engineering design review would have provided the opportunity for Sonat to identify this design deficiency prior to the start-up of the facility.
This diagram represents the equipment directly involved in the incident at the facility. It shows the intended valve positions needed to purge the pipeline through the bypass line, through the storage tanks, and out a hatch to the atmosphere. Basically, the purge was to come through the bottom line, through the bypass valves, up to the top of the storage tanks, into the first storage tank, to the second storage tank, and then out an open tank hatch.
There were also, there were two block valves, valves 14 and 15, that were closed. The vessels, the third-stage separator had been purged earlier in the day and these were closed to prevent air from getting into the vessel, and the bypass valves were to be in the open position. Here is the scenario for the incident, these are the positions of the valves found after the accident. Valves 11 and 13 were in the closed position, which created which
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The third-stage separator was only rated for atmospheric pressure service 0 psig. The purge gas stream, to which the separator was exposed, had a pressure potentially as high as 800 psig. The separator was not equipped with any pressure relief devices and over-pressurization caused the separator to fail catastrophically. All of the other types of production vessels at the facility had pressure relief capability.
The American Petroleum Institute publishes recommended practices for the installation of pressure relief devices for oil and gas separators, which could have been utilized during the design of this third- stage separator.
Root cause number one, Sonat management did not use a formal engineering design review process or require effective hazard analyses in the course of designing and building the facility. In the incident, the third-stage separator was exposed to a pressure significantly in excess of its maximum allowable working pressure, resulting in catastrophic failure of the vessel. A formal engineering design review process should have been in place during the design of
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A formal design review and hazard analysis process would have provided a better opportunity to analyze the consequences of foreseeable deviations from normal operating procedures, such as valve misalignments.
This process would likely have identified the danger of catastrophic over- pressurization of the third-stage separator and indicated the need for a pressure relief system.
Root cause number two, Sonat engineering specifications did not ensure that equipment that could potentially be exposed to high-pressure hazards was adequately protected by pressure relief devices. The vessel that failed met the definition of a two- phase gas/oil separator and should have been designed to meet relevant industry consensus standards for pressure relief. For example, ANSI/API Specification 12-J, a specification for oil and gas separators, requires separators be equipped with pressure relief valves.
A contributing cause was identified.
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Three recommendations addressing Sonats management of its oil and gas production facilities are included in the report. On October 25, 1999, Sonat, Incorporated merged with El Paso Energy Corporation. The merged company, also known as El Paso Energy, is the largest gas transmission company in the country. Sonat Exploration Company, the unit that operated the facility involved in the incident, became El Paso Production Company, a wholly-owned subsidiary of El Paso Energy.
Recommendation No. 1 is for El Paso Production Company to institute a formal engineering design review process for all oil and gas production facilities, following good engineering practices, and including analyses of process hazards.
The second recommendation to El Paso
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Recommendation 3 to El Paso Production Company, develop written operating procedures for oil and gas production facilities and implement programs to ensure that all workers, including contract employees, are trained in the use of the procedures. And also, to ensure that the procedures address at a minimum purging and start-up operations and provide information on process-related hazards.
The final two recommendations included in the report are addressed to the American Petroleum Institute, concerning the safe operation of oil and gas production facilities and sharing the lessons learned from this incident. API is a major national trade association representing the entire petroleum industry, including the oil and gas production sector.
Recommendation 4 is for API to develop and issue recommended practice guidelines governing the safe start-up and operation of oil and gas production facilities, and to ensure that the guidelines address, at a minimum, the following:
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API has developed some 500 equipment and operating standards used around the world. Increasingly, they are also being adopted by the International Organization for Standardization, a global federation of more than 100 national standards groups.
Recommendation 5 to API, communicate the findings of this report to your membership. APIs membership includes over 400 companies from the petroleum business sector, providing an excellent opportunity for sharing lessons learned from this incident.
That concludes my report to the Board on the Sonat investigation. If there are any questions from the Board Members?
DOCTOR TAYLOR: Are there questions?
DOCTOR ROSENTHAL: Have you had any response on these recommendations?
MR. CONLON: Informally, Im aware that API
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I also know informally that they have distributed the information, I believe the web site information to see the report, to their membership, again, have not responded formally, thats through a telephone conversation.
I have not received any feedback from Sonat to date, but I believe at the last meeting they said that they would provide written comments.
DOCTOR TAYLOR: Any other questions?
Thank you, Pat.
Bill?
MR. HOYLE: The next item on the agenda this morning is on our recently issued report on the incident at Morton International. We want an update on the recommendations, and for todays meeting we want to focus on one of the most significant recommendations of that report, and that is the action taken by the Board to launch a hazard investigation study into reactive chemical safety practices in the country, and were fortunate to have a very leading figure in the process safety world on our staff who is
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John joined the Chemical Safety Board in July of this year. He has over 20 years of experience in process safety and loss prevention, including 16 years with Dow Chemical Company. Hes been involved in developing and implementing process safety management programs and technology. He has a degree in Chemical Engineering, and a Masters in Business Administration, and hes a professional engineer in the State of Texas.
John is also the first Vice Chair of the Executive Committee of the American Institute of Chemical Engineers, Safety and Health Division, and hes also a member of the Process Safety and Loss Prevention Programming Committee of that group. Hes also been active in the National Fire Protection Association and the Center for Chemical Process Safety, and I think you get the picture.
John has a lot of knowledge in reactive chemical safety, and Im going to have John come back and present on the hazard investigation study.
MR. MURPHY: I dont have a Power Point
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As Bill stated, the hazard investigation of reactive chemicals is one of the recommendations that stems from the Morton Report, which was thoroughly aired at the CCPS conference and I think at the last public meeting, and one of the root causes of the Morton incident was the lack of a reactive chemical assessment process in the company, and because of that a recommendation was made for OSHA and EPA to work with the Chemical Safety Board to do a hazard investigation on reactive chemicals.
I might clarify that the Chemical Safety Board will be the author of this study, and OSHA and EPA, though, will be full partners in developing a plan and having input into the study. The study recommendations themselves will be a product of the Chemical Safety Board.
This is a relatively new activity for the Chemical Safety Board. Our main activity is to investigate major chemical accidents, but we also have a goal long term to conduct one hazard study per year, and so this year we are going to institute the reactive chemical hazards study.
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Unlike the investigation of a particular incident, the CSB hazard study may examine a series of related incidents to identify common causes and make recommendations for prevention.
Like incident investigations, though, the Chemical Safety Board will issue a report, and where appropriate make recommendations that are voted on by the Board members.
We are conducting this study because we have a hypothesis that theres been too many severe reactive chemical incidents, and so we are in the process of developing a plan to conduct the study, and its still in the state of being developed but heres our thoughts at the moment.
One of the first activities is to find out what the extent of the reactive chemical problem is, and we are going to do that by surveying available databases to determine the frequency and severity of reactive chemical incidents. So, we are going to look at databases in the public domain and whatever databases might be available.
The second major activity is to survey companies within the chemical industry, and we want to make sure we are looking at small, medium and large companies, to understand how reactive chemical hazards
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After we do the survey and get the survey results analyzed, we are going to go further. We are going to study reactive chemical hazard management systems of select chemical companies within the industry, and by this we mean less than a handful of companies, probably at least one small one, medium one, large company, actually visit the company to get some idea of how their reactive chemical management system works.
Part of our plan is also to discuss with OSHA and EPA how reactive chemical hazards are commonly regulated. Weve started this process already. We had our first meeting with OSHA and EPA not too many days ago, and we are going to have continuing meetings with OSHA and EPA so we get their viewpoints on how this study is to be conducted and to get their input into maybe what solutions may be.
Part of the process of conducting the study is to make sure that we get an understanding from the community thats interested in what we are
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Also, we want to make sure that our process is totally open to the public, and we will review results and conclusions from the study with key stakeholders. And, at the conclusion of the study we could develop possible recommendations to reduce the frequency and severity of reactive chemical incidents. Probably there will be recommendations.
So, where are we to date on the study? Weve put together a tentative time line, Im just highlighting some of the major things that have been accomplished to date. First of all, we have a team organized with the Chemical Safety Board to conduct the study, Ill be acting as the lead investigator, and Kevin Mitchell and Giby Joseph will be assisting me. I think Bill intends to introduce them a little bit later on and get some idea of what their experience has been.
The preliminary plan is being shared with several stakeholders. Like I said, weve talked to OSHA, EPA, several stakeholders, and we have plans to
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The Reactive Chemical Management Survey, which is going to be used to gain information on how chemical companies successfully manage their reactive chemical programs is being drafted. The Chemical Safety Board personnel have put together a preliminary draft. This month, we hope to select a contractor that will help us flesh out the survey questionnaire, help us conduct and analyze the survey. So, were working in that activity.
Kevin Mitchell and Giby Joseph are part of the team. One of the main activities that they are starting to get involved with is just trying to get a list of the relevant databases that we can obtain information on reactive chemical incidents that have occurred in the past.
One of our key stakeholders we feel is the Center for Chemical Process Safety, which is associated with the American Institute of Chemical Engineers, and theyve agreed to let me give a presentation in January to update their Technical Steering Committee on our updated plan and to get some input from them probably on our survey questionnaires, and also on how we can obtain any other relevant information that may help us conduct the study.
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At the moment, the project is on a fast track. Wed like to get it done this fiscal year. We have a public hearing that we have planned for August 2001, to discuss the findings and conclusions of the hazard study, and we are targeting to have final CSB approval of the report in September 2001. So, the study, we are trying to get off to a quick start here, because we have a pretty tight time line.
So, any questions from the Board on this?
DOCTOR TAYLOR: Any questions? Irv?
DOCTOR ROSENTHAL: No. Its a good plan in terms of the execution. I presume you are getting good inputs from EPA and OSHA?
MR. MURPHY: Were getting good input, and were going to continue to get input.
DOCTOR TAYLOR: Theyre here right now.
MR. MURPHY: You can ask Greg when you have the opportunity. I believe they feel satisfied, but you have to ask them.
DOCTOR TAYLOR: Okay.
DOCTOR ROSENTHAL: Hes not compelled to answer.
MR. MURPHY: Were satisfied.
Were certain satisfied with their participation so far.
DOCTOR TAYLOR: Gerry?
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DOCTOR POJE: One of the other things I just want to mention, I also am very pleased with the conduct of the study and the organization of it, but I also wanted to say, John is correct, there are many meetings engaged in other stakeholder groups. Weve had one presentation with the American Chemistry Councils Technical Committee. There is a meeting slated with the Synthetic Organic Chemical Manufacturers Association, and additional outreach efforts to the public interest stakeholder groups and organized labor.
The hallmark of the study is the transparency by which I think its being conducted, and for those of you who havent thought about this, this is a major work product for the Chemical Safety Board. Hazard investigation will be part of a two- phase investigative approach at the Board, and with todays announcement and description by John we are officially making public the process by which we will conduct hazard investigations for reactive hazards, but also will become symptomatic of the way well approach such issues in the future.
MR. MURPHY: I think that all of us, as Board Members, are interested in getting inputs from various groups. Ive been making use of contacts with
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DOCTOR TAYLOR: I have a point of clarification. I wanted to go back to you, John. After you present the findings and the conclusions of the hazard study to the Board, will your team then make proposals to the Board of the recommendations and then we get a chance to review and adopt it?
MR. MURPHY: Yes, I think we are trying to go through the step of producing findings and conclusions, reviewing that with the Board, also reviewing that at a public meeting, getting input, and then the CSB Hazard Study Team will be making recommendations to the Board and the Board will approve and modify the recommendations as they see fit.
DOCTOR TAYLOR: Okay.
MR. MURPHY: I think that would be our procedure, wouldnt you say, Bill?
MR. HOYLE: Yes.
DOCTOR TAYLOR: Okay, yes, I just wanted to clarify that.
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DOCTOR ROSENTHAL: Itll be a two-phase process, in which we try to, first of all, get agreement with all of our stakeholders on conclusions and findings, and then go on to consider the recommendations that the staff makes.
MR. MURPHY: Right, its going to be a two- step process.
DOCTOR TAYLOR: Okay, thank you, and we invite those of you in the audience who have attended our stakeholder meetings in the past to please provide input on this study. We do want your participation.
MR. MURPHY: Yes.
DOCTOR TAYLOR: Thank you, John.
MR. MURPHY: Okay, thank you.
MR. HOYLE: Next on the agenda, I want to speak very briefly about our progress on the Tosco investigation, which is another top priority of the CSB.
The team, staff team that is working on the Tosco report is drafting a report for my review, which is due to me by the 20 th of this month. We also have retained an expert consultant who is assisting on the case, and the report from the consultant is due and expected this Friday, the 10 th of November.
Concurrently with these activities, the
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Any questions on that piece?
DOCTOR TAYLOR: Any questions? No, okay.
MR. HOYLE: Next on the agenda, I want to speak about the major investigation case backlog. As Chris Warner indicated in his opening remarks, this is one of the tasks that my staff is working on, with the assistance of a contractor, General Physics of Columbia, Maryland. The contractor has submitted to us their independent review of the case files and the status of those cases, of the five backlog cases, and my staff is currently reviewing the contractors analysis.
The five cases, for those of you that may not be familiar, are the following: first, a Sonat Exploration Production case involving a snubbing operation in Louisiana; a case involving Condea Vista in the Baltimore area; a case involving Concept Sciences in Allentown, Pennsylvania; a case involving
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So, we are analyzing how to proceed, and well be preparing recommendations for the Board very shortly from my staff for Board consideration about how to proceed on those cases.
Any questions on that piece of the agenda?
DOCTOR TAYLOR: No, thank you.
MR. HOYLE: Okay.
Lastly, I want to talk about something that were continuing to be very excited about, and thats our hiring plan and the success that weve had in our hiring plan.
Just last week, we successfully have hired a very senior technical writer and editor with 30 years experience in the business, who was the star candidate out of more than 100 candidates we had for that position, who will be joining us very shortly on November 20 th.
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We have several openings that are still available that we are still advertising and reviewing applications and candidates. Those positions are an Executive Assistant for the Safety Group, a Technical Information Specialist, and a Training Program Coordinator, so we are still actively pursuing those positions.
On the investigator front, we have one newly issued job offer outstanding that we expect to hear back on within the next few days. So, we are continuing to receive resumes for the investigator positions and the others that Ive already mentioned.
Now Id like to do something that I am happy to do, and that is to introduce to those attending today some of the new staff that have joined the Chemical Safety Board, and to give just briefly a short description of what they bring to the Chemical Safety Board.
Youve already heard me talk about John Murphy, who is heading our reactive study, and his experience history. Next I have four other new staff members in my group who are with us today and Id like to introduce them one at a time. And, after I describe their credentials Ill have them stand and be acknowledged.
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First, we have Giby Joseph. Giby has a Bachelor of Science in Chemical Engineering from the University of Houston. He has a Masters of Science in Safety Engineering, specializing in process safety, from Texas A&M University. Hes worked as a technical writer at Texas A&M, and hes also worked for URS Radion Consulting Group in risk management activities, specializing in process safety management and EPA risk management program development. Giby, Id like you to stand and be recognized.
(Applause.)
MR. HOYLE: Giby just recently moved from Texas to Washington, D.C., but we dont hold that against him. No, we are very proud and very glad to have him here.
Next, I want to describe another person who has just recently joined the staff, and thats Michael Morris. Michael most recently was working with Bayer Corporation as a Contract Engineer in their Corporate Process Safety Department, and during that time he worked in a wide variety of sites in the Bayer system, working on process safety analysis and working on incident investigations. Mike is a graduate of West Virginia University with a Masters in Safety and Industrial Management, and Id like, Mike, for you to
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(Applause.)
MR. HOYLE: Mike comes to us from Weirton, West Virginia, is that right?
MR. MORRIS: Yes.
DOCTOR TAYLOR: Is it Weirdon?
MR. HOYLE: Weirton.
DOCTOR TAYLOR: Weirton, okay.
MR. HOYLE: Weirton, its a steel town.
DOCTOR TAYLOR: Okay, great.
MR. HOYLE: Next, I want to introduce Kevin Mitchell. Kevin has worked in the risk management and process safety fields for over eight years. This has included over 100 projects covering oil and gas production, refining, petrochemicals, specialty chemical, plastic resin and general manufacturing. He specializes in state-of-the-art assessment of risk of toxic flammable and explosive materials, and hes very experienced in the implementation of OSHA process safety management and EPA risk management program initiatives. Id like to have Kevin stand and be recognized.
(Applause.)
MR. HOYLE: Kevin comes to us from Columbus, Ohio, and is a new resident of Maryland.
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Lastly of the group, Id like to introduce Steve Wallace. Steve comes to the Board with over 12 years of experience in the chemical industry. Hes worked as a Production Manager, Process Engineer and a Process Safety Consultant. Most recently, he was employed with Westlake Group in Lake Charles, Louisiana, where he was Safety Superintendent for two facilities producing ethylene, styrene, polyethylene, plastic, et cetera. Hes written numerous articles on process safety that have been published in journals such as Chemical Engineering Progress, Hydrocarbon 11 Processing, and Professional Safety magazine, in which he has an article in the November issue for your information. Hes also been a project or word product reviewer for the Center for Chemical Process Safety. Steve has a Bachelor of Science in Chemical Engineering from the University of Kentucky in Lexington. Hes a Registered Professional Engineer in the State of Tennessee, and hes also a Certified Safety Professional. Steve, Id like you to stand and be recognized. 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25
(Applause.)
MR. HOYLE: And, as was stated, he joins us from Lake Charles, Louisiana.
So, that concludes my items for the agenda
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DOCTOR TAYLOR: Thank you, Bill.
First, Id like to say that Im very happy and pleased to welcome the new staff members to the Board. This week has kind of been interesting, because there have been a lot of new faces and I didnt know their names, you know, they are just kind of like coming in and out, not out, but in, and Im glad to have you aboard and Ive very excited about the progress that weve made and we will continue to make, and, again, welcome and were glad to see you here with us.
DOCTOR POJE: If I could just say, Ive been responsible for personnel management at the Board, and its with great pleasure that I congratulate both Chris and Bill on doing what was our highest priority, perhaps, not our most visible priority starting in January, but our highest priority was to hire people who would bring a wealth of experience to the Board at the staff level.
You heard about our backlog of work that needed to be completed. We selected three very important investigations to complete. Weve gotten two of them done and the progress is manifest on the
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Weve made effective use of a specialized Schedule A hiring process. That will come to closure on December 31 st, and were still running great guns to bring in that talent on an expedited basis. We would urge you all to see them as resources to the larger community on chemical safety. They are interested in knowing the Washington community and the other associations and union communities, and will be making a substantive contribution to the system of chemical safety. We hope you treat them, as we do internally, as the nucleus of what will be a very vigorous and accomplished technical agency on safety
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We dont think we are going to continue that pace at every future meeting, we are reaching our peak, but this is a critical core mass thats just a delight to be part of the team making that happen.
DOCTOR TAYLOR: And, were actually running out of space upstairs.
DOCTOR ROSENTHAL: We can always build more space.
I think that we are getting, as Gerry said, the critical mass we need. I hope that the staff will make the Board a center of intellectual activity in regard to process safety, use their experience and their interaction among themselves and with the community to generate new ideas, new publications, because our investigations are just a means to an end. An investigation is an activity, it creates no value unless the staff is able to translate that into an effective communication in regard to preventing similar future incidents.
DOCTOR TAYLOR: Anything else? Okay.
Again, thank you.
Next, discussion of Board documents. Chris?
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MR. WARNER: This is relatively short, it is just an announcement to the public that since our last meeting we have put up on our web the Sonat Investigation Report. The Strategic Plan has been given to Congress, and is available, I believe, outside. We also have an MOU with ATSDR and the GAO Report, which deals with a variety of federal agencies, we are mentioned in there, that is also available if youd like to look at it.
If youd like to move ahead just on
DOCTOR TAYLOR: Yes.
MR. WARNER: again
DOCTOR ROSENTHAL: Just one comment
MR. WARNER: Sure.
DOCTOR ROSENTHAL: on that before we move ahead. I think that also there have been important documents added to back up the Morton investigation. There have been requests from the technical community and a number of the college staff to add the technical reports, around which the Morton investigation used, and I think thats important because its an indication that people are interested in our reports as teaching tools, and we are happy to provide the back-up documents that they need to give their lectures and train the future chemical engineer
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DOCTOR TAYLOR: Good point.
MR. WARNER: Again, under the Sunshine Act, the Board conducts its business in public. Some of it is high drama, as you go through the investigative reports, some of it is just merely administrative. We do have, as Ive told the Board in the beginning, we did wrap up our FY 2000 budget. We have presented to the Board, and the Board did vote last week, on a detailed budget plan for 2001.
We have an appropriation this year of $7.5 million, and we will implement that based on the approval of the Board on the notation you did last week.
DOCTOR TAYLOR: Great.
The CSB legal and regulations update?
MR. WARNER: We have a variety of initiatives out there. We are continuing our discussions, we are setting up a meeting with the NTSB. As you know, MOU is required in our statute with the NTSB. We have sent them a draft proposal that they are now reviewing, and should be getting comments back to us shortly.
We also have various initiatives with them regarding certain investigation initiatives, as well as incident notification that well be taking up with
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Along those same lines, well be meeting with the ATF. We have given them a draft MOU as well, and should be meeting with them shortly, probably some time this month or early December.
We have also set up a meeting with EPA, which will involve the NTSB, EPA, both CEPPO and EPA Criminal, to talk about various investigative techniques, and thats set for the first week of December.
DOCTOR POJE: For those of you who dont understand acronyms, ATF is the Bureau of Alcohol, Tobacco and Firearms, a very important branch of the government that does investigate a number of explosive incidents, primarily looking at potential for criminality issues. And, the Chemical Emergency and Preparedness and Prevention Office, CEPPO, is the most related office to the Chemical Safety Board.
DOCTOR TAYLOR: Anything else, Chris?
MR. WARNER: Id also like to, one of the documents that we did, of course, was the Strategic Plan, and if I could just sort of run through it for the audience here.
We have, we are very proud of this, we have completed our first Strategic Plan. It was
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As you can tell from this, our mission is the prevention of chemical accidents to promote the prevention. Our performance goals are to produce timely and high-quality investigation reports, recommendations and other technical products, develop effective outreach and partnerships with stakeholders, and develop and implement a system for chemical accident data collection and analysis that can be used to measure prevention effectiveness.
We have two goals, an enabling goal. One is to enhance the management of CSB and establish a diverse, highly-skilled, productive work force, and as you can tell from the presentation today we are moving ahead very quickly on that goal. We also have performance goals. The first one is to clearly delineate roles and responsibilities and accountabilities for Board members and staff. Two, to develop and implement administrative and personnel policies, including family-friendly policies, and to complete organizational informational technology and
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For the Board, we are moving ahead very quickly on our physical infrastructure. At the moment, our physical space is about the size of the NTSB conference room. We do have extra space. We are building it out.
If you have any questions on the Strategic Plan, you can go to our web site and download the Strategic Plan, as you can see up here. You can also e-mail me with any comments, Chris.Warner@csb.gov. On almost any of the issues that we discuss here, please feel free to contact me or any of the Board members with comments, suggestions, anything else youd like to discuss.
DOCTOR TAYLOR: Great.
Next on the agenda is our Board Member Update. Is there anything else, Chris?
MR. WARNER: I would like to just go through for the record, if I could, certain Board initiatives. As weve done, and again this is a working session for the Board, what Ive tried to do in the past is to outline that the Board acts, not only here in this public setting, but through notation memorandums. They produce them themselves, or the staff produces them. It is a written memo in which
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Since we last met, we went through notation item number 57, and since that date we have gone from 58 through 71, and just to briefly outline for the Board, 58 concerned the physical plant of the CSB and the space building that we are doing.
Fifty-nine was the approval of the Sonat Exploration Report, that was on September 21 st, and that was adopted with full Board approval. Doctor Hill did not participate in that one.
Number 60 was a draft notation item that was never completed or pursued by the Board.
Sixty-one is the Strategic Plan, that was approved on September 21 st, and that was sent to Congress.
Sixty-two concerns our regulation on the Freedom of Information Act, and that was sent to the Federal Register and was published there. The comment session on that should be ending fairly shortly. 19 20 21 22 23 24 25
Sixty-three concerns our Memorandum of Understanding with the Agency for Toxic Substances and Disease Registry.
Sixty-four concerns our contracting issues at the end of the year, computer security,
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Sixty-five is personnel issues for the Board.
Sixty-six, again, is the part of issues dealing with the construction of our space on the 6 th and the lower floor here in this building.
Sixty-seven deals with contracts for over $10,000.00 that go the full Board. Again, to reiterate for the audience here, the Board in January, when Doctor Hill resigned the chairmanship, separated and delegated to itself various functions of the Chief Executive Officer, the Chairman, they all share it. Doctor Rosenthal is working on contracting. Doctor Taylor is on the public communications side, public meetings and our dealing with stakeholders. Doctor Poje with personnel. Our order that goes through the voting and quorum procedures is not affected by the resignation of Doctor Hill and they can proceed as they have done in the past, so there are no changes that need to be done for that order.
And, 68, again, deals with personnel issues and the acquisition of contracting at the end of the year.
Sixty-nine concerns personnel procedures on office hours and work schedules.
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Seventy involves an amendment to our investigation protocol that the Board has approved, and the investigative protocol is an internal process that we have for helping investigators do the investigations. We will be publishing in the future regulations for the public that outline various aspects of that, but it is an internal working document of the staff, and is not available to the public because its an internal product.
And, 71 deals with our budget proposal for FY 2001, and details the split between all the divisions.
DOCTOR TAYLOR: Okay, thank you, Chris.
Any questions or comments for Chris?
DOCTOR POJE: No, thank you.
DOCTOR TAYLOR: Board Member Update?
DOCTOR ROSENTHAL: Yes. Ive been kind of concentrating my own personal efforts in outreach with regard to our second and third strategic objectives. Thats dealing with partnering with our stakeholders in the prevention effort, trying to get the results of our investigations acted on, and known and disseminated, and trying to stimulate people to recognize the financial, as well as the moral, benefits of accident prevention, and to that end have
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And, Ive also personally been spending my time in meetings with EPA and other agencies, ATSDR, discussions with a variety of people in regard to feelings about our ability to be able to measure progress with regard to the reduction in type of accidents that we are concentrating on on fixed facilities, and have had a very good response from EPA and OSHA in regard to trying to understand what do we presently know and what dont we know, and use that as a basis from which the agencies can proceed to have their staff address the problems that may be defined.
DOCTOR TAYLOR: Okay.
Gerry?
DOCTOR POJE: Most of my work has been concentrated on personnel management issues, as well as on the investigation and safety programs areas that youve heard Bill talk about today.
A couple of outreach functions, speeches to the American Chemistry Council, to the American Petroleum Institute, and well be doing similar in the next month or so with the New Jersey Chemical Industry Council, and also with a regulatory affairs group at
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But, again, most of the work is tied to implementing what is our high priority items in our Strategic Plan, namely, assuring that the investigative work is effectively pursued, both in the field investigations, as well as in the hazard investigation.
DOCTOR TAYLOR: Okay.
And, for me, much of the same. In addition to all of the internal work that weve been doing, Ive also been attending several major conferences, the CCPS conference, the Mary Kaye OConnor Process Safety Conference in Texas as well. Also, I spoke to my Alma Mater, one of my Alma Maters, Johns Hopkins University School of Hygiene and Public Health students just a week ago. I have another presentation scheduled with the UAW Skilled Trades Conference in December. Ive also had meetings and will be scheduling a meeting with the AFL-CIO Health and Safety Department.
I think thats about my travels, yes, all over, and back here in Washington.
Any other comments or questions?
Then, rather than take a break, we are going to move right into our public comment session.
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48 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 Oh, the next meeting. The next meeting is Friday, January 19, 2001, and it will be here on the second floor in this room.
Now moving on to public comment. If you have public comment Id ask that you move to the microphone, because thats where we are also recording your comments, and I will limit you to five minutes.
Are there any public comments from the audience? John? Oh, you have a presentation.
MR. MORAWETZ: Yes, and handouts, which Im not sure if I have enough for everybody. Ill try to make it in five minutes. Okay.
My name is John Morawetz. Im the Director of the Chemical Worker Training Center in Cincinnati, the Center for Worker Health and Safety Education. The ICWU, Im speaking on behalf of the ICWU, has a particular interest in this topic, one, to represent the workers at Conagra that was mentioned earlier, in 1990 the BSF facility in Cincinnati exploded killing two individuals who worked there, and in 1972, I believe, a Morton plant in south Georgia that produced magnesium flares caught fire and exploded and more than 25 people died in that incident.
The Chemical Worker Center is a training
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The particular course is a four-day, hands-on emergency response class. Our program mainly aims to motivate participants to be active in changing the workplace, and we have done independent surveys of that and shown that it actually does work. Two reasons it works is, one, adult education methods, where we dont believe in a lot of lecturing, but interactive techniques, two, our staff comes from the rank and file almost exclusively, we use worker trainers and some of them are hired full time as staff.
The basic this is, basically, how we teach, but lets just go on to the next one.
The areas of future work, one is to
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50 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 develop educational materials; two, support the CSB and their efforts to increase the database for reactive chemical incidents; and, three, to evaluate community exposure levels, which Ill get to further on a committee of the EPA that I serve on in cooperation with the National Resource Council.
The next one, this one is, I think, what we are describing here today, the Chemical Workers is consistent with three main performance goals of the CSB that were delineated earlier.
The meat of this, education materials. The CSB, I think, has come a long from its initial reports and making reports that are very user friendly, that mainly get to the root cause, root causes that not only identify what happened, but how to prevent those things in the future across the industry.
I think that, perhaps, potential areas of further work are, one, mass communication materials, simple fact sheets that can be handed out or reproduced massly. Booklets are more in-depth, but something thats more easier to distribute than the full report, and, three, little cards. The Center for Workers Rights has little cards, basically, the size of a business card, a little bit larger than this,
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51 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 which would be very easy to disseminate to all employees at these facilities.
Two is course materials for training programs, exercises. The reports can be used by, as we said earlier, various organizations. I believe that in cooperation with other organizations, like NIEHS or the training programs, that we can develop exercises to help lead people in these courses to the key root causes, and that includes both small group activities and also for technical presentations. Lastly, conferences with training and other organizations, NIEHS puts on two workshops a year, technical workshops. One of them, potentially, could be one in this area. Its something that I think we are open to discussing with the CSB further.
We had a nationally recognized, very well attended conference of 700 individuals a year ago in St. Louis on training and health and safety. I think theres fertile ground here to do a lot more work.
I want to spend most of my time on the reactive chemical databases. I think its a complex issue. CSB, I think, has a good plan for proceeding further. I would mention that the on actual incidents, and this could be difficult to develop a database, but I think we should look at near misses,
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52 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 things where an event did not occur but it could have occurred. Three, concerns and investigations, where it wasnt a near miss but theres a clear problem that was identified, and three, other areas where solutions were implemented. I think those are areas where we can learn a lot also.
Next, just the root causes that have come up from some of the I think these are things we can get from these incidents.
The last area, well move ahead then, is to bring to the attention of the Board that there is a committee beyond the risk management plan, a mandate through the Clean Air Act. I serve on the committee with the EPA, its called the AEGL Committee, Acute Exposure Guidelines. We set levels for three different health effects, mild symptoms, serious injury and death, and we set them for five different time periods. Its a complex matrix of numbers weve come up, but a few questions arise, and these numbers are going to be used by EPA in the risk management plan, and probably adopted, that was in the Federal 21 Register about five years ago when the RMPs were first announced. 22 23 24 25
To move ahead, some questions could be: one, what is the level of concern, AEGL-1 or -2, mild
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53 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 symptoms, serious injury, theres a wide range in between that. What is the appropriate time period? Currently, RMP has a scenario of the worst case where everything is released from a vessel in ten minutes. That may or may not be the appropriate scenario, whether this can go for longer. When a release occurs, youll get a peak exposure, but youll get some exposure after that peak exposure, which can be in a short time period.
The AEGLs are meant as a one-time exposure. So, if a release goes on for ten minutes mainly, but theres exposure afterwards, and we use the AEGL numbers, the problem is they are set for a discreet ten-minute exposure, with nothing after that. Its not clear how that can be applied.
Lastly, human studies, have they been used appropriately? Even as a member of the committee, I would say that there are some questions whether its appropriate.
And, I think to conclusion, its just a summary of the three areas, and I think thats the presentation.
Thank you very much for your time.
DOCTOR TAYLOR: Thank you, John, for five minutes.
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Now, the question I have for you is, whats your proposal to the Board of what, in giving your presentation, how do you see the Board interacting or what are some of the concerns you have, or suggestions?
MR. MORAWETZ: I think, one, we need to sit down. You are going to hire a training program coordinator, Im not sure what exactly that job is, but the question is, how do you make the decisions as to what materials do you produce?
Id say my main area, given that Ive done training for 13 years, is what material could be most usefully produced to be used for mass distribution in the facilities that have these hazards. And, thats, I think, the main area.
DOCTOR TAYLOR: Okay.
So then, you will propose that the Board consider producing materials that can be used.
MR. MORAWETZ: Or producing a template that obviously is not copyrighted, government material, it could be used in mass ways, similar exercises that could be used in training programs.
DOCTOR TAYLOR: Okay.
DOCTOR ROSENTHAL: The Board has considered the outreach of that type, in conjunction with other
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DOCTOR TAYLOR: Yes, thank you.
DOCTOR POJE: If I can just comment, last month I had the opportunity to attend a meeting of the training groups at the National Institute of Environmental Health Sciences, and I think there was a very good appreciation of the Boards work products. But, again, Irv, as you experienced with the SACHE group at the American Institute of Chemical Engineers, professors teaching chemical engineering safety need to have a more specialized and tailored set of work products to most effectively apply their trade on the matters that the Board has investigated.
I think we are just slowly unfurling for
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DOCTOR TAYLOR: Right.
DOCTOR POJE: I think well review your materials and discuss that amongst ourselves. I think you raise some very important points, and others in that training group have raised similar issues to us, so I think its an area ripe for interaction.
The National Institute of Environmental Health Sciences has been partners with us in a number of expert roundtable discussions in the past, and continue to want to work with the Board as we see joint endeavors most likely to be had by both agencies.
DOCTOR ROSENTHAL: I think, you know, there are other areas, the National Safety Council has done a very effective job. We are not the only ones who are producing things. I think what we can do as a group is to try to get together with the industry associations, with the other agencies. EPA puts out a whole series of very useful bulletins of the mass kind that youve been talking about, and collectively ask ourselves how can we most effectively do the job of reaching out to the workers, engineers, and maintenance people in our industry to understand that
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DOCTOR TAYLOR: Right.
DOCTOR POJE: Can I just say in regards to the reactive chemical incidence issue, Bill and John Murphy are here today and would be happy to talk to you about what kind of contribution we might draw from your community helping us do that work.
DOCTOR TAYLOR: Thank you, John.
Are there any other public comments?
Yes, Bob? Bob, can you get to the mic, and can you please introduce yourself and who you represent?
MR. SMERKO: Good morning. Im Bob Smerko, President of the Chlorine Institute, located here in Washington, and we are primarily a safety-oriented organization.
I would just like to say the Board, remind the Board, that since you started having these open hearings I have attended, I think, the majority of
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The point that I would like to make is, during these meetings when they first started, and the ones that I was at, I stood up, along with others from chemical associations, and continued to give the Board our support and to encourage the Board to move forward with whatever it was that they had to do to get them to the point where they are today.
And, I congratulate the Board on what you have achieved to date.
I wanted to basically use this time to congratulate you, and also to take the opportunity to suck up to you a little bit, now that youve reached where you are, and continued good luck, and you have our continued support at the Chlorine Institute.
DOCTOR TAYLOR: Thank you, Bob.
Are there any other public comments? No other public comments. Great way to end.
DOCTOR ROSENTHAL: Any expressions of hostility?
DOCTOR TAYLOR: Any expressions of hostility? We dont want those, thats okay.
DOCTOR POJE: That can be delivered to
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DOCTOR TAYLOR: Talk to him personally afterwards.
If there are no other comments, this meeting is adjourned. Thank you for coming. Thank you for your support.
(Whereupon, the meeting was concluded at 10:50 a.m.)
FD06375 | 2000_美国_bio-lab-inc-conyers-fire-and-chemical-release.pdf
分类:06_境外及港澳台调查报告 | 年份:2000 | 地域: | 严重程度: | 场所: | 起火原因: | 来源格式:pdf
jensenhughes.com Copyright ©2026 Jensen Hughes, Inc. All Rights Reserved.T0123 REPORT FIRE PROTECTION SYSTEM DESIGN BASIS Georgia Pool Chemical Warehouse PREPARED FOR United States Chemical Safety Board 1750 Pennsylvania Avenue NW, Suite 910 Washington, DC 20006 Project #: 1AAK00103.000 Date: March 20, 2026 PREPARED BY Alwin Kelly, P.E. Joe Castellano, P.E. 8830 Stanford Boulevard, Suite 200 Columbia, MD 21045, USA akelly@jensenhughes.com
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Page 3 | MARCH 2026 | Rev. 0 Copyright ©2026 Jensen Hughes, Inc. All Rights Reserved.T0123 Table of Contents 1.0 INTRODUCTION ....................................................................................................................................... 4 1.1 Background ................................................................................................................................ 4 1.2 Purpose ...................................................................................................................................... 4 1.3 Scope .......................................................................................................................................... 4 2.0 REFERENCES .......................................................................................................................................... 4 2.1 Applicable Regulations, Codes and Standards .......................................................................... 4 2.2 Other Documents ....................................................................................................................... 5 3.0 KEY DEFINITIONS AND ACRONYMS ..................................................................................................... 5 4.0 ASSUMPTIONS AND LIMITATIONS ...................................................................................................... 15 5.0 METHODOLOGY .................................................................................................................................... 16 6.0 BUILDING BLOCKS OF THE ANALYSIS ............................................................................................... 18 7.0 HAZARDOUS MATERIALS CODE ANALYSIS ...................................................................................... 20 7.1 General ..................................................................................................................................... 20 7.2 Fire Protection System Design Basis ....................................................................................... 20 7.3 Passive Fire Protection Features ............................................................................................. 21 8.0 EVALUATION OF CASE STUDIES ........................................................................................................ 21 8.1 Case #1: A One Hazard Class Chemical Stored below the MAQ ............................................ 22 8.1.1 Case Study Details ................................................................................................................ 22 8.1.2 Occupancy Classification and Code Applicability ................................................................. 22 8.1.3 Fire Rated Construction Requirements ................................................................................. 23 8.1.4 Storage Arrangement Requirements .................................................................................... 23 8.1.5 Fire Protection System Design Criteria ................................................................................. 25 8.2 Case #2: A One Hazard Class Chemical Stored Above the MAQ ........................................... 27 8.2.1 Case Study Details ................................................................................................................ 27 8.2.2 Occupancy Classification and Code Applicability ................................................................. 27 8.2.3 Fire Rated Construction Requirements ................................................................................. 28 8.2.4 Storage Arrangement Requirements .................................................................................... 29 8.2.5 Fire Protection System Design Criteria ................................................................................. 30 8.3 Case #3: A Multi-Hazard Class Chemical Stored Below the MAQ .......................................... 30 8.3.1 Case Study Details ................................................................................................................ 30 8.3.2 Analysis ................................................................................................................................. 31 8.4 Case #4: A Multi-Hazard Class Chemical Stored Above the MAQ .......................................... 31 8.4.1 Case Study Details ................................................................................................................ 31 8.4.2 Analysis ................................................................................................................................. 31 9.0 SUMMARY AND CONCLUSIONS .......................................................................................................... 32 APPENDIX A SELECTED IBC EXCERPTS ................................................................................................... 38
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Page 4 | MARCH 2026 | Rev. 0 Copyright ©2026 Jensen Hughes, Inc. All Rights Reserved.T0123 APPENDIX B SELECTED IFC EXCERPTS ................................................................................................... 47 APPENDIX C SELECTED NFPA 400 EXCERPTS ........................................................................................ 64
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Page 4 | MARCH 2026 | Rev. 0 Copyright ©2026 Jensen Hughes, Inc. All Rights Reserved.T0123 1.0 Introduction 1.1 BACKGROUND A fire occurred on September 29, 2024 at a pool chemicals warehouse in Conyers, Georgia. Records provided to Jensen Hughes indicate that the drawings depicting the proposed design of the space and the fire protection systems for its protection were submitted for a construction permit in April 2019. 1.2 PURPOSE The purpose of this report was to summarize and discuss the fire protection requirements that were applicable to a pool chemicals warehouse designed and constructed in Georgia in 2019. The report identifies, interprets and weaves together the relevant sections and requirements from the applicable Georgia fire safety regulations and the relevant chapters of the then adopted building and fire codes and NFPA standards that together governed the design and construction of chemical warehousing facilities for pool chemicals. 1.3 SCOPE The analysis was based around the known and/or suspected hazard category classifications of the chemicals that were stored in the warehouse, which are oxidizer classes 1 and 2, water reactive classes 1 and 2, and corrosive solid. The focus of the analysis is on design and effectiveness of the fire protection system, including but not limited to the automatic sprinkler system. The analysis aimed to show how a few material properties and building features drive which code requirements are applicable (i.e., required design basis), and then can ultimately impact the effectiveness of the fire protection systems in the event of a fire. 2.0 References The following references were consulted and used in the development of this report. 2.1 APPLICABLE REGULATIONS, CODES AND STANDARDS The following regulations, codes and standards were determined to be applicable to buildings designed and submitted for construction permits in Georgia in 2019. As relevant to this analysis, Georgia adopted and amended applicable codes and standards on a six-year frequency, which included January 1, 2014 and January 1, 2020. Therefore, in 2019 the codes and standards adopted in January 2014 (and as amended in the intervening years) were applicable. + The Official Code of Georgia Annotated (OCGA) Title 25, Section 25-2-13 includes Fire Safety Requirements for Buildings or Structures Presenting Special Hazards + The Department of Community Affairs (DCA) adopted and amended the following applicable codes: 2012 Edition of the International Building Code (IBC) 2012 Edition of the International Mechanical Code (IMC) 2017 Edition of NFPA 70, National Electrical Code (NEC)
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Page 5 | MARCH 2026 | Rev. 0 Copyright ©2026 Jensen Hughes, Inc. All Rights Reserved.T0123 + The Office of the Safety Fire Commissioner (SFC) published Georgia Rule 120-3-3, Rules and Regulations for the State Minimum Fire Safety Standards, including its amendments to the codes and standards listed below. 2012 Edition of the International Fire Code (IFC) 2013 Edition of NFPA 13, Installation of Sprinkler Systems 2013 Edition of NFPA 72, National Fire Alarm and Signaling Code 2012 Edition of NFPA 101, Life Safety Code (LSC) 2013 Edition of NFPA 400, Hazardous Materials Code + Additionally, Rule 120-3-3.04 authorized use of these alternatives to the IFC and IBC for topics, as appropriate: 2012 Edition of NFPA 1, Fire Code 2012 Edition of NFPA 5000, Building Construction and Safety Code + SFC also published Georgia Rule 120-3-11, Rules and Regulations for Flammable and Combustible Liquids, which adopted and amended: 2003 Edition of NFPA 30, Flammable and Combustible Liquids Code 2.2 OTHER DOCUMENTS The following documents were also used as references in this report: + 2017 Edition of NFPA 704, Standard System for the Identification of the Hazards of Materials for Emergency Response + 2015 Edition of National Fire Code of Canada (NFCC) + United Nations (UN) Globally Harmonized System of Classification and Labeling of Chemicals (GHS), 7th Edition, 2017. + UN Recommendations on the Transport of Dangerous Goods, Rev. 20, 2017. + UN Manual of Tests and Criteria, Sixth Edition with Amendments, 2017. NOTE: For the convenience of the reader, selected excerpts of IBC, IFC and NFPA 400 are included with this report as Appendices A, B and C. The complete texts are available for free read-only viewing by the public at the respective publishers’ websites listed below: + https://codes.iccsafe.org/content/IBC2012P13 + https://codes.iccsafe.org/content/IFC2012 + https://link.nfpa.org/free-access/publications/400/2013 3.0 Key Definitions and Acronyms The following definitions used in this report were copied from IBC §202 (and are identical in IFC §202), unless stated otherwise below:
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Page 6 | MARCH 2026 | Rev. 0 Copyright ©2026 Jensen Hughes, Inc. All Rights Reserved.T0123 + Approved: Acceptable to the building official (or fire code official, as applicable). + Authority Having Jurisdiction (AHJ): An organization, office, or individual responsible for enforcing the requirements of a code or standard, or for approving equipment, materials, an installation, or a procedure. + Commodity Classification: Per NFPA 13 §A.5.6, the commodity classification is essentially an attempt to define the potential fire severity (of a product/commodity), based on its burning characteristics, so the fire can be successfully controlled by the prescribed sprinkler protection for the commodity class. Additionally, §A.5.6.1.1 states “Commodity classification is governed by the types and amounts of materials (e.g., metal, paper, wood, plastics) that are a part of a product and its primary packaging.” NFPA 13 §5.6.3 through §5.6.4.4.2 define the levels of commodity classifications listed below, and the corresponding tables in NFPA 13 Appendix A provide example commodities for each classification level. Class I: A Class I commodity shall be defined as a noncombustible product that meets one of the following criteria: ▫ Placed directly on wood pallets, ▫ Placed in single-layer corrugated cartons, with or without single-thickness cardboard dividers, with or without pallets, ▫ Shrink-wrapped or paper-wrapped as a unit load with or without pallets Class II: A Class II commodity shall be defined as a noncombustible product that is in slatted wooden crates, solid wood boxes, multiple-layered corrugated cartons, or equivalent combustible packaging material, with or without pallets. Class III: A Class III commodity shall be defined as a product fashioned from wood, paper, natural fibers, or Group C plastics with or without cartons, boxes, or crates and with or with-out pallets. A Class III commodity shall be permitted to contain a limited amount (5 percent by weight or volume or less) of Group A or Group B plastics. Class IV: A Class IV commodity shall be defined as a product, with or without pallets, that meets one of the following criteria: ▫ Constructed partially or totally of Group B plastics ▫ Consists of free-flowing Group A plastic materials ▫ Contains within itself or its packaging an appreciable amount (5 percent to 15 percent by weight or 5 percent to 25 percent by volume) of Group A plastics The remaining materials shall be permitted to be metal, wood, paper, natural or synthetic fibers, or Group B or Group C plastics. Plastics, elastomers, and rubber shall be classified as Group A, Group B, or Group C. Group A plastics are the highest hazard among the three plastic groups. As noted above, Group B and Group C plastics are included among the Class III and IV commodities. Group A plastics are further subdivided as either expanded or nonexpanded. The subdivision, in order of increasing hazard, is as follows: ▫ Cartoned, Unexpanded Group A Plastic (aka CUP)
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Page 7 | MARCH 2026 | Rev. 0 Copyright ©2026 Jensen Hughes, Inc. All Rights Reserved.T0123 ▫ Exposed (or Uncartoned), Unexpanded Group A Plastic (aka UUP) ▫ Cartoned, Expanded Group A Plastic (aka CEP) ▫ Exposed (or Uncartoned), Expanded Group A Plastic (aka (UEP) + Construction Type: Per IBC §602, the various construction types from the highest (Type IA) to the lowest (Type VB) are defined by IBC Table 601 and the following accompanying provisions: IBC §602.2: Types I and II construction are those types of construction in which the building elements listed in Table 601 are of noncombustible materials, except as permitted in Section 603 and elsewhere in this code. IBC §602.3: Type III construction is that type of construction in which the exterior walls are of noncombustible materials and the interior building elements are of any material permitted by this code. Fire-retardant-treated wood framing complying with Section 2303.2 shall be permitted within exterior wall assemblies of a 2-hour rating or less. IBC 602.4: Type IV construction (Heavy Timber, HT) is that type of construction in which the exterior walls are of noncombustible materials and the interior building elements are of solid or laminated wood without concealed spaces. The details of Type IV construction shall comply with the provisions of this section. Fire-retardant-treated wood framing complying with Section 2303.2 shall be permitted within exterior wall assemblies with a 2-hour rating or less. Minimum solid sawn nominal dimensions are required for structures built using Type IV construction (HT). For glued-laminated members the equivalent net finished width and depths corresponding to the minimum nominal width and depths of solid sawn lumber are required as specified in Table 602.4. 602.5: Type V construction is that type of construction in which the structural elements, exterior walls and interior walls are of any materials permitted by this code.
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Page 8 | MARCH 2026 | Rev. 0 Copyright ©2026 Jensen Hughes, Inc. All Rights Reserved.T0123 Figure 1: Table 601 from Chapter 6, IBC 2012 Edition Figure 2: Table 602 from Chapter 6, IBC 2012 Edition
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Page 9 | MARCH 2026 | Rev. 0 Copyright ©2026 Jensen Hughes, Inc. All Rights Reserved.T0123 + Control Area: Spaces within a building where quantities of hazardous materials not exceeding the maximum allowable quantities per control area are stored, dispensed, used or handled. A control area can be one room or a contiguous block of rooms. Per IBC §414.2.1, control areas shall be separated from each other by fire barriers and/or horizontal assemblies constructed in accordance with IBC Chapter 7. Per IBC Table 414.2.2, a total of four control areas separated by one-hour fire barrier walls is the maximum allowed in a one-story warehouse building. Per IBC §307.1, control area and high-hazard Group H spaces (aka “Protection Level” storage per NFPA 400) are mutually exclusive since a space with hazardous materials quantities above the MAQ must be classified as high-hazard Group H, not as a control area. + Detached Building: A separate single-story building, without a basement or crawl space, used for the storage or use of hazardous materials and located an approved distance from all structures. Even though a fire wall is used to create a separate building, by definition a detached building is separated by distance rather than by a fire wall. IBC Table 415.5.2 and NFPA 400 Table 5.3.7 both include the quantity limits above which a hazardous material must be located in a detached building. For a detonation hazard, the quantity limit triggering required detached storage is anything above the MAQ (see NFPA 400 §6.2.2.2.1). For the other materials, the quantity limit triggering detached storage is a different number higher than the MAQ. In either case, the detached storage building must be classified as Group H (aka Protection Level storage in NFPA 400), since it is always above the MAQ. Per NFPA 400 §6.2.4.4.1 and the additional discussion in §A.6.2.4.4.1, the only non-storage accessory uses that are allowed within the detached building are control rooms, restrooms and ancillary electrical and mechanical rooms directly associated with the actual purpose of the building. Other spaces like conference rooms, offices for the staff, cafeteria, etc. are explicitly prohibited in the detached building. Per NFPA 400 §6.2.4.4.2, a Protection Level 3 (i.e., IBC Group H-3) detached building (such as is applicable for Class 2 oxidizers or Class 2 water reactive materials) is allowed to store other hazardous materials, provided they are separated in accordance with other applicable requirements of the code (i.e., incompatible materials requirements). Per NFPA 400 §15.3.2.3.5 and IFC Table 6304.1.2, a detached building for storage of Class 2 oxidizers must be located a minimum of 35 feet from other buildings and cannot contain the following: Flammable or combustible liquid storage Flammable gas storage Combustible material in the open (NOTE: this would include spare packaging materials) + Fire Barrier Wall: A fire-resistance-rated wall assembly of materials designed to restrict the spread of fire in which continuity is maintained. The minimum fire resistance rating of the fire barrier wall is specified by IBC Table 707.3.10, in accordance with the two occupancy classifications that are separated by the fire barrier wall. For occupancy groups S-1 and H-3 the minimum fire resistance rating is 3-hours, and for H-4 it is 2- hours.
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Page 10 | MARCH 2026 | Rev. 0 Copyright ©2026 Jensen Hughes, Inc. All Rights Reserved.T0123 + Fire Wall: A fire-resistance-rated wall having protected openings, which restricts the spread of fire and extends continuously from the foundation to or through the roof, with sufficient structural stability under fire conditions to allow collapse of construction on either side without collapse of the wall. Per IBC §706.1, the portions of the building on either side of the fire wall are considered a separate building. The minimum fire resistance rating of the fire wall is specified in IBC Table 706.4, based on the two occupancy classifications that are separated by the fire wall. For occupancy groups S-1, H-4 and H-3, the minimum fire resistance rating of the fire wall is 3-hours. + Hazardous Materials: Those chemicals or substances that are physical hazards or health hazards as classified in IBC Section 307 and the International Fire Code, whether the materials are in usable or waste condition. Corrosive: A chemical that causes visible destruction of, or irreversible alterations in, living tissue by chemical action at the point of contact. A chemical shall be considered corrosive if, when tested on the intact skin of albino rabbits by the method described in DOT 49 CFR, Part 173.137, such chemical destroys or changes irreversibly the structure of the tissue at the point of contact following an exposure period of 4 hours. This term does not refer to action on inanimate surfaces. Oxidizer: A material that readily yields oxygen or other oxidizing gas, or that readily reacts to promote or initiate combustion of combustible materials and, if heated or contaminated, can result in vigorous self- sustained decomposition. Class 1: An oxidizer that does not moderately increase the burning rate of combustible materials. Class 2: An oxidizer that will cause a moderate increase in the burning rate of combustible materials with which it comes in contact. Class 3: An oxidizer that causes a severe increase in the burning rate of combustible materials with which it comes in contact. Class 4: An oxidizer that can undergo an explosive reaction due to contamination or exposure to thermal or physical shock and that causes a severe increase in the burning rate of combustible materials with which it comes into contact. Additionally, the oxidizer causes a severe increase in the burning rate and can cause spontaneous ignition of combustibles. Water Reactive: A material that explodes; violently reacts; produces flammable, toxic or other hazardous gases; or evolves enough heat to cause autoignition or ignition of combustibles upon exposure to water or moisture. Water-reactive materials are subdivided as follows: Class 1: Materials that react with water with some release of energy, but not violently. Class 2: Materials that react violently with water or have the ability to boil water. Materials that produce flammable, toxic or other hazardous gases or evolve enough heat to cause autoignition or ignition of combustibles upon exposure to water or moisture. Class 3: Materials that react explosively with water without requiring heat or confinement. + High-Piled (Combustible) Storage (IFC §202): Storage of combustible materials in closely packed piles or combustible materials on pallets, in racks or on shelves where the top of storage is greater than 12 feet (3658 mm) in height. When required by the fire code official, high-piled combustible storage also includes
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Page 11 | MARCH 2026 | Rev. 0 Copyright ©2026 Jensen Hughes, Inc. All Rights Reserved.T0123 certain high-hazard commodities, such as rubber tires, Group A plastics, flammable liquids, idle pallets and similar commodities, where the top of storage is greater than 6 feet (1829 mm) in height. + IBC: International Building Code + ICC: International Code Council, the publisher of the IBC, IFC, IMC, etc. + IFC: International Fire Code + Incompatible Materials: Materials that, when mixed, have the potential to react in a manner that generates heat, fumes, gases or byproducts which are hazardous to life or property. + MAQ: Maximum Allowable Quantity per Control Area A space or building that contains above the MAQ of one or more hazardous material(s) is no longer a control area but is instead classified as a Group H High-hazard occupancy (aka Protection Level storage per NFPA 400). The High-hazard occupancy (i.e., Protection Level storage) can be either a room separated from the rest of the building by a suitable fire rated boundary, or it can be a detached building. + NFPA: National Fire Protection Association + Occupancy Classification (Per IBC §302.1): Structures or portions of structures shall be classified with respect to occupancy in one or more of the groups listed in this section. A room or space that is intended to be occupied at different times for different purposes shall comply with all of the requirements that are applicable to each of the purposes for which the room or space will be occupied. Structures with multiple occupancies or uses shall comply with (IBC) Section 508. Where a structure is proposed for a purpose that is not specifically provided for in this code, such structure shall be classified in the group that the occupancy most nearly resembles, according to the fire safety and relative hazard involved. High-hazard Group H (Per IBC §307.1): High-hazard Group H occupancy includes, among others, the use of a building or structure, or a portion thereof, that involves the manufacturing, processing, generation or storage of materials that constitute a physical or health hazard in quantities in excess of those allowed in control areas complying with Section 414, based on the maximum allowable quantity limits for control areas set forth in Tables 307.1(1) and 307.1(2). Hazardous occupancies are classified in Groups H-1, H-2, H-3, H-4 and H-5 and shall be in accordance with this section, the requirements of Section 415 and the International Fire Code. Hazardous materials stored, or used on top of roofs or canopies shall be classified as outdoor storage or use and shall comply with the International Fire Code. High-hazard Occupancies include: Group H-2 (or Protection Level 2 in NFPA 400): Buildings and structures containing materials that pose a deflagration hazard or a hazard from accelerated burning shall be classified as Group H-2. Such materials shall include, but not be limited to, the following: ▫ Class I, II or lIlA flammable or combustible liquids which are used or stored in normally open containers or systems, or in closed containers or systems pressurized at more than 15 pounds per square inch gauge (103.4 kPa) ▫ Combustible dusts where manufactured, generated or used in such a manner that the concentration and conditions create a fire or explosion hazard based on information prepared in accordance with Section 414.1.3 of the International Building Code
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Page 12 | MARCH 2026 | Rev. 0 Copyright ©2026 Jensen Hughes, Inc. All Rights Reserved.T0123 ▫ Cryogenic fluids, flammable ▫ Flammable gases ▫ Organic peroxides, Class I ▫ Oxidizers, Class 3, that are used or stored in normally open containers or systems, or in closed containers or systems pressurized at more than 15 pounds per square inch gauge (103.4 kPa) ▫ Pyrophoric liquids, solids and gases, nondetonable ▫ Unstable (reactive) materials, Class 3, nondetonable ▫ Water-reactive materials, Class 3 Group H-3 (or Protection Level 3 in NFPA 400): Buildings and structures containing materials that readily support combustion or that pose a physical hazard shall be classified as Group H-3. Such materials shall include, but not be limited to, the following: ▫ Class I, II or lilA flammable or combustible liquids that are used or stored in normally closed containers or systems pressurized at 15 pounds per square inch gauge (103.4 kPa) or less ▫ Combustible fibers, other than densely packed baled cotton ▫ Consumer fireworks, 1 .4G (Class C, Common) ▫ Cryogenic fluids, oxidizing ▫ Flammable solids ▫ Organic peroxides, Class II and III ▫ Oxidizers, Class 2 ▫ Oxidizers, Class 3, that are used or stored in normally closed containers or systems pressurized at 15 pounds per square inch gauge (103 kPa) or less ▫ Oxidizing gases ▫ Unstable (reactive) materials, Class 2 ▫ Water-reactive materials, Class 2 Group H-4 (or Protection Level 4 in NFPA 400): Buildings and structures which contain materials that are health hazards shall be classified as Group H-4. Such materials shall include, but not be limited to, the following: ▫ Corrosives ▫ Highly toxic materials ▫ Toxic materials Per IBC §311: Storage Group S occupancy includes, among others, the use of a building or structure, or a portion thereof, for storage that is not classified as a hazardous occupancy. Moderate-hazard storage, Group S-1. Buildings occupied for storage uses that are not classified as Group S-2, including, but not limited to, storage of the following:
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Page 13 | MARCH 2026 | Rev. 0 Copyright ©2026 Jensen Hughes, Inc. All Rights Reserved.T0123 ▫ Aerosols, Levels 2 and 3 ▫ Aircraft hangar (storage and repair) ▫ Bags: cloth, burlap and paper ▫ Bamboos and rattan ▫ Baskets ▫ Belting: canvas and leather ▫ Books and paper in rolls or packs ▫ Boots and shoes ▫ Buttons, including cloth covered, pearl or bone ▫ Cardboard and cardboard boxes ▫ Clothing, woolen wearing apparel ▫ Cordage ▫ Dry boat storage (indoor) ▫ Furniture ▫ Furs ▫ Glues, mucilage, pastes and size ▫ Grains ▫ Horns and combs, other than celluloid ▫ Leather ▫ Linoleum ▫ Lumber ▫ Motor vehicle repair garages complying with the maximum allowable quantities of hazardous materials listed in Table 5003.1.1(1) (see Section 406.8 of the International Building Code) ▫ Photo engravings ▫ Resilient flooring ▫ Silks ▫ Soaps ▫ Sugar ▫ Tires, bulk storage of ▫ Tobacco, cigars, cigarettes and snuff ▫ Upholstery and mattresses
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Page 14 | MARCH 2026 | Rev. 0 Copyright ©2026 Jensen Hughes, Inc. All Rights Reserved.T0123 ▫ Wax candles Low-hazard storage, Group S-2 includes, among others, buildings used for the storage of noncombustible materials such as products on wood pallets or in paper car tons with or without single thickness divisions; or in paper wrappings. Such products are permitted to have a negligible amount of plastic trim, such as knobs, handles or film wrapping. Storage uses shall include, but not be limited to, storage of the following: ▫ Asbestos ▫ Beverages up to and including 16-percent alcohol in metal, glass or ceramic containers ▫ Cement in bags ▫ Chalk and crayons ▫ Dairy products in non-waxed coated paper containers ▫ Dry cell batteries ▫ Electrical coils ▫ Electrical motors ▫ Empty cans ▫ Food products ▫ Foods in noncombustible containers ▫ Fresh fruits and vegetables in non-plastic trays or containers ▫ Frozen foods ▫ Glass ▫ Glass bottles, empty or filled with noncombustible liquids ▫ Gypsum board ▫ Inert pigments ▫ Ivory ▫ Meats ▫ Metal cabinets ▫ Metal desks with plastic tops and trim ▫ Metal parts ▫ Metals ▫ Mirrors ▫ Oil-filled and other types of distribution transformers ▫ Parking garages, open or enclosed
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Page 15 | MARCH 2026 | Rev. 0 Copyright ©2026 Jensen Hughes, Inc. All Rights Reserved.T0123 ▫ Porcelain and pottery ▫ Stoves ▫ Talc and soapstones ▫ Washers and dryers + Pile (per NFPA 400 §3.3.74): Material in a single contiguous storage area, including any material not properly separated by appropriate distance. NOTE: The distance between piles is commonly known as an aisle. + Protection Level (per NFPA 400 §3.3.75): A term used to describe a tier of building safety that exceeds the construction requirements for control areas to accommodate quantities of hazardous materials in excess of those permitted using the control area concept. + Segregated: Storage in the same room or inside area but physically separated by distance from incompatible materials. + Unlimited Area Building: Per IBC §507.1, the size of a building is not limited to the maximum floor area listed in IBC §503, when the construction type, occupancy and configuration meet the provisions of IBC §507. Per IBC §507.3, this includes a one-story, sprinkler protected building of Type I, II, III or IV construction in which the primary occupancies are Groups B, F, M and S, and the configuration of hazardous materials storage and use comply with IBC §507.8. A typical use of this code provision is for Group S warehouse buildings. 4.0 Assumptions and Limitations The following assumptions and limitations were incorporated in this analysis: 1. The scope was limited to the state of Georgia only. 2. The scope was limited to warehouse storage of solid pool chemicals, and did not include storage of hazardous gases (e.g., chlorine gas in cylinders), since the impetus was better understanding of the regulation of the warehousing of pool chemicals. 3. The scope was limited to bulk indoor warehousing facilities and did not include the following: a. Outdoor storage of pool chemicals, b. Mercantile occupancies or retail consumer packaging, and c. Manufacturing facilities, R&D, or other facilities that process or use the chemicals. 4. The scope was limited to the aspects of the regulations, codes and standards that are explicitly impacted by the presence, chemical classification and quantity of hazardous materials. Aspects of the building and fire codes that are somewhat agnostic to the chemicals were excluded. 5. This report did not discuss how the written codes and standards are enforced by state and local code officials, which does vary across jurisdictions and individual code enforcers. 6. While fire and life safety code compliance reviews can address a wide variety of topics, the focus of this study are those topics that have the potential to impact the design and effectiveness of the fire protection system, including the automatic sprinklers themselves and other building features and systems that impact fire ignition, development, spread, detection and mitigation.
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Page 16 | MARCH 2026 | Rev. 0 Copyright ©2026 Jensen Hughes, Inc. All Rights Reserved.T0123 7. The permissible increased MAQ’s associated with storage of non-combustible hazardous materials in a Group S-1 occupancy per IFC Table 5003.11.1 were not applicable to this facility. Whereas all the pool chemicals are non-combustible and potentially qualify for the increased MAQ, one of the contingent limitations in IFC §5003.11.3 is a maximum container size of 100 lbs., which has the effect of disqualifying the super sacks. Therefore, the applicable MAQ’s were those included in IFC Tables 5003.1.1(1) and 5003.1.1(2). 8. The design basis for all sprinkler systems includes a defined minimum remote design area (or minimum number of sprinklers flowing at the design pressure), which indicates the maximum number of sprinkler heads that were assumed to be flowing in the fire protection water supply design. If a sprinkler system experiences a greater number of sprinkler heads flowing simultaneously than were included in the design area (e.g., due to a single large fire or multiple fires remote from each other, or due to sprinkler heads remote from the fire being activated), then the performance of the sprinkler system could be seriously degraded by lower water pressure and under-developed spray patterns. 9. The scope of this report did not include a discussion of emergency response procedures, such as when to secure the sprinkler system control valve and fire pump during/after a fire event. 5.0 Methodology Fire protection systems’ basis of design is developed as part of a fire and life safety code analysis for a building. A typical fire and life safety code analysis for a new building, addition or change of occupancy classification is developed through integrated application of the various relevant regulations, codes and standards. The hierarchy of the application of these regulations, codes and standards is set by the State and Local Codes and by the various scope statements, cross references, and exclusions articulated throughout the adopted fire safety codes and standards. The adopted Building Code is the driving document for the overall design of a new space/building and it is designed to be used in direct conjunction with the adopted Fire Code to articulate the full intent of the fire safety regulations. The Building and Fire Codes reference other topical codes and standards for greater details and technical requirements on many topics, including several relevant to the design of chemical warehouses. The result is that specific chapters and sections and referenced standards must be read and interpreted together to properly apply the regulator’s intent on each topic. The preface to the 2024 Edition of IBC includes a section entitled “Effective Use of the International Building Code” that provides a summary table with the IBC Chapter/Section and IFC Chapter/Section for various key subjects regulated by the codes and highlighting how the IBC and IFC are coordinated with each other. For hazardous materials, IBC Sections 307, 414 and 415, and IFC Chapters 50 to 67 are listed. IBC Section 414.1.3 is at the heart of the hazardous materials provisions of the code, and includes a requirement to develop and submit a technical report to the Building Code AHJ identifying the proposed hazardous materials in storage and use, their maximum expected quantities, hazard category classifications, and the proposed methods of protection from their hazards. Experience in the application of these requirements to various buildings storing and using pool chemicals and other hazardous materials has shown that application of all the relevant provisions leads to seeming “conflicts” between multiple applicable requirements. IFC Section 102.10 is a key provision to undo the conflicts and it states: Where there is a conflict between a general requirement and a specific requirement, the specific requirement shall be applicable. Where, in a specific case, different sections of
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Page 17 | MARCH 2026 | Rev. 0 Copyright ©2026 Jensen Hughes, Inc. All Rights Reserved.T0123 this code specify different materials, methods of construction or other requirements, the most restrictive shall govern. As explained by the IFC Commentary to the section, the application of IFC §102.10 to hazardous materials warehouses includes the following practical effects: + Where a hazard classification specific requirement in IFC Chapters 51 to 67 conflict with the general hazardous materials requirement in IFC Chapter 50, the hazard category specific requirement governs; and + Where multiple hazard category specific chapters apply to a material that has multiple chemical classifications, the most restrictive requirement governs. This requirement to address all requirements for all the applicable hazard categories of each chemical is also stated in NFPA 400 §4.4. Furthermore, Georgia has the additional consideration that OCGA §25-2-13(g) states the following: Notwithstanding any other provision of law or any local ordinance to the contrary, in the event of a conflict between any code or standard of the National Fire Protection Association (National Fire Code and National Electric Code) and of the Standard Building Code Congress (Southern Standard Building Code), the code or standard of the National Fire Protection Association (National Fire Code and National Electric Code) shall prevail. The order of precedence established by this subsection shall apply to all buildings and structures whether or not such buildings and structures are covered under this Code section. Therefore, in the context of this analysis, wherever there is a conflict between the requirements included in IBC/IFC and NFPA 400, the requirements of NFPA 400 are required to take precedence regardless of whether it is more or less restrictive. The overall hazard and risk mitigation paradigm of the IBC/IFC and NFPA 400 are essentially identical and most of the requirements are very similar. One notable difference is that NFPA 400 provides more specifics for sprinkler system design criteria for some hazard categories, including for Class 1 oxidizers. Once a building is in operation with an approved fire protection system, if changes are made to the materials being stored or the manner in which they are stored, then IFC (§102.2 and §102.3) and NFPA 400 (§1.3) both include provisions to require the re-examination of the fire protection systems to confirm adequacy for the new materials and/or arrangements. The adequacy of the fire protection system to protect the new material and/or storage arrangements must be evaluated against the then current adopted version of IFC and NFPA 400, not the original construction version. For example, if a warehouse is approved in April 2019 as a Group S-1 occupancy to store Class 1 oxidizers, then the sprinkler system design basis would be determined through analysis of the 2012 IFC/IBC and 2013 Editions of NFPA 400 and NFPA 13. The introduction of above-the-MAQ storage of a Class 2 oxidizer or a corrosive solid into the same warehouse in 2021 would necessitate re-analysis under the codes adopted on January 1, 2020 (i.e., 2018 IFC/IBC and 2019 Editions of NFPA 400 and NFPA 13). The required re-analysis could prompt several changes, including, but not limited to: A change of occupancy classification from Group S-1 to Group H-3 and/or Group H-4, A change in the required construction type and the minimum fire rated construction requirements, A change in the minimum design basis of the sprinkler system, and The mandatory addition of fire protection systems not previously required (e.g., smoke detection).
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Page 18 | MARCH 2026 | Rev. 0 Copyright ©2026 Jensen Hughes, Inc. All Rights Reserved.T0123 6.0 Building Blocks of the Analysis The foundation of determining the fire protection system design basis for the chemical warehouse is identifying the use and occupancy classification, which includes the following steps: 1. Confirm closed storage only vs. any processing or other use activities within the warehouse space. 2. Perform chemical classifications in accordance with the hazard category definitions in IFC Chapter 2 (or NFPA 400 Chapter 3), to determine all applicable IFC (and NFPA 400) hazard categories for each material. a. It is essential to determine all applicable hazard categories for each product stored in the building and then analyze all the corresponding requirements to create a cohesive and comprehensive design basis that addresses all the hazards appropriately. i. IFC §5001.1 requires that “where a material has multiple hazards, all hazards shall be addressed.” The same requirement is stated in IBC §307.8 and §415.7.2. ii. NFPA 400 §4.4 states that “Hazardous materials that have multiple hazards shall conform to the code requirements for each applicable hazard category.” b. There is an important nuance in applying the mandate to conform to the code requirements for all applicable hazard categories, as follows: i. A few hazard classes are a specialized subset of a more general hazard class, in which case application of the more specific requirements that exist for the specialized sub-hazard class does not then also require application of the requirements associated with the more general classification. ii. An example is that an organic peroxide may also meet the definition to be classified as an unstable (reactive) material. However, the proper regulation of this material is achieved by applying only the requirements of the organic peroxide chapter (NFPA 400 Chapter 14), which has been developed by the technical committee to address the unique combination of hazards posed by organic peroxides. In this case, additionally applying the more general requirements of NFPA 400 Chapter 19 for unstable (reactive) materials is not intended. iii. This implementation nuance is consistent with NFPA 400 Annex section A.4.4, which states: “Where a conflict exists between applicable requirements, an analysis should be made and the proper applicable requirement should be implemented or conformed to subject to the approval of the AHJ.” iv. NOTE: This discussion is specific to the requirements associated with the “physical hazards” such as combustibility and reactivity. Application of the health hazard requirements (corrosive, toxic, highly toxic) are still required to be done in addition to the physical hazards. 3. Create an inventory statement that aggregates the quantity of hazardous materials within each of the applicable chemical classifications (hazard categories) defined in the IFC/IBC; and 4. Compare the quantity of each chemical classification category with the maximum allowable quantity in IBC §307 to determine which, if any, Group H high hazard occupancy classifications are applicable. Note: The MAQ’s in IBC Tables 307.1.1 and 307.1.2 are identical to those in IFC Tables 5003.1.1(1) and 5003.1.1(2). The MAQ With the chemical classifications (hazard categories) and occupancy classifications set, the next step is to analyze the applicable requirements in IBC Sections 414 and 415, and IFC Chapters 50-67, and the referenced NFPA standards to determine the integrated set of hazardous materials design criteria, including the automatic
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Page 19 | MARCH 2026 | Rev. 0 Copyright ©2026 Jensen Hughes, Inc. All Rights Reserved.T0123 sprinkler design criteria. Apply the fire protection systems requirements in IFC/IBC Chapter 9, along with the hazardous materials design criteria above to determine the full fire protection design basis. The primary tool identified for use in performing chemical classifications is the safety datasheet (SDS), previously known as the material safety datasheet (MSDS). While the format of the SDS is standardized, the quantity and quality of data included in the SDS are highly variable. The information provided in the SDS are intended for multiple audiences, including: owners/users; emergency responders; and code enforcers for buildings, transportation and environmental requirements. Additionally, some common terms used in the SDS (e.g., toxic) have different technical meanings in different applicable regulations used by the different code enforcers. Therefore, a fair amount of skill is necessary to interpret/use the information provided in the SDS to determine the proper chemical classifications for Building/Fire Code applications. This is especially true for the reactivity based physical hazards and the corrosive health hazard, due to the combination of the use of qualitative wording for the hazard classification definitions and the scarcity of actual data. As a result, there can sometimes be an over-reliance on “known” or “generally accepted” hazard category classifications for materials, which can be very helpful for pure substances but less helpful (or dangerous) for blends that are commercially known by a common name but in fact have variations in what is produced by different manufacturers (including in the proprietary or trade secret ingredients that are not disclosed). This is true of the common pool chemicals; a survey of SDS issued by different manufacturers for nominally the same product reveals some key differences in the hazard statements and the reported data that impact some of the chemical classifications. The conclusion is that the chemical classifications for blends/mixtures need to be specific to the actual product(s) being stored in the building, not a generic version. Different but related to this challenge is the impact of the transportation classifications and labeling on the way hazardous materials are received, handled, stored and perceived inside the chemical warehouse. Hazardous materials are prohibited from transport without proper labeling and placarding per the transportation regulations. These systems tend to not have the level of sub-division as the Building/Fire Code schemes, which uses the sub-divisions to set occupancy classification and protection criteria. For example, the 5.1 placard for oxidizers is all encompassing but inside the chemical warehouse that same material could lead to any of the following occupancy classifications in a warehouse, which lead to different outcomes for the required fire protection design criteria: + Group S-1 if it is a Class 1 oxidizer, + Group H-3 if it is a Class 2 oxidizer, + Group H-3 or H-2 if it is a Class 3 oxidizer, and + Group H-1 if it is a Class 4 oxidizer In recent decades some test-based methods and threshold criteria have been proposed for classifying reactivity hazards. However, they typically exist in non-mandatory Annex material or in other codes and standards instead of the body of the adopted Building and Fire Codes. Some examples include: + GHS and the UN Manual of Tests and Criteria + NFPA 400 Annex G, Section G.1.2 for oxidizers + NFPA 704 Annexes E and F for unstable reactive and water reactive materials
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Page 20 | MARCH 2026 | Rev. 0 Copyright ©2026 Jensen Hughes, Inc. All Rights Reserved.T0123 Their use as part of the design basis for a chemical warehouse is subject to adoption by the owner/operator/designer and approval by the AHJ. Furthermore, the current HAZCOM standard from OSHA, which governs the format and content of the SDS, does not mandate inclusion by the chemical manufacturers of the key calorimetry data that would allow for quantitative classification of the reactive chemicals. 7.0 Hazardous Materials Code Analysis 7.1 GENERAL In a comprehensive technical report of a chemical warehouse developed to satisfy IBC §414.1.3, the following topic areas should be addressed: + Chemical hazard category classifications and commodity classifications (sprinklers) + Occupancy classification(s), including the analysis of the chemical inventory and the comparison with the applicable MAQ for all applicable chemical hazard category classifications of each product in the warehouse + Structural risk category (IBC Chapter 16) and building siting requirements (i.e., proximity to lot lines and other buildings), when toxic, highly toxic or explosive materials are stored above the MAQ + Height and area allowances based on occupancy classification(s) and construction type + Fire resistance rated construction and occupancy separation requirements + Hazardous materials storage arrangement limitations, including chemical incompatibility considerations + Fire protection system design criteria, including sprinkler system and the fire protection water supply + Spill control and secondary containment requirements + Detection and alarm systems requirements + Exhaust ventilation requirements + Electrical classification requirements + Explosion control requirements + Backup power requirements + Means of egress requirements 7.2 FIRE PROTECTION SYSTEM DESIGN BASIS While all the topics of the IBC §414.1.3 hazardous materials code analysis are important, for the purposes and scope of this current analysis, this report focused on the items that most directly impact the fire protection system design and performance. Four case studies are presented below to examine the impact on the required fire protection system design criteria of either changing or mischaracterizing the chemical classification (hazard category), the occupancy classification, and the commodity classification. As noted earlier, the candidate classifications for the pool chemicals are assumed to be some combination of Oxidizer Class 1 or 2, Water Reactive Class 1 or 2, and Corrosive Solid. Some pool chemicals also meet the definition of unstable (reactive) materials, but that hazard classification was not included in the current exercise.
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Page 21 | MARCH 2026 | Rev. 0 Copyright ©2026 Jensen Hughes, Inc. All Rights Reserved.T0123 7.3 PASSIVE FIRE PROTECTION FEATURES A related topic to fire protection system design is compartmentation and construction type, two of the building blocks of what is often called “passive fire protection” as a distinction from “active fire protection” such as automatic sprinkler systems. The intent of the building and fire codes is to use both passive and active fire protection features to achieve the objectives of life safety and property protection. The design of the automatic sprinkler system (and other active fire protection systems) is not only in response to the chemical classifications and occupancy classification, but it is also coordinated with the following: + The size of the compartment (i.e., the overall building or separated areas within the building), + The level of fire resistance provided for the structural elements of the building, and + The fire resistance rating of the boundaries of each occupancy. The concept of an “unlimited area building” in IBC §507 is an example of the deployment of this coordination of passive and active fire protection features. IBC §507 unlimited area buildings are allowed to include storage of some hazardous materials, but it is limited as a risk management measure. A sprinkler protected, construction type IIB warehousing facility with an occupancy classification of Group S-1 is allowed to use the IBC §507.3 unlimited area provisions if none of the hazard categories stored within that Group S-1 space have exceeded the MAQ. Furthermore, IBC §507.8 clarifies that if storage of hazardous materials above the MAQ is needed, then that must be confined to designated Group H-2/H-3/H-4 rooms that are limited to both the IBC Table 503 construction type maximums and to no more than 10% of the overall building size, and are separated from the main Group S-1 warehouse by fire rated barriers. If, however, the hazardous material storage within the main warehouse (the larger space) exceeds the MAQ, then the use of IBC §507 is prohibited. In that case, the code intent is that the building construction type must be upgraded to protect the structural steel (columns, beams, roof, etc.) with fire resistance rated construction such as sprayed fireproofing or gypsum board, as follows: + An unlimited area warehouse with a Group H-4 occupancy classification (e.g., corrosive solids stored above the MAQ) must be construction type IA or IB, and + An unlimited area warehouse with a Group H-3 occupancy classification (e.g., Class 2 oxidizer or Class 2 water reactive stored above the MAQ) must be construction type IA. 8.0 Evaluation of Case Studies This chapter will include a summary of the basis of design for the fire protection systems that would be derived from applying the code analysis topics and requirements that most directly impact the fire protection system design and effectiveness in four case studies of interest. The following were assumed to be common and true in all four cases: + The pool chemicals are stored in plastic buckets up to approximately 5-gallons in size, and in super sacks. + The pool chemicals are stored on wooden pallets, both in floor piles and in open metal racks. + Where pool chemicals are stored in super sacks on the floor, the storage height is on the order of 7-ft tall (i.e., stacked two-high). + The storage buckets and super sacks for pool chemicals are designed to “breath” as the products naturally off-gas over time as they slowly degrade naturally. Pool chemicals are typically stored first-in, first-out to guard against loss of potency while in storage.
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Page 22 | MARCH 2026 | Rev. 0 Copyright ©2026 Jensen Hughes, Inc. All Rights Reserved.T0123 + Where pool chemicals are stored in racks, the top of storage may be as much as 25-ft high. + The building height was estimated to be just under 40-ft to the roof/ceiling underside at the peak. + The building has an approved sprinkler system installed throughout, at minimum to the system design criteria necessary to protect the non-chemical storage within the warehouse (i.e., other goods and packaging materials). NOTE: the analysis and discussions provided for Case Study #1 are foundational and applicable to all four case studies, unless something more specific in Case Study 2, 3 or 4 takes precedence. This is reflective of the code implementation intent where the general requirements applicable for storage below the MAQ (i.e., within the Group S-1 occupancy) are also applicable for the above the MAQ warehouses (i.e., Group H occupancies). 8.1 CASE #1: A ONE HAZARD CLASS CHEMICAL STORED BELOW THE MAQ 8.1.1 Case Study Details A chemical warehouse with an intended inventory less than the maximum allowable quantity. The inventory exhibits only one hazardous property, such as water-reactivity or oxidizing or corrosive properties. 8.1.2 Occupancy Classification and Code Applicability Per IBC §311.1 and §311.2, the required occupancy classification for the chemical warehouse is Group S-1 “moderate hazard” since the presence of the combustible packaging and pallets precludes use of the Group S-2 “low hazard” occupancy classification, and being below the MAQ means that no Group H “high hazard” occupancy classification is applicable. Group S-1 is the default occupancy classification for warehouses unless the MAQ is exceeded, triggering a Group H occupancy. Group S-2 occupancy classification applies to warehousing of largely non-combustible materials such as cement, steel, frozen foods, etc. Therefore, for the chemical warehouse that actually stores all chemicals below the MAQ, only the hazardous materials code sections1 for storage of quantities below the MAQ are applicable to the analysis, including: + IBC §414 (but not IBC §415), IFC §5001 and 5003 apply regardless of the chemical classification of Oxidizer 1 or 2, Water Reactive 1 or 2, or Corrosive. + IFC §6301 and 6303 also apply if the chemical classification is Oxidizer 1 or 2. For quantities of oxidizers below the MAQ, IFC 2012 does not explicitly adopt NFPA 400 for sprinkler system design criteria. However, following the requirement in OCGA 25-2-13(g) that the NFPA codes and standards take precedence means that the user in Georgia is required to use the NFPA 400 sprinkler design criteria (when the storage quantity is above 4,000 lbs. per NFPA 400 §15.3.2.2.2.1) since NFPA 400 has a more specific provision than IFC. + IFC §6701 and 6703 also apply if the chemical classification is Water Reactive 1 or 2. However, the only requirement is to point the user back to Chapter 50 and reiterate the need for permits where required by the administrative chapter of the code and the local enforcer. 1 See Appendices A, B and C to this report for selected excerpts from IBC, IFC and NFPA 400. Visit the free, view-only online portals by ICC and NFPA for the full code text.
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Page 23 | MARCH 2026 | Rev. 0 Copyright ©2026 Jensen Hughes, Inc. All Rights Reserved.T0123 + IFC §5401 and 5403 also apply if the chemical classification is Corrosive Solid. However, the only requirement is to point the user back to Chapter 50 and reiterate the need for permits where required by the administrative chapter of the code and the local enforcer. It should be noted that per IFC Table 5003.1.1(1) and 5003.1.1(2), a pool chemical that is classified only as a Class 1 oxidizer and/or only as a Class 1 water reactive can be stored in unlimited quantities and still be “below the MAQ” since the MAQ is not limited in a building with a sprinkler system approved for the prevailing occupancy. Conversely, for Class 2 oxidizers or Class 2 water reactive or corrosive solids, there are storage MAQ’s listed in the IFC tables. When the MAQ is not limited (i.e., for Class 1 oxidizer or Class water reactive), the code still includes storage arrangement limitations (e.g. pile size), as discussed further below. 8.1.3 Fire Rated Construction Requirements With no chemical classification above the MAQ, the warehouse is considered a control area. No fire rated construction is required, except what may be needed to either separate the warehouse from another occupancy, or to sub-divide a storage area that is too large, or another reason that is unrelated to the hazardous materials status. Furthermore, per IBC Table 508.4, many common incidental spaces/room in a warehouse, such as office areas, a quality control lab, a small repair shop, a breakroom for less than 50 people, etc., are not required to be separated from the chemical warehouse by fire rated boundaries since a 0-hr barrier is acceptable between spaces classified as Group S-1, Group B and Group F-1. IBC §507 includes provisions for the construction of an “unlimited area” building. A Group S-1 warehouse is one of the most common implementations of these provisions. In particular, IBC §507.3 allows for an unlimited area, sprinkler protected building, where the construction is Type I, II, III or IV, and the predominant occupancy is Group B, F, M or S. The building must have clear space, yard or public ways around it on all sides of at least 60 feet. Per IBC §507.8, the unlimited area building is allowed to have Group H-2, H-3 and H-4 occupancies within its footprint, with the following limitations: + The maximum aggregate Group H spaces cannot exceed 10% of the total building size nor the maximum allowable area for the construction type per IBC Table 503, + The Group H spaces must be separated from the non-Group H spaces by the required occupancy separation barriers of IBC Table 508.4, and + Group H-2 or H-3 storage rooms are required to be on the building perimeter. 8.1.4 Storage Arrangement Requirements The storage in the warehouse met the definition of high-piled (combustible) storage and must comply with the applicable requirements of IFC Chapter 32, unless any hazard class specific requirements are more restrictive. For the water reactive classes 1 and 2, and corrosive solids below MAQ, the only storage arrangement limitations are segregation from incompatible materials per IFC §5003.9.8, and the rules associated with high piled storage in IFC chapter 32, including: + Maximum storage height up to 40-ft, as permitted by the sprinkler system design. + Maximum contiguous floor pile volume of 400,000 cubic feet and maximum pile dimension of 100 feet.
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Page 24 | MARCH 2026 | Rev. 0 Copyright ©2026 Jensen Hughes, Inc. All Rights Reserved.T0123 + When the pile volume exceeds 400,000 cubic feet, then storage must be divided into multiple areas separated by a minimum 1-hr fire resistance rated barrier that extends from the floor to the underside of the roof or fire rated ceiling, with 1-hr fire doors protecting any openings. + Minimum aisle width between piles of 44 inches. + Flue spaces maintained in the longitudinal and/or transverse flue, in accordance with IFC Table 3208.3 or the sprinkler system design requirements. The sprinkler system design requirements in NFPA 400 for oxidizers are tied to storage arrangement limits, with the following provisions that are more restrictive than the high piled storage rules for Class 1 oxidizers when more than 4,000 lbs. are being stored (NFPA 400 §15.3.2.2.2.1): + Maximum storage height of 20 ft + Maximum pile width of 24 ft + Aisle width between piles of between 4 and 8 ft wide + Minimum separation of 2 ft from the wall + Minimum separation of 8 ft. from incompatible materials and combustible commodities above NFPA 13 Class III + Maximum quantity per pile of 200 tons Per 15.3.2.3.1, there are no additional storage arrangement rules for Class 2 oxidizers stored below the MAQ. The implementation of storage arrangement impacts of the requirements for segregation of incompatible materials require care and skill. The following considerations are important: + Whereas the requirements within IFC §5003.9.8 provide a one size fits all solution (e.g., 20-ft separation), the degree of incompatibility of each pair of chemicals can vary widely based on chemistry. The approach in the Canada National Fire Code Section 3.2.7.6 reflects this approach; it includes provisions that prohibit some incompatible materials from being stored within the same room, while other incompatible pairs can be stored in the same room and only require a horizontal separation distance of 1 meter. + There is very little practical guidance within the applicable codes themselves on how to determine which materials are incompatible with each other. Some practical guidance is available in the UN Transport of Dangerous Goods Code, and in other industry references and handbooks2. The SDS provide some lists of incompatible materials in Section 7, Handling and Storage, but sometimes the language provided is either too broad or not granular enough. For example, a typical SDS for TCCA may say incompatible materials are “Strong oxidizing agents, strong bases, strong reducing agents, combustible material.” A practical question that arises is whether the TCCA is equally incompatible with Dichlor Dihydrate and/or Anhydrous Dichlor, and/or Bromine Tablets and/or Calcium Hypochlorite; this is not obvious from the SDS statements. + There is no minimum quantity below which segregation of incompatible materials is not applicable since IFC §5003.9.8 is within the general requirements section regulating hazardous materials. These requirements can only be pre-empted by requirements that originate within a hazard specific section of the code. For 2 An example of a respected industry reference for incompatible chemicals is Bretherick’s Handbook of Reactive Chemical Hazards
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Page 25 | MARCH 2026 | Rev. 0 Copyright ©2026 Jensen Hughes, Inc. All Rights Reserved.T0123 example, requirements within the oxidizer chapter or the water reactive chapter take precedence over those in the general chapter: NFPA 400 Chapter 15 requires that Class 1 oxidizers are separated from flammable liquids by a minimum of 25 ft. but reduces the segregation distance from other incompatible materials to only 8-ft. Additionally, combustible commodities are explicitly included in NFPA 400 as an “incompatible material” to oxidizers. IFC §6704.1.2 and §6704.1.3 include provisions that treat water as an incompatible material to Class 2 and Class 3 water reactive materials. This requirement is included in the code section that is only enforced for storage above the MAQ but is mentioned here as a reference. 8.1.5 Fire Protection System Design Criteria The IFC/IBC doesn’t provide specific sprinkler system design criteria when the quantities are below the MAQ; this is true for all five hazard categories under consideration in this report. Whereas the IFC allows for the MAQ for corrosive solids to be increased by 100% from 5,000 lbs. to 10,000 lbs. (see footnote d in IFC Table 5003.1.1(2)) and the MAQ for Class 1 oxidizers to go from 4,000 lbs. to “not limited” (see footnote f in IFC Table 5003.1.1(1), the condition/requirement to receive these increases is having an “approved” sprinkler system installed throughout the building. This is enforced as the sprinkler system being adequate to protect the prevailing occupancy and installed in accordance with NFPA 13. The hazardous material stored below it’s MAQ is treated as an exempt amount that does not impact the design of the sprinkler system. Similarly, the quantity of Class 1 water reactive materials is not limited, regardless of the sprinkler system design – including a building with no sprinkler system. NFPA 400 is similar to IFC, with the exception that there is a specific sprinkler system design basis provided for the Class 1 oxidizers in NFPA 400 §15.3.2.2.3. Therefore, for a pool chemical classified as a Class 1 oxidizer the NFPA 400 criteria must govern the sprinkler system design, which includes that Class 1 oxidizers in plastic containers were designated to be protected as a NFPA 13 Class III commodity3. An NFPA 13 Class III commodity is within the normal range of what a typical (non-chemical) storage warehouse sprinkler system is designed to protect. In fact, the most common design basis for a modern warehouse is protection of a “cartoned unexpanded plastic commodity” which tends to describe many modern commodities. In summary, for the five hazard categories within the scope of this pool chemicals warehouse analysis, the sprinkler system design criteria in a warehouse with below MAQ chemical quantities is governed by a typical NFPA 13 warehouse design as follows: + Per NFPA 13 Table 13.2.1, storage of ordinary combustibles up to 12 ft high is generally able to be protected by Ordinary Hazard Group 2 (OH2) and plastic commodities are generally protected by Extra Hazard Group 2 (EH2) designs. + High-piled storage (on the floor or on racks) of both ordinary combustibles and plastic commodities are generally protected using ESFR systems in modern facilities such as the subject building in Georgia. For example, under a 40-ft ceiling, per NFPA 13 Tables 14.4.1, 15.4.1, 16.3.3.1 and 17.3.3.1, acceptable ceiling 3 NFPA 13 Appendix section A.5.6 includes multiple tables with recommended and example commodity classifications for an extensive list of common consumer goods. Examples of Class III commodities in NFPA 13 Table A.5.6.3.3 include: packages of dried beans and other solid/powdered food products stored in cardboard cartons, rigid PVC pipe, asphalt-coated fiberglass shingles, and wooden furniture.
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Page 26 | MARCH 2026 | Rev. 0 Copyright ©2026 Jensen Hughes, Inc. All Rights Reserved.T0123 only (pendent) protection for both floor piles and rack storage of Class I to IV commodities and cartoned unexpanded plastic commodities include: K16.8 at a minimum of 52 psi K22.4 at a minimum of 40 psi K25.2 at a minimum of 25 psi. IMPORTANT NOTES: 1. NFPA 13 chapters 14, 15, 16 and 17 include other sprinkler system types, such as CMSA and CMDA, that are approved to protect ordinary Class I to IV commodities and cartoned unexpanded plastic commodities; the three ESFR designs listed above are offered as examples of what is likely to be present in a warehouse constructed in 2019. 2. Starting in the 2016 edition of NFPA 400, the required commodity classified for a Class 1 oxidizer stored in a plastic container larger than 1 gallon is “unexpanded plastic commodity” and therefore an exposed plastic container with Class 1 oxidizer is classified as “uncartoned unexpanded plastic,” which is a higher hazard than the cartoned unexpanded plastic commodity. Therefore, if a change in warehouse storage was made after January 1, 2020 it would necessitate a sprinkler design re-evaluation, which would require this higher level of sprinkler protection. So, while the sprinkler system design criteria is not truly impacted in the scenario where all pool chemicals are being stored below their applicable MAQ, what is different is what level of storage is allowable in those cases depending on the hazard category assigned to the pool chemical. Specifically: + If the pool chemical is classified as only either a Class 1 oxidizer or a Class 1 water reactive material, then this sprinkler system allows for the quantity of pool chemicals stored in the warehouse to be “not limited.” + If the pool chemical is classified as only a corrosive solid, then this sprinkler system allows for only up to 10,000 lbs. of the pool chemical to be stored in the warehouse. In order to store more, the building must be divided into multiple control areas (up to maximum of four control areas allowed), separated from each other by minimum 1-hr fire barrier walls, and with up to 10,000 lbs. stored in each control area (i.e., maximum aggregate of 40,000 lbs. of the pool chemical allowed in the entire building if it is to remain as being below MAQ). The way to store more than 40,000 lbs. of a corrosive solid in a building is to convert the occupancy classification to Group H-4, separate the warehouse from the adjacent spaces by minimum 1-hr. fire barrier walls, and add the accompanying Group H-4 protection features, such as exhaust ventilation throughout the warehouse (see Case Study #2 for details). + If the pool chemical is classified as only a Class 2 oxidizer, then this sprinkler system allows only up to 500 lbs. of the pool chemical to be stored in the warehouse. To store more, the building must be divided into multiple controls areas (up to four allowed), separated from each other by 1-hr fire barrier walls and with up to 500 lbs. of the pool chemical stored in each control area (aggregate of 2,000 lbs. in the building). To store more than an aggregate of 2,000 lbs. in the building, the occupancy classification must be changed to Group H-3, the storage area separated from all adjacent spaces by minimum 2-hr fire rated barriers and the other applicable required Group H-3 protection features for OX2 added (see Case Study #2), including exhaust ventilation and automatic smoke detection. + If the pool chemical is classified as only a Class 2 water reactive material, then this sprinkler system allows for only up to 100 lbs. of the pool chemical to be stored in the warehouse. In order to store more, the building must be divided into multiple control areas (up to four allowed), separated from each other by
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Page 27 | MARCH 2026 | Rev. 0 Copyright ©2026 Jensen Hughes, Inc. All Rights Reserved.T0123 minimum 1-hr fire barrier walls and with up to 100 lbs. stored in each control area (aggregate of 400 lbs. in the building). To store more than an aggregate of 400 lbs. in the building, the occupancy classification must be changed to Group H-3, the storage area separated from all adjacent spaces by minimum 1-hr fire barrier walls and the other applicable required Group H-3 protection features for WR2 added (see Case Study #2), including exhaust ventilation on backup power. 8.2 CASE #2: A ONE HAZARD CLASS CHEMICAL STORED ABOVE THE MAQ 8.2.1 Case Study Details A chemical warehouse with an intended inventory greater than the maximum allowable quantity. The inventory exhibits only one hazardous property, such as water-reactivity or oxidizing or corrosive properties. 8.2.2 Occupancy Classification and Code Applicability According to IBC Tables 307.1(1) and 307.1(2), the applicable occupancy classification upon exceeding the MAQ, and the corresponding additional applicable code sections are as follows: + Class 1 oxidizer and Class 1 water reactive materials: not applicable since the MAQ is “not limited.” + Class 2 oxidizer: Group H-3. Add IBC §415, IFC §5004 and IFC §6304 (plus NFPA 400 Chapter 15 as applicable for specific topics). + Class 2 water reactive materials: Group H-3. Add IBC §415, IFC §5004 and IFC §6704 (plus NFPA 400 Chapter 20 when it provides more specific requirements). + Corrosive solids: Group H-4. Add IBC §415, IFC §5004 and IFC §5404 (plus NFPA 400 Chapter 12 when it provides more specific requirements). Per IBC §414, §415 and IFC §5004, the following requirements become applicable whether the above MAQ category is Class 2 oxidizer, Class 2 water reactive or corrosive: + The floors must be of non-combustible construction. + Mechanical exhaust ventilation (unless proven that natural ventilation is sufficient) must be provided at a rate of at least 1 CFM/SF across the entire floor of the room (design must address dead zones) to remove the heavier than air vapors and exhaust them directly to the outside. + A manual emergency alarm system with local alarm to alert occupants of an emergency involving the hazardous materials must be provided. Additionally, the following requirements become applicable if the exceeded MAQ is for Class 2 oxidizer or Class 2 water reactive, both of which make the chemical warehouse a Group H -3 occupancy: + Per IBC §415.5, if the storage room for the above MAQ storage is an attached room, then at least 25% of the perimeter of this room must be on an exterior wall. + The floors must be liquid-tight. + Secondary containment is required with capacity for a spill of the largest container plus at least 20 minutes of discharge based on the design flow of the sprinkler system.
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Page 28 | MARCH 2026 | Rev. 0 Copyright ©2026 Jensen Hughes, Inc. All Rights Reserved.T0123 While not explicitly stated in IBC, IFC and NFPA 400, if the applicable exceeded MAQ is “Corrosive” then consideration should be given to whether there is a prevailing corrosive environment, thereby triggering other applicable prescriptive or performance-based code requirements tied to corrosive environments. The question of a prevailing corrosive environment is relevant to these pool chemicals because the containers are designed to “breathe” and there is a known history in the industry that metal surfaces and equipment (including electrical components, storage racks and sprinkler system components) in a pool chemicals warehouse can tend to corrode unless there is sufficient (even aggressive) ventilation removing the vapors that evolve as the containers breathe. Relevant code sections for consideration in a potentially corrosive environment include: + NFPA 70 §300.6, Protection Against Corrosion and Deterioration: “Raceways, cable trays, cablebus, auxiliary gutters, cable armor, boxes, cable sheathing, cabinets, elbows, couplings, fittings, supports, and support hardware shall be of materials suitable for the environment in which they are to be installed.” The section goes on to give specific requirements depending on whether the equipment and raceways are metallic or non-metallic. + NFPA 13 §8.16.4.2.1, Protection of Piping Against Corrosion: “Where corrosive conditions are known to exist due to moisture or fumes from corrosive chemicals or both, special types of fittings, pipes, and hangers that resist corrosion shall be used, or a protective coating shall be applied to all unprotected exposed surfaces of the sprinkler system.” 8.2.3 Fire Rated Construction Requirements Per IBC §507.3, the special Section 507 unlimited area construction provisions are not allowed to be used if the predominant occupancy is Group H-3 or H-4, instead of the Group S-1 that applies when the MAQ is not exceeded. Therefore, the means to have an unlimited area building would be by improving the construction type from Type IIB to either Type IB or Type IA, in accordance with the minimum required construction type in IBC Table 503, which requires protection of all the structural steel in the building. Per IBC §507.8, the Group S-1 unlimited area building is allowed to have Group H-2, H-3 and H-4 occupancies within its footprint, with the following limitations: + The maximum aggregate Group H spaces cannot exceed 10% of the total building size nor the maximum allowable area for the construction type per IBC Table 503. + The Group H spaces must be separated from the non-Group H spaces by the required occupancy separation barriers of IBC Table 508.4. + If the Group H spaces are classified as Group H-3 (i.e. Class 2 oxidizer or Class 2 water reactive), then at least 25% of the room perimeter must be on the building perimeter. + If the Group H spaces are classified as Group H-4 (i.e., Corrosive, but not Class 2 oxidizer and not Class 2 water reactive), then the room is allowed to be away from an exterior wall but the maximum size of the room is limited to 25% of the size normally allowed by IBC Sections 503 and 506. Per IBC Tables 602 and 508.4, both Group H-3 and H-4 require the same fire resistance ratings for occupancy separation from adjacent areas. For example: + Unless the building is already compliant with the 60-feet separation distance for unlimited area buildings per IBC §507, the fire separation distance from the exterior wall of the Group H-3 chemical warehouse to other buildings (or a buildable lot line) must be at least 30 feet, unless it is fire rated in accordance with the requirements of IBC Table 602.
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Page 29 | MARCH 2026 | Rev. 0 Copyright ©2026 Jensen Hughes, Inc. All Rights Reserved.T0123 + Minimum 2-hr fire resistance rated boundaries are needed to separate a Group H-3 or H-4 warehouse/room from a Group A assembly area such as a large cafeteria or a training room. + Minimum 1-hr fire resistance rated boundaries are needed to separate a Group H-3 or H-4 warehouse/room from an adjacent Group S-1 moderate hazard warehouse or a Group B office area. However, per footnote c of IFC Table 6304.1.7(2), a minimum 2-hr fire rated boundary is required for all Class 2 and Class 3 oxidizer storage rooms/warehouses from all adjacent spaces. Therefore, the 2-hr requirement governs the Class 2 oxidizer storage room. 8.2.4 Storage Arrangement Requirements Among the five candidate chemical classifications4, IFC and NFPA 400 include the following increased restrictions on storage arrangements: + For the Class 2 oxidizer classification: For a detached building, the storage arrangement limits are identical in IFC and NFPA 400, but whereas a detached building is never required for Class 2 oxidizer storage in IFC, in NFPA 400 Table 5.3.7, storage of more than 2,000 tons requires a detached building. For the attached room (i.e., the chemical warehouse) that is separated by a fire barrier wall, IFC Table 6304.1.7(2) includes the following storage limits that are more restrictive than NFPA 400 Table 15.3.2.3.2.3(b): Maximum pile width = 25 feet Maximum pile height = 12 feet Minimum distance to walls = 2 feet Maximum quantity per pile = 50 tons Maximum quantity per building = 500 tons Per IFC §6304.1.9, the oxidizers must not be stored on or against combustible surfaces, and must be protected from contamination. The IFC Commentary adds that combustible surfaces may become ignited in the event of a spill of an oxidizer or uncontrolled release of vapors from the oxidizer. + For the Class 2 water reactive classification: Per IBC Table 415.5.2, storage of the commodity must be in a detached building if the total storage inside the warehouse is greater than 25 tons. NFPA 400 Table 5.3.7 has the same limit to trigger a required detached building. IFC §6704.1.5 requires that each pile is limited to 500 cubic feet, separated by aisles that are a minimum of 4 feet or the height of the pile, whichever is greater. The room must be resistant to water penetration and piping conveying liquids (other than fire protection water) shall not pass over or through the room, unless isolated by approved liquid-tight construction (IBC §415.7.4 and IFC §6704.1.3). 4 This analysis assumes Class 1 or 2 oxidizer, Class 1 or 2 water reactive, and corrosive solid
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Page 30 | MARCH 2026 | Rev. 0 Copyright ©2026 Jensen Hughes, Inc. All Rights Reserved.T0123 NOTE: For both Class 2 water reactive and Class 2 oxidizers, if the requirement to provide a detached warehouse is triggered, it is possible that a structurally independent fire wall separation may be acceptable to the AHJ in lieu of a detached building since a fire wall creates a separate building. It is unknown whether that approach was in use in the subject building. 8.2.5 Fire Protection System Design Criteria Both IFC §5004.5 and NFPA 400 §6.2.1.1 provide a generic requirement of OH2 sprinkler design for hazardous materials stored above MAQ (3,000 SF design area in IFC), unless another more restrictive requirement is provided. Class 2 oxidizers (in NFPA 400 §15.3.2.3.4) is the only material classification in the scope of this analysis with a more restrictive requirement. IFC §6304.1.4 directly references NFPA 400 (previously NFPA 430) as applicable for determining sprinkler design for storage above the MAQ of Class 2 oxidizers. In addition to the requirement to use high temperature sprinklers at the ceiling, NFPA 400 Table 15.3.2.3.2.10(B) provides the following requirements for protection of Class 2 oxidizers above the MAQ: + Floor piles up to 8 ft high require 0.20 gpm/SF over a 3,750 SF design area + Floor piles up to 12 feet high require 0.35 gpm/SF over a 3,750 SF design area + Rack storage requires one line of in-rack sprinklers above each level of storage (except the top level) plus 0.2 gpm/SF over 3,750 SF at the ceiling for storage up to 12 feet high, and 0.3 gpm/SF over 2,000 SF at the ceiling for storage up to 16 feet high Note: The requirement for the ceiling sprinklers to be high temperature for the protection of Class 2 oxidizers has the effect to make ESFR sprinklers inappropriate for the protection of Class 2 oxidizers in a large warehouse, since ESFR are only available as ordinary and intermediate temperature sprinklers. The intent of the requirement is to prevent activation of sprinklers remote from the fire. In a small room up to the size of the sprinkler design area the sprinkler activation temperature will not matter, but in a typical warehouse building (i.e., much larger than sprinkler design area) this activation temperature difference is vital to protect the available water pressure of the sprinkler system and the effectiveness of the sprinkler system. In a warehouse storing above the MAQ of Class 2 oxidizers, the following relevant additional systems are required to be provided: + A supervised automatic smoke detection system with local alarm. There are no additional protection requirements for a warehouse storing above the MAQ of exclusively Class 2 water reactive material, beyond the general protection requirements for the Group H-3 occupancy (such as the exhaust ventilation), as listed above. 8.3 CASE #3: A MULTI-HAZARD CLASS CHEMICAL STORED BELOW THE MAQ 8.3.1 Case Study Details A chemical warehouse with an intended inventory less than the maximum allowable quantity. The inventory exhibits multiple hazardous properties, such as water-reactivity and oxidizing properties.
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Page 31 | MARCH 2026 | Rev. 0 Copyright ©2026 Jensen Hughes, Inc. All Rights Reserved.T0123 8.3.2 Analysis Based on the analysis provided above for Case Study #1, the two key results of having a material be classified as both an oxidizer and a water reactive, as well as corrosive, but with the quantity below the MAQ, are: + Actual MAQ limits for Class 2 oxidizers, Class 2 water reactive materials and corrosive solids provide an actual cap on the quantity of material that can be present in the control area (i.e., the building, unless multiple control areas are created by minimum 1-hr fire rated barrier walls). Class 1 oxidizers and Class 1 water reactive materials do not have a true MAQ in a sprinkler protected building and therefore a building classified as being below the MAQ can have unlimited quantities if the classification of the stored materials is only stated as Class 1 oxidizer and/or Class 1 water reactive. Conversely, if the material is classified as Class 1 oxidizer and corrosive, then the corrosives MAQ of 19,500 lbs. (IFC Table 5003.11.1) is applicable if the maximum container size does not exceed 100 lbs. If the products are in super sacks (much larger than 100 lbs.), then the base MAQ of 10,000 lbs. from IFC Table 5003.1.1(2) is applicable. Similarly, the Table 5003.11.1 MAQ for Class 2 oxidizer (4,500 lbs.) and Class 2 water reactive (2,300 lbs.) may be used if the containers are limited to a maximum of 100 lbs. If super sacks are used, then the MAQ revert to the much lower limits in IFC Table 5003.1.1(1). + The designer has more clarity on the code intent for the sprinkler system design basis when the material is classified as an oxidizer. This is because NFPA 400 provides clarity on the intended sprinkler design basis for Class 1 oxidizer. 8.4 CASE #4: A MULTI-HAZARD CLASS CHEMICAL STORED ABOVE THE MAQ 8.4.1 Case Study Details A chemical warehouse with an intended inventory greater than the maximum allowable quantity. The inventory exhibits multiple hazardous properties, such as water-reactivity and oxidizing properties. 8.4.2 Analysis Based on the analysis provided above for Case Studies #2 and #3, the key results of having a material be classified as both an oxidizer and a water reactive (and/or corrosive), but with the quantity above the MAQ, are: + The driving classification is the Class 2 oxidizer status because: The increase in minimum fire rated separation from 1-hr. to 2-hr., The sprinkler system design is more demanding than the other categories, plus the ceiling sprinklers are required to be high temperature (i.e., not ESFR). There is a requirement to add a supervised automatic smoke detection system with local alarm. + The addition of the Class 2 water reactive classification adds the following key requirements There is a limit of 25 tons that can be stored inside a warehouse that is part of a larger building, above which the storage warehouse must be a standalone (detached) building. The storage warehouse must be resistant to water penetration and not allow liquid carrying pipes other than sprinkler piping through the room.
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Page 32 | MARCH 2026 | Rev. 0 Copyright ©2026 Jensen Hughes, Inc. All Rights Reserved.T0123 + The addition of the Corrosive solid classification adds the need to properly consider the corrosive environment that may result from the containers breathing and therefore releasing corrosive vapors. As discussed in Section 8.2.2: NFPA 70 includes a requirement that in a corrosive environment the electrical equipment, materials and wiring methods must be appropriate for the environment. NFPA 13 includes a requirement that the sprinkler system pipes, fittings and hangers must be properly selected to resist corrosion or be protected against corrosion. 9.0 Summary and Conclusions The purpose of this report was to summarize and discuss the fire protection requirements that were applicable to a pool chemicals warehouse designed and constructed in Georgia in 2019. The report identifies, interprets and weaves together the relevant sections and requirements from the applicable Georgia fire safety regulations and the relevant chapters of the then adopted building and fire codes and NFPA standards that together governed the design and construction of chemical warehousing facilities for pool chemicals. The focus of the analysis was on design and effectiveness of the fire protection system, including but not limited to the automatic sprinkler system. The key findings from this analysis include: 1. The crucial building blocks for the proper design basis development are: a. Correct and comprehensive chemical classification, including identifying all the secondary hazard categories that are applicable. The case studies included in this analysis assumed that the pool chemicals have a chemical classification that is some combination of the following: i. Class 1 or 2 oxidizer ii. Class 1 or 2 water reactive iii. Corrosive solid b. Determination of the proper occupancy classification i. The default occupancy classification for a storage warehouse is Group S-1, which allows for use of the IBC §507 special allowance for an unlimited area building that is only Type IIB construction (i.e., unprotected structural steel). ii. If the correct chemical classifications for the pool chemicals include Corrosive Solid and/or Class 2 oxidizer and/or Class 2 water reactive, then at warehousing quantities the occupancy classification will be Group H-4 and/or Group H-3 since the MAQ are exceeded. iii. If the main warehouse is classified as Group H instead of Group S-1, then the special IBC §507 Type IIB unlimited area building allowance is restricted and the structural steel must be protected to the level of Construction Type IB (for a Corrosive solid) or Construction Type IA (for a Class 2 oxidizer or Class 2 water reactive) to allow for an unlimited area building in which the entire warehouse is Group H-4 or Group H-3. iv. Additionally, if the warehouse is classified as Group H-4 due to a Corrosive solid classification, then proper consideration must be given to whether the environment is corrosive due to the breathing of the pool chemicals containers. In that case, the following additional requirements are applicable:
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Page 33 | MARCH 2026 | Rev. 0 Copyright ©2026 Jensen Hughes, Inc. All Rights Reserved.T0123 1.) NFPA 70 §300.6, Protection Against Corrosion and Deterioration: “Raceways, cable trays, cablebus, auxiliary gutters, cable armor, boxes, cable sheathing, cabinets, elbows, couplings, fittings, supports, and support hardware shall be of materials suitable for the environment in which they are to be installed.” The section goes on to give specific requirements depending on whether the equipment and raceways are metallic or non-metallic. 2.) NFPA 13 §8.16.4.2.1, Protection of Piping Against Corrosion: “Where corrosive conditions are known to exist due to moisture or fumes from corrosive chemicals or both, special types of fittings, pipes, and hangers that resist corrosion shall be used, or a protective coating shall be applied to all unprotected exposed surfaces of the sprinkler system.” c. Proper commodity classification towards sprinkler system design basis development. i. The top differentiator is that if the pool chemical is a Class 2 oxidizer, then the sprinkler system design includes a requirement to use high temperature sprinklers at the ceiling, which effectively eliminates use of ESFR sprinklers. ii. For the other four chemical classifications, the typical warehouse sprinkler system type is acceptable, including the ESFR systems that are common in modern warehouses. 2. If the chemical classification or inventory development is wrong, the entire fire protection system design basis will be wrong. 3. Changing the mix of chemicals in the warehouse or changing the storage arrangements can invalidate an existing design and jeopardize system effectiveness. a. Per IFC and NFPA 400, re-evaluation will be required against the current code at the time of the change, not the original code of construction. b. It must be noted that NFPA 400 has changed (i.e., increased) the required commodity classification for Class 1 oxidizers in plastic containers starting in the 2016 edition so that the compliance status of the typical warehouse sprinkler system that is based on protecting cartoned unexpanded plastic (CUP) commodities may not be automatically approved for protection of Class 1 oxidizers in plastic containers without further evaluation. The table below provides a summary and comparison of some of the key differences between the resultant required fire protection design basis, depending on the complete chemical classification of the pool chemical when stored at typical warehousing quantities. Warehousing quantities are assumed to be many thousands of pounds of product so that for Corrosive solids, Class 2 oxidizers and/or Class 2 water reactive materials, the MAQ will be exceeded.
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Page 34 | MARCH 2026 | Rev. 0 Copyright ©2026 Jensen Hughes, Inc. All Rights Reserved.T0123 2019 Georgia Fire Protection System Design Criteria Impact of Hazard Category with Storage of Warehousing Quantities5 Chemical Classification Scenario Occupancy Classification and Building Size Limits Sprinkler System Criteria Other Fire Protection System Requirements Fire Rated Barriers Requirements Storage Arrangements Class 1 Oxidizer Only IBC §507 Unlimited Area Group S-1 Typical NFPA 13 warehouse design such as ESFR Smoke/heat vents only if not using ESFR None Maximum storage height of 20 ft. per NFPA 400 and IFC Class 1 WR Only IBC §507 Unlimited Area Group S-1 Typical NFPA 13 warehouse design such as ESFR Smoke/heat vents only if not using ESFR None Corrosive Only H-4 (IBC §507 Unlimited Area Restricted) NFPA 13 OH2 with 3,000 SF design area or typical warehouse ESFR + Add exhaust ventilation with backup power, and emergency alarm. + Smoke/heat vents only if not using ESFR 1-hr fire barrier separation from adjacent spaces Class 2 Oxidizer Only H-3 (IBC §507 Unlimited Area Restricted) High temperature standard spray sprinklers per NFPA 400 Table 15.3.2.3.2.10(B) + Add smoke detectors, exhaust ventilation, secondary containment and emergency alarm + Smoke/heat vents 2-hr fire barrier separation from adjacent spaces. + Detached storage if over 2,000 tons + Max storage height of 16-ft (or less per sprinkler design) Class 2 WR Only H-3 (IBC §507 Unlimited Area Restricted) NFPA 13 OH2 with 3,000 SF design area or typical warehouse ESFR + Add exhaust ventilation with backup power and emergency alarm. + Smoke/heat vents only if not using ESFR 1-hr fire barrier separation from adjacent spaces Detached storage if over 25 tons 5 Warehousing quantities are anticipated to be several thousand pounds and therefore above the MAQ for the Corrosive, Class 2 Oxidizer and Class 2 Water Reactive hazard classifications
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Page 35 | MARCH 2026 | Rev. 0 Copyright ©2026 Jensen Hughes, Inc. All Rights Reserved.T0123 Chemical Classification Scenario Occupancy Classification and Building Size Limits Sprinkler System Criteria Other Fire Protection System Requirements Fire Rated Barriers Requirements Storage Arrangements Class 1 Ox + Class 1 WR IBC §507 Unlimited Area Group S-1 Typical NFPA 13 warehouse design such as ESFR Smoke/heat vents only if not using ESFR None Maximum storage height of 20 ft. Class 1 Ox + Corrosive H-4 (IBC §507 Unlimited Area Restricted) NFPA 13 OH2 with 3,000 SF design area or typical warehouse ESFR + Add exhaust ventilation with backup power and emergency alarm. + Smoke/heat vents only if not using ESFR 1-hr fire barrier separation from adjacent spaces Maximum storage height of 20 ft. Class 1 Ox + Class 1 WR + Corrosive H-4 (IBC §507 Unlimited Area Restricted) NFPA 13 OH2 with 3,000 SF design area or typical warehouse ESFR + Add exhaust ventilation with backup power and emergency alarm. + Smoke/heat vents only if not using ESFR 1-hr fire barrier separation from adjacent spaces Maximum storage height of 20 ft. Class 2 Ox + Class 1 WR H-3 (IBC §507 Unlimited Area Restricted) High temperature standard spray sprinklers per NFPA 400 Table 15.3.2.3.2.10(B) + Add smoke detectors, exhaust ventilation, secondary containment and emergency alarm + Smoke/heat vents 2-hr fire barrier separation from adjacent spaces. + Detached storage if over 2,000 tons + Max storage height of 16-ft (or less per sprinkler design) Class 2 Ox + Class 1 WR + Corrosive H-3 and H-4 (IBC §507 Unlimited Area Restricted) High temperature standard spray sprinklers per NFPA 400 Table 15.3.2.3.2.10(B) + Add smoke detectors, exhaust ventilation with backup power, secondary containment and emergency alarm + Smoke/heat vents 2-hr fire barrier separation from adjacent spaces. + Detached storage if over 2,000 tons + Max storage height of 16-ft (or less per sprinkler design)
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Page 36 | MARCH 2026 | Rev. 0 Copyright ©2026 Jensen Hughes, Inc. All Rights Reserved.T0123 Chemical Classification Scenario Occupancy Classification and Building Size Limits Sprinkler System Criteria Other Fire Protection System Requirements Fire Rated Barriers Requirements Storage Arrangements Class 2 Ox + Class 2 WR + Corrosive H-3 and H-4 (IBC §507 Unlimited Area Restricted) High temperature standard spray sprinklers per NFPA 400 Table 15.3.2.3.2.10(B) + Add smoke detectors, exhaust ventilation with backup power, secondary containment and emergency alarm + Smoke/heat vents 2-hr fire barrier separation from adjacent spaces. + Detached storage if over 25 tons + Max storage height of 16-ft (or less per sprinkler design) Class 1 Ox + Class 2 WR + Corrosive H-3 and H-4 (IBC §507 Unlimited Area Restricted) NFPA 13 OH2 with 3,000 SF design area or typical warehouse ESFR + Add exhaust ventilation with backup power and emergency alarm. + Smoke/heat vents only if not using ESFR 1-hr fire barrier separation from adjacent spaces + Detached storage if over 25 tons + Maximum storage height of 20 ft.
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Page 37 | MARCH 2026 | Rev. 0 Copyright ©2026 Jensen Hughes, Inc. All Rights Reserved.T0123 Appendices Table of Contents APPENDIX A SELECTED IBC EXCERPTS ................................................................................................... 38 APPENDIX B SELECTED IFC EXCERPTS ................................................................................................... 47 APPENDIX C SELECTED NFPA 400 EXCERPTS ........................................................................................ 64
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Page 38 | MARCH 2026 | Rev. 0 Copyright ©2026 Jensen Hughes, Inc. All Rights Reserved.T0123 Appendix A Selected IBC Excerpts
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Page 47 | MARCH 2026 | Rev. 0 Copyright ©2026 Jensen Hughes, Inc. All Rights Reserved.T0123 Appendix B Selected IFC Excerpts Exception: This Code does not apply to one- and two- family dwellings or one- and two- family row houses (townhouses) separated by a 2-hour fire wall containing not more than three dwelling units per structure. Exception: This Code does not apply to one- and two- family dwellings or one- and two- family row houses (townhouses) separated by a 2-hour fire wall containing not more than three dwelling units per structure. 102.3 Change of use or occupancy. No change shall be made in use or occupancy of any building or structure that would place the structure in a different division of the same group or occupancy or in a different group of occupancies, unless such structure is made to comply with the requirements of this Code, as may be applicable, as well as those of the International Building Code (IBC), as adopted by the Department of Community Affairs. Pursuant to O.C.G.A. 25-2-14, due to a change of use or occupancy of a building or structure the building or structure shall be treated as a proposed (new) building. (Refer to 103.3 of this Code regarding the requirements applicable to proposed (new) buildings and structures.)
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- Storage, transportation, use, dispensing, mixing
and handling of Flammable and Combustible Liquids as outlined in Chapter 120-3-11 Rules and Regulations of the Safety Fire Commissioner entitled, "Rules and Regulations for Flammable and Combustible Liquids
- Storage, handling, and transportation of
liquefied petroleum gas (LP-Gas) and the installation of LP-gas equipment pertinent to systems for such use as outlined Chapter 120-3- 16 Rules and Regulations of the Safety Fire Commissioner entitled, 'Rules and Regulations for Liquefied Petroleum Gases.’.
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FD06376 | 2001_美国_Bethlehem_Steel_公司_气体_Condensate火灾-_Bethlehem_Steel_Corporation_Gas_Condensate_Fire__最终报.pdf
分类:06_境外及港澳台调查报告 | 年份:2001 | 地域: | 严重程度: | 场所: | 起火原因: | 来源格式:pdf
U. S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
INVESTIGATION REPORT
STEEL MANUFACTURING INCIDENT (2 Killed, 4 Injured)
KEY ISSUES: MAINTENANCE JOB PLANNING FACILITY WINTERIZATION AND DEADLEGS LINE AND EQUIPMENT OPENING DECOMMISSIONING AND DEMOLITION BETHLEHEM STEEL CORPORATION BURNS HARBOR DIVISION CHESTERTON, INDIANA FEBRUARY 2, 2001
REPORT NO. 2001-02-I-IN ISSUE DATE: JANUARY 2002
2 CONTENTS
EXECUTIVE SUMMARY . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5
- 0
INTRODUCTION . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .12
- 1
Background. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .12 1.2 Investigative Process. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .12 1.3 Burns Harbor Mill. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .12 1.4 160-Inch Plate Mill . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .13 1.5 Coke Oven Gas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .13
- 0
DESCRIPTION OF INCIDENT . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .18
- 1
Pre-Incident Events . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .18 2.1.1 Furnace Decommissioning and Demolition. . . . . . . . . . . . . . . . .18 2.1.2 Discovery of Leak, January 1, 2001. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .19 2.1.3 Installation of Slip Blind, January 5, 2001. . . . . . . . . . . . . . . . . .20 2.2 The Incident . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .21
- 0
ANALYSIS OF INCIDENT . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .25
- 1
Condensate Incidents in 160-Inch Plate Mill . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .25 3.1.1 Fuel Switchover Problems at #5 Furnace, January 5, 2001 . . . . .25 3.1.2 Fire at #2 Furnace, January 30, 2001 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .26 3.1.3 Condensate Leakage at #1 Furnace, January 31, 2001. . . . . . . . .26 3.2 Job Planning . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .27 3.2.1 Deadleg Hazard Control. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .27 3.2.2 Written Purge Procedure . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .27 3.2.3 Installation of Slip Blind . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .28 3.2.4 Ignition Sources . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .29 3.2.5 Hazards Created by Demolition Activity. . . . . . . . . . . . . . . . . . .30 3.2.6 Communication of Safety and Maintenance Procedures. . . . . . .31 3.3 Condensate Composition and Removal. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .32 3.3.1 Deadleg . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .32 3.3.2 Presence of Flammable Liquids in COG Piping . . . . . . . . . . . . .33 3.3.3 Change in Condensate Removal Rate . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .36 3.4 Hazard Communication and Training . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .36
- 0
ROOT AND CONTRIBUTING CAUSES. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .38
- 0
RECOMMENDATIONS. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .40
- 0
REFERENCES. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .42
APPENDIX A: Incident Timeline . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .43
3 FIGURES
1 Two Continuous and Four Batch Furnaces at 160-Inch Plate Mill . . . . . . .14
2 Active Batch Furnace Showing Crane Removing Steel Slab. . . . . . . . . . . .14
3 COG System in 160-Inch Plate Mill. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .16
4 Condensate Removal, Normal Operation. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .17
5 #4 Batch Furnace COG Piping. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .18
6 #4 Batch Furnace Debris Pile Present Before Incident . . . . . . . . . . . . . . . .19
7 Location of Personnel at Time of Release, February 2, 2001 . . . . . . . . . . .22
8 #4 Batch Furnace COG Piping, Release of Flammable Liquid, February 2, 2001 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .23
9 Elevated Walkway Looking South . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .31
10 Probable Flammable Liquid Buildup Scenario . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34
11 Probable Flammable Liquid Carryover Scenario . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .35
4 ACRONYMS AND ABBREVIATIONS
AFL-CIO American Federation of Labor and Congress of Industrial Organizations
CFR Code of Federal Regulations
COG
Coke oven gas
CSB
U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board
ºF
Degrees Fahrenheit
ft3/day
Cubic feet per day
IOSHA
Indiana Occupational Safety and Health Administration
MSDS
Material Safety Data Sheet
OSHA
Occupational Safety and Health Administration
5
EXECUTIVE SUMMARY
ES. 1 Introduction
On February 2, 2001, a fire occurred at Bethlehem Steel Corporation’s Burns Harbor mill in Chesterton, Indiana. One Bethlehem Steel millwright and one contractor supervisor died. Four Bethlehem Steel millwrights were injured, one seriously. Workers were attempting to remove a slip blind1 and a cracked valve from a coke oven gas (COG) line leading to a decommissioned furnace. During removal of the valve, flammable liquid was released and ignited.
Because of the serious nature of the incident, the U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board (CSB) launched an investigation to determine the root and contributing causes and to issue recommendations to help prevent similar occurrences.
ES. 2 Incident
In 1992, the #4 batch furnace in the 160-inch plate mill was decommissioned, which created a deadleg2 in the COG piping. The furnace had been undergoing demolition since summer 2000.
On January 1, 2001, coke oven gas was found to be leaking from a crack in a 10-inch valve used to close off the COG line that fed the out-of-service #4 furnace. The crack was likely caused by the freezing and expansion of water in COG condensate that had accumulated above the valve.
Coke oven gas is a byproduct of the cokemaking process in an integrated steel mill. It is used throughout the mill as a gaseous fuel. At the point of distribution, coke oven gas typically contains up to 10 percent water vapor. As it passes through cold distribution
1 A slip blind (referred to as a pancake blind at Burns Harbor) is a round metal plate that is slipped between the loosened flanges of a piping connection to prevent flow. 2 A deadleg is a section of piping, typically vertical, without flow. In this case, it was connected to the main COG piping.
6 lines, a portion of the water and heavier hydrocarbons3 condense out of the gas. These liquids drain into tanks at various locations along the COG distribution system.
On January 5, millwrights installed a slip blind in the piping at the upper flange of the cracked valve to stop the leak. This allowed liquid to again collect in the deadleg, which lacked a low point drain.
Upstream of the #4 furnace, pipe insulation was missing from condensate drain lines on the roof of the plate mill. The missing insulation–combined with freezing temperatures in December 2000 and January 2001–caused the drain lines to plug with ice, which prevented the removal of condensate from the COG piping. It is most likely that flammable liquid concentrated and accumulated in the deadleg as the water trapped in the piping froze. The inability to remove condensate also resulted in three incidents prior to February 2–including one on January 30, in which a large surge of fire and burning liquid were emitted from another furnace.
On Friday, February 2, millwrights were assigned to replace the blind and cracked valve with a blind flange and drain assembly. A vacuum truck crew from Onyx Industrial Services was assigned to remove the condensate, which was expected to be non- flammable.
There was no way to safely drain the deadleg prior to opening the flange. As the millwrights loosened and removed the bolts from around the blind, a small stream of liquid began to seep from the flange. The valve and the slip blind suddenly dropped down several inches against the loosened bolts. Flammable condensate sprayed out and soaked two of the millwrights and the Onyx supervisor. The condensate ignited. CSB identified an infrared heat lamp and a natural gas-fired space heater–both used for freeze protection–as two potential ignition sources. As the flame reached the valve and the now open pipe, there was a blast and flammable liquid sprayed in all directions.
3 The heavier hydrocarbons include benzene, toluene, and xylenes.
7 The two millwrights were engulfed in flames and fell behind the furnace structure. One of these millwrights died; the other suffered burns and contusions. The Onyx supervisor fell onto the demolition debris and was fatally burned. In escaping through the flames, a third millwright received serious burns and another suffered smoke inhalation.
ES. 3 Key Findings
The #4 batch furnace was decommissioned in 1992, which created a deadleg of 25 feet of vertical 10-inch-diameter piping where COG condensate collected. The foreseeable sequence of events `that could lead to the accumulation and freezing of water in the deadleg was not taken into account in planning the decommissioning work.
Missing pipe insulation caused water in the COG condensate to freeze and plug the system drains at the 160-inch plate mill in December 2000. It is most likely that the condensate trapped in the COG piping separated into water and hydrocarbon layers. As the water layer continued to freeze, liquid hydrocarbons accumulated in the COG piping and were carried into the furnace piping.
Three incidents in the 160-inch plate mill in January 2001, including one that produced a surge of fire and a flow of flaming liquid from a furnace, demonstrated that the amount of condensate in the COG system was unusually high and could be flammable. The Burns Harbor facility did not have a system for monitoring and controlling hazards that could be caused by changes in COG condensate accumulation rates or flammability. Burns Harbor staff was investigating these incidents and conducting followup activities at the time of the February 2 incident. Knowledge of the previous incidents was not shared with the workforce performing the maintenance job on February 2.
The majority of the Burns Harbor and contractor personnel interviewed by CSB considered COG condensate to be mostly water; they did not think that it posed a fire risk. The potential presence of flammables was not considered in job
8 planning. The Material Safety Data Sheet (MSDS) for COG condensate does not list the potential for flammability. A sample of COG condensate taken by CSB from another furnace in the plate mill after February 2 was highly flammable, with a flash point of 29 degrees Fahrenheit (oF).4
The installation of the slip blind above the cracked valve on January 5 and the attempted removal of the leaking valve on February 2 were both done without written procedures, as required by the Burns Harbor Lockout, Blue Flag, and Tag policy and the Burns Harbor Gas Hazard Control Program. These procedures required detailed written instructions for isolation, drainage, and purging of piping.
The initial leak repair plan was to install a blind flange and drain valve to replace the cracked valve. However, a slip blind was installed to save time. The slip blind created a hazardous situation; it allowed COG condensate to again accumulate in the deadleg and prevented safe draining of the line because there was no low point drain.
The demolition work at the #4 furnace was being conducted without sufficient planning, oversight, or control. Demolition activities resulted in elevated walkways without railings and obstructed egress pathways, which prevented workers from quickly escaping when the ignition occurred.
ES. 4 Root Causes
- Management systems for the supervision, planning, and execution of
maintenance work were inadequate. Burns Harbor mill personnel often bypassed the Lockout, Blue Flag, and Tag and Gas Hazard Control Program procedures when performing COG line maintenance in the steel handling areas of the facility. Company requirements for written 4 Flash point is the minimum temperature at which a liquid gives off sufficient vapor to form an ignitable mixture with air near the surface. Liquids with flash points of less than 100oF are classified as flammable.
9 planning, job setup, and line isolation and purging were not followed on January 5 or February 2. The work on January 5 and February 2 should not have been scheduled without a plan to control the hazards created by the potential for flammables and by the lack of a low point drain in the deadleg. Personnel performing the work were not made aware of the possible presence of flammables, nor were they informed of the condensate incidents that occurred prior to February 2. Obstructed exit routes due to demolition work on the #4 furnace were not considered during job planning. Insulation was not reinstalled after the completion of maintenance work on an outdoor section of system piping. This allowed water in the COG condensate to freeze. The freezing blocked drains and led to the accumulation of a flammable phase in the furnace system.
- The Burns Harbor facility did not have a system for monitoring and controlling
hazards that could be caused by changes in COG condensate flammability or accumulation rates. Changes in the amount of condensate being collected were not taken into account by management. By not examining or responding to these changes, the facility missed opportunities to take corrective action, which could have prevented the February 2 incident. Employees were not generally aware of the potential flammability of COG condensate under certain operating conditions.
ES. 5 Contributing Cause
The Burns Harbor facility did not have a program to identify and address hazards that might be created by decommissioning and demolition operations.
10
The hazards created by the deadleg were not considered when the #4 furnace was decommissioned in 1992. The deadleg was not removed or protected from freezing at that time or when demolition activities began in 2000. The demolition work resulted in the creation of hazards, such as lack of railings on the elevated platform and obstructed egress.
ES.6 Recommendations
Bethlehem Steel Corporation, Burns Harbor Mill
Implement a work authorization program that requires higher levels of management review, approval, and oversight for jobs that present higher levels of risk, such as opening lines potentially containing flammable liquids where there is no low point drain.
Monitor the accumulation and flammability of COG condensate throughout the mill. Address potentially hazardous changes in condensate accumulation rates and flammability.
Survey the mill for deadlegs and implement a program for resolving the hazards. Develop guidance for plant personnel on the risks of deadlegs and their prevention. Include deadlegs in plant winterization planning.
Provide drains at low points in piping to allow for the safe draining of potentially flammable material.
Ensure that Burns Harbor and contractor employees are trained with regard to the potential presence of flammable liquids when working with or opening COG or condensate piping and equipment.
11
- Establish procedures to ensure that insulation is replaced when removed for
maintenance.
Bethlehem Steel Corporation
Conduct periodic audits of work authorization, line and equipment opening, deadleg management programs, and decommissioning and demolition activities at your steelmaking facilities. Share findings with the workforce.
Revise the Material Safety Data Sheet (MSDS) for COG condensate to highlight the potential flammability hazard. Ensure that management at your steelmaking facilities trains employees and informs contractors with regard to the potential presence of flammable liquids when working with or opening COG condensate piping and equipment.
Communicate findings of this report to the workforce and contractors at Bethlehem Steel’s steelmaking facilities.
American Iron and Steel Institute, Association of Iron and Steel Engineers, United Steelworkers of America, AFL-CIO Building Trades Council
Communicate findings of this report to your membership.
12 1.0 INTRODUCTION
- 1
Background
On February 2, 2001, a fire in the furnace area of the 160-inch plate mill at Bethlehem Steel Corporation’s Burns Harbor mill in Chesterton, Indiana, killed a Bethlehem Steel millwright and a supervisor with Onyx Industrial Services, a vacuum truck contractor. Another millwright was seriously injured, and three millwrights received lesser injuries. Workers were attempting to remove a slip blind5 and a cracked valve from a coke oven gas (COG) line when flammable liquid was released and ignited.
- 2
Investigative Process
The U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board (CSB) examined physical evidence at the site, conducted interviews, and reviewed relevant documents. The CSB incident investigation team coordinated activities with the Indiana Occupational Safety and Health Administration (IOSHA), which also investigated the incident.
CSB contracted with Phoenix Chemical Laboratory Inc. for analysis of condensate samples and with Engineering Systems Inc. for inspection of an infrared heat lamp found at the incident scene.
- 3
Burns Harbor Mill
The Burns Harbor mill of Bethlehem Steel is located on the shore of Lake Michigan. Burns Harbor opened in 1962. The mill, which covers approximately 3 square miles, employs about 5,000 members of the United Steelworkers of America union and 1,100 salaried personnel. There is a daily contractor population of 200 to 300.
5 A slip blind (referred to as a pancake blind at Burns Harbor) is a round metal plate that is slipped between the loosened flanges of a piping connection to prevent flow.
13 As an integrated mill, Burns Harbor uses iron ore and coke to produce iron, which is converted to steel in three basic oxygen furnaces. Coke is produced onsite from coal in two coke oven production units.
Molten steel is converted to slabs in continuous casters. The slabs, resembling king-size mattresses in shape and weighing up to 20 tons each, are further processed into various shapes in the hot strip mill or the 160-inch plate mill, where the February 2 incident occurred.
- 4
160-Inch Plate Mill
The 160-inch plate mill contains two continuous and four batch furnaces (Figure 1), where steel slabs are heated to greater than 2,300 degrees Fahrenheit (oF). The slabs are further processed by being passed through heavy rolls, becoming thinner and longer, until a final steel plate is produced. Either coke oven gas or natural gas is burned to heat the batch furnaces. Figure 2 shows one of the batch furnaces in operation.
- 5
Coke Oven Gas
Coal is carbonized to coke by heating it to a high temperature (2,200oF) in an oxygen- deficient atmosphere.
14
Figure 1. Two continuous and four batch furnaces at 160-inch plate mill.
Figure 2. Active batch furnace showing crane removing steel slab. #5 Batch Furnace #8 Batch Furnace #7 Batch Furnace #6 Batch Furnace #4 Batch FurnaceDebris Pile SLAB YARD Onyx Vac Truck N #1 Cont. Furnace #2 Cont. Furnace Slab Conveyor Cont. Room Onyx Pickup Truck Natural Gas-Fired Space Heater Cracked Valve Crane Elevated Walkway
15 Volatile materials and gases formed in the cokemaking process are vaporized and removed, leaving the solid coke behind. At Burns Harbor, the coal chemical unit cleans the raw coke oven gas to produce fuel for use in the mill. The following steps are required to process coke oven gas:
Cool the gas by direct contact with a liquid condensate stream, which removes the majority of the water and hydrocarbon liquids. Remove tar particles by electrostatic precipitation. Absorb ammonia in a sulfuric acid solution and convert to ammonium sulfate, a commercial byproduct. Remove naphthalene via direct contact washing.
Forty percent of the gas is used to heat the coke oven units, leaving 60 percent available to the rest of the mill. The COG flow rate is approximately 80 million cubic feet per day (ft3/day). Gas users in the mill include a power generating station and blast furnaces. The remaining gas then continues to the hot strip mill and, finally, to the 160-inch plate mill. Excess gas not consumed by the plant is burned in a flare tower. The COG distribution system runs for several miles within the Burns Harbor facility (Figure 3).
The coal chemical unit does not remove all of the condensate from the coke oven gas. The gas enters the distribution system at a temperature of 85 to 110º F, and vapors continue to condense as the gas cools in the piping. The liquid formed is carried downstream to a series of drains located at intervals along the COG system (Figure 4), where it is collected in tanks for recycle and disposal.
16 160-Inch Plate Mill 20-Inch COG Header 20- Inch Isolation Valve #1 Continuous Furnace #2 Continuous Furnace #4 Batch Furnace #5 Batch Furnace #7 Batch Furnace #8 Batch Furnace Cracked 10-Inch Valve Piping Deadleg #6 Batch Furnace
Figure 3. COG system in 160-inch plate mill.
The Bethlehem Steel Material Safety Data Sheet (MSDS) for coke oven gas provides the following composition data:
Composition of Coke Oven Gas at 100oF Component Weight Percent Water Benzene Carbon monoxide Carbon dioxide Ethylene Hydrogen Methane Ethane Hydrogen sulfide Approx. 10 1 – 4 13 – 16 6 – 8 5 – 11 9 – 13 43 – 53 2 - 3 0.9 – 1.5
17 The MSDS also identifies trace components, including butylenes (< 0.8 percent), toluene (< 0.5 percent), and xylenes (< 0.3 percent).6
The Burns Harbor MSDS for COG condensate lists a specific gravity of 1 and a boiling point of 212oF, which indicates that normally the condensate is mostly water.7
Figure 4. Condensate removal, normal operation.
6 Bethlehem Steel Corporation, Coke Oven Gas Material Safety Data Sheet, January 1997. 7 Bethlehem Steel Corporation, Coke Oven Gas Condensate Material Safety Data Sheet, April 1997. COG Flow to Batch Furnaces COG Condensate to Condensate Tank 20-Inch COG Line on Plate Mill Roof 14-Inch COG Line to Batch Furnaces COG Flow Normal Condensate Drainage Condensate Tank Seal Leg to Maintain Header Pressure Expanded View 20-Inch COG Line 160-Inch Plate Mill Roof Ground Level Drain Lines
18 25 Feet of 10-Inch Diameter Deadleg Piping Crack in 10-Inch Valve (Discovered January 1) 10-Inch Slip Blind (Installed January 5) 2.0 DESCRIPTION OF INCIDENT
- 1
Pre-Incident Events
- 1.1
Furnace Decommissioning and Demolition
The #4 batch furnace in the 160-inch plate mill was shut down in 1992, at which time a 10-inch isolation gate valve was closed to prevent the flow of coke oven gas to the furnace. This created a 25-foot vertical deadleg8 of 10-inch-diameter piping above the valve, which was open to the COG distribution piping (Figure 5). Furnace demolition began in summer 2000.
Figure 5. #4 Batch furnace COG piping.
8A deadleg is a section of piping, typically vertical, without flow. In this case, it was connected to the main COG piping.
19 Over the Thanksgiving 2000 weekend, the furnace structure was knocked down. Figure 6 shows the resulting rubble pile.
Figure 6. #4 Batch furnace debris pile present before incident.
- 1.2
Discovery of Leak, January 1, 2001
On January 1, 2001, around noon, a foreman at the 160-inch plate mill detected a COG odor in the furnace area. Upon investigating, he determined that gas was leaking from a large crack in the 10-inch gate valve at the #4 furnace. The foreman contacted the utility department, which is responsible for the COG distribution system at Burns Harbor. By 4:00 pm, the main 20-inch manual gate valve located on the roof of the plate mill was closed, which stopped the flow of coke oven gas to the building. The fuel for the furnaces was switched from coke oven gas to natural gas.
CSB determined that the 10-inch valve likely cracked when water trapped in the deadleg above the valve froze and expanded. The leak became apparent as the ice thawed. Although outdoor temperatures remained below freezing for most of December, a significant warmup in the month allowed for thawing inside the furnace area. It is Cracked Valve
20 probable that any liquid in the deadleg drained through the crack before the gas was detected. As shown in Figure 5, the crack was located at the upper flange of the valve, above the gate that blocked flow.
- 1.3 Installation of Slip Blind, January 5, 2001
Before the plate mill foreman left work on January 1, he discussed the proposed repairs with a foreman from the general services department. (This department is a plant-wide group of approximately 85 employees who supplement maintenance activities in each operating area.) They determined that the best approach was to remove the cracked 10- inch valve and replace it with a blind flange fitted with a 1-inch drain valve,9 which would serve as the drainage point for the 25-foot deadleg.
To safely proceed with the job, the foremen agreed that a purge procedure was required. At Burns Harbor, a purge procedure is a set of written instructions for preparing a line for maintenance. Purge procedures are typically written by combustion technicians,10 in consultation with operations and safety personnel, as necessary. The purge procedure lists the order for opening and closing specific valves and vents (lockout/tagout) to ensure that hazardous gases and liquids are vented and drained prior to beginning maintenance work.
The leaking valve problem was the subject of a meeting of supervisors from the plate mill and the utility departments between January 2 and 5. The managers decided to install a slip blind in the flange above the leaking valve (Figure 5) instead of the preferred blind flange and drain valve assembly. It would have taken additional time to fabricate the blind flange and drain valve, and the plant wanted to switch more quickly from natural gas to the less expensive coke oven gas.
9 A blind flange is a solid plate piping component used to close the open end of a pipe. 10 Combustion technicians are responsible for instrumentation and for the equipment that controls and monitors the fuel gases used at Burns Harbor.
21 On January 5, managers and staff from the 160-inch plate mill and the utility and general services departments met on the elevated walkway at the valve to discuss installation of the slip blind. Three millwrights from the general services department were assigned to the job. They were informed that the main 20-inch COG valve was closed and that coke oven gas had been vented from the plate mill system piping. The isolation and venting were done without written pre-job planning, which is required by Burns Harbor maintenance procedures when hazardous gas might be present.
The millwrights began the work by removing two bolts and checking the flange area for flammable gases with a combustible gas detector. No hazardous gases were detected. They then proceeded with the slip blind installation. As they loosened and removed the remaining bolts, a tar-like residue with a molasses consistency began to ooze from the flange, hindering installation of the blind. The millwrights hammered the blind into the flange opening, and then reinstalled and tightened the bolts.
At some time during the following week, a foreman placed a 250-watt infrared heat lamp near the line, just above the 10-inch valve. The lamp was intended to keep the line warm, prevent freezing, and thus prevent failure of the piping and the release of additional material. Heat lamps are one of the devices commonly used at the Burns Harbor facility to prevent lines from freezing.
- 2
The Incident
On the morning of February 2, 2001, another meeting of management and staff from the utility and plate mill departments was held at the cracked 10-inch valve to plan the valve removal job. Personnel discussed the need to drain the line above the blind, but this could not be done safely with the blind installed. However, they decided to proceed because they believed that the condensate was nonflammable. Two potential ignition sources were located in the area when the job began–a natural gas-fired space heater and the infrared heat lamp.
22 The job was assigned to five general services department millwrights, including two who had originally installed the slip blind on January 5. Burns Harbor management also assigned a four-man crew from Onyx Industrial Services to capture COG condensate that might be released when the line was opened. The crew consisted of two supervisors and two vacuum truck operators.
At this time, the workers were located as shown in Figure 7. Two millwrights were balanced on the piping behind the valve, off the walkway. Another millwright was standing on the walkway. The Onyx supervisor was standing to the side of the valve. The fourth millwright was working near the end of the walkway, and the fifth millwright and three of the Onyx personnel were located on the ground.
Figure 7. Location of personnel at time of release, February 2, 2001.
To begin the work, the millwrights removed the bolts on the bottom side of the valve, which opened up about 6 inches of space below the valve. They then loosened the bolts Onyx Vac Truck Crane Onyx Pickup Truck #5 Furnace Natural Gas Fired SpaceHeater Control Room Bathroom Beam Onyx Supervisor Millwrights Millwrights #4 Furnace Debris Pile 10-Inch Valve Millwright Onyx Workers Elevated Walkway N
23 on the top flange of the valve, around the slip blind. A small stream of liquid began to seep from the flange, in addition to black tar-like material; and the valve suddenly dropped down several inches against the loosened bolts (Figure 8). Flammable condensate sprayed out and soaked the two millwrights positioned on the piping and the Onyx supervisor. The condensate ignited. Another millwright observed the flame move from the north and below him along the wall to the south, toward the valve. As the flame reached the valve and the now open pipe, there was a blast and flammable liquid sprayed in all directions. Figure 8. #4 Batch furnace COG piping, release of flammable liquid, February 2, 2001.
The two millwrights on the piping were engulfed in the flames and fell behind the furnace structure. One of these millwrights died; the other was injured, with burns and 25 Feet of 10-Inch Diameter Deadleg Piping 10-Inch Slip Blind Release of Flammable Liquid
24 contusions. The Onyx supervisor fell off of the east side of the walkway onto the furnace debris pile and suffered fatal burns. (There was no railing on the east side of the walkway due to the demolition activities.). The third millwright ran down through the flames across the debris pile and was seriously burned. The fourth millwright suffered smoke inhalation as he ran down the stairs through the flames.
25
- 0
ANALYSIS OF INCIDENT
CSB identified four major problem areas in the Burns Harbor 160-inch plate mill that contributed to the February 2 incident: Lack of understanding of the condensate’s potential flammability Maintenance job planning and execution Condensate composition and removal Hazard communication and training.
- 1
Condensate Incidents in 160-Inch Plate Mill
Between the time of the initial leak on January 1 and the fire on February 2, three incidents demonstrated that the amount of condensate in the COG system was unusually high and that the liquid was not the typical nonflammable composition the workforce had come to expect. Management did not recognize the relationship between these condensate problems and the hazards presented by repair of the cracked valve.
- 1.1
Fuel Switchover Problems at #5 Furnace, January 5, 2001
During the evening shift on January 5, after the slip blind was installed, the operators reopened the main 20-inch COG valve to switch the furnaces from natural gas back to coke oven gas. After successfully switching the #1 and #2 continuous furnaces and the #7 batch furnace, the operators made the following entry into their shift log sheet: “Attempted (twice) to switch #5 furnace over to coke gas, but each time it would not light and spewed heavy black smoke – filling the mill aisle. Because headers are apparently filled with water, it was switched back over to natural gas.” This was the first indication of condensate buildup in the COG piping to the furnaces.
26 3.1.2 Fire at #2 Furnace, January 30, 2001
On January 30, flammable COG condensate reached the burners at the #2 continuous furnace (located to the north of the demolished #4 furnace), causing a large surge of fire that escaped from the doors of the furnace. Burning liquid was also observed spewing from the furnace, and the flames engulfed a walkway. Although Burns Harbor employees were in the area of the furnace, no one was injured.
In investigating the January 30 incident, Burns Harbor staff determined–prior to February 2–that condensate was not draining to the plate mill’s condensate tank. A section of the condensate drain lines on the roof of the mill had likely frozen; temperatures had been below freezing, and approximately 15 feet of insulation was missing from the lines. (The missing insulation was not discovered until January 31.) Because of these conditions, the COG piping was likely full of ice, water, and flammable liquid. These conditions were not communicated by management to the personnel responsible for the planned deadleg repairs.
- 1.3
Condensate Leakage at #1 Furnace, January 31, 2001
On January 31, millwrights were installing a blind11 in the COG line to isolate the #1 continuous furnace for routine maintenance. About 20 gallons of condensate leaked out. The millwrights stated that they had never seen this much condensate leak when opening the flange.
The millwrights who installed the slip blind on January 5 and worked the valve removal job on February 2 were not aware that excessive amounts of condensate were present in the COG piping system.
11 The isolation blinds on the COG lines to the furnaces were “spectacle blinds,” which can be pivoted in a flange. One side of the blank is open, allowing full flow; the other side is solid, preventing flow. Thus, looking at the portion of the blind that is visible outside the flange allows you to determine the flow condition inside the piping.
27
- 2
Job Planning
Planning of the maintenance work on both January 5 and February 2 was inadequate, as discussed in Sections 3.2.1 through 3.2.6.
- 2.1
Deadleg Hazard Control
The cracked valve discovered on January 1 was located at the bottom of a 25-foot-long vertical deadleg of 10-inch-diameter piping created when the #4 furnace was shut down. The creation of a pocket where liquid could potentially, accumulate, freeze, and subsequently crack the valve should have been addressed by removing the deadleg or by taking steps to eliminate the potential for freezing, such as external heating and insulation.
- 2.2
Written Purge Procedure
Before doing maintenance work that called for COG line opening, Burns Harbor required a job-specific purge procedure in accordance with the facility’s Gas Hazard Control Program. The Burns Harbor Lockout, Blue Flag, and Tag policy was also not followed. That policy states: “Job pre-planning for work that involves confined space entry, hazardous gas work, pressure vessel work, piping work, etc., should be detailed in writing to ensure that proper Lockout, Blue Flag and Tag procedures are followed.” And, “Comply with Job Safety Analysis, Purge Procedure, etc., when working on steam, gas, oil, air, acid or water lines and associated equipment. Such equipment must be neutralized, purged, disconnected, blanked and bled of any excess energy which could cause injury.”
The January 5 and February 2 jobs were conducted without a written purge procedure. This decision was made by management and staff based on the mistaken assumption that the COG condensate was not flammable and thus that the condensate remaining in the
28 line posed no threat to personnel. The requirement to execute a purge procedure was sometimes waived by operations or maintenance personnel for small jobs or jobs that were considered to be nonhazardous. However, there was no formal system for determining when the requirements could be waived.
The National Safety Council recommends: “Before working on a pipeline, shut off the line, lock and tag the valves, relieve pressure from the section of the line, and drain it.” (National Safety Council, 1997; p. 117) The Occupational Safety and Health Administration’s (OSHA) standard for control of hazardous energy (lockout/tagout) states: “Following the application of lockout or tagout devices to energy isolating devices, all potentially hazardous stored or residual energy shall be relieved, disconnected, restrained, and otherwise rendered safe.”12 Although a Burns Harbor blue flag (a tagout device) was placed on the 20-inch valve on the roof of the plate mill, the line was not drained.
- 2.3
Installation of Slip Blind
After the COG distribution piping was closed on January 1, the furnaces in the 160-inch plate mill were switched over to natural gas. Management’s initial plan was to remove the cracked valve and replace it with a blind flange containing a 1-inch fitting and drain valve. This would have provided a condensate drainage point. However, on January 5, management instead decided to install a slip blind into the flange above the cracked valve.
Installation of a slip blind rather than the blind flange and drain assembly allowed the mill to more quickly return the furnaces to less expensive COG service.
12 29 CFR 1910.147 (d)(5)(i), Control of Hazardous Energy (Lockout/Tagout).
29 However, the slip blind eliminated the possibility of safely draining liquid that might accumulate in the deadleg.13 Installation of the blind flange and drain valve would have provided a way to safely drain the deadleg. The United Kingdom’s Health and Safety Executive (HSE) states in its book, The Safe Isolation of Plants and Equipment: “Bleeds and vents allow the safe depressurization of parts of the plant when it has been isolated and also enable the integrity of isolations to be checked. Inadequate provision of bleeds or vents may compromise the safety of the isolation.” (HSE, 1997; p. 47)
Managers from the utility and plate mill departments recognized the risk of another line failure if the deadleg refilled with liquid and refroze. Therefore, they scheduled the installation of the blind flange and drain assembly for February 2. As an interim measure to prevent the deadleg from refreezing, an infrared heat lamp was placed next to the 10- inch piping, just above the blind.
- 2.4
Ignition Sources
There were two potential ignition sources in the area when the job began, though CSB could not determine which source ignited the fire:
A natural gas-fired space heater was located 28 feet horizontally and 18 feet below the 10-inch valve. These heaters were used as part of the Burns Harbor freeze protection program for piping containing water.
13 Burns Harbor personnel briefly considered, but ultimately rejected, the use of a hot tap to drain the deadleg above the slip blind. Hot tapping is a technique for creating an opening in piping that is in service by welding a fitting onto the pipe and then cutting or drilling a hole through the welded fitting. Hot tapping is normally done only when there is sufficient flow in the piping to safely dissipate heat or a sufficient amount of liquid above the weld point, and when it can be ensured that the piping does not contain a flammable atmosphere. The line above the dead leg had no flow through it, and there was no way to ascertain that the contents of the pipe would not ignite.
30 An infrared heat lamp was positioned next to the 10-inch piping, above the cracked valve. CSB determined that the lamp was on at the time of the release.
Because the work involved opening a line that potentially contained flammables, job planning should have included removal of potential ignition sources. Although the Burns Harbor Gas Hazard Control Program required that representatives from the fire and safety departments assist in job planning, no one from either department was consulted in preparing for the maintenance work.
- 2.5
Hazards Created by Demolition Activity
The #4 furnace was shut down in 1992. In summer 2000, mill management decided to remove the furnace structure. No procedure was written for demolition of the furnace, and no safety review was conducted to consider the possible hazards created by the demolition activities.
Over the Thanksgiving 2000 weekend, the mill’s crane was used to knock down the furnace. Figure 6 shows the resulting rubble pile (for comparison, see the photo of an operating furnace in Figure 2).
As a result of this destruction, the working area around the cracked valve was hazardous. The following problems were present on February 2, 2001: No railing was in place on the east side of the walkway; there was a 6-foot drop from the walkway to the rubble pile (Figure 9). Piping from the demolition blocked the stairway landing to the walkway. The stairway did not connect with the walkway.
These obstructions and lack of handrails made it difficult for workers to escape the area when the leak and fire started. It is probable that the loss of life and injuries would have
31 been lessened if an easier means of exit was available. The job planning process should have addressed exit routes.
Figure 9. Elevated walkway looking south (note absence of handrail on left side).
- 2.6 Communication of Safety and Maintenance Procedures
Safety information was ineffectively transferred from management to the millwrights and contractors performing the maintenance work. All communication between the plate mill and millwright supervisors and between the supervisors and the millwrights and contractors was verbal. The millwrights and Onyx personnel stated that neither on January 5 nor February 2 were they informed of any flammables that might be present or of the previous incidents.
As explained by the National Safety Council and OSHA, good practice includes the use of safety permits to spell out the safety requirements of maintenance jobs. Safety permits Cracked Valve
32 are developed by supervision or authorized individuals and provide details on how a job is to be done, what hazards are involved, and any other special safety considerations. The permits are then reviewed with maintenance workers at the job site to ensure that they understand the scope and hazards of each job. The millwrights performing the work on January 5 and February 2 received no written instructions.
Had safety permits been written for the jobs, it is likely that the lack of a drain would have been identified. This would have prompted personnel to look at alternative ways to set up the work and would likely have prevented the incident or lessened its severity.
The process of preparing and following a safety work permit or a purge procedure would also have given Burns Harbor staff an opportunity to take other safety measures that might have prevented the incident or mitigated its consequences, such as removing sources of ignition, improving egress from the work area, or providing a fire watch with a charged fire hose.
- 3
Condensate Composition and Removal
- 3.1 Deadleg
When the #4 furnace was shut down in 1992, the 10-inch COG isolation valve leading to the furnace was closed, which created a 25-foot-long deadleg of vertical piping above the valve. As explained in Section 2.1.1, a deadleg is a section of piping, typically vertical, without flow. In a COG piping system, liquids may collect in deadlegs.
CSB determined that the 10-inch valve probably cracked due to the freezing and expansion of water. The crack was located at the upper flange of the valve, above the valve gate that blocked flow. After the slip blind was installed on January 5, the deadleg was still present and provided a site for COG condensate to continue to accumulate.
33 3.3.2 Presence of Flammable Liquids in COG Piping
The coke oven gas leaving the coal chemical unit, at an average temperature of 100oF, typically contained 10 percent water vapor. As the gas stream passed through the COG distribution system and the temperature dropped, the water and heavier hydrocarbons (including benzene, toluene, and xylenes) condensed out of the gas. The condensate drained from the bottom of the piping and into tanks located along the piping route. Vacuum trucks periodically emptied the tanks. Figure 3 depicts the normal operation of condensate drains on the COG line.
In August 1999, millwrights removed insulation from the COG condensate drain lines, located on the roof of the plate mill, to perform maintenance. The insulation was not replaced. The winterization program for the plate mill consisted of a checklist of preventive measures for locations known to be susceptible to freezing, but it did not call for a survey or inspection to identify other areas that might require or might have lost freeze protection.
The ambient temperature at the Burns Harbor mill between mid-December and mid- January was generally below freezing. Around the middle of December 2000, the COG condensate stopped draining to the tank at the plate mill. Without pipeline insulation, the water in the condensate probably froze, plugging the drain lines. It is likely that water then began to build up and freeze in the COG distribution piping. As the water froze, flammable material remained in the liquid state and floated on top of the water and ice (Figure 10).
34
Figure 10. Probable flammable liquid buildup scenario-ice formation.
As the liquid/ice level in the COG piping increased, it is likely that the flammable liquid phase either flowed over the top of it or was entrained with the coke oven gas into the furnace lines (Figure 11). This flammable liquid carryover probably settled in the lowest points of the piping, such as the deadleg at the #4 furnace–from which it was subsequently released and ignited.
COG Flow to Batch Furnaces COG Drain to Condensate Tank 20-Inch COG Line on Plate Mill Roof 14-Inch COG Line to Batch Furnaces Drain Line Insulation COG Flow Missing Insulation Initial Ice Buildup
35
Figure 11. Probable flammable liquid carryover scenario.
There was a previous incident at Burns Harbor of ice buildup in COG condensate lines. In January 1997, a 72-inch-diameter overhead COG line to the blast furnace failed and fell to the ground due to the weight of ice in the piping; there was no ignition. On February 14, 2001, CSB obtained a sample of liquid from the condensate drain at the #5 batch furnace. Because this drain was last emptied in early January, the sample was probably similar in composition to the material that was released from the deadleg at the #4 furnace and ignited on February 2. The sample had a flash point of 29oF.14, 15
14 Flash point is the minimum temperature at which a liquid gives off sufficient vapor to form an ignitable mixture with air near the surface. 15 The sample contained 22.4 percent benzene, 16.8 percent toluene, 13.7 percent xylenes, and 0.08 percent water. The specific gravity of the mixture was 0.92. The balance of the sample consisted of heavier organics, mostly tars. COG Flow to Batch Furnaces COG Drain to Condensate Tank 20-Inch COG Line on Plate Mill Roof 14-Inch COG Line to Batch Furnaces Drain Line Insulation COG Flow Missing Insulation Initial Ice Buildup Ice/Water Layer Flammable Layer
36 3.3.3 Change in Condensate Removal Rate
Onyx Industrial Services used vacuum trucks to empty the COG condensate tanks. On a weekly basis, Onyx supplied the utility department with a printed summary of the amount of condensate withdrawn from each tank each day. However, neither the tanks nor the vacuum trucks were equipped with level or flow gauges to measure the amount of material transferred. If no condensate was withdrawn from a tank, the Onyx daily summary indicated a zero for that vessel.
The condensate tanks were normally emptied several times per week. No condensate was withdrawn from the plate mill tank from December 11, 2000, until the end of January
- However, during the same period, twice the normal amount of condensate was
withdrawn from a condensate tank located along the COG distribution piping upstream of the plate mill’s tank– indicating that condensate was backing up in the piping behind the ice buildup. No actions were taken to investigate or correct the problem.
Changes in operating parameters, such as condensate removal rates, should be analyzed to determine if they might have a significant effect on safety. Management should compare such data to a previously defined acceptable range and investigate deviations. By not having accurate data and by not responding to the information that was available, Burns Harbor missed an opportunity to take corrective action, which could have prevented the incident on February 2.
- 4
Hazard Communication and Training
The majority of the Bethlehem Steel employees interviewed by CSB did not believe that COG condensate presented a flammability hazard. Of 11 Burns Harbor supervisors interviewed by CSB, only four considered COG condensate to be potentially flammable and one did not know. Eight of 18 hourly employees considered it to be potentially flammable, and seven did not know. Most of the Onyx Industrial Services personnel
37 interviewed also considered COG condensate to be mostly water. Workers familiar with the coal chemical area were aware of the potential flammability of the condensate.
Bethlehem Steel employees attended OSHA-required hazard communication training, which covered the flammability of coke oven gas and the fact that it contained a large amount of carbon monoxide. However, there was no discussion of the potential flammability hazards of the condensate.
The Bethlehem Steel MSDS for COG condensate does not mention flammability as a hazard. It was considered to be normally nonflammable. However, the liquid in the #4 furnace on February 2 was flammable because of the separation of water and flammable hydrocarbons into layers (as described in Section 3.3.2).
38
- 0
ROOT AND CONTRIBUTING CAUSES
- 1
Root Causes
Management systems for the supervision, planning, and execution of maintenance work were inadequate. Burns Harbor mill personnel often bypassed the Lockout, Blue Flag, and Tag and Gas Hazard Control Program procedures when performing COG line maintenance in the steel handling areas of the facility. Company requirements for written planning, job setup, and line isolation and purging were not followed on January 5 or February 2. The work on January 5 and February 2 should not have been scheduled without a plan to control the hazards created by the potential for flammables and by the lack of a low point drain in the deadleg. Personnel performing the work were not made aware of the possible presence of flammables, nor were they informed of the condensate incidents that occurred prior to February 2. Obstructed exit routes due to demolition work on the #4 furnace were not considered during job planning. Insulation was not reinstalled after the completion of maintenance work on an outdoor section of system piping. This allowed water in the COG condensate to freeze. The freezing blocked drains and led to the accumulation of a flammable phase in the furnace system.
The Burns Harbor facility did not have a system for monitoring and controlling hazards that could be caused by changes in COG condensate flammability or accumulation rates. Changes in the amount of condensate being collected were not taken into account by management. By not examining or responding to these changes, the facility missed opportunities to take corrective action, which could have prevented the February 2 incident.
39 Employees were not generally aware of the potential flammability of COG condensate under certain operating conditions.
- 2
Contributing Cause
The Burns Harbor facility did not have a program to identify and address hazards that might be created by decommissioning and demolition operations. The hazards created by the deadleg were not considered when the #4 furnace was decommissioned in 1992. The deadleg was not removed or protected from freezing at that time or when demolition activities began in 2000. The demolition work resulted in the creation of hazards, such as lack of railings on the elevated platform and obstructed egress.
40
- 0
RECOMMENDATIONS
Bethlehem Steel Corporation, Burns Harbor Mill
Implement a work authorization program that requires higher levels of management review, approval, and oversight for jobs that present higher levels of risk, such as opening lines potentially containing flammable liquids where there is no low point drain. (2001-02-I-IN-R1)
Monitor the accumulation and flammability of COG condensate throughout the mill. Address potentially hazardous changes in condensate accumulation rates and flammability. (2001-02-I-IN-R2)
Survey the mill for deadlegs and implement a program for resolving the hazards. Develop guidance for plant personnel on the risks of deadlegs and their prevention. Include deadlegs in plant winterization planning. (2001-02-I-IN-R3)
Provide drains at low points in piping to allow for the safe draining of potentially flammable material. (2001-02-I-IN-R4)
Ensure that Burns Harbor and contractor employees are trained with regard to the potential presence of flammable liquids when working with or opening COG or condensate piping and equipment. (2001-02-I-IN-R5)
Establish procedures to ensure that insulation is replaced when removed for maintenance. (2001-02-I-IN-R6)
Bethlehem Steel Corporation
- Conduct periodic audits of work authorization, line and equipment opening,
deadleg management programs, and decommissioning and demolition activities at 41 your steelmaking facilities. Share findings with the workforce. (2001-02-I-IN- R7)
Revise the Material Safety Data Sheet (MSDS) for COG condensate to highlight the potential flammability hazard. Ensure that management at your steelmaking facilities trains employees and informs contractors with regard to the potential presence of flammable liquids when working with or opening COG condensate piping and equipment. (2001-02-I-IN-R8)
Communicate findings of this report to the workforce and contractors at Bethlehem Steel’s steelmaking facilities. (2001-02-I-IN-R9)
American Iron and Steel Institute, Association of Iron and Steel Engineers, United Steelworkers of America, AFL-CIO Building Trades Council
Communicate findings of this report to your membership. (2001-02-I-IN-R10)
By the
U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board
Gerald V. Poje, Ph.D. Member
Isadore Rosenthal, Ph.D. Member
Andrea Kidd Taylor, Dr. P.H. Member
December 6, 2001
42 6.0 REFERENCES
Health and Safety Executive (HSE), 1997. The Safe Isolation of Plants and
Equipment, Oil Industry Advisory Committee, Norwich, U.K.: HSE Books.
National Safety Council, 1997. Accident Prevention Manual for Business and
Industry, Engineering, and Technology, 19th Edition.
43
Appendix A: Incident Timeline
FD06377 | 2001_美国_bp-amoco-thermal-decomposition-incident.pdf
分类:06_境外及港澳台调查报告 | 年份:2001 | 地域: | 严重程度: | 场所: | 起火原因: | 来源格式:pdf
U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD INVESTIGATION REPORT REPORT NO. 2001-03-I-GA ISSUE DATE: JUNE 2002 BP AMOCO POLYMERS, INC. AUGUSTA, GEORGIA MARCH 13, 2001 KEY ISSUES RECOGNITION OF REACTIVE HAZARDS LEARNING FROM NEAR-MISS INCIDENTS OPENING OF PROCESS EQUIPMENT THERMAL DECOMPOSITION INCIDENT (3 Killed)
2
3 Abstract Information about available publications may be obtained by contacting: U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board Office of Prevention, Outreach, and Policy 2175 K Street NW, Suite 400 Washington, DC 20037 (202) 261-7600 CSB publications may be purchased from: National Technical Information Service 5285 Port Royal Road Springfield, VA 22161 (800) 553-NTIS or (703) 487-4600 Email: info@ntis.fedworld.gov For international orders, see: http://www.ntis.gov/support/ cooperat.htm. For this report, refer to NTIS number PB2002-107365. Salus Populi Est Lex Suprema People’s Safety is the Highest Law T his investigation report examines the thermal decomposition incident that occurred on March 13, 2001, at the BP Amoco Polymers, Inc., plant in Augusta, Georgia. Three workers were killed. This report identifies the root and contributing causes of the incident and makes recommendations for recognizing reactive hazards, learning from near-miss incidents, and opening process equipment. The U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board (CSB) is an independent Federal agency whose mission is to ensure the safety of workers and the public by preventing or minimizing the effects of chemical incidents. CSB is a scientific investigative organization; it is not an enforcement or regulatory body. Established by the Clean Air Act Amendments of 1990, CSB is responsible for determining the root and contributing causes of accidents, issuing safety recommendations, studying chemical safety issues, and evaluating the effectiveness of other government agencies involved in chemical safety. No part of the conclusions, findings, or recommendations of CSB relating to any chemical incident may be admitted as evidence or used in any action or suit for damages arising out of any matter mentioned in an investigation report (see 42 U.S.C. § 7412(r)(6)(G)). CSB makes public its actions and decisions through investigation reports, summary reports, safety bulletins, safety recommendations, special technical publications, and statistical reviews. More information about CSB may be found on the World Wide Web at http://www.chemsafety.gov.
4
5 Contents EXECUTIVE SUMMARY ............................................................. 9 1.0 INTRODUCTION ...............................................................19 1.1 Background...........................................................................19 1.2 Investigative Process...............................................................19 1.3 BP Amoco Polymers Augusta Facility.......................................19 1.4 History of Process Development .............................................20 2.0 PROCESS DESCRIPTION ...................................................21 2.1 Chemistry.............................................................................21 2.2 Process Configuration ............................................................22 2.3 Polymer Catch Tank and Reactor Knockout Pot ........................23 3.0 DESCRIPTION OF INCIDENT...........................................27 3.1 Pre-Incident Events................................................................27 3.1.1 Attempted Startup ......................................................27 3.1.2 Aborted Startup..........................................................28 3.1.3 Preparation for Removal of Polymer Catch Tank Cover ......................................................29 3.2 Incident Description ...............................................................30 3.2.1 Cover Failure and Expulsion of Hot Plastic ..................30 3.2.2 Subsequent Fire .........................................................30 3.2.3 Emergency Response .................................................31 3.3 Reconstructive Analysis ..........................................................32 3.3.1 Extruder Failure .........................................................32 3.3.2 Polymer Catch Tank ...................................................32 3.3.3 Physical Testing and Chemistry ...................................34 3.3.4 Vessel Pressurization ...................................................35 4.0 ANALYSIS OF INCIDENT...................................................37 4.1 Reactive Chemical Hazard Management ................................37 4.2 Process Safety Information .....................................................39 4.3 Management of Change ........................................................41 4.4 Process Hazard Analysis ........................................................42 4.5 Design Deficiencies................................................................44 4.6 Procedures for Safe Opening of Process Equipment .................47 4.7 Incident and Near-Miss Investigations .....................................48 4.7.1 Exploding Polymer Pods ..............................................48 4.7.2 Waste Polymer Fires ..................................................49 4.7.3 Inadequate Review of Cumulative Incidents .................50 4.8 Review of Similar Incident .....................................................51
6 5.0 REGULATORY ANALYSIS ...................................................53 5.1 Process Safety Management ...................................................53 5.2 Lockout/Tagout .....................................................................55 6.0 ROOT AND CONTRIBUTING CAUSES ............................57 6.1 Root Causes..........................................................................57 6.2 Contributing Causes ..............................................................58 7.0 RECOMMENDATIONS ......................................................61 8.0 REFERENCES .....................................................................65 APPENDIX A: RECONSTRUCTION OF INCIDENT ..............67 A.1 Post-Incident Scene ...............................................................67 A.2 Extruder Failure ....................................................................71 A.3 Polymer Catch Tank...............................................................72 A.4 Physical Testing and Chemistry...............................................78 A.5 Vessel Pressurization ..............................................................84 APPENDIX B: TIMELINE..........................................................85 APPENDIX C: LOGIC DIAGRAM ..............................................93 Contents (cont’d)
7 Figures 1 Highly Simplified Flow Diagram for Amodel Production .........22 2 KD-502 Polymer Catch Tank (simplified representation) ..........24 3 KD-502 Polymer Catch Tank (actual vessel with one cover removed)....................................................................24 4 Simplified Process Diagram Showing Polymer Catch Tank and Reactor Knockout Pot ...................................25 5 Damaged Girder ..................................................................30 6 Polymer Catch Tank Cover ...................................................31 7 Polymer Plugging Polymer Catch Tank Vent Nozzle ................33 A-1 Polymer Plugging Polymer Catch Tank Vent Nozzle ................67 A-2 Failed Bolts From Polymer Catch Tank Cover ........................68 A-3 Reactor Knockout Pot With Internal Frame Visible .................68 A-4 Vent Line Obstructed by Polymer Layers................................69 A-5 Polymer Scattered Throughout Work Area ............................70 A-6 Material Extracted From Polymer Catch Tank on March 11, Prior to Incident ...................................................73 A-7 Normal Operation–Settlement of Particles .............................75 A-8 Polymer Catch Tank Filled Beyond Working Capacity– Particles Entrained in Vent Vapor ...........................................75 A-9 Sample of Material Expelled From Polymer Catch Tank ..........79 A-10 Layer of Hardened Polymer Taken From Inside Perimeter of Polymer Catch Tank...........................................79 A-11 ARC Data for Amodel ..........................................................82
8 Acronyms and Abbreviations AIChE American Institute of Chemical Engineers ARC Accelerating rate calorimeter ASTM American Society for Testing and Materials BP British Petroleum °C Degrees Celsius CCPS Center for Chemical Process Safety CFR Code of Federal Regulations CPR Cardiopulmonary resuscitation CSB U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board FEA Finite element analysis HAZOP Hazard and operability HSE Health and Safety Executive (United Kingdom) IChemE Institution of Chemical Engineers (United Kingdom) lb/gal Pounds per gallon L.L.C. Limited liability company LTA Less than adequate MOC Management of change MSDS Material safety data sheet OSHA Occupational Safety and Health Administration PCR Process change request PHA Process hazard analysis psia Pounds per square inch absolute psig Pounds per square inch gage PSM Process safety management R&D Research and development SA Societé anonyme
9 Executive Summary ES.1 Introduction O n March 13, 2001, three people were killed as they opened a process vessel containing hot plastic at the BP Amoco Polymers (now Solvay Advanced Polymers, L.L.C. 1 ) plant in Augusta, Georgia. They were unaware that the vessel was pressurized. The workers were killed when the partially unbolted cover blew off the vessel, expelling hot plastic. The force of the release caused some nearby tubing to break. Hot fluid from the tubing ignited, resulting in a fire. Because of the serious nature of this incident, the U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board (CSB) initiated an investigation to determine the root and contributing causes and to issue recommen- dations to help prevent similar occurrences. ES.2 Incident The BP Amoco Polymers Augusta facility produced plastics, including Amodel, a hard but moldable high-performance nylon. Amodel is manufactured by passing a solution of di-amines and di-carboxylic acids through a series of reactors. The reaction is completed in an extruder,2 and the material is then formed and cooled into solid pellets. Workers were attempting to open a cover on a process vessel when the incident occurred. The vessel–referred to as the polymer catch tank (KD-502)–was designed to receive partially reacted waste Amodel diverted from a chemical reactor during periods of startup and shut- down. Twelve hours prior to the incident, an attempt was made to start the production unit. After approximately 1 hour, the startup was aborted due to problems with the extruder downstream of the reactor–but not before an unusually large amount of partially reacted material had been sent to the polymer catch tank. Hot molten plastic inside the polymer catch tank continued to react and also began to slowly decompose, thereby generating gases and causing the contents to foam. The material expanded as foaming continued, and eventually the entire tank was filled. The material then forced its way into connecting pipes, including the normal and emergency vents. ————————– 1 Ownership of the facility was transferred from BP Amoco Polymers, Inc., to Solvay Advanced Polymers, L.L.C., on November 1, 2001, seven months after the incident. 2 The extruder is a machine composed of turning screws within a stationary barrel. It is used to simultaneously heat, knead, and pump plastic. Twelve hours prior to the incident, an attempt was made to start the production unit. After approximately 1 hour, the startup was aborted due to problems with the extruder downstream of the reactor–but not before an unusually large amount of partially reacted material had been sent to the polymer catch tank.
10 Once in the pipes, the plastic solidified as it cooled. A hardened layer of plastic 3 to 5 inches thick also formed around the entire inner wall of the tank. However, the core of the plastic mass remained hot and molten, and likely continued to decompose over several hours, generating gases that pressurized the vessel. Before opening the polymer catch tank, personnel may have relied on a pressure gauge and a transmitter on the vent piping from the vessel to ascertain whether it was under pressure. They also knew that the process was shut down. However, any reading from the pressure gauge would likely have been unreliable because plastic had entered the vent line and solidified. On previous occasions, the polymer catch tank contained no pressure when it was opened. Varying amounts of plastic were found inside; sometimes the plastic was hot, but it was always solid. Expecting that to be the case again, the workers proceeded to remove the 44 bolts from the cover. When half of the bolts had been removed, the cover suddenly blew off. Hot plastic spewed throughout the area, traveling as far as 70 feet. The cover and the expelled plastic struck the workers, killing them. The force created by the ejection of gas and plastic propelled the polymer catch tank backward and bent the attached piping. A section of hot oil supply tubing (370 degrees Celsius [°C]) for a heating jacket on the inlet line from the reactor knockout pot to the catch tank broke, and the fluid spilled into the area. A flammable vapor cloud formed and ignited within a few minutes. Several hours of firefighting were required to extinguish the fire. ES.3 Key Findings 1. Operations and technical support staff at the manufacturing site were unaware that Amodel could decompose and generate high pressure when held at elevated temperatures for an extended time. 2. Product performance testing conducted by the company’s research and development (R&D) group demonstrated that the plastic was susceptible to thermal decomposition at processing temperatures. However, the manufacturing process was not subjected to a specialized design review to identify hazards from unintended and
11 uncontrolled reactions; and the risks posed by decomposition of the plastic were not recognized. 3. More than the normal amount of hot plastic entered the polymer catch tank during the aborted startup. Reactions and decomposi- tion of the material produced gases, which caused the plastic to foam and expand. The expanded plastic forced its way into connecting pipes, where it solidified and plugged the inlet to the vent line. Once this occurred, the gases could not escape and the vessel became pressurized. 4. Since 1993, there had been several near-miss incidents involving both the polymer catch tank and the waste plastic. Had these incidents been more thoroughly investigated, they could have provided insight into the hazards associated with the operation, as noted below: a. In earlier years, large lumps of solidifying waste plastic had burst, hurtling fragments a considerable distance. Investigations were not thorough enough to determine that the hot, molten material within the lumps was most likely continuing to react and decompose, creating gas and pressure. b. On one occasion after the polymer catch tank was opened, the waste plastic inside spontaneously caught fire. This also happened when a companion vessel was opened. On two other occasions, waste plastic removed from these vessels spontaneously caught fire after being placed in a dumpster. Investigations did not identify that the fires were likely related to the formation of volatile and flammable substances from thermal decomposition of the plastic. c. The polymer catch tank had been overfilled on prior occasions, resulting in plugging of connected piping and the pressure relief device. No adequate measures were developed to prevent recurrence. d. During inspections, the pressure relief device was found to be fouled with solid plastic, which could have rendered it inopera- tive. The potential consequences of such fouling were not analyzed, and no adequate measures were developed to prevent recurrence. Operations and technical support staff at the manufacturing site were unaware that [the plastic] could decompose and generate high pressure when held at elevated temperatures for an extended time. The expanded plastic forced its way into connecting pipes, where it solidified and plugged the inlet to the vent line. Once this occurred, the gases could not escape and the vessel became pressurized.
12 5. Operating experience revealed that the design of the polymer catch tank did not afford a practical and reliable method for workers to check for hazards before opening the vessel. Drains were often plugged with solidified plastic, making it impossible to verify the absence of pressure or hazardous chemicals in accor- dance with Occupational Safety and Health Administration (OSHA) lockout/tagout regulations and standard company safety procedures for opening process equipment. Nevertheless, these design deficiencies were not corrected, and no standard practice was developed for preparing the vessel for opening. 6. Process safety information inadequately described the design basis and operating principles for the polymer catch tank. There was no discussion of the means by which overfilling could occur and its consequences. 7. The possibility of overfilling was increased when the original startup procedures were revised; the diversion of output from the reactor to the polymer catch tank was extended from 30 to 50 minutes.3 This modification of procedures was not subjected to a management of change (MOC) review. 8. Process hazard analyses were inadequate. For example: n Credible scenarios for overfilling or pressurizing the polymer catch tank were not recognized. n The consequences of the extruder failing to start or shutting down during routine operation were not considered. n Reactivity and decomposition hazards were treated inadequately or not at all. 9. Operators had no direct measure of the extent to which the polymer catch tank had been filled. The design for the level detector on the vessel was inadequate. ————————– 3 A 1999 training document specified a startup time of 40 to 45 minutes prior to production through the extruder. However, CSB interviews of operators and supervi- sors indicate with consistency that the practice at the time of the incident was to run for 50 minutes before directing the process flow to the extruder. In prior years, it had been 30 minutes. . . . the design of the polymer catch tank did not afford a practical and reliable method for workers to check for hazards before opening the vessel. The consequences of the extruder failing to start or shutting down during routine operation were not considered.
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- The failure of the extruder to run forced the startup to be aborted.
Although the prestartup checklist called for verification of the operability of the extruder, that procedural check was omitted on this occasion. ES.4 Root Causes 1. Amoco, the developer of the Amodel process, did not adequately review the conceptual process design to identify chemical reaction hazards. Neither Amoco’s R&D department nor the process design depart- ment had a systematic procedure specifically for identifying and controlling hazards from unintended or uncontrolled chemical reactions. 2. The Augusta facility did not have an adequate review process for correcting design deficiencies. The Augusta site was the first and only commercial manufacturing facility for Amodel. Several problems in design of the polymer catch tank became apparent with operating experience. Opera- tions management did not ensure that deficiencies were corrected in a timely manner. n Workers were unable to follow established company policies for lockout/tagout and equipment opening because the plugged drains on the polymer catch tank prevented them from verifying the absence of pressure in the tank. n Previous occurrences of overfilling and plastic entrainment into connected piping indicated that the polymer catch tank was too small to handle foreseeable process upsets. n The level indicating device for the polymer catch tank was unreliable. 3. The Augusta site system for investigating incidents and near- miss incidents did not adequately identify causes or related hazards. This information was needed to correct the design and operating deficiencies that led to the recurrence of incidents. Neither Amoco’s R&D department nor the process design department had a systematic procedure specifically for identifying and controlling hazards from unintended or uncontrolled chemical reactions. Workers were unable to follow established company policies for lockout/tagout and equipment opening because the plugged drains on the polymer catch tank prevented them from verifying the absence of pressure in the tank.
14 n Sound technical theories were not developed to explain the spontaneous ignition of waste plastic or the phenomenon whereby lumps of waste plastic burst. n Incidents and near misses tended to be treated as isolated events. Management did not have a review system to detect trends and patterns among incidents. n The polymer catch tank had been overfilled and the vent lines plugged on other occasions. No effective measures were developed to prevent recurrence. n Fires occurred at the extruder on numerous occasions. No effective countermeasures were developed. ES.5 Contributing Causes 1. Hazard analyses of the Amodel process were inadequate and incomplete. n Reactivity hazards, such as unintended reactions, were not examined in the final design-phase hazard analysis. n The extruder operation and its overall impact on the rest of the process were not adequately reviewed during the formal hazard analysis conducted during design and construction. n Credible scenarios by which the polymer catch tank could become overfilled were not identified. 2. Design documentation did not adequately describe the Amodel process. n The process description did not adequately explain the design basis and operating principles for the polymer catch tank; as a result, misunderstandings of these characteristics developed. The maximum fill level was not clearly specified. No warn- ings were provided about the consequences of overfilling. n Operations management did not update the documentation to reflect changes in procedures and practices. 3. Equipment opening procedures did not specify what actions to take when safety precautions could not be met. Incidents and near misses tended to be treated as isolated events. Management did not have a review system to detect trends and patterns among incidents. Reactivity hazards, such as unintended reactions, were not examined in the final design-phase hazard analysis.
15 On the day of the incident and frequently during the life of the Amodel process, it was not possible to verify the absence of pressure in the polymer catch tank, as required by company procedures and OSHA lockout/tagout regulations. Solid polymer plugged the drain nozzles, which should have been used to verify the absence of pressure. Without a policy requiring management review and authorization in such circumstances, workers pro- ceeded to open the vessel despite the lack of positive verification that it was not pressurized. 4. Revisions to operating procedures were not subjected to management of change reviews to evaluate safety effects. Flow was originally directed to the polymer catch tank for 30 minutes during startup. Without adequate consideration of possible adverse consequences, this time was later extended to 50 minutes–which increased the amount of material to be disposed of to the vessel. ES.6 Recommendations Solvay Advanced Polymers, L.L.C. 1. Examine the manufacturing businesses acquired from BP Amoco Performance Polymers and ensure that a systematic safety review procedure is developed and implemented for identifying and controlling hazards from unintended chemical reactions. Addition- ally, ensure that reactive hazards are identified and evaluated: n During product R&D, during conceptual design of a new process, and during detailed design of a new process. n Before changes are made to existing equipment or process chemistry. Communicate the results of this review to the workforce. 2. Ensure that a program is in place at facilities acquired from BP Amoco Performance Polymers to systematically review the hazards associated with new and modified processes and equipment as On the day of the incident and frequently during the life of the Amodel process, it was not possible to verify the absence of pressure in the polymer catch tank, as required by company procedures and OSHA lockout/tagout regulations.
16 operating experience accrues. Ensure that facilities correct all identified design, operation, and maintenance deficiencies. Verify that operating experience does not invalidate the design basis for equipment. 3. Revise the Material Safety Data Sheet (MSDS) for Amodel to warn of the hazards of accumulating large masses of molten polymer. Communicate the MSDS changes to current and past customers (who may retain inventories of this product). Solvay Advanced Polymers, L.L.C., Augusta Facility 1. Implement a program to conduct periodic management reviews of incidents and near-miss incidents. Look for trends and patterns among incidents. Address root causes and implement and track corrective measures. 2. Revise process safety information to include: n Information regarding the decomposition reactions of Amodel. n Design intent, basis, capacity, and limitations of equipment. n Hazards and consequences of deviations from design intent and operating limits. 3. Revalidate hazard analyses for the Amodel process to address: n Credible deviations from process intent and their consequences. n Hazards associated with startup and shutdown operations. n Prevention of accumulations of potentially hazardous masses of polymer.
17 4. Revise your lockout/tagout program to ensure that equipment is rendered safe prior to opening for maintenance. At a minimum, ensure that equipment opening procedures contain a stop work provision that requires higher levels of management review and approval when safe opening conditions, such as equipment depressurization, cannot be verified. 5. Ensure that your management of change policy applies to opera- tional and procedural modifications. BP Chemicals Group Communicate the findings of this report to your chemical and plastics manufacturing facilities in North America. American Chemistry Council Society of Plastics Engineers Communicate the findings of this report to your membership.
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19 1.0 Introduction 1.3 BP Amoco Polymers Augusta Facility 1.1 Background O n March 13, 2001, at approximately 2:40 am, three workers were fatally injured when pressurized material was suddenly expelled from the polymer catch tank (KD-502) at the BP Amoco Polymers plant in Augusta, Georgia. The two operators and one maintenance technician were attempting to remove a cover from the catch tank, expecting to extract hardened plastic. After half of the 44 bolts had been removed, pressure inside the vessel caused the remain- ing bolts to break and the cover to fly off. The workers were struck by the cover and the expelled plastic. All three men were employees of BP Amoco. The U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board (CSB) launched an investigation to determine root and contributing causes and to issue recommendations to help prevent similar occurrences. 1.2 Investigative Process CSB investigators examined physical evidence at the scene, took samples, conducted interviews with current and former employees of Amoco and BP Amoco, and reviewed company documents and scien- tific literature. CSB also arranged for experiments to be performed at two plastic testing laboratories. The BP Amoco facility is located on a 100-acre site in Augusta, Georgia, and produces various specialty plastics. It employs approximately 250 full-time personnel. Amodel–the trade name for the product involved in this incident–is a high-performance nylon thermoplastic1 used for automotive, electronic, consumer, and medical device applications. The manufacturing site was initially developed by Dartco Manufactur- ing in 1984. Amoco purchased the facility in 1988 and constructed the first Amodel process there in 1992. In 1998, Amoco and British Petroleum merged to form BP Amoco. In November 2001, BP Amoco and Belgium-based Solvay SA completed an asset exchange; the Augusta site and associated business were transferred to Solvay Advanced Polymers, L.L.C. ————————– 1 Nylon is a type of plastic characterized by the chemistry of repeating amide groups. Thermoplastic is a plastic that melts when heated.
20 1.4 History of Process Development Amoco initiated development of the process for making Amodel in the early 1980s. A pilot plant2 built in Naperville, Illinois, was the company’s first manufacturing effort for a nylon plastic. In 1987, a semiworks3 production facility (also referred to as the “experimental unit”) was built in Greenville, South Carolina. In 1990, the advanced polymers and fibers research and development (R&D) organization and the pilot plant were relocated from Naperville to Alpharetta, Georgia. A semiworks unit was then constructed on the Augusta site. It commenced operation in 1992, and was followed a year later by the company’s first and only commercial production unit. Amoco was the recipient of several patents for the Amodel manufacturing process. ————————– 2 A pilot plant is a small-scale manufacturing plant used to evaluate a new process technology. 3 A semiworks production facility is larger than a pilot plant, but smaller than a commer- cial production unit. The purpose of a semiworks facility is to produce product samples for commercial purposes.
21 2.0 Process Description 2.1 Chemistry A model is a polymer4 prepared by the reaction of an aliphatic di-amine with aromatic and aliphatic di-carboxylic acids. It is referred to as a polyphthalamide nylon because it is derived from isophthalic and terephthalic acids. When dissolved and heated in the presence of a catalyst, the raw materials react and combine to form a molecular chain. With each addition to the chain, a molecule of water is formed as a byproduct. An equilibrium exists between the forward and reverse reactions, represented as: Di-amine + Di-carboxylic acid ⇔ Polymer chain + Water The polymerization reaction occurs in a liquid solution and is mildly exothermic.5 The water created is ultimately converted to steam because the reaction is conducted at high temperature. The vaporizing water absorbs energy released by the reaction. If the energy required to form the steam is taken into account, the overall reaction is considered to be slightly endothermic.6 ————————– 4 A polymer is a natural or synthetic chainlike molecule formed by the union of at least five identical smaller molecules (monomers). Polymers usually contain many more than five monomers, and some may contain hundreds or thousands of monomers in each chain. 5 An exothermic reaction is characterized by the release of energy. 6 An endothermic reaction is characterized by the consumption of energy.
22 2.2 Process Configuration Because the chemicals used to make the plastic are solids at ambient temperature, the first step in the process is to dissolve them. The result is a salt solution of raw materials that is then fed to a pressurized prereaction vessel, where the temperature is increased to between 190 and 230 degrees Celsius (°C). The reaction proceeds partially at this stage to form a prepolymer.7 A high-pressure pump sends the prepolymer forward to the preheater, where the temperature is raised to between 290° and 340°C. The increasing temperature further advances the reaction. The solution then passes through a flow orifice to decrease pressure, which causes some of the water in the solution to rapidly vaporize to steam. ————————– 7 Prepolymer has a molecular weight lower than the finished product. Figure 1. Highly simplified flow diagram for Amodel production. Figure 1 is a highly simplified sketch of the process for making Amodel.
23 The dispersion of prepolymer and steam is then fed to a tubular reactor, where the temperature is increased still further. The process fluid remains in the reactor for less than a minute. When it exits, the overall reaction is more than 80 percent complete. An extruder8 finishes the reaction to a polymer of the desired molecular weight. The product from the extruder is then pelletized, cooled, and stored. ————————– 8 An extruder is a machine consisting of turning screws within a stationary barrel. It is used to simultaneously heat, knead, and pump plastic. 2.3 Polymer Catch Tank and Reactor Knockout Pot During normal process operation, the prepolymer produced in the reactor is fed to the extruder. During periods of startup and shutdown, and when there are mechanical difficulties with the extruder, the reactor effluent is diverted to a waste collection vessel–referred to as the polymer catch tank (Figures 2 and 3). The catch tank is a 750-gallon horizontal cylindrical steel vessel with a flat cover bolted to each end. Before startup, it is empty except for a removable branched metal frame that serves as a surface on which polymer agglomerates. The polymer catch tank acts as a chamber for separating prepolymer from vapor. The rapidly flowing process stream from the reactor enters the catch tank through a 4-inch pipe nozzle located on one of the end covers. The velocity of the stream decreases as it enters, causing liquid droplets of polymer to fall and settle inside the vessel. The prepolymer accumulates in the vessel; the vapor portion of flow exits through a 6- inch vent nozzle located on top of the cylindrical shell. Three other piping connections are located on top of the polymer catch tank. One is used for the pressure relief device. The other two are utility connections for nitrogen and service water, which can be used for purging and flushing the vessel. During periods of startup and shut- down, and when there are mechanical difficulties with the extruder, the reactor effluent is diverted to a waste collection vessel– referred to as the polymer catch tank.
24 Figure 2. KD-502 polymer catch tank (simplified representation). Figure 3. KD-502 polymer catch tank (actual vessel with one cover removed).
25 The material that enters the polymer catch tank from the reactor is hot; because the tank is neither heated nor cooled, the rate of cooling depends on a number of factors, including the total amount of material present and ambient conditions. Typically, during startup of the process, the effluent from the reactor is directed to the polymer catch tank for 50 minutes 9 before being di- verted to the extruder (Figure 4). Prepolymer that accumulates inside the catch tank during startup normally cools and solidifies. ————————– 9 A 1999 training document specified a startup time of 40 to 45 minutes prior to production through the extruder. However, CSB interviews of operators and supervi- sors indicate with consistency that the practice at the time of the incident was to run for 50 minutes before directing the process flow to the extruder. Figure 4. Simplified process diagram showing polymer catch tank and reactor knockout pot.
26 When the manufacturing process is shut down, the flow of raw materials is discontinued; a solvent is used to displace and dissolve the prepolymer. Early in this stage, the flow from the outlet of the reactor continues to be directed to the extruder. Once solvent is detected at the extruder, the flow from the reactor is diverted to the polymer catch tank. The solvent is capable of dissolving polymer residues in the reactor, piping, and associated systems. As the solution of polymer approaches the polymer catch tank, the pressure decreases and the solvent vapor- izes almost completely upon reaching the tank. Inside, prepolymer separates from the vaporized solvent and settles as a liquid on top of the typically solid residue of startup material already present. The solvent vapors exit through a vent line on top of the tank. The amount of prepolymer added to the vessel during a normal shutdown is small compared to the amount sent during startup. Further flushing of the equipment with water and steam completes the shutdown. Both the solvent flush and the water flush also remove heat from the polymer inside the polymer catch tank; the plastic typically solidifies. Later, one of the covers is removed from the tank, and the accumulated solid waste on and around the metal frame is pulled out and disposed of. The reactor knockout pot (KD-501) is a waste vessel very similar in design to the polymer catch tank. Figure 4 depicts its arrangement and connectivity to the process. The emergency pressure relief devices at the outlet of the reactor discharge to the knockout pot. The reactor effluent can be directed to the knockout pot when the catch tank is too full.
27 3.0 Description of Incident 3.1 Pre-Incident Events T he Amodel unit operated normally during the week prior to the incident. However, it was shut down on Saturday, March 10, 2001, for repair of an equipment failure in the extruder. Restart was scheduled for March 12. As was typical following a shutdown, during the early morning hours of March 11, the polymer catch tank was prepared for opening and the cover was removed. The frame inside was extracted, and the tank was cleaned of accumulated polymer. Maintenance personnel reported that the vessel appeared to be clean and in good condition. The cover was subsequently closed and rebolted. Although the polymer catch tank was designed to have a level detector, the device was often damaged during cleanout of hardened polymer. There was no level detector in the vessel when it was closed on March 11. 3.1.1 Attempted Startup Operators commenced prestartup checks on March 12 at 6:45 am. The lead operator was told that the extruder had been run the night before with a purge material to clean the screws. Data confirm that the extruder was purged at 2:19 am on March 12. The lead operator thought that it was not necessary to repurge the extruder, and his supervisor agreed. As part of the normal startup checklist, the extruder was to be prerun for at least 1 to 2 minutes to verify operability before startup of the reaction section of the process. This activity was not identified as complete on the checklist, and control system logs show no data indicating that the extruder was prerun, in accordance with procedure, from the time it was purged early on the morning of March 12 until the failed startup attempt. Raw material feed was introduced to the reaction section of the unit at 1:29 pm on March 12. Temperatures and pressures were within normal ranges. As specified by standard procedure, the initial polymer produced was directed to–and began to accumulate in–the polymer catch tank. The procedure called for this mode of operation to con- tinue for 50 minutes before the flow of material from the reactor was Although the polymer catch tank was designed to have a level detector, the device was often damaged during cleanout of hardened polymer. There was no level detector in the vessel when it was closed on March 11.
28 diverted from the catch tank to the extruder. To finalize startup, opera- tors attempted to start the extruder at 2:17 pm, and it was discovered that the screws would not turn. Unit supervisors and the production coordinator were present at the unit during the attempted startup, and they were immediately notified of the extruder problem. Maintenance was called to assist. Over the next 25 minutes, personnel made several attempts to diagnose and resolve the problem. During this time, molten polymer continued to be directed to the polymer catch tank. 3.1.2 Aborted Startup At 2:35 pm on March 12, with the extruder malfunction still unre- solved, supervision made a decision to abort the startup. Operators stopped the flow of raw materials to the reaction line. Flushing solvent was injected at 2:41 pm to begin cleaning the piping and equipment of accumulated polymer. Because the extruder was not operating, the molten polymer continued to accumulate in the polymer catch tank. The flushing operation continued normally until approximately 3:45 pm, at which time an engineer noticed vapor leaking from the top of the bolted cover on the polymer catch tank between the 11 and 2 o’clock positions. Plant personnel described the leaking vapors as characteristic of the solvent. Supervision was made aware of the leak, and a decision was made to divert the process flow from the polymer catch tank to the adjacent reactor knockout pot. This was accomplished at approximately 3:55 pm. From this point until 2:40 am on March 13–when the incident occurred–no additional material entered the catch tank. Over the next 25 minutes, personnel made several attempts to diagnose and resolve the problem [with the extruder]. During this time, molten polymer continued to be directed to the polymer catch tank.
29 Shortly after flow was diverted to the reactor knockout pot, it too began to leak vapor from its cover. At 6:53 pm on March 12, the solvent flush was completed, and water was circulated through the unit. The water passed through the knockout pot in the form of steam. Because the polymer catch tank had been bypassed earlier, the hot polymer inside did not receive any cooling that the steam flush could have provided. Operators continued to monitor temperatures and pressures for the next several hours. At 11:21 pm, the water flush was discontinued, com- pleting the shutdown. 3.1.3 Preparation for Removal of Polymer Catch Tank Cover Instructions were left for the night shift to empty the polymer catch tank and the reactor knockout pot of polymer that had accumulated during the aborted startup. A maintenance technician arrived at 2:15 am on March 13 to do the work. Operators closed the valves that supplied nitrogen to the two vessels and placed energy isolation tags on them. Other than the nitrogen line, no connections to the polymer catch tank were locked or tagged. It is unknown whether an attempt was made to use the drain valves on the tank to ascertain the absence of pressure or liquid inside. An equipment isolation list 10 was filled out by the operator and signed by the operator and the maintenance technician. Two operators accompanied the maintenance technician to the catch tank to assist with opening and cleaning it. ————————– 10 The equipment isolation list is a written record describing the devices used to de- energize and secure a machine, equipment item, or system prior to the commencement of maintenance activities. The devices may include valves, controls, electrical switchgear, locks, and warning tags. Other than the nitrogen line, no connections to the polymer catch tank were locked or tagged.
30 Figure 5. Damaged girder. ————————– 11 The bolts were actually 1 1/8-inch threaded studs with nuts welded on one end. 12 A girder is a horizontal structural member used to stiffen the frame of a building. 3.2 Incident Description 3.2.1 Cover Failure and Expulsion of Hot Plastic Forty-four 1 1/8-inch bolts11 were secured around the circumference of the flanged cover of the polymer catch tank. At 2:25 am on March 13, with the assistance of two operators, the maintenance technician began removing bolts with a pneumatic impact wrench. The removal of each bolt gradually reduced the restraining capacity of the cover. At 2:36 am, after 22 of the bolts had been removed–ranging from the 1:30 to 7:30 o’clock position on the cover–the remaining bolts suddenly broke, resulting in an explosive release of pressure. The 1,750-pound cover blew off the polymer catch tank, flying upward and to the north. After striking a girder12 on the overhead rain canopy, the cover landed approximately 14 feet from its original position (Figures 5 and 6). A mass of hot plastic was ejected from the 48-inch- diameter tank opening. The material struck the three workers and scattered widely. Witnesses described the subsequent formation of a plume of white smoke or steam in the Amodel unit, but no visible fire after the first explosion. The maintenance technician and both operators suffered severe impact trauma. Two men died at the scene, and the other was pronounced dead on arrival at the Medical College of Georgia. 3.2.2 Subsequent Fire The force created by the rapid expulsion of material from the polymer catch tank propelled it backward, causing the attached piping to bend. A section of hot oil supply tubing for a heating jacket on the inlet line to the catch tank broke; the hot oil escaped and formed a vapor cloud, which ignited at 2:42 am. The 1,750-pound cover blew off the polymer catch tank . . . A mass of hot plastic was ejected from the 48-inch-diameter tank opening.
31 Witnesses who responded to the sound of the first explosion described the second event as a large orange fireball. Following the initial flash, the release of hot oil continued to feed the fire, which burned for several hours in an area behind the polymer catch tank. 3.2.3 Emergency Response Following the initial explosion, the plant emergency response team, the plant fire brigade, and the Richmond County Fire Department responded to the incident. The area water deluge system and manual hose streams were used to control the fire. The victims were recovered, and cardiopulmonary resuscitation (CPR) was administered to one of them. After emergency responders isolated the hot oil system, the fire was extinguished at about 8:15 am on March 13. Figure 6. Polymer catch tank cover.
32 3.3.1 Extruder Failure Inspection of the extruder after the incident revealed that significant quantities of ash had accumulated inside it. As described in Appendix A, the ash was most likely the result of an internal fire involving residual purging material. (A small fire had been observed at the extruder during the early morning hours of March 12.) Because the extruder was not designed to convey powders, the accumulated ash probably caused the screws to bind when attempts were made to start the machine later that afternoon. Statements from several operators indicated that this was the first time the extruder failed to run coincidentally with a startup of the reaction section. However, the machine or its components were known to occasionally fail during routine operation. It was an extruder compo- nent failure during a production run that resulted in the plant shutdown on March 10. In early February 2001, a 2-day series of instrument failures on the extruder motor also culminated in shutdown of the process. BP Amoco personnel were aware of the possibility of extruder malfunc- tions during production, whatever the cause. When the extruder experienced certain mechanical difficulties, it was necessary to divert the reactor effluent and to accumulate polymer in the polymer catch tank or the reactor knockout pot. On at least two prior occasions, this resulted in overfilling one of the two vessels and plugging their common vent line. 3.3.2 Polymer Catch Tank Investigators found that most of the contents of the polymer catch tank were expelled during the incident. However, a solid layer of polymer 3 to 5 inches thick remained in the vessel and coated the entire inside surface, including the rear cover (see cover photograph). The vessel nozzles, including the vent nozzle, were completely plugged with polymer (Figure 7). Significant amounts of polymer were found in the vent system. Appendix A provides a more extensive discussion of the physical evidence. 3.3 Reconstructive Analysis When the extruder experienced certain mechanical difficulties, it was necessary to divert the reactor effluent and to accumulate polymer in the polymer catch tank or the reactor knockout pot. On at least two prior occasions, this resulted in overfilling one of the two vessels and plugging their common vent line. . . . a solid layer of polymer 3 to 5 inches thick remained in the vessel and coated the entire inside surface, including the rear cover. The vessel nozzles, including the vent nozzle, were completely plugged with polymer.
33 ————————– 13 This included the prepolymer made during startup and produced during extruder troubleshooting, plus the hot material displaced from the reaction section of the plant during the solvent flush following the decision to abort the startup. 14 Amodel readily solidifies; the solid polymer resists the transmission of heat. 15 Appendix A provides further details on the mechanism of polymer entrainment. During a typical startup, the amount of prepolymer sent to the polymer catch tank filled less than half the vessel. As a result of the aborted startup on March 12, more than twice the normal amount of hot prepolymer was directed to the tank;13 this had not occurred uninter- ruptedly on any previous occasion. Consequently, the amount of thermal energy inside the vessel was most likely greater than it had ever been before. The properties of Amodel make it an effective insulator.14 Although the plastic near the walls of the polymer catch tank cooled and solidi- fied, the core likely remained hot and molten for an extended time. As the vessel filled beyond its working capacity, its capability to separate the incoming vapor from molten prepolymer decreased. Polymer droplets likely became entrained within the vapor stream, left the vessel, and escaped into the vent system,15 where they could be expected to deposit on the pipe walls and harden. Figure 7. Polymer plugging the polymer catch tank vent nozzle. As a result of the aborted startup on March 12, more than twice the normal amount of hot prepolymer was directed to the tank . . . Although the plastic near the walls of the polymer catch tank cooled and solidified, the core likely remained hot and molten for an extended time. As the vessel filled beyond its working capacity, its capability to separate the incoming vapor from molten prepolymer decreased.
34 Continued accumulation of polymer in the piping likely created a partial blockage that ultimately restricted the flow of vapor through the vent system. This restriction probably caused the polymer catch tank to become pressurized during the solvent flush. The accumulated pres- sure in the tank exceeded the sealing capability of the bolted joint between the 4-foot-diameter cover and the vessel flange, which ex- plains why solvent vapor leaked from the top of the cover at 3:45 pm on March 12. Although flow was restricted, it is unlikely that the vent line was com- pletely plugged off at this time because solvent continued to flow through the system and the polymer catch tank. However, plugging in the vent system was extensive and continued to worsen even several hours after the solvent flush was discontinued. The emergency pressure relief valve on the reactor knockout pot finally activated16 during water flushing operations at approximately 8:10 pm on March 12. It is probable that increased plugging in the common vent piping eventually created an obstruction substantial enough to cause the back pressure in the knockout pot to exceed the set pressure of the relief valve. 3.3.3 Physical Testing and Chemistry The public literature on nylon plastics describes them as susceptible to thermal degradation and side reactions. Both mechanisms produce gases, which can include carbon dioxide, ammonia, and water vapor. Together with other evidence, these reaction characteristics led CSB investigators to conclude that the source of pressure inside the polymer catch tank was gas formation due to unintended chemical reactions. Appendix A provides further details on the chemical testing conducted by CSB. ————————– 16 From 6:53 to 11:21 pm on March 12, water was circulated through the unit and steam was vented through the reactor knockout pot, which shares vent piping with the polymer catch tank. . . . these reaction characteristics led CSB investigators to conclude that the source of pressure inside the polymer catch tank was gas formation due to unintended chemical reactions.
35 As part of its investigation, CSB arranged for testing of typical extruded Amodel. One sample was tested by thermogravimetry17 under condi- tions similar to those expected in the interior of the polymer catch tank (i.e., 315°C for up to 12 hours). The tests revealed that Amodel undergoes a significant weight loss at these conditions. CSB concludes that the weight loss is due partly to decomposition of the plastic and partly to side reactions. Further testing using an accelerating rate calorimeter (ARC)18 provided other significant evidence of the thermal decomposition potential of the plastic (Appendix A). Samples were also taken from the layer of hardened plastic found on the inside wall of the polymer catch tank. Tests carried out by BP Amoco indicated that the polymer chains were highly branched, which is strong evidence that side reactions occurred inside the vessel in addition to decomposition. The company also analyzed the vapors generated when Amodel was heated to 340°C. Significant concentrations of carbon monoxide, carbon dioxide, ammonia, and water were found–all of which are consistent with decomposition or side reactions. These substances are gases at moderate temperatures and would develop pressure in a closed vessel. 3.3.4 Vessel Pressurization No additional material flowed into the polymer catch tank after 3:55 pm on March 12. Over the next several hours, reactions in the core of the vessel most likely generated vapor–thus causing the viscous, molten contents to foam and expand, occupying the entire volume of the catch tank. Further expansion likely pushed the material through the tank nozzles, and into the vent line and the emergency pressure relief inlet–fully blocking them. As polymer reached the sides and upper ————————– 17 Thermogravimetry is a method of measuring the change in mass of a substance on heating. Losses of mass may be due to dehydration, decomposition, desorption, vaporization, or chemical reactions that create gaseous products. 18 ARC is a trademark of Arthur D. Little, Inc. Further testing using an accelerating rate calorimeter provided other significant evidence of the thermal decomposition potential of the plastic. Significant concentrations of carbon monoxide, carbon dioxide, ammonia, and water were found–all of which are consistent with decomposition or side reactions. These substances are gases at moderate temperatures and would develop pressure in a closed vessel. No additional material flowed into the polymer catch tank after 3:55 pm on March 12. Over the next several hours, reactions in the core of the vessel most likely generated vapor– thus causing the viscous, molten contents to foam and expand . . .
36 surfaces of the vessel, it tended to cool and solidify.19 It also cooled and solidified in the nozzles and connected pipes. Once this occurred, the evolving vapor had no escape pathway and it pressurized the catch tank. ————————– 19 Although the polymer catch tank was insulated, it was not heated. Heat losses to the environment would cause the polymer to solidify.
37 4.0 Analysis of Incident 4.1 Reactive Chemical Hazard Management B P Amoco Augusta site operations and technical support personnel were unaware of the potential for a hazardous decomposition reaction in the Amodel process. It was widely believed that no additional reactions occurred once material was sent to the polymer catch tank. Following the March 13, 2001, incident, however, investigators theo- rized that chemical reactions likely occurred in the polymer catch tank, though it was not readily apparent which specific reaction mechanisms led to the accumulation of hazardous pressure. Chemical testing conducted after the incident confirmed that crosslinking and decomposi- tion reactions likely caused the pressure accumulation. CSB investigators interviewed R&D chemists and engineers involved in the Amodel project from its inception in the early 1980s. The develop- ment team did not conduct any research into the hazards of normal or unanticipated reactions in the Amodel process.20 Amoco did not have a policy or procedure for such reviews in product research, process development, or engineering design of a manufacturing process.21 The design of the Amodel process predates publication of the Institution of Chemical Engineers’ (IChemE) Chemical Reaction Hazards, A Guide to Safety. However, this guidebook states: . . . it is essential to allocate responsibilities and establish procedures for the following key stages of assessing chemical reaction hazards: – defining process chemistry/operating conditions; – investigating potential chemical reaction hazards; – selecting and specifying safety measures; – implementing and maintaining safety measures (Barton and Rogers, 1997; p. 14). ————————– 20 Such research typically includes literature search, screening calorimetry, and–as needed–more sophisticated calorimetry of both intended and unintended reactions to examine potentially hazardous releases of energy or gaseous byproducts. 21 Procedures for evaluating reactive hazards are described in Guidelines for Chemical Reactivity Evaluation and Application to Process Design (CCPS, 1995a), Guidelines for Safe Storage and Handling of Reactive Materials (CCPS, 1995b), Chemical Reaction Hazards, A Guide to Safety (Barton and Rogers, 1997), and Designing and Operating Safe Chemical Reaction Processes (HSE, 2000). Note: Although these guidelines were not available at the time the Amodel process was designed, they are based, in part, on industry practices established in the 1980s. BP Amoco Augusta site operations and technical support personnel were unaware of the potential for a hazardous decomposition reaction in the Amodel process. It was widely believed that no additional reactions occurred once material was sent to the polymer catch tank. Chemical testing conducted after the incident confirmed that crosslinking and decomposition reactions likely caused the pressure accumulation.
38 As discussed in Appendix A, publicly available literature describes potential decomposition and crosslinking reactions of nylon-family polymers. If such literature had been carefully studied and a more extensive hazards identification review undertaken, BP Amoco would have likely discovered that Amodel decomposes and produces signifi- cant quantities of gaseous byproducts when held at or near its melting temperature for an extended time. Had this information been known to the process development team, they may have designed the Amodel process in such a way as to minimize or eliminate the large-scale accumulation of molten polymer, thus preventing this type of reactive incident. Such accumulation contributed not only to the March 13 incident, but also to other inci- dents involving burning or exploding waste polymer. Accelerating rate calorimetry (Appendix A) shows that Amodel decomposes and forms gaseous byproducts at temperatures below 349°C, albeit slowly and in an endothermic manner (i.e., heat absorbing). Guidelines for Safe Storage and Handling of Reactive Materials describes the hazards of slow gas-forming reactions: Numerous process incidents have occurred in closed systems where evolution of gas over time has caused pressure to build up in the system to the point of containment failure (CCPS, 1995b; p. 22). This phenomenon is not likely to represent a serious hazard when only small quantities of polymer are handled. However, on BP Amoco’s larger commercial production scale, a buildup of gaseous byproducts led to the catastrophic March 13 incident, which demonstrates that even slow, endothermic reactions can result in serious hazards. In 1990 and again in 1994, Amoco’s R&D function conducted thermogravimetric tests of Amodel in support of product application technology. The purpose of the tests was to examine ways to minimize plate-out,22 a phenomenon in injection molding machines.23 The 1994 study demonstrated that, when heated to 335°C for 8 minutes, Amodel ————————– 22 Plate-out refers to unwanted material accumulation on the open faces of extrusion dies. Because this buildup can interfere with molding, the processing line must be shut down periodically to clean the die (Gander and Giacomin, 1997). 23 Injection molding machines are used to extrude and mold raw plastic into finished parts. . . . Amodel decomposes and produces significant quantities of gaseous byproducts when held at or near its melting temperature for an extended time. . . . on BP Amoco’s larger commercial production scale, a buildup of gaseous byproducts led to the catastrophic March 13 incident, which demonstrates that even slow, endothermic reactions can result in serious hazards.
39 polymers slowly degrade24 and produce volatile compounds that can interfere with product quality. The significance of this information with respect to process safety was not recognized. Amoco did not apply its findings beyond product application bulletins–except for the Material Safety Data Sheet (MSDS) for Amodel (various grades), which states that the product is stable to 349°C and recommends avoiding higher temperatures to prevent thermal decomposition. This threshold is slightly higher than the highest temperature in the manufacturing process. In 1990, an Amoco corporate engineer at the Naperville, Illinois, research center convinced management of the need for a thermophysical properties laboratory to conduct sophisticated testing on chemical reactions. Although Amoco made a commitment to the personnel and equipment needed to evaluate reactive hazards, no complementary supporting policies and programs were developed to guide business units. The laboratory ultimately conducted little or no work on Amoco processes and products. When the engineer retired in 1995, Amoco donated the testing equipment to a university research institute. 4.2 Process Safety Information The Augusta workforce was unaware of important principles of operation for the polymer catch tank, which were absent from the documented process safety information. For example: n Design information did not explain that the catch tank was re- quired to serve as a separator. Critical parameters that affect separator performance, such as maximum operating level, were not identified. n The design documentation stated that the catch tank would be used during flushing operations, but did not describe its other required roles for startup and process upsets. It was stated that the vessel would fill up in about an hour at a specified flow rate, but there was no explanation of how much material was expected ————————– 24 The degradation rate was less than 0.05 percent per minute or 3 percent per hour. The Augusta workforce was unaware of important principles of operation for the polymer catch tank, which were absent from the documented process safety information.
40 to collect during each stage of operation. There was no guidance on how much space to leave in the vessel to ensure adequate capacity for upset conditions. n No information described the potential for foaming, even though the solidified waste plastic routinely removed from the catch tank appeared to be foamy. Foaming altered the density of the material. Investigators noted that most plant technical personnel were surprised that the vessel overfilled during the attempted and aborted startup. When offering potential explanations to investiga- tors, they referred to the density of pure Amodel when accounting for their calculations. They did not recognize that foaming could lower the density of the plastic. (At a constant mass flow rate, a lower density material more quickly fills a vessel.) n Operating limits for a maximum level in the catch tank were not provided, nor were the consequences of operating at abnormal conditions. Because the vessel also acted as a separator, operation beyond a certain level entrained liquid plastic into the vent line. On the day of the incident, the polymer catch tank was filled beyond its working capacity. Its performance as a separator diminished, allowing liquid plastic to be carried along with vapors into the vent line. Al- though foaming of the hot molten polymer in the core of the vessel ultimately caused the vent and emergency lines to plug off completely, overfilling was a contributing factor. The Center for Chemical Process Safety (CCPS), an industry- sponsored affiliate of the American Institute of Chemical Engineers (AIChE), identifies process safety information (also referred to by CCPS as “documentation of process knowledge”) as one of the 12 elements of chemical process safety management. This element includes such information as process and equipment design criteria. CCPS (1989) cites several reasons for preserving process safety infor- mation and making it available within the company, as noted below: n It provides a basis for understanding how the process should be operated and why it should be run in a given way. Operating limits for a maximum level in the catch tank were not provided, nor were the consequences of operating at abnormal conditions. Because the vessel also acted as a separator, operation beyond a certain level entrained liquid plastic into the vent line. [Process safety information] preserves a record of design conditions and materials of construction for existing equipment, which helps ensure that operation and maintenance remains faithful to the original intent.
41 n It preserves a record of design conditions and materials of con- struction for existing equipment, which helps ensure that operation and maintenance remains faithful to the original intent. n It allows recall of the rationale for key design decisions during major capital projects, which is useful for a variety of reasons, such as future projects and modifications. n It offers a “baseline” for evaluating process change. The limited information provided in Amoco’s process safety information for the polymer catch tank was inadequate to inform personnel of the consequences of operating outside the original design intent. The excessive accumulation of molten polymer, which contributed to the March 13 incident, would have been less likely if process safety infor- mation had been more complete. 4.3 Management of Change During the mid to late 1990s, the time that startup material was directed to the polymer catch tank was increased from 30 to 50 minutes. For the first 20 minutes, the startup material primarily consists of water that exits the catch tank as vapor through the vent line. The rate of polymer accumulation is substantial for the remaining 30 minutes. The extension of startup time to 50 minutes actually increased approxi- mately threefold the amount of polymer deposited in the polymer catch tank during startup. Correspondingly, it decreased the capability of the vessel to hold material that might arrive if there were problems with the extruder, thus increasing the possibility of overfilling. The Augusta facility had a management system for evaluating the safety consequences of process changes, referred to as the “process change request procedure” (PCR). It was applied to hardware changes but not necessarily to modifications to operating procedures and practices. Chemical Process Safety: Learning From Case Histories states the following about process change: The limited information provided in Amoco’s process safety information for the polymer catch tank was inadequate to inform personnel of the consequences of operating outside the original design intent. The extension of startup time to 50 minutes actually increased approximately threefold the amount of polymer deposited in the polymer catch tank during startup.
42 A change requiring a process safety risk analysis before implementing is any change (except ‘replacement in kind’) of process chemicals, technology, equipment and procedures. The risk analysis must ensure that the technical basis of the change and the impact of the change on safety and health are addressed (Sanders, 1999; p. 223). No management of change (MOC) documents were available for the procedural change that extended the startup time of the polymer catch tank from 30 to 50 minutes. ————————– 25 Process hazard analysis (PHA) is a structured examination of a chemical process to identify factors that have the potential to create hazards; to uncover credible sequences of events (scenarios) that could result in undesired consequences; to evaluate the consequences of these scenarios should they occur; and to propose improvements, as warranted, to equipment, procedures, and management systems that reduce or eliminate the hazards, prevent the scenarios from occurring, or mitigate their consequences. 26 HAZOP makes use of guidewords to help identify deviations from normal, intended operation that could result in potential hazards or operating problems. During design in 1990 and again in 1999, after several years of operat- ing experience, Amoco conducted process hazard analyses25 of the Amodel process using the hazard and operability (HAZOP)26 technique. Both the polymer catch tank and the reactor knockout pot were consid- ered during the analyses, but credible scenarios that could lead to excess pressure or level were not identified. In the 1990 HAZOP, the team identified failure of the extruder drive as a condition that could create a “no flow” situation, in which case it was recommended that the polymer flow be stopped. The polymer catch tank and the reactor knockout pot were the only possible destinations to which the flow could be diverted. However, the HAZOP team did not consider this situation as a possible cause of excess polymer accumula- tion and level in either vessel. The 1990 HAZOP study did not completely evaluate the extruder. The team noted that insufficient design information was available to conduct a full analysis and recommended a followup HAZOP of the extruder once the engineering drawings were finalized. This analysis was never conducted. 4.4 Process Hazard Analysis The polymer catch tank and the reactor knockout pot were the only possible destinations to which the flow could be diverted. However, the HAZOP team did not consider this situation as a possible cause of excess polymer accumulation and level in either vessel.
43 In a 1993 incident, the polymer catch tank was overfilled when the extruder malfunctioned. Polymer was carried into the vent line and solidified, and the line had to be cut. Nevertheless, the 1999 HAZOP still failed to identify the means by which an excess level could occur in the vessel. Overfilling contributed to the March 13, 2001, incident because it was partly responsible for plugging of the vent and relief piping–which confined the mass of plastic in the polymer catch tank. If the HAZOP studies had identified credible scenarios involving vessel overfilling and overpressurization due to extruder malfunctions, additional safeguards could have been recommended to reduce the probability or severity of the hazards. If overfilling had been effectively controlled, the sequence of events that led to the March 13 incident would have been less likely– even without knowledge of the decomposition hazard. During the 1990 HAZOP, the team recognized that high pressure could occur in the reactor knockout pot if the emergency pressure relief system discharge line was plugged with solidified polymer. A recom- mendation was made to provide a system to ensure that the line was clear during operation, but no such system was established. In the 1999 HAZOP, the team determined that the emergency pressure relief system was an adequate safeguard in the event of plugging of the normal vent. They did not recognize the credible scenario that both the normal and emergency vents could simultaneously plug with polymer, as occurred on March 13. The 1990 HAZOP team recognized the possibility that personnel could be injured when opening the polymer catch tank cover if pressure had accumulated. A pressure gauge was installed on the vent line to address this concern, as recommended. However, neither the 1990 nor the 1999 HAZOP studies identified the possibility that polymer plugging in the line could render the gauge useless. The potential hazards associated with startup and shutdown operations were not addressed because this was not a requirement of the HAZOP protocols. . . . the HAZOP documentation discusses no reactivity issues related to the polymer catch tank or the reactor knockout pot.
44 Neither analysis documented any concerns with reactivity of material in the vessels.27 The 1990 study made no reference to chemical reactivity. Although the 1999 study included the guidewords “properties of chemicals”–which may have been intended to encompass reactivity–the HAZOP documentation discusses no reactivity issues related to the polymer catch tank or the reactor knockout pot. ————————– 27 Although HAZOP can be a useful aid in recognizing hazards, it is not a primary mechanism to identify hazardous chemical properties. It is not a substitute for chemical testing. PHA is only one component of effective reactive chemical hazard management. 4.5 Design Deficiencies Prior to startup of the Amodel unit, Amoco had no experience in full- scale production of nylon plastics. The design for the commercial manufacturing facility was based on several years of experience in pilot- plant and semiworks operations. Problems with the polymer catch tank became evident as full-scale operating experience accrued. The polymer catch tank level indicating instrument was unreliable and prone to false indications. Additionally, it often broke when waste plastic was removed from the vessel, and frequently it was not replaced before restart. Although several alternative configurations were studied and tested, no reliable method was identified to indicate the level of polymer in the catch tank. There were several instances when either the polymer catch tank or the reactor knockout pot was completely filled. This occurred as early as 1993; during each occurrence, polymer was carried into the vent system. Because the plastic tends to rapidly solidify upon cooling, overfilling could render inoperative both the vent piping and the emer- gency pressure relief devices–a potentially hazardous situation because the upstream process is capable of applying pressure far higher than the vessels’ maximum allowable working pressure. Operations manage- ment recognized that the catch tank was too small as early as 1993, but did not recognize all the consequences of overfilling. Although several alternative configurations were studied and tested, no reliable method was identified to indicate the level of polymer in the catch tank. Prior to startup of the Amodel unit, Amoco had no experience in full-scale production of nylon plastics.
45 Spring-operated pressure relief valves on the polymer catch tank and the reactor knockout pot were intended to protect the vessels from overpressure. However, neither relief valve was shielded from the process fluid by a rupture disk28 upstream of the inlet. It is typical engineering practice to provide such protection where the process fluid may solidify and foul the valve inlet. Rupture disks were used to protect relief valves on other upstream equipment. The IChemE Relief Systems Handbook discusses the need for protect- ing pressure relief valves with rupture disks. It states: . . . the objective here is to protect the safety valve against conditions in the pressurized system which may be corrosive, fouling or arduous in some other way (Parry, 1998; p. 30). Maintenance records show that the relief valve on the polymer catch tank was machined and repaired in June 1993 because of polymer fouling. The valve was put back in service, but it required repair again just 2 months later. Similar damage occurred in 1995. The valve was reconditioned more often than any other relief valve in the Amodel unit. The relief valve for the reactor knockout pot was reconditioned twice in the same period. Despite this damage history, neither valve had been shop inspected from 1995 until the time of the incident. Problems with the relief system were symptomatic of design deficiencies with the polymer catch tank; however, there is no conclusive evidence that inadequate pressure relief capability directly contributed to the March 13 incident.29 Double block and bleed valves30 on the inlet line and vent line of the polymer catch tank were intended to provide secure isolation of the vessel from the operating process during maintenance. Each of the ————————– 28 A rupture disk is a thin disk composed of metal or composite material that is designed to break at a predetermined pressure. 29 As discussed in Appendix A, there is considerable uncertainty as to the pressure inside the polymer catch tank at the time of failure; it is not known whether it exceeded the vessel’s maximum allowable working pressure. 30 Double block and bleed refers to an arrangement where two inline valves are placed in series with a drain valve between them. To provide isolation, the two inline valves are closed and the drain is opened. Leakage across the first inline valve is apparent as flow through the drain. Because the plastic tends to rapidly solidify upon cooling, overfilling could render inoperative both the vent piping and the emergency pressure relief devices . . .
46 vessel end covers was equipped with a ram-type31 valve for use as a drain or vent. However, soon after the Augusta plant was commis- sioned, it became apparent that the double block valves were ineffec- tive. Solidified plastic seized the internal mechanisms, and the valves would not close. Similarly, plastic inside the catch tank sometimes obstructed nozzles leading to the ram-type valves, which were intended to positively verify that the vessel was depressurized and safe to open. On the day of the incident, solid polymer had accumulated in the nozzles leading to the drain valves, which likely rendered them inoperative. Waste plastic tenaciously adhered to the inside of the polymer catch tank. It was typical practice to attach a cable to the metal frame in the vessel and use a forklift to pull and extract the plastic. Augusta opera- tions management had expressed concern about possible occupational injuries to maintenance workers during this manual cleaning operation. Because of these problems, operations management considered various alternative designs for the polymer catch tank. It was not until late 2000 that an engineering request for a complete redesign was submitted. Each problem noted above warranted a reconsideration of the hazards of the waste handling system by Augusta facility management and, in some cases, implementation of incremental engineering or procedural safeguards. In total, these deficiencies were indications that the system design was flawed; a fundamental re-evaluation was needed to effectively correct the deficiencies. ————————– 31 A ram-type valve is designed to resist plugging. . . . plastic inside the catch tank sometimes obstructed nozzles leading to the ram-type valves, which were intended to positively verify that the vessel was depressurized and safe to open.
47 ————————– 32 The try step is a positive means of verifying that equipment is de-energized. It might include pushing the start button on a machine to confirm that it does not start or–for process equipment–opening a vent or drain to ensure that there is no pressure. 4.6 Procedures for Safe Opening of Process Equipment The Augusta site policy for control of hazardous energy and lockout/ tagout required specific written procedures for preparing individual pieces of process equipment for opening. Although a written guideline existed for the polymer catch tank, it could not be followed because it called for the use of drain valves, which had proven to be ineffective. Consequently, the guideline was not used, and there was no standard practice among the workforce for ensuring that the vessel was depres- surized prior to opening. One maintenance technician told investigators that it was his practice to open one of the drain valves and check whether vacuum applied to the polymer catch tank vent line drew in ambient air. If it did, he inferred that the vessel was partly clear inside, depressurized, and safe to open. Other employees stated that they did not use the drain valves because of plugging. Investigators examined previously completed equipment isolation lists and confirmed that drain valves were seldom used to verify that the polymer catch tank was depressurized. Some personnel asserted that they relied on the pressure gauge on the vent line to check for pressure in the vessel, which was its intended use. The Augusta facility policy for control of hazardous energy and lockout/ tagout required the completion of a “try step,”32 which was intended to verify the effectiveness of equipment de-energization. For the polymer catch tank, the logical means of conducting the try step was to open a drain valve on the vessel to observe the absence of gas, liquid, or pressure. There were no initials under the try step on the equipment isolation list issued on the day of the incident, and it is not known whether the drain valves were used. However, it is unlikely because they were found in the closed position after the incident. Investigators believe that, on March 13, workers most likely relied on knowledge that the process was shut down–and possibly on a reading from the pressure gauge on the plugged vent line–to conclude that there was no pressure in the polymer catch tank. No positive verification occurred. . . . there was no standard practice among the workforce for ensuring that the vessel was depressurized prior to opening. . . . workers most likely relied on knowledge that the process was shut down–and possibly on a reading from the pressure gauge on the plugged vent line–to conclude that there was no pressure in the polymer catch tank. No positive verification occurred.
48 A petrochemical industry consensus standard, The Safe Isolation of Plants and Equipment, warns about the potential hazard of reliance on pressure gauges: Pressure gauges are reliable indicators of the existence of pressure but not of complete depressurization. Final confirmation of zero pressure before opening must always be by checking [an] open vent (HSE, 1997; p. 27). The control of hazardous energy policy for the Augusta site did not advise the workforce when to suspend activities if problems occurred and safe equipment opening precautions could not be met. In such circumstances, stop work provisions–which trigger higher level manage- ment review and authorization of alternate work procedures–can increase safety. For example, failure to obtain a positive result during the try step might trigger a stop work provision. Had such a policy been in force, the procedure for isolating and verifying de-energization of the polymer catch tank may have been reviewed by management years before the incident, when problems with plugging of the valves first became apparent. This review might have led to redesign of the equipment. 4.7 Incident and Near-Miss Investigations The commercial Amodel unit experienced polymer reaction incidents dating from its initial startup in late 1993. These incidents presented the opportunity to recognize a reactive hazard that was not identified during process design. 4.7.1 Exploding Polymer Pods During initial startup of the commercial unit, the startup team ran the reaction system and extruder for an extended time while the pelletizing system was inoperative. Polymer from the extruder discharge was diverted from the pelletizer and manually collected in wheelbarrows. It was then cooled by water spray, which caused it to harden on the outside. The results were “pods” of polymer roughly the shape of the wheelbarrow, which were dumped and left to cool for later disposal. By one estimate, 500 pods were made during the first night of startup; The control of hazardous energy policy for the Augusta site did not advise the workforce when to suspend activities if problems occurred and safe equipment opening precautions could not be met. By one estimate, 500 pods were made during the first night of startup; the next morning the pods began to explode.
49 ————————– 33 The saturation pressure of steam (produced by side reactions of the polymer) at 315°C is about 1,500 pounds per square inch gage (psig). Decomposition would form other gases, further increasing the potential for high pressure. the next morning the pods began to explode. Large pieces of the hardened outer shells blew off and traveled 30 feet or more. One fragment weighed 9 pounds. The pods were formed from molten material with an initial tempera- ture of approximately 315°C. Because solid Amodel is a good thermal insulator, the inner core of a pod is increasingly shielded from heat losses as the outer shell cools, hardens, and thickens. Witnesses described the exploded pods as having molten cores. A company investigation concluded that the pods exploded because uneven cooling resulted in large stresses in the hardened outer shells, which led to fracturing and ejection of fragments. To correct this problem, Amoco installed a system to parcel the waste into smaller pieces and quickly cool it when the polymer could not be extruded through the pelletizing die. Fewer pods were made during subsequent startups, and they were taken to a more remote area to cool. These actions–combined with other operational changes–significantly reduced the occurrence of exploding pods. As described in Appendix A, further reactions and decomposition may occur if nylon plastics are held at elevated temperatures in a molten state. Such situations can produce water vapor and gases, which–if confined–create pressure.33 Witnesses described the molten cores of exploded pods as discolored, which is consistent with decomposition. Pod explosions were partly caused by internal pressurization due to gas- forming decomposition reactions. Company investigations did not recognize this element of causation. 4.7.2 Waste Polymer Fires Prior to the March 13 incident, there were also numerous fires involving the extruder and its associated equipment. CSB investigators reviewed 21 near-miss incident reports since 1997 in which the description of fire Because solid Amodel is a good thermal insulator, the inner core of a pod is increasingly shielded from heat losses as the outer shell cools, hardens, and thickens. . . . Pod explosions were partly caused by internal pressurization due to gas- forming decomposition reactions.
50 was consistent with chemical decomposition of polymer in the extruder. Most fires were small and caused little or no damage; they typically occurred when air was introduced into the equipment. However, in July 2000, a fire inside the extruder was severe enough to turn the extruder vent system ducting “cherry red” and to ignite external insula- tion. Although each incident was reported and documented, none were adequately investigated to determine the cause/source of flam- mable or combustible materials. Product decomposition was not identified as a contributing factor. In August 2000, a fire occurred when the extruder was being purged with a polyethylene-based cleaning material. As a result of the incident investigation, an action was identified to take necessary measures to eliminate fires from the extruder. Although a different type of cleaning material was selected, fires continued to occur. No subsequent actions were taken. On March 12, 2001, a similar fire involving purge material caused the extruder system to malfunction, which led to the aborted startup. The fire was extinguished, but no incident report was filed. In addition, spontaneous fires occurred on two occasions when the polymer catch tank and the reactor knockout pot were opened. On two other occasions, waste polymer extracted from these vessels spontaneously caught fire after being disposed of in a dumpster. Investi- gations incorrectly attributed the dumpster fires to spontaneous combus- tion of extraneous materials. None of the investigations into these four ignition incidents recognized that they may have been caused by decomposition of the plastic and subsequent formation of volatile and flammable substances. 4.7.3 Inadequate Review of Cumulative Incidents These incidents are evidence of a pattern of near-miss events in which hazards were not successfully identified and recurring issues were not adequately resolved. Beyond the near-miss reporting system, the Augusta site had no system in place to collectively analyze incidents for recurring problems and identify issues for additional study. None of the investigations into these four ignition incidents recognized that they may have been caused by decomposition of the plastic and subsequent formation of volatile and flammable substances. Beyond the near-miss reporting system, the Augusta site had no system in place to collectively analyze incidents for recurring problems and identify issues for additional study.
51 The reactive hazards of large masses of Amodel could have been identified if the company had recognized recurring patterns among incidents and more intensively investigated the causes of exploding pods and waste polymer fires. Detailed investigations would likely have led to recognition that a significant hazard was associated with accumulat- ing large quantities of molten polymer. Other points at which molten polymer accumulated in the Amodel process could have been identified as having a similar hazard. The polymer catch tank and the reactor knockout pot were the most obvious of these possibilities. ————————– 34 A delayed coking unit converts heavy tar-like oil to lighter petroleum products, such as gasoline and fuel oil. Petroleum coke is a byproduct of the process. Petroleum coke is produced in batches contained in large drums. A full coke drum contains a tarry mass, which solidifies to a coal-like substance (coke) when cooled by the addition of steam and water. The top and bottom of the drum are opened at the completion of the cooling cycle, and the solid mass of coke is cut into pieces and removed from the vessel. 4.8 Review of Similar Incident CSB investigated a similar incident at the Equilon Enterprises oil refinery delayed coking unit34 in Anacortes, Washington (CSB, 2001). On November 25, 1998, hot petroleum liquid and vapor rapidly discharged from the bottom head of a coke drum when it was opened. Six persons working close to the drum were fatally injured in the ensuing fire. A loss of electric power and steam supply prior to the fire had resulted in abnormal process conditions, which interrupted completion of the normal cooling cycle required to produce a batch of coke. A buildup of tarry oil in piping prevented the injection of steam and water to cool the contents of the coke drum, and it was necessary to empty the partially filled drum. The process supervisor and crew assumed that the contents had cooled to safe levels during the 2 days since the power failure. In addition, the relatively cool temperature of the bottom flange erroneously suggested that the temperature inside the drum was cool when only the material adjacent to the inside walls had actually cooled. Although unknown to the workers present, the core material in the drum was insulated from heat loss. Within the core, residual heat
52 allowed petroleum to continue to react and break down, creating a pocket of hot, pressurized hydrocarbons. When the drum was opened, the hydrocarbons rushed out and formed a flammable vapor cloud that subsequently ignited. The BP Amoco and Equilon incidents are similar because each involved: n Opening of equipment when there were false indications or misunderstandings of temperature and pressure in the vessel core. n Endothermic decomposition reactions that produced gaseous byproducts. n Hazards created by abnormal startup or shutdown operations. n Manual opening of hot, pressurized equipment. In both incidents, unanticipated reactions in a vessel created gas and pressure. A layer of material near the vessel surface provided an insulating effect and pressure-containing boundary. Both process instrumentation and opening practices failed to provide adequate warnings of the state of the material inside. The hazards of exothermic reactions–such as rapid energy release due to self propagation–are extensively documented in the literature; there is less documentation on the hazards of endothermic reactions. Although endothermic reactions absorb energy, they can proceed as long as a reservoir of heat is available to sustain the reaction. If the temperature is sufficiently high, the energy in the materials themselves serves as a reservoir. In these two incidents, the reaction rate was probably slow; however, endothermic reactions can also proceed at high rates. Furthermore, they may pose other hazards such as gas production or the formation of toxic substances. Following each incident, the process was redesigned so that personnel did not have to directly open the equipment. For the coke drums, a new remotely controlled station allowed workers to place themselves farther from the drum while the head was being lowered. The Amodel process was redesigned to eliminate large accumulations of molten plastic. In both incidents, unanticipated reactions in a vessel created gas and pressure. A layer of material near the vessel surface provided an insulating effect and pressure-containing boundary. Although endothermic reactions absorb energy, they can proceed as long as a reservoir of heat is available to sustain the reaction. If the temperature is sufficiently high, the energy in the materials themselves serves as a reservoir.
53 5.0 Regulatory Analysis ————————– 35 29 CFR 1910.119, Process Safety Management of Highly Hazardous Chemicals. 36 OSHA defines a process as any activity involving a highly hazardous chemical, including any use, storage, manufacturing, handling, or onsite movement of such chemicals, or any combination of these activities. For purposes of this definition, any group of vessels that is interconnected and separate vessels that are located such that a highly hazardous chemical could be involved in a potential release are considered to be a single process. 5.1 Process Safety Management T he Occupational Safety and Health Administration (OSHA) has issued a process safety management (PSM) standard intended to prevent or minimize the consequences of catastrophic releases of toxic, reactive, flammable, or explosive chemicals.35 The standard applies to processes36 containing more than a threshold quantity of any one of 137 OSHA-listed “highly hazardous chemicals.” Substances are listed based on their toxic or reactive properties. Flammable substances are also covered as a class. Certain manufacturing processes at the Augusta facility are required to comply with the OSHA PSM standard because they meet the criteria noted above. However, the Amodel process does not contain any of the listed chemicals, nor does it contain substances that meet the flammability criteria. It is not subject to the standard. To implement OSHA requirements, BP Amoco developed a PSM program based on the 14 safety management elements of the OSHA standard. The site PSM plan specified that the program be applied to processes covered by the OSHA standard. However, BP Amoco voluntarily applied much of the program to the Amodel process as well. For example, the company had compiled process safety information, conducted PHAs, developed standard operating procedures, conducted training, applied MOC policies, and investigated incidents. Interviews with Augusta facility personnel indicated that–though most of the PSM program elements were implemented in the Amodel process–some were applied less rigorously than others. With regard to the Amodel process, CSB has identified the following weaknesses in BP Amoco’s PSM program implementation as having some causal relationship to the incident:
54 n The program required that a PHA be completed prior to initial startup of a manufacturing process. However, because the extruder was not included in the PHA before startup of the Amodel process, some extruder malfunctions were not identified as potential causes of overfilling the polymer catch tank (see Section 4.4). n The program called for an MOC review of safety consequences before changes were made to key operating procedures. No MOC review was conducted when the Amodel process startup time was changed from 30 to 50 minutes. The implications of this change were not fully identified (see Section 4.3). n The procedure for preparing to open the polymer catch tank became invalid after it was discovered that the isolation and drain valves were ineffective. The site PSM program required regular revalidation of operating procedures. Had this requirement been more rigorously applied, the need to make design changes to the polymer catch tank may have been identified earlier. n One of the elements of the OSHA PSM standard37 requires the compilation of thermal stability data for process chemicals. Al- though the BP Amoco R&D department developed some thermal stability data for Amodel because of concerns for product quality, the results of this work were not recognized as applicable to process safety. ————————– 37 29 CFR 1910.119, (d) (1) (vi). The procedure for preparing to open the polymer catch tank became invalid after it was discovered that the isolation and drain valves were ineffective. One of the elements of the OSHA PSM standard requires the compilation of thermal stability data for process chemicals.
55 5.2 Lockout/Tagout OSHA has also established a standard on controlling hazardous energy (lockout/tagout).38 Its purpose is to prevent unexpected energization, startup, or release of stored energy when personnel interact with machinery or equipment. The standard requires employers to establish an energy control program and follow procedures to apply lockout/ tagout39 devices or energy isolation devices, or to otherwise disable such equipment. The Augusta facility had a policy in place to comply with OSHA lockout/tagout requirements. However, opening the polymer catch tank while it was pressurized represented a failure to control hazardous energy. ————————– 38 29 CFR 1910.147, The Control of Hazardous Energy (lockout/tagout). 39 OSHA defines “lockout” as the placement of a lockout device on an energy isolating device, in accordance with an established procedure, to ensure that the energy isolating device and the equipment being controlled cannot be operated until the lockout device is removed. OSHA defines “tagout” as the placement of a tagout device on an energy isolating device, in accordance with an established procedure, to indicate that the energy isolating device and the equipment being controlled cannot be operated until the tagout device is removed (29 CFR 1910.147(b)). . . . opening the polymer catch tank while it was pressurized represented a failure to control hazardous energy.
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57 6.0 Root and Contributing Causes 6.1 Root Causes 1. Amoco, the developer of the Amodel process, did not adequately review the conceptual process design to identify chemical reaction hazards. Neither Amoco’s R&D department nor the process design depart- ment had a systematic procedure specifically for identifying and controlling hazards from unintended or uncontrolled chemical reactions. 2. The Augusta facility did not have an adequate review process for correcting design deficiencies. The Augusta site was the first and only commercial manufacturing facility for Amodel. Several problems in design of the polymer catch tank became apparent with operating experience. Opera- tions management did not ensure that deficiencies were corrected in a timely manner. n Workers were unable to follow established company policies for lockout/tagout and equipment opening because the plugged drains on the polymer catch tank prevented them from verifying the absence of pressure in the tank. n Previous occurrences of overfilling and plastic entrainment into connected piping indicated that the polymer catch tank was too small to handle foreseeable process upsets. n The level indicating device for the polymer catch tank was unreliable. 3. The Augusta site system for investigating incidents and near- miss incidents did not adequately identify causes or related hazards. This information was needed to correct the design and operating deficiencies that led to the recurrence of incidents. n Sound technical theories were not developed to explain the spontaneous ignition of waste plastic or the phenomenon whereby lumps of waste plastic burst. n Incidents and near misses tended to be treated as isolated events. Management did not have a review system to detect trends and patterns among incidents.
58 n The polymer catch tank had been overfilled and the vent lines plugged on other occasions. No effective measures were developed to prevent recurrence. n Fires had occurred at the extruder on numerous occasions. No effective countermeasures were developed. 1. Hazard analyses of the Amodel process were inadequate and incomplete. n Reactivity hazards, such as unintended reactions, were not examined in the final design-phase hazard analysis. n The extruder operation and its overall impact on the rest of the process were not adequately reviewed during the formal hazard analysis conducted during design and construction. n Credible scenarios by which the polymer catch tank could become overfilled were not identified. 2. Design documentation did not adequately describe the Amodel process. n The process description did not adequately explain the design basis and operating principles for the polymer catch tank; as a result, misunderstandings of these characteristics developed. The maximum fill level was not clearly specified. No warn- ings were provided about the consequences of overfilling. n Operations management did not update the documentation to reflect changes in procedures and practices. 3. Equipment opening procedures did not specify what actions to take when safety precautions could not be met. On the day of the incident and frequently during the life of the Amodel process, it was not possible to verify the absence of pressure in the polymer catch tank, as required by company procedures and OSHA lockout/tagout regulations. Solid polymer 6.2 Contributing Causes
59 plugged the drain nozzles, which should have been used to verify the absence of pressure. Without a policy requiring management review and authorization in such circumstances, workers pro- ceeded to open the vessel despite the lack of positive verification that it was not pressurized. 4. Revisions to operating procedures were not subjected to management of change reviews to evaluate safety effects. Flow was originally directed to the polymer catch tank for 30 minutes during startup. Without adequate consideration of possible adverse consequences, this time was later extended to 50 minutes–which increased the amount of material to be disposed of to the vessel.
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61 7.0 Recommendations Solvay Advanced Polymers, L.L.C. 1. Examine the manufacturing businesses acquired from BP Amoco Performance Polymers and ensure that a systematic safety review procedure is developed and implemented for identifying and controlling hazards from unintended chemical reactions. Additionally, ensure that reactive hazards are identified and evaluated: n During product R&D, during conceptual design of a new process, and during detailed design of a new process. n Before changes are made to existing equipment or process chemistry. Communicate the results of this review to the workforce. (2001-03-I-GA-R1) 2. Ensure that a program is in place at facilities acquired from BP Amoco Performance Polymers to systematically review the hazards associated with new and modified processes and equip- ment as operating experience accrues. Ensure that facilities correct all identified design, operation, and maintenance deficiencies. Verify that operating experience does not invalidate the design basis for equipment. (2001-03-I-GA-R2) 3. Revise the Material Safety Data Sheet (MSDS) for Amodel to warn of the hazards of accumulating large masses of molten polymer. Communicate the MSDS changes to current and past customers (who may retain inventories of this product). (2001-03-I-GA-R3)
62 1. Implement a program to conduct periodic management reviews of incidents and near-miss incidents. Look for trends and patterns among incidents. Address root causes and implement and track corrective measures. (2001-03-I-GA-R4) 2. Revise process safety information to include (2001-03-I-GA-R5): n Information regarding the decomposition reactions of Amodel. n Design intent, basis, capacity, and limitations of equipment. n Hazards and consequences of deviations from design intent and operating limits. 3. Revalidate hazard analyses for the Amodel process to address (2001-03-I-GA-R6): n Credible deviations from process intent and their consequences. n Hazards associated with startup and shutdown operations. n Prevention of accumulations of potentially hazardous masses of polymer. 4. Revise your lockout/tagout program to ensure that equipment is rendered safe prior to opening for maintenance. At a minimum, ensure that equipment opening procedures contain a stop work provision that requires higher levels of management review and approval when safe opening conditions, such as equipment depressurization, cannot be verified. (2001-03-I-GA-R7) 5. Ensure that your management of change policy applies to opera- tional and procedural modifications. (2001-03-I-GA-R8) Solvay Advanced Polymers, L.L.C., Augusta Facility BP Chemicals Group Communicate the findings of this report to your chemical and plastics manufacturing facilities in North America. (2001-03-I-GA-R9)
63 Communicate the findings of this report to your membership. (2001-03-I-GA-R11) Society of Plastics Engineers American Chemistry Council Communicate the findings of this report to your membership. (2001-03-I-GA-R10) By the U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD Gerald V. Poje, Ph.D. Member Isadore Rosenthal, Ph.D. Member Andrea Kidd Taylor, Dr. P.H. Member May 20, 2002
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65 8.0 References Ballistreri, A., D. Garozzo, M. Giuffrida, and G. Montaudo, 1987. “Mechanism of Thermal Decomposition of Nylon 66,” Macromolecules, Vol. 20, pp. 2991-2997. Ballistreri, A., D. Garazzo, P. Maravigna, M. Giuffrida, and G. Montaudo, 1987. “Thermal Decomposition Processes in Aromatic-Aliphatic Polyamides Investigated by Mass Spectrom- etry,” Journal of Polymer Science, Part A: Polymer Chemistry, Vol. 25, pp. 1049-1063. Barton, John, and Richard Rogers, 1997. Chemical Reaction Hazards, A Guide to Safety, Rugby, U.K.: Institution of Chemical Engi- neers (IChemE). Center for Chemical Process Safety (CCPS), 1995a. Guidelines for Chemical Reactivity Evaluation and Application to Process Design, American Institute of Chemical Engineers (AIChE). CCPS, 1995b. Guidelines for Safe Storage and Handling of Reactive Materials, AIChE. CCPS, 1989. Technical Management of Chemical Process Safety, AIChE. Gander, Jesse D., and A. Jeffrey Giacomin, 1997. “Review of Die Lip Buildup in Plastics Extrusion,” Polymer Engineering & Science, July 1997. Health and Safety Executive (HSE), 2000. Designing and Operating Safe Chemical Reaction Processes, Norwich, U.K.: HSE Books. HSE, 1997. The Safe Isolation of Plants and Equipment, Oil Industry Advisory Committee, Norwich, U.K.: HSE Books. Kamerbeek, B., G. H. Kroes, and W. Grolle, 1961. Thermal Degrada- tion of Polymers, SCI Monograph No. 13, London, U.K., pp. 357-391. Kohan, Melvin, 1995. Nylon Plastics Handbook, Hanser Publishers. Kohan, Melvin, 1973. Nylon Plastics, Wiley Interscience. Ohtani, H., T. Nagaya, Y. Sugimura, and S. Tsuge, 1982. “Studies on Thermal Degradation of Aliphatic Polyamides by Pyrolysis-Glass Capillary Gas Chromatography,” Journal of Analytical and Applied Pyrolysis, Vol. 4, pp. 117-131.
66 Parry, Cyril F., 1998. Relief Systems Handbook, Rugby, U.K.: IChemE. Sanders, Roy F., 1999. Chemical Process Safety: Learning From Case Histories, Butterworth-Heinemann. Schulten, H., and B. Plage, 1988. “Thermal Degradation of Aliphatic Polyamides Studied by Field Ionization and Field Desorption Mass Spectrometry,” Journal of Polymer Science, Part A: Polymer Chemistry, Vol. 26, pp. 2381-2394. U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board (CSB), 2001. Safety Bulletin, Management of Change, No. 2001-04-SB, August 2001.
67 APPENDIX A: Reconstruction of Incident A.1.1 Suspension of Site Operations Following the March 13, 2001, incident, BP Amoco shut down all manufacturing units at the Augusta site to review safety programs and conduct additional training. Operations were restored at one process unit on April 8 and at others on April 13. The Amodel unit did not restart until July 27, following the implementation of major design changes. A.1.2 Polymer Catch Tank Most of the polymer catch tank contents was expelled, including the metal frame. A solid layer of polymer 3 to 5 inches thick, predominately yellow, remained in the vessel and coated the entire inside surface (see cover photo). Although the layer contained some bubbles and voids, it was composed of relatively dense material. Polymer was extruded into all the vessel nozzles, and they were completely plugged at the inlet (Figure A-1). The upper portion of the flange, to which the polymer catch tank cover had been bolted, was bent. The thrust created by the sudden expulsion displaced the catch tank in an opposite direction. This movement bent the vessel inlet line and broke the hot oil tubing behind the vessel. The cover was found 14 feet from the polymer catch tank. A girder for a canopy that sheltered the catch tank and extruder was torn from its structural members. The cover probably struck the girder as it blew off the tank. Examination of the cover suggested that it was bent by the pressure that caused the bolts to break. Half of the 44 bolts were still in place at the time of failure; all were recovered (Figure A-2). Examination of the bolts revealed a combination of failure modes–ductile (i.e., thinning before breaking) and shear (i.e., rapid overload). None of the studs separated from the nuts. The drain valve attached to the cover was found in the closed position. A.1 Post-Incident Scene Figure A-1. Polymer plugging the polymer catch tank vent nozzle. A solid layer of polymer 3 to 5 inches thick, predominately yellow, remained in the vessel and coated the entire inside surface.
68 Figure A-2. Failed bolts from polymer catch tank cover. A.1.3 Reactor Knockout Pot The reactor knockout pot was not opened until April 17, 2001, to allow time for a hazard analysis and development of a safe work plan. Once opened, the vessel was found to be largely empty except for a 6- inch layer of material on the bottom (Figure A-3). Figure A-3. Reactor knockout pot with internal frame visible.
69 A.1.4 Vent Piping The outlet nozzle for the 6-inch vent line on the polymer catch tank was plugged with solid polymer (Figure A-4). The vent line itself was plugged except for a small hole through the center of the obstruction. A total of 22 feet of 6-inch pipe was plugged with polymer, including the part of the line where the pressure gauge was installed. The plugging extended to the common portion of the vent line shared with the reactor knockout pot, as outlined in Figure 4 (Section 2.3). The polymer inside the pipe had an appearance characteristic of several annular layers, each distinct in color and separated by discontinuities (Figure A-4). The tap1 to the pressure gauge on the 6-inch vent line was observed to be clear despite extensive plugging of the line itself. A.1.5 Pressure Relief System The pressure relief valve and associated piping were removed for examination. The inlet line to the relief valve was plugged with poly- mer up to the device. The discharge line was clear beyond the relief valve. CSB concludes that it is unlikely that the pressure relief valve activated prior to the incident. A.1.6 Extruder The extruder was disassembled and inspected. The gearbox was found to be out of synchronization, and a bearing for one of the screws was cracked. The screws appeared to have collided with each other and were fouled by an ash-like material. A maintenance technician had first noticed the ash at approximately 3:45 pm on March 12, during the aborted startup, while attempts were made to diagnose the extruder malfunction (see Sections 3.1.2 and 3.3.1). This was the first observation of ash on the screws; there was no explanation for it at the time. Figure A-4. Vent line obstructed by polymer layers. ————————– 1 A tap is a small-diameter branch pipe connected to a larger pipe. The polymer inside the pipe had an appearance characteristic of several annular layers, each distinct in color and separated by discontinuities. The screws appeared to have collided with each other and were fouled by an ash-like material.
70 A.1.7 General Area Expelled polymer was scattered northward throughout the area, up to 70 feet from the polymer catch tank (Figure A-5). Some of the polymer was charred by fire. Much of the area at grade was covered with a fine silica ash, which was determined to be a product of combustion of the heat transfer fluid that had fueled the fire. Part of the metal rack expelled from the tank was found 40 feet from the vessel, imbedded into insulation on piping to a control valve station. The control valve and piping were displaced more than 6 inches in the direction of impact. Figure A-5. Polymer scattered throughout work area. Much of the area at grade was covered with a fine silica ash, which was determined to be a product of combustion of the heat transfer fluid that had fueled the fire.
71 A.2 Extruder Failure Inspection of the extruder barrels after the incident revealed a large amount of ash, which was very likely the result of a fire in the extruder. In the early morning of March 12–about 12 hours before the aborted startup attempt–the extruder temperature was raised to 315°C, and the machine was briefly prerun on a purging material. This activity was standard procedure; it was always done just before the reaction section of the plant was started up. However, on this occasion, a mechanical problem in the reaction section delayed startup until the afternoon of March 12. Air had likely entered an open divert valve on one of the extruder barrels and flowed across the screws. Temperature-measuring instruments on the extruder recorded abnormally high values during this period; it is likely that the residual purge material inside the extruder had ignited. The observation of higher-than-normal temperatures is consistent with a release of heat from combustion of the purge material. Gaseous byproducts would have escaped through vents on top of the extruder, leaving ash behind. Because the extruder was not designed to convey powder, the accumu- lated ash probably caused the screws to bind when attempts were made to start the machine at 2:16 pm on March 12. Although the motor start push button was activated more than 30 times, interlocks caused the motor to repeatedly shut down. These multiple attempts to start the motor applied torque to the seized screws of the machine, which likely explains how the bearing became cracked and the gearbox unsynchronized. Statements from several operators indicated that this was the first time the extruder failed to run coincidentally with startup of the reaction section. However, the machine or components were known to occa- sionally fail during routine operation. It was an extruder component failure during a production run that resulted in the plant shutdown on March 10. In early February 2001, a series of instrument failures on the extruder motor over 2 days culminated in shutdown of the process. BP Amoco personnel were aware that various malfunctions could interrupt operation of the extruder during production. When the extruder experienced certain mechanical difficulties, it was necessary Temperature-measuring instruments on the extruder recorded abnormally high values during this period; it is likely that the residual purge material inside the extruder had ignited. These multiple attempts to start the motor applied torque to the seized screws of the machine, which likely explains how the bearing became cracked and the gearbox unsynchronized. . . . an extruder component failure during a production run . . . resulted in the plant shutdown on March 10. In early February 2001, a series of instrument failures on the extruder motor over 2 days culminated in shutdown of the process.
72 to divert the reactor effluent and accumulate polymer in the polymer catch tank or the reactor knockout pot. On prior occasions, this had resulted in overfilling one of the vessels and plugging their common vent line. A.3.1 Thermal Considerations During a typical startup, the amount of prepolymer sent to the polymer catch tank fills almost half the vessel. Because the process usually runs for an extended time, the prepolymer accumulated during startup has the opportunity to cool and solidify before the injection of additional hot material during shutdown and solvent flushing. As a result of the aborted startup attempt on March 12, more than twice the normal mass of hot prepolymer was continuously directed to the polymer catch tank. This included prepolymer made during startup and extruder troubleshooting, plus hot material displaced from the reaction section of the plant during the solvent flush after the aborted startup. This much prepolymer had not been continuously fed to the catch tank on any previous occasions. The amount of thermal energy inside the vessel was probably greater than it had ever been before. Amodel readily solidifies, becoming an effective insulator. Heat losses through the shell of the polymer catch tank ultimately resulted in the formation of a solid layer of plastic adjacent to the walls. Once formed, this layer created an insulating effect that allowed the core of material in the vessel to remain hot and molten for an extended time. A.3 Polymer Catch Tank Because the process usually runs for an extended time, the prepolymer accumulated during startup has the opportunity to cool and solidify before the injection of additional hot material during shutdown and solvent flushing.
73 A.3.2 Filling Beyond Working Capacity CSB investigators determined that significant amounts of polymer had escaped into the vent system for the polymer catch tank and the reactor knockout pot–evidence that the catch tank was overloaded (i.e., run at conditions outside its design limit). Although the quantity of accumu- lated material is reasonably well known, the liquid level in the catch tank is unknown due to uncertainties with regard to density.2 Waste polymer cleaned from the catch tank on March 11, following the previous production run, was composed of multiple layers of varying density, with considerable voids between layers (Figure A-6). The waste polymer occupied 55 percent of the vessel and had a bulk density of only 3 lb/gal. Figure A-6. Material extracted from polymer catch tank on March 11, prior to incident. ————————– 2 BP Amoco plant engineering personnel estimated that the bulk density of material in the polymer catch tank ranged from 7 to 10 pounds per gallon (lb/gal), with the latter being the density of the final Amodel product. Material taken from the vessel post-incident had a measured bulk density varying from 5 to 7 lb/gal; however, this may not represent the density inside the vessel prior to the release of pressure.
74 The reactor effluent enters the polymer catch tank as a two-phase mixture of polymer with a significant quantity of vapor. Vapor separates from the liquid inside the vessel, as depicted in Figure A-7. Additional vapor is generated when water and excess reactants evaporate from the melt. As the polymer catch tank filled beyond its working capacity, its ability to separate vapor from molten prepolymer degraded. Polymer droplets were entrained with the vapor stream into the vent system (Figure A-8). Once inside the vent system, polymer deposited on the piping, hard- ened, and restricted the flow of vapor. This activity caused the catch tank to become pressurized. The accumulated pressure eventually exceeded the sealing capability of the cover gasket, and solvent vapor leaked from the top of the 4-foot- diameter bolted cover. Upon discovery of the leak, the solvent flow was diverted from the polymer catch tank to the reactor knockout pot– which also began to leak because significant quantities of polymer had accumulated in the common vent piping, causing the pot to pressurize. Although the vent line was restricted, it did not completely plug off at this time; flow continued through the unit. Process pressures upstream were within normal operating ranges. A.3.3 Safeguards to Prevent Overfilling There was no direct indication of the level of material in the polymer catch tank because the level detection device was not installed. A capacitance-type level probe had been used; however, it was unreliable because it was often fouled with polymer. A timer mechanism was installed for the polymer catch tank in 1994 to indicate when accumulated prepolymer reduced the vessel’s spare capacity to the extent that a production shutdown was required. The timer tracked the time that prepolymer entered the catch tank during startup or upset conditions, but it did not account for prepolymer that entered during the solvent flush phase of the shutdown operation. The basis of the timer setting was to provide sufficient capacity in the polymer catch tank, plus an additional unspecified safety margin. There is no evidence to suggest that the timer mechanism took into account the As the polymer catch tank filled beyond its working capacity, its ability to separate vapor from molten prepolymer degraded. The accumulated pressure eventually exceeded the sealing capability of the cover gasket, and solvent vapor leaked from the top of the . . . cover. There was no direct indication of the level of material in the polymer catch tank because the level detection device was not installed. The timer . . . did not account for prepolymer that entered during the solvent flush phase of the shutdown operation.
75 Figure A-8. Polymer catch tank filled beyond working capacity–particles entrained in vent vapor. Figure A-7. Normal operation–settlement of particles.
76 density variations of the material3 or the added requirement for vapor- liquid disengagement. Considering these limitations–and the fact that it did not account for prepolymer that arrived during shutdown–the timer was an unreliable indicator of spare capacity in the vessel. A.3.4 Analysis of Cover Bolts The cover was attached to the polymer catch tank with 44 carbon steel grade SA-193 B16 bolts, each measuring 1 1/8 inches in diameter. The 22 bolts that failed were examined to determine the presence of damage or defects. Two of the intact bolts were analyzed by ASTM A370, Standard Test Methods and Definitions for Mechanical Testing of Steel Products, and found to be within specification for yield and tensile strength. No brittle fracture characteristics were observed when the bolts were tested; they failed in a ductile mode. There was little variability among the specimens. From these test results, it was concluded that the bolts contained no prior defects–nor did they exhibit damage from fatigue, previous overloading, or environmental conditions. A.3.5 Determination of Internal Pressure The polymer catch tank had a maximum allowable working pressure of 108 pounds per square inch gage (psig). There was no direct indica- tion of pressure in the tank at the time of the incident. Estimates were made of the force and pressure required to cause failure of the 22 cover bolts. However, this analysis was complicated by the fact that the restraining force applied by the remaining 22 bolts was not concentric to the cover; the bolts were removed in a sequential pattern from the 1:30 to 7:30 o’clock position. ————————– 3 The timer algorithm was based on a polymer density of 10 lb/gal, which is equivalent to the finished polymer. No brittle fracture characteristics were observed when the bolts were tested; they failed in a ductile mode. . . . it was concluded that the bolts contained no prior defects–nor did they exhibit damage from fatigue, previous overloading, or environmental conditions.
77 At the request of BP Amoco, M&M Engineering of Shaker Heights, Ohio, conducted a finite element analysis (FEA) to estimate pressure on the cover at the time of failure. A three-dimensional model was created for the shell of the polymer catch tank, mating flange, flange gasket, cover, and bolts. The static properties of the bolts were taken from the testing results described above, and the tensile properties were in- creased to account for dynamic effects (i.e., a rapid rate of bolt strain). The results of the FEA indicate that the best estimate of the required pressure to fail the 22 remaining bolts is 50 psig (assuming static tensile properties) to 70 psig (assuming a 30 percent dynamic increase over static strength). Considering the uncertainties in dynamic loading of the bolts, 110 psig is provided as a conservative upper-bound estimate of failure pressure. This value corresponds to an assumed 100 percent increase in tensile properties due to dynamic effects. The analysis results indicate a significant decrease in the capability of the 22 remain- ing bolts due to the eccentric (i.e., not at or in the geometric center) nature of the restraining force. The FEA did not attempt to account for the additional restraining force created by the 3- to 5-inch layer of hardened polymer that coated the inside wall of the polymer catch tank. Molded Amodel is a high- strength polymer with a tensile strength of 12,000 psig at ambient temperature. There is considerable uncertainty as to the strength of the polymer layer at the time of failure due to its differences in composition from neat Amodel and its elevated temperature. Although the polymer coating is potentially capable of containing significant pressure beyond the 50- to 70-psig range estimated by FEA, any analysis of this additional pressure is highly speculative considering the aforementioned uncertainties. CSB concludes that the pressure inside the polymer catch tank at the time of failure was at least 50 psig. The analysis results indicate a significant decrease in the capability of the 22 remaining bolts due to the eccentric . . . nature of the restraining force. There is considerable uncertainty as to the strength of the polymer layer at the time of failure due to its differences in composition from neat Amodel and its elevated temperature.
78 A.4.1 Potential Chemical Reactions The public literature on nylon plastics describes them as susceptible to thermal degradation. The Nylon Plastics Handbook states that two general types of thermal reactions are expected (Kohan, 1995). One involves breakdown of the amide groups of the polymer; the other relates to instability inherent in the raw materials themselves. One example of the latter is the thermal breakdown of carboxylic acids to form gaseous carbon dioxide. A nylon polymer created from a di- carboxylic acid may be susceptible to this type of decomposition. The literature describes other more complex possibilities for decomposition of the monomeric units of the polymer. These possibilities, among other evidence, led CSB investigators to theorize that a source of pressure inside the polymer catch tank was gas formation due to thermal degradation. Side reactions are another mechanism by which molten nylon polymers can generate gas. Kohan (1995) describes how two amine ends from separate nylon polymer molecules can combine in a condensation reaction, producing a single molecule with a triamine group and releasing an ammonia molecule. The triamine entity of the newly formed molecule may, in turn, react by a second condensation with another polymer molecule that has a carboxylic acid end group, releasing a water molecule. When both of these reactions occur, polymer molecules become chemically linked through branches.4 One consequence of this phenomenon is referred to as “gelation.” The branched molecules have extremely high molecular weight and are referred to as gels. The BP Amoco documentation for the Amodel process includes a brief discussion of these potential branching reactions and states that limiting the time the reacting mix is subject to elevated temperatures will minimize their occurrence. The Augusta site produces various grades of Amodel. A principal distinction among grades is how various di-carboxylic acids are appor- tioned among the ingredients. Amodel is made from isophthalic and A.4 Physical Testing and Chemistry ————————– 4 The interconnection of polymer molecules through side branches is known as crosslinking. . . . a source of pressure inside the polymer catch tank was gas formation due to thermal degradation. Side reactions are another mechanism by which molten nylon polymers can generate gas.
79 Figure A-9. Sample of material expelled from polymer catch tank (note bubbles and closed cells). adipic acids. At the time of the aborted startup, a grade with a lower percentage of aromatic acids was being produced. Fundamental principles of organic chemistry suggest that thermal stability should decrease with a reduction in aromatic acid content. This grade of Amodel had a relatively high melting point compared to other grades. A.4.2 Characterization of Expelled Plastic Investigators collected remnants of the plastic that was expelled from the polymer catch tank; the material was hard, brittle, and filled with bubbles (Figure A-9). However, the plastic was partially molten and sticky at the time it was expelled because some of it stuck to nearby pipes, steel columns, and the side of a storage shanty located almost 70 feet from the vessel. Bubbles within the expelled material caused it to have a cellular struc- ture. Consequently, the bulk density of the material was low compared to product samples of extruded Amodel. However, the plastic encasing the individual cells was dense. It had a specific gravity of 1.1, typical of normal extruded Amodel product. The presence of bubbles within the expelled material and its cellular structure are consistent with the generation and entrapment of gas while material is in a molten state. These characteristics support the theory that decomposition and side reactions–occurring while the material was molten inside the polymer catch tank–produced gas and pressure. The expelled plastic was yellow, though typical extruded Amodel is cream colored. The discoloration is also consistent with exposure to high temperature for an extended time. A.4.3 Characterization of Plastic Remaining in Vessel A ring of plastic 3 to 5 inches thick remained inside the polymer catch tank after the molten core blew out (Figure A-10). The ring was generally yellow, though some of the outermost portions close to the vessel wall were cream colored. The plastic in the ring contained far Figure A-10. Layer of hardened polymer taken from inside perimeter of polymer catch tank . . . the plastic was partially molten and sticky at the time it was expelled . . .
80 fewer bubbles than the expelled material. The concentration of bubbles was greatest farther from the vessel wall, toward the core. Heat losses through the wall of the polymer catch tank from the time it was filled until it was opened likely explain why the material adjacent to the vessel wall solidified by the time workers started removing the cover. This explanation is also consistent with the observation that cream- colored polymer was prevalent along the outermost perimeter of the ring. Because it was close to the vessel wall, this material cooled sooner and was less susceptible to side reactions and thermal decomposition. BP Amoco analysis of the plastic ring in the polymer catch tank showed the outer white material to be similar to typical Amodel, while the yellow material farther from the vessel wall contained gelled entities. It also had unusually high levels of triamine groups and atypically low levels of carboxylic acid groups. These differences indicate that the material farthest from the vessel wall had probably reacted by means of the branching side reactions described above. Such reactions generate gas, consistent with the observation that the maximum concentration of bubbles in the ring was farthest from the wall. A.4.4 Simplified Thermal Testing Following the incident, CSB arranged for testing of samples of typical extruded Amodel product pellets. Samples were sent to Polyhedron Laboratories, Inc., in Houston, Texas. Two grams of the cream-colored pellets were dried and placed in the bottom of an autoclave, 5 which was evacuated to vacuum and then pressurized three times with 60-psig nitrogen. Finally, the material was heated to 315°C (the approximate condition in the molten core of the polymer catch tank) and held at that temperature for 12 hours. After cooling to room temperature, the autoclave was depressurized and opened. A solid brown residue was present on the bottom, and the entire inner surface of the autoclave was coated with a brown liquid. From the results of this experiment, CSB concludes that Amodel decomposes at the test temperature. ————————– 5 An autoclave is an airtight vessel for heating and sometimes agitating its contents under high pressure. The presence of bubbles within the expelled material and its cellular structure are consistent with the generation and entrapment of gas while material is in a molten state. Because it was close to the vessel wall, [the cream-colored polymer] cooled sooner and was less susceptible to side reactions and thermal decomposition.
81 Following this testing, a portion of the pellet sample was tested by thermogravimetry6 at Chemir/Polytech Laboratories, in Maryland Heights, Missouri. The pellets were ground to a powder and vacuum dried at 100°C for 12 hours. Two conditions were chosen for testing– holding at 315°C for 2 hours and for 12 hours. The 2-hour test resulted in a weight loss of 2.2 percent. The 12-hour test was con- ducted twice, with weight losses of 4.9 percent and 5.8 percent. Given the published degradation theory for nylon polymers, CSB concludes that the weight loss is due partly to decomposition of the plastic and partly to side reactions. A.4.5 Advanced Thermal Analysis BP Amoco retained Kinetica, Inc., of Franklin, Ohio, to conduct thermal stability testing of the finished plastic. Kinetica used an accelerating rate calorimeter (ARC) for this purpose. When one grade of Amodel was heated in the calorimeter, pressure in the vapor space above the sample began to increase at 350°C. The rate of increase became rapid at 380°C and peaked at a value 4.3 times the initial pressure. The reaction process was observed to be endother- mic, particularly during the period of pressure increase. Two runs were also performed on a different grade of Amodel. In both of these tests, pressure initially increased at 330°C. In one test, there was a rapid rise in pressure at 370°C; in the other, pressure increased suddenly at that temperature but less rapidly. The pressure peaked at 4.5 times the initial pressure in one test and at 4.4 in the other. The reaction process was endothermic. Figure A-11–from the company’s internal investigation report–depicts temperature and pressure data from the first test. The ARC data fully support the conclusion that the plastic decomposes. The lower onset temperature for the pressure rise observed in the tests on one grade of Amodel indicates that it is more susceptible to decom- position than the other grade. ————————– 6 Thermogravimetry measures the change in mass of a substance on heating. Losses of mass may be due to dehydration, decomposition, desorption, vaporization, or chemical reactions that create gaseous products. Given the published degradation theory for nylon polymers, CSB concludes that the weight loss is due partly to decomposition of the plastic and partly to side reactions. The reaction process was endothermic. . . . The ARC data fully support the conclusion that the plastic decomposes.
82 Figure A-11. ARC data for Amodel. A.4.6 Analytical Chemistry BP Amoco contracted with the Thermal Analysis Laboratory at Western Kentucky University for quantitative chemical analyses of the vapors generated from thermal degradation of Amodel. A thermo- gravimetric analyzer was used to heat the Amodel. The resulting vapors were captured for analysis by mass spectrometry and Fourier transform infrared spectrometry. As reported in the company’s internal investigation report, the labora- tory provided the following weight conversions of the plastic for certain gases:
83 The above species are all gases at moderate temperatures. From these data, CSB concludes that pressure would develop if the gases were generated in a confined environment. The BP Amoco Performance Chemicals Laboratory in Naperville, Illinois, heated a sample of plastic extracted from the residual ring in the polymer catch tank to 340°C. The vapors that evolved were captured in a cryogenic trap for analysis by gas chromatography/mass spectrom- etry. A large number of organic chemicals with molecular weights below 200 were identified. Nitrile compounds were among the dominant species. Kohan (1995) proposes that nitrile compounds are among the decom- position products from the cleavage of amide groups in certain types of nylons. Given the relatively low molecular weight of the organic compounds produced, as noted above, they could be expected to exert significant vapor pressures at the temperatures in the polymer catch tank. In light of these analyses, the nitrile compounds are expected to contribute to additional pressurization. Weight Conversions of Amodel to Certain Gaseous Products During Decomposition Species Carbon monoxide Carbon dioxide Ammonia Water Wt % generated 0.86 1.03 3.98 0.52 From these data, CSB concludes that pressure would develop if the gases were generated in a confined environment. Given the relatively low molecular weight of the organic compounds produced, . . . they could be expected to exert significant vapor pressures at the temperatures in the polymer catch tank.
84 A.5 Vessel Pressurization No additional material flowed into the polymer catch tank after 3:45 pm on March 12. However, over the next several hours, reactions in the core of the vessel generated vapor that caused the viscous, molten contents to foam and expand. Eventually, the foaming material occupied the entire volume of the catch tank. Pressure pushed the material into the vessel nozzles, including the 6-inch vent line and the emergency pressure relief inlet. As polymer reached the sides and upper surfaces of the vessel, it cooled and solidified.7 The material also cooled and solidified in the vent line and emergency inlet. Once this occurred, there was no pathway for gas to escape from the vessel. Plugging in the vent system was extensive and continued to worsen over several hours as polymer was pushed from the polymer catch tank into the system. Eventually, the pathway through the common vent piping degraded to the extent that the emergency pressure relief system on the reactor knockout pot activated at approximately 8:10 pm on March 12.8 As heat from the polymer catch tank was gradually lost to the environ- ment, further solidification occurred around the entire inner wall of the vessel. Although a hardened layer of polymer 3 to 5 inches thick developed, the core continued to react and decompose over several hours, generating gas. The trapped gas pressurized the vessel. ————————– 7 Although the polymer catch tank was insulated, it was not heated with a hot oil jacket. Heat losses to the environment would cause the polymer to solidify. 8 From 6:53 to 11:21 pm on March 12, water was circulated through the Amodel unit and steam was vented through the reactor knockout put. The knockout pot and the polymer catch tank use common vent piping. The material also cooled and solidified in the vent line and emergency inlet. Once this occurred, there was no pathway for gas to escape from the vessel.
85
APPENDIX B: Timeline 1981 First Amodel pilot-plant production in Naperville, IL 1980s Amodel formulations developed and commercial process design conceptualized 1987 Amodel experimental unit built in Greenville, SC July 1989 HAZOP completed on Augusta semiworks 1990 Amodel semiworks built in Augusta Polymer catch tank KD-502 designed for Amodel commercial unit in Augusta 2 No review to identify reactive hazards during product development Design review for reactive hazards LTA Designers intended vessel to be no more than 50-60% full Process safety information development LTA Detailed documentation for potential volume (startup/ shutdown/upset) never generated for KD-502 Gray box = main timeline event Black box = management system defficiency Double arrow represents an event that took place over time White box above timeline = causal factor White box below timeline = editorial comment KEY KD-501 = reactor knockout pot KD-502 = polymer catch tank LTA = less than adequate MOC = management of change PHA = process hazard analysis
86 KD-502 emergency pressure relief system designed Amodel commercial process designed 1990 Thermal degradation of Amodel observed in product performance tests December 1990 Design phase PHA complete for Amodel commercial unit PHA did not address startup, shutdown, or reactivity 1991 Corporate R&D establishes lab with capability to study reactive chemistry hazards 1993 Amodel commercial unit commissioned in Augusta No PHA on extruder PHA LTA KD-502 overloading scenarios not identified 2 3 Relief system not appropriate for service: – no rupture disk – no provision to ensure polymer would not harden near relief valve inlet Emergency pressure relief design LTA Lab is commissioned, but no program is established Lab decommissioned and transferred to third party in 1995 Pods generated during startup explode Incident investigation concludes that pods ruptured due to stress cracking Incident investigation LTA Pods are startup material that has been extruded and collected in small wheelbarrows Pods likely exploded due to a mechanism similar to that which occurred in KD-502 during incident
87 August 1993 Fouling of relief valve found during inspection August 1994 Further degradation data on Amodel obtained for product application purposes only 3 4 Startup time extended from 30 to 50 minutes No MOC conducted to examine impact of change on polymer accumulation in KD-502 MOC LTA Inspection followup LTA Same occurrence happended in 1995 1993 KD-502 overfilled when extruder shut down No incident investigation Incident investigation LTA Entrainment causes partial plugging of vent line Pluggage in vent line not investigated Incident investigation LTA Level indicating device in KD-502 not reliable; timing algorithm developed to estimate polymer accumulation/level No documentation generated on basis for timing algorithm Process safety information LTA No uniform practice developed to verify KD-502 was depressured prior to opening Procedure for opening vessel for maintenance not developed No action taken when personnel realized that vessel could not be locked, tagged, and verified Plugging of drain valves prevents positive verification of depressurization Fewer pods produced, more material sent to KD-502 during startup
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February 2001 Fire occurrs while opening KD-502 for maintenance February 2001 KD-501 reactor knockout pot filled during plant upset caused by extruder problems March 10, 2001 Unit shutdown, extruder malfunction March 10, 2001 KD-502 opened, cleaned, and closed 4 5 Material extracted from KD-502 burns after placed in dumpster 1999 New PHA completed on Amodel process Investigation does not examine issue of limits on polymer accumulation in KD-501 or KD-502 Incident investigation LTA Investigation does not examine potential decomposion of polymer Incident investigation LTA Similiar event occurred in August 1994 Investigation concludes cause is combustible materials in dumpster Incident investigation LTA PHA overlooks issues from 1990 PHA, such as overfilling vessel Startup and shutdown not considered in PHA Credible deviations from normal operation not identified Cummulative effects and trends from previous incidents not considered PHA LTA Decomposition of polymer not examined as possible cause of some extruder fires Incident investigation for extruder fires LTA Fires occur in extruder
90 March 12, 2001 2:41pm Solvent flush commences as part of normal shutdown procedure Polymer entrainment occurs in vent line March 12, 2001 3:45 pm Leak noted on KD-502 March 12,2001 3:55 pm Diverted flow from KD-502 to KD-501 March 12, 2001 4:00 pm Leak noted on KD-501 6 Startup aborted because of extruder malfunction Pressure on vent line rises temporarily (from switch to KD-501 until the water flush commences) 7 8 Vent line becomes partially obstructed KD-502 has more hot material in it than normal Devolatilization in KD-502 causes foaming Personnel do not understand relationship between filling vessel and entrainment Inadequate recognition of consequences of overloading KD-502 PHA LTA
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Vent system plugging continues to worsen during water flush Emergency pressure relief system on KD-501 activates March 12, 2001 6:53 pm Water flush commences just after shift change March 12, 2001 8:00 pm High temperature in relief catch tank March 12, 2001 11:21 pm Water flush discontinued 7 Personnel do not understand potential for decomposition in mass of hot, molten polymer Understanding of reaction chemistry LTA Decomposition and cross linking reactions occur in hot core, producing gas, causing foaming and swelling KD-502 core expands and extrudes into nozzles, where material solidifies All nozzles in KD-502 obstructed Internal pressure develops in KD-502 8 Material near KD-502 perimeter cools and solidifies Occurs once KD-502 is taken out of service March 13, 2001 Prepared KD-502 for opening Effective means of verification of depressurization defeated by polymer blockage Nitrogen to KD-502 valved out and tagged; isolation form completed Main isolation valves for KD-502 were unreliable and not used Drain valve used sometimes, but often not found to be effective Procedure for isolation and verification LTA Not proven that KD-502 has no pressure 9
92 March 13, 2001 2:20 am 22 of 44 bolts removed sequentially from KD-502 cover Pressure in vessel escapes, breaking remaining bolts; vessel cover and contents expelled March 13, 2001 2:36 am 3 employees fatally injured when KD-502 cover and contents are expelled Release of pressure causes recoil, which displaces vessel backward KD-502 vessel is on rollers Fluid released from piping damaged during recoil flashes and burns 9 March 13, 2001 2:38 am Fire deluge system is manually activated
93 APPENDIX C: Logic Diagram
94
95
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97
FD06378 | 2002_美国_BP_Amoco_热_分解事故-_BP_Amoco_Thermal_Decomposition_Incident__最终报告.pdf
分类:06_境外及港澳台调查报告 | 年份:2002 | 地域: | 严重程度: | 场所: | 起火原因: | 来源格式:pdf
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1
UNITED STATES OF AMERICA
- + + + +
CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
- + + + +
PUBLIC MEETING
- + + + +
TUESDAY
MAY 14, 2002
- + + + +
WASHINGTON, D.C.
- + + + +
The Public Meeting convened in Suite 400, 2175 K Street, N.W., Washington, D.C. 20037, pursuant to notice, at 10:00 a.m., Gerald Poje, presiding.
CHEMICAL SAFETY BOARD MEMBERS PRESENT:
GERALD POJE
ANDREA K. TAYLOR
IRV ROSENTHAL
ALSO PRESENT:
CHRIS WARNER
WILLIAM HOYLE
STEPHEN SELK
KEVIN MITCHELL
LISA LONG
STEPHEN WALLACE
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2
C-O-N-T-E-N-T-S
Welcome and introductions .......................... 3
Opening Statements by Board Members ................ 7
Opening Statement - Chief Operating Officer ........ 8
Investigations and Safety Programs Update .......... 9 William Hoyle, Director, Office of Investigations and Safety Programs
BP Amoco Polymers Investigation Steve Selk, Senior Investigator ................ 9
The Manufacturing Process - Steve Selk ........ 12
Description of Incident - Kevin Mitchell ...... 19
Pertinent Management Systems that ............. 28 Contributed to the Incident Lisa Long and Stephen Wallace
Root and Contributing Causes .................. 46 Steve Selk
Chief Operating Officer Updates ................... 61 Christopher Warner, Acting Chief Operating Officer
Other Business Tentative Date for Next Board Meeting ........... 64
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3 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25
P-R-O-C-E-E-D-I-N-G-S
10:00 a.m.
CHAIRPERSON POJE:
Good morning, everybody. My name is Jerry Poje. I'm a Board Member of the Chemical Safety Board.
Unlike our past meetings, today I am chairing this meeting. The Board has been busy over the last month on a number of fronts, but one of the fronts has been in dealing with the interim basis of Board leadership during the period when we're absent a Chairperson.
Let me just review for you the history of events briefly and give you the update on where we are as of this meeting. In January of 2000, the original Chair of the Board resigned from that position. Based upon extensive discussions between our Office of General Counsel and the White House and the Office of Legal Counsel in the Department of Justice, the Board at that point in time issued a Board Order, 003, that allowed for the Board to take the role and responsibilities of the Chairperson and fractionate them and divide them amongst the remaining Board members.
In February of this year, a little more than two years afterwards, the Inspector General for
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4 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 the Chemical Safety Board issued a recommendation to the Board that we reconsider such matters and seek additional input on that. As of February, we had transmitted a letter to the Department of Justice, Office of Legal Counsel, expressing our willfulness to reallocate such responsibilities, such that a single Board Member would be given greater responsibilities for executive and administrative functionality.
In March we issued that request. In April we received an affirmative response from that Office. So in coordination with the Office of Inspector General recommendation, a legal opinion from the Department of Justice, and extensive notification to our congressional authorizing and appropriating committee members, we have taken the action last week that allowed for a redefinition of Board Order 003.
The delegation was done through a voting notation item. Specific delegations were assigned for this individual Board Member with executive and administrative functionality, to have oversight for personnel, administration, funds up to $50,000 expenditures, oversight for investigations, conduct of Board meetings, and communications on behalf of the institution.
Specific restrictions were established
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5 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 assuring that all such actions would be in compliance with federal rules and regulations, and that the oversight for Equal Employment Opportunity functionality for the Board would still reside with a second Board member.
In addition to that, there were explicit exclusions that we established that retained to the Board as a whole, namely, the three existing Board Members, their specific functions. We individually and independently need to approve and oversee all investigation reports, all safety studies. All Board regulations will be established by a Board as a whole. Budget proposal and budget executions will be overseen by the Board as a whole. Large contracts and expenditures greater than $50,000 will still be a Board as a whole function. The establishment of heads of major operational units for the institution will still be held by the Board as a whole, and strategic plans will still be a Board as a whole function.
This redelegation, this authority also gave us the responsibility for such an individual to have the rights of redelegation to the Chief Operating Officer. The duration of this assignment is based upon three different contingencies. Should a new Chairperson be nominated, confirmed, and sworn in,
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We will also commit ourselves, if that hasn't occurred within a six-month period, to formally review and reapprove such an assignment, or this can be terminated at any time by a quorum of the Board voting to exercise such.
The delegation has been assigned to myself. So, as of this moment, for this public meeting, I am the Board Member with executive and administrative functionality.
On May 9th, following up on this assignment, I also executed full delegations to our Chief Operating Officer for a whole bunch of day-to- day operational responsibilities. So in doing such, we have completed action on two major recommendations from our Inspector General, and I will conduct the rest of this meeting as the presiding officer for the Board at this public meeting.
Several other activities are ongoing. Since we last met in public session on April 17th, the Board has initiated two new investigations. So the staff has been, as I said in public, working to the max. We have fully deployed two separate teams for ongoing investigations in the last month and are happy
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With that, I would open up to any other comments from my fellow Board Members. Dr. Rosenthal?
DR. ROSENTHAL: Well, nice to see many old friends here at the meeting. I must say that I believe that the changes we have taken, after receiving authorization, or at least no objections from the legal offices, is most welcome. Running any organization by committee is not a desirable thing. So I look forward to having Dr. Poje exercise some of the day-to-day responsibilities of the Board. I think it should lead to more effective, more efficient action, and will certainly make my life more peaceful.
(Laughter.)
MS. TAYLOR: I want to ditto what Irv just said. I think this has been a great move for the agency. Fortunately, we did receive the report from IG, but it feels good to do this and now have one person responsible for the administrative function of the agency. It is hard to have three heads. So now having one, then that makes it much easier for us.
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CHAIRPERSON POJE: Thank you both.
Chris, do you want to say anything in opening remarks as Chief Operating Officer?
MR. WARNER: I would like to echo Dr. Poje's comments. We have an awful lot on our plate. As he said, we have two new investigations that are ongoing, one in New York, one in Texas. We also have a variety of investigations where the field investigations have been completed and we are doing additional research. That is Georgia Pacific. We have Motiva Enterprises in Delaware. We have the huge reactives hearing coming up in Paterson, New Jersey, and our reactives report, and of course the closeup of BP Amoco. So with our small staff, we are fairly busy with a large variety of things, as well as meeting all of our administrative responsibilities.
I do look forward, even in this short-term of carrying out the delegations from the Board. I think we are well on our way to meeting all of the recommendations from the IG, and certainly sets us up for a very even, smooth transition as we look forward to getting a new Chairperson for the Board, a new Board Member, as well as a new Chief Operating Officer.
So with that, we will move on to BP Amoco.
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CHAIRPERSON POJE: Okay, the major bulk of our meeting today is focused on the item on the screen, if we could have Bill Hoyle, our Director of Investigations and Safety Programs, open up this portion of the meeting. Bill?
MR. HOYLE: Well, it is my pleasure to introduce our four-member team that has worked on this report that you will have presented to you today. The lead investigator is Steve Selk, and he is joined by three of our investigations staff: Lisa Long, Kevin Mitchell, and Steve Wallace. I understand each of them will be taking a portion of the presentation today.
I also would ask you to appreciate Steve Selk and Kevin Mitchell's. They have just returned from an investigation in New York City. They are doing double-duty, to say the least, of pursuing that investigation and then bringing to conclusion this BP Amoco investigation. So we very much appreciate their efforts.
So I am going to turn it over to Steve Selk, the lead investigation. He will start off the presentation, and he will recognize his other partners at the appropriate time.
MR. SELK: Good morning. Let me just make
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Members of the Board, you have asked that we assembly today to present our findings and conclusions on the incident that occurred at the BP Amoco's Polymer Plant in Augusta, Georgia 14 months ago. We are ready to do so, and we expect that the investigation will be further advanced through your reflection and subsequent counsel.
In addition to myself, the field investigation team consisted of Stephen Wallace, Kevin Mitchell, and Lisa Long. They are all chemical engineers, and you will hear from each of them today. All have more than 10 years of industrial or consulting engineering experience. Additionally, our analysis benefitted from the advice of the Director of the Investigations and Safety Programs, Bill Hoyle, and the head of our Recommendations Program, Don Holmstrom.
The investigation was also advanced through the full cooperation and goodwill of British Petroleum. I compliment them for the excellent leadership they have shown in this regard. Yet, today we will criticize them because their management of technology and the human endeavors associated with it was insufficient to prevent the incident we will tell
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It is fitting that we be critical for exactly 14 months ago three employees of the company were fatally injured by a sudden catastrophic event. They were Heinrich Kohl, age 24, John Rowland, age 35, and George Sanders, age 42.
Shortly, we will discuss root and contributing causes. We will state our conclusions using phrases that will tend to indicate that the accident happened because the company didn't do something it could have. In so doing, it is not our objective to hold the company in a bad light. We conclude that no one in the Augusta facility had any idea that an incident of this nature could have occurred. Indeed, we observed that there were many things that they did very well, but we won't speak to them. Instead, we will focus on things they could have done better. Our sincere objective when pointing to these root and contributing causes is to identify how technological operations that are potentially hazardous can be more effectively managed.
Bear with us now because we can't begin to discuss the root and contributing causes until we explain the technology involved. I will review the basics of the manufacturing of the process. Then
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The manufacturing process involved produces a nylon plastic called Amodel. This is a picture of the plant involved, a petrochemical-type, outdoor operation. Amodel is a form of nylon created through the reaction of a di-amine and di-carboxylic acid. Each time a molecule of raw material is added to the molecular chain, a molecule of water is released as a byproduct.
Nylons, of course, date back to the era of the Second World War, one of the first applications being toothbrush bristles. Most of us are aware of other applications. But Amodel is an advanced form of nylon. While it is moldable, it is very hard, very strong. It melts at a temperature of 600 degrees Fahrenheit.
Amodel was Amoco's only entry into the nylon business.
They only built one plant. Development started in 1979 in Naperville, Illinois, the first R&D efforts. Pilot plant production began there in 1981. Then an experimental unit was built in
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Our story is complicated a little by changes in ownership. In 1998 British Petroleum acquired Amoco. They held the facility for less than two years. In November of 2001, BP Amoco and Solvay exchanged certain assets, and the Augusta site is now owed by Solvay Advanced Polymers.
The ingredients used to make Amodel are solids at ambient conditions. In the first step of the process, the ingredients are dissolved in water. This creates an aqueous solution of what is effectively a salt. The preparation is done batch- wise. However, the rest of the process is conducted continuously. That concept, that the process operates continuously, is important to understanding the incident that occurred.
The liquid salt solution is pumped to a pre-reactor, where it is heated. The addition of heat initiates the polymerization reaction, and some of the water produced is released as a vapor. The partly- reacted liquid is then pumped to a very high pressure and passed through a series of heaters. This advances
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This enters a second reactor, where further heat is added. Because the polymer is now in the form of droplets, it is easier for by the byproduct water that is being formed in the reaction to diffuse from the droplets and vaporize to steam.
The polymer passes through the reactor in a matter of seconds. Upon leaving the reactor, the polymer is fed to an extruder, where the reaction is completed. An extruder is a device much like a large meat grinder. It mixes, kneads, and shears the polymer aggressively while simultaneously adding more heat. That shearing action drives the reaction to completion.
From the extruder, the finished product is pumped through a die that has holes in it. Strands of plastic are created that are cooled and chopped. The result is these granules of pellets of finished nylon plastic. I would like to pass this sample of the material around to you to look at it.
Bear with me; we've got a little more
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To start the process, water is first circulated through the equipment. The temperature is raised, and in the second reactor the water turns to steam. The steam can't be directed to the extruder. So, instead, it is directed to another vessel called the polymer catch tank. It was in this vessel that the incident occurred.
During startup, the effluent from the reactor is diverted by this three-way valve so that it enters the catch tank. The steam leaves the tank and passes to a recovery system.
Once water is circulating through the process and the temperatures are high enough, the water is replaced by the salt solution. The solution makes its way through the equipment, polymerizing as it goes.
At first, it is not of sufficient quality to send to the extruder. So the effluent from the reactor remains directed to the catch tank. I mentioned earlier that the reactor effluent is
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Schematically, the catch tank looks like this: piping inlet on the one end and a vapor outlet for the steam here. Polymer accumulates inside. These two connections, one is for nitrogen, one is for steam. There's a drain on each end of the vessel.
Because the fluid that is entering is a mixture of steam and droplets of polymer, this vessel is actually a separator. The polymer accumulates inside, and steam leaves through the top. There's no active cooling. Heat losses are through the walls of the vessel only. Eventually, those heat losses cause the molten polymer inside to solidify.
During startup of the reactor, the effluent is diverted to the catch tank for 50 minutes before flow is swapped to the extruder. You will hear later from Steve Wallace that it wasn't always 50 minutes. They had changed the process, but all the ramifications of that change were not carefully considered.
That is the actual vessel. The cover has been removed from one end. The cover weighs about one ton.
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Beyond startup, the catch tank also plays a role during shutdown, but it is a more complex role. When the process is shut down, the flow of salt solution is stopped, and it is immediately replaced by a solvent. The purpose of the solvent is to dissolve any remaining polymer in the reactor, heaters, and piping. Otherwise, the polymer would solidify inside the equipment.
The solvent and dissolved polymer flows to the polymer catch tank. There the solvent vaporizes and leaves the vessel just like the steam does during startup. The polymer is left behind. Eventually, the shutdown is terminated by a flush of water.
Once the process is completely shut down, maintenance personnel remove the cover from the vessel and remove the plastic. Typically, that is the type of mass that is extracted from the vessel. That is a rack inside the vessel with a hook on it, and they would connect a wire and an eyelet to that hook and pull this mass from the vessel using a forklift truck.
Now there's only one other reason that they would use the catch tank to receive the reactor flow, and that is if there are problems with the extruder. Recall that this is a continuous process. If the extruder inadvertently shuts down, the process
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We are coming to the end of the technology section, so bear with me just a few moments longer. The catch tank has a sister vessel called the reactor knockout pot. Its primary purpose is to serve as a destination, should this pressure or safety release device here in the outlet of the reactor burst. This is what we call a ruptured disk or bursting disk. So if some obstruction should form anywhere in here, this disk will open and allow the reactor flow to go to the knockout pot. Additionally, the knockout pot serves as another place that the reactor effluent can be diverted to, should the catch tank become too full.
Kevin Mitchell will shortly describe the incident, but to help you follow it better, let me tell you now that what happened in this incident was that they had problems during the startup of the plant. They put a very large quantity of hot plastic into the polymer catch tank in one continuous shot. Because so much hot material entered all at once, the thermal energy sustained further reactions of the plastic, both side reactions and decomposition and
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Kevin?
MR. MITCHELL: Thank you, Steve. Members of the Board, good morning.
The Amodel unit was operating normally during the week prior to the incident. On Saturday, March 10th, a problem, a malfunction in the extruder caused the Amodel unit to shut down. A repair was made, and the unit was scheduled to restart on Monday, March the 12th, 2001.
During the period of the shutdown, the polymer catch tank, the subject vessel, was opened, emptied. As Steve showed you, the polymer was removed from vessel, and the picture he showed was, in fact, the polymer that was removed during that shutdown.
At 6:45 a.m. on March 12th, operators prepared to start up the Amodel unit by commencing their pre-startup checks. As part of the normal startup checklist, the extruder was supposed to be pre-run for approximately one to two minutes to verify its operability.
The lead operator on duty at the time of
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After resolving several last-minute maintenance items, raw material feed was introduced into the Amodel unit at 1:29 p.m. on March 12th. Unit temperatures and pressures were within normal operating ranges at that time.
As was typical on startup, and as Steve mentioned, the initial flow of material coming from the reactor was sent to the polymer catch tank for approximately 50 minutes, after which time it would have been swapped to the extruder using this valve.
To finalize startup, personnel attempted to start the extruder at 2:17 in the afternoon. At this time it was determined that the extruder screws would not turn. The unit supervisors were immediately notified, and maintenance was called in to work on the problem.
Over the next 25 minutes, several attempts were made to diagnose and resolve the problem with the extruder. During that period of time, polymer
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At 2:30 p.m., with the extruder malfunction still unresolved, a decision was made to abort the startup and prepare for a unit shutdown by immediately going to a solvent flush. The flush solvent was injected at 2:41 p.m. It took several minutes for the polymer to be displaced by the solvent, and during that period of time material continued to accumulate in the polymer catch tank.
The flushing operation continued normally for approximately one hour. At 3:45 in the afternoon, an engineer noticed a small leak of vapor coming from the cover of the polymer catch tank, about right here. Plant personnel described the vapor as being characteristic of the solvent. Unit supervisors were made aware of the leak, and a decision was made to divert the flow of solvent from the polymer catch tank to the sister vessel Steve mentioned, the reactor knockout pot.
Shortly after flow was diverted, a leak developed at the cover of the reactor knockout pot as well. No immediate action, however, was taken in response to this leak. From this point forward until the time of the incident, no additional material
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At 6:53 p.m., several hours later, the solvent flush was discontinued and the unit was put on a water flush. Operators continued to monitor unit temperatures and pressures and other operating conditions for several hours, and at 11:21 p.m. water flush was discontinued and the unit was shut down.
Instructions were left on the night shift to clean the polymer catch tank vessel of the accumulated material. Maintenance technician arrived at the scene at approximately 2:15 a.m. on March 13 to conduct the work. Prior to conducting the work, operators closed a valve connecting the nitrogen line to the reactor knockout pot and the polymer catch tank and placed energy isolation tags on those valves. A lockout tag-out energy isolation form was completed and signed by both the operator and the maintenance technician, and the cleanout work at this point was ready to commence. It should be noted that no other connections to the polymer catch tank were locked or tagged at this time.
Two operators went to the vessel to assist the maintenance technician in opening the cover. At 2:25 a.m. on March 13th, the maintenance technician
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He had removed approximately half of the bolts at the time of the incident. At 2:36 a.m., as the restraining force of the cover was being gradually reduced, as the bolts were taken off, a sudden and explosive release of energy broke the remaining bolts. The cover was ripped off the vessel and propelled upward. It struck a girder on the overhead rain canopy, shown here, and it came to rest approximately 15 feet from its original position on the vessel. Here's a picture of the cover as found.
A mass of hot molten polymer was ejected from the 48-inch diameter opening of the polymer catch tank. The molten polymer traveled as far as 70 feet, striking workers and equipment as it traveled. Here's a picture of the molten polymer in the area of the unit.
The maintenance technician and two operators suffered severe impact trauma. Two men died at the scene, and a third was pronounced dead on arrival at the Medical College of Georgia.
The force of the initial explosion ignited -- or pardon me, caused damage to nearby hot oil
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I have a sample of the polymer that you see in this particular photograph that I would like to pass out so that you can see its characteristic color, texture, and shape.
That concludes a brief description of the incident itself, and I would like to take a little bit of time this morning to talk about some aspects of the incident reconstruction which will help you understand why this incident occurred.
First of all, with regard to the extruder that failed to start, inspection of the extruder after the incident revealed a significant quantity of ash had accumulated inside the extruder in the barrels. The ash was most likely the result of an internal fire that had occurred in the extruder prior to the incident -- prior to the startup of the unit, rather. Because the extruder was not designed to convey powders, the accumulated ash probably caused the screws to bind up when repeated attempts were made to
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Statements from several operators have indicated this was the first time at which the extruder had failed to start concurrently with the startup of the production unit. However, the machine or its components were known to occasionally fail during normal production, and it was extruder component failure that had caused the shutdown on March the 10th, and a nearly identical incident occurred the prior week during normal production.
BP Amoco personnel were aware of the possibility for extruder malfunctions during production, regardless of the cause. When the extruder experienced certain mechanical difficulties, it was necessary to divert flow, as Steve mentioned, into the polymer catch tank. On at least two prior occasions, this resulted in overfilling of the polymer catch tank or the sister vessel, the reactor knockout pot, and plugging of their overhead vent lines.
Now the polymer catch tank itself, most of the contents had been expelled during the incident. However, a solid layer of polymer, ranging from 3 to 5 inches thick, remained and coated the entire inside surface of the vessel, including the shell and both ends or covers.
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The vessel nozzles, including the vent nozzle, were completely plugged with polymer. This is a photograph of what should be the 6-inch vent nozzle here, shown from the inside of the vessel. You see the 3-to-5-inch thick layer of polymer, and this is a plug of polymer, very hard polymer, completely obstructing the vent nozzle from the vessel.
Significant amounts of polymer were found within the vent system itself, which led to questions from the investigators as to how much material actually went into the polymer catch tank during the aborted startup. During a typical startup, the amount of polymer sent to the catch tank would fill it to less than half full. As a result of the aborted startup on March 12th, more than twice the normal amount of polymer had been directed to the tank, and this had not occurred uninterruptedly in a single shot, as Steve put it, on any prior occasion during the history of the commercial Amodel unit. Therefore, the amount of heat and energy inside the vessel was likely larger than it had ever been in the past.
The public literature on nylon plastics describes them as being possibly susceptible to thermal degradation and side reactions, and both mechanisms can produce gases which can include carbon
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Investigators arranged for testing of typical extruded Amodel. One sample was tested by thermogravimetric techniques when subject to conditions which we expect would have been similar to that within the polymer catch tank. The test revealed that Amodel does undergo a significant weight loss at the test conditions, and investigators concluded that this weight loss was partly due to decomposition reactions and partly due to side reactions.
Further more sophisticated analysis confirmed this, finding such gases as carbon monoxide, carbon dioxide, and water vapor, all of which are consistent with these reactions. These substances are all gases at moderate temperatures and would develop pressure inside a closed vessel under those conditions.
As I mentioned before, no additional material entered the polymer catch tank after approximately 3:45 p.m. on March 12th. Over the next several hours, the core of the vessel continued to react. This caused the viscous, as gases were
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Further swelling and expansion likely pushed material from the vessel into the vent system and the emergency pressure relief inlet lines. Once this material reached the relatively cool surfaces of the pipe in the vessel, heat loss occurred, and the polymer solidified. Here's a picture of the amount of polymer we found in the 6-inch vent line itself.
Once this occurred, once the solidification of the polymer occurred in the vent lines, the vent nozzles, the evolving vapor from the chemical reactions had no pathway to escape, and over a period of several hours the polymer catch tank became pressurized. That was the source of the pressure in the vessel.
Now I will turn it over to Lisa Long and Steve Wallace, who are going to explain some of the management system causes as to why that condition developed.
MS. LONG: Hello. Kevin talked a little bit about how this incident happened. I'm going to talk a little bit about why this happened. Steve and
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But in this part of the analysis, typically, we discuss management systems and deficiencies in management systems that could have caused or contributed to an incident such as this. So we will be focusing on management systems in the Amodel process that could have contributed or caused the incident.
Kevin spoke about the reactive chemistry hazard in the Amodel process, and it is common industry practice to manage reactive chemical hazards with an appropriate management system.
The Amoco development team did not conduct research into the hazards of normal or unanticipated reactions. They were unaware that a reactive hazard existed that could result in an incident such as this.
There is industry guidance which contains information on how to develop a reactive chemical management system. This includes publications by CCPS and HSC, and although these publications were not published until the 1990s, they were based on practices that were developed and in practice in the 1980s, when Amodel was first developed.
As Kevin mentioned, reference materials
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Amoco did do some product degradation testing in 1990 and then again in 1994. This was done for applications and product development. They did thermogravimetric analysis, and the testing showed that Amodel, when held at temperature, did decompose and this could affect product quality. However, the significance of this testing was never realized with respect to process safety.
The reaction that took place on the day of the incident was a slow endothermic reaction. Typically, when people think of reactive chemistry, they think of exothermic runaway reactions. While this common and does cause incidents, maybe more so than the endothermic, the endothermic hazard is a known hazard, and it is described in a limited way in some of the industry guidance.
Another important management system is
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Process safety information is covered in various industry guidance, and it is a way of describing process information such that operators and engineers understand how to operate the process, how to manage changes, and why certain decisions should or shouldn't be made.
While Amodel did have process safety information, the principles of operation for the polymer catch tank were not documented in the process safety information.
In particular, the design information did not explain that the catch tank was acting as a separator and, as such, there were important operating parameters such as maximum operating level that should have been identified in order for this vessel to operate efficiently as a separator. This was not covered in the process safety information.
The documentation explained the vessel's role during the flush process, but not particularly during startup, shutdown, or process upsets. It was used during all of those phases in operation. A certain amount would have been collected during startup, a certain amount during shutdown, and then a certain amount of space should have been reserved for process upsets. The process safety information should
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Again, industry guidance such as material published by CCPS explains the need for documenting this process knowledge and also explains what should be contained in it, and certainly would include some of these items.
I am going to pass this over to Steve for a minute.
MR. WALLACE: Thank you very much, Lisa.
As Lisa mentioned, she and I are tag teaming. We are going to talk about some of the management systems. I want to tell you a little bit about the system that existed for managing changes in the unit, as well as some design issues that we found in our analysis, and the procedures that were in place to ensure that the vessel was isolated prior to opening, as well as the system that existed for reviewing hazards that may be present.
I want to start with the system for managing changes in the unit. The Augusta site used a process change request procedure, or what they called
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The example that Steve touched on, and I want to go into a little more detail, is that in the mid to late nineties the time that the startup material was sent to the catch tank was increased from 30 to 50 minutes. Since the startup material is mostly water for the first 20 minutes of the startup, and that is vaporized and goes off, the rest of the material that goes in for the rest of the time is actually polymer. This increased the volume of the polymer accumulated during the startup threefold.
In other words, when it was started up for 30 minutes, 20 minutes of that was water; the other 10 minutes was accumulated polymer. When it was changed to 50 minutes, still 20 minutes of that was water, but now a full half hour was polymer accumulation. So this increased the amount of polymer threefold. As we have discussed throughout this presentation, the amount of polymer that went into the vessel that day was much greater, so the margin of safety or the
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This change decreased the capability of the catch tank to hold additional material in the event of process problems downstream. As Kevin pointed out in his portion of the presentation, the fact that the extruder did not work required them to send additional material here as well. So this was a factor as well in the incident.
Now I want to talk about process hazard analyses and the method for reviewing, periodically reviewing, the hazards that could be present in the process. To the company's credit, process hazard analyses were conducted on this process both in 1990, during the design phase of the process, and also in 1999, using the HAZOP technique.
Just as a review, the HAZOP technique is a system where you review your hazards, you basically break the unit up into chunks -- vessels, pipes, reactors, heat exchangers -- and you evaluate how each one of those pieces can deviate from its original design intent.
Then you evaluate what your consequences are, what could cause it. You evaluate what type of safeguards you have in place, and then, based on the safeguards you have and the consequences,
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We did a thorough review of the hazard analysis and found that, while they contained much important information, much of the analyses were not comprehensive, and we will go into some detail about that at this point.
Credible scenarios that could lead to excess level were not identified, and recommendations to prevent them were not developed. During the first PHA, that is, the one in 1990, during the design, the Amoco team noted that insufficient design information was available to conduct a full analysis of the extruder, and they recommended that consideration of those issues be performed in a follow-up HAZOP. However, that follow-up HAZOP was never conducted. I want to note again that it was failure of the extruder to start that resulted in additional material flowing into the catch tank.
In 1993, the catch tank was overfilled, when the extruder malfunctioned, a different scenario. It was actually in process. It was not during a startup, but the extruder did malfunction. However, the HAZOP conducted in 1999, which was supposed to
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During the 1990 PHA the Amoco team noted that high pressure may not be relieved if the relief line was plugged with polymer, and they made a recommendation to ensure that the line was clear during operation, but our investigation team found no evidence that such a system was provided. In a polymer service, fouling and plugging of equipment is a very credible scenario that must be considered.
During the 1990 PHA the team identified that the relief system was an adequate safeguard against high pressure and did not recognize the credible scenario that both the normal vent and relief lines could both become plugged. This is a common cause failure that should be considered when you are evaluating the systems of polymer where there is plugging and fouling, but that did not occur. This is actually what occurred on March the 13th.
Some other issues that we found in our analysis of the PHA process: A local pressure gauge was installed to alert personnel of the potential for
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The HAZOP method which was utilized contained no protocol for examining startup and shutdown issues during operations involving the extruder, and that would include problems associated with an aborted startup, which was the situation that occurred on March 13th, 2001.
The HAZOPs did not document any discussion of reactivity issues associated with the catch tank. Lisa went into some detail about a comprehensive reactive management program. Considering that during your process hazard analysis is not something we would contend substitutes for a comprehensive reactive program. However, it is a part of the program.
When you go through and periodically re- evaluate your process, that is a good opportunity to look at the hazards of reactive chemicals. There was no specific guide word to guide the team to reactive chemicals. There were some guide words which included reactivity. However, there was no documentation that those discussions took place.
I want to talk a little bit about design deficiencies, and I want to preface this by pointing
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A number of design deficiencies became apparent as operating experience and problems occurred. The level instrument on the catch tank was unreliable, and it was prone to false indications. It often broke when material was removed from the vessel, and frequently was not replaced. There was no reliable alternate method identified to indicate the level in the catch tank. I think I have a picture on this which helps to illustrate a little better what I am talking about.
As we have mentioned before, the material had to be extracted, had to be removed, the bolt. I'm sorry, I'm having to wade through this. When the material was extracted from the vessel, a probe was inserted into the vessel to measure the level. That probe would break off when the metal rack, along with the accumulated polymer, was withdrawn from the vessel. We are going to talk a little more about that
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There were incidents in which the catch tank or reactor knockout pot were completely filled, which could render both the vent and relief lines inoperable. We have talked about the common cause failure there, where you defeat both your venting capabilities and also your relief capabilities.
The relief line on the catch tank and knockout pot were not shielded from process fluid with a rupture disk. As Steve pointed out, there was a rupture disk on the line from the reactor. There was no such rupture disk, which is basically a plate that rests under the relief device which is meant to protect it. Certainly in services where plugging and fouling are issues, good practice notes that it is desirable to have a rupture disk to protect your relief device.
Let me talk about the isolation capability for the vessels, which we found had some issues as well. There was a double-block and bleed line on both the inlet and vent lines of the vessel. Those were fouled by solidified plastic and would not close. As a point of review, double-block and bleed, basically, a way to isolate one piece of equipment from another.
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There were ram-type valves on the drain line of each vessel. Steve went into some detail on this. This was supposed to allow personnel to verify that the vessel was depressured, but these were also prone to polymer pluggage. There's no evidence that these were actually used on the day of the incident.
The practice of removing material from the vessels required that personnel had to manually remove the bolts on the manway and then attach a cable to the metal frame inside and actually use a forklift to extract the apparatus. This practice presented an occupational hazard to personnel in the area.
When personnel would remove the head, they would hook a cable to the internals of the vessel, and they would extract that from the vessel. This was recognized as a personnel hazard. However, at the time of the incident, no corrective action had been made.
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I want to spend a little bit of time on the procedures for the safe opening of process equipment. We found that there was actually no standard practice among the workforce for ensuring the vessel was depressured prior to opening. A written guideline did exist, but it could not be followed due to the design issues that we previously noted. The drain valves, the pressure gauge, and the isolation valves could not be used for their intended purposes.
We also noted that the policy at the Augusta site did not advise the workforce when to suspend activities if problems occurred and safe equipment opening procedures could not be met. In this particular case, the procedures that could not be met were that the personnel could not positively verify that the vessel had been depressured. So, therefore, to open it in the absence of that assurance could and did lead to an incident.
We have previously discussed in some of our investigations the necessity, when safety requirements could not be met, to perhaps assemble a team and do a hazard review. No such review took place that we can tell this day.
I will now turn this back over to Lisa. She is going to talk about the system for analyzing
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MS. LONG: Incidents and near-misses provide opportunities to learn lessons and understand hazards that weren't understood prior to the incidents occurring, and it is common practice for companies to have systems in place to investigate near-misses and incidents.
BP Amoco did have a program in place to do this. However, there were previous polymer reaction incidents and near-misses that presented an opportunity to recognize a reactive hazard, but they weren't investigated to level that they understood this hazard to be the cause.
For example, on the initial startup of the Amodel unit, they had accumulated lots of masses of polymer, waste polymer, that wasn't going to be used. These were accumulated in large chunks that were commonly referred to as pods. As you can imagine, on initial startup a lot of this waste material was accumulated and it was set out into the field. Several hours after it was set out into the field, the pods of polymer burst, and in some cases pieces of polymer flew as high as 30 feet.
This incident was investigated and
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Evidence later, after this incident, showed that the chemistry taking place inside these pods was similar to the chemistry that took place inside the polymer catch tank on the day of the incident. So had they gone further with this initial investigation, they may have discovered that there was a reactive hazard there that could have presented itself in other ways in the Amodel process.
Over the history of the Amodel process there were also numerous fires at the extruder. These were investigated; the causes of them were analyzed, however, not within enough depth to understand the source of the combustible material that was causing the fires. In some cases the source of the combustible material may have been decomposition that was generating these combustible gases, but this was not understood.
There were fires involving the catch tank and the material that was removed from it. Similar to
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Any one of these incidents alone, particularly the fires, may have been hard to understand. It may have been difficult to get to the root cause, but if there was a system in place to identify patterns and trends, one may have seen that there was something in common and they may have helped highlight the causes of some of these incidents and provide a better understanding of the hazard that existed. However, the BP Amoco didn't have a system to identify patterns in incidents.
When we looked at this incident, we also looked at other incidents that occurred even outside of BP Amoco to see if we saw any similarities. The Chemical Safety Board actually did an investigation of an incident at Equilon in Anacortes, Washington. This incident occurred in November 1998, and there were six people killed.
Hot petroleum liquid was being collected in a coke drum. Normally, this liquid was collected in the coke drum, the drum it was filled, it was cooled, and then opened and disposed of. While they
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So a couple of days after this power outage, operations personnel, thinking this drum was cool, they attempted to open it. The situation here was similar to what happened at BP Amoco. It was cool on the outside, but inside it was very hot and there was a slow endothermic reaction taking place which generated some gases. When the operations personnel opened this drum, hot vapors and liquid escaped and ignited.
Again, some similarities between this and the BP Amoco incident: Both involved opening equipment where there were false or misunderstandings of the temperature or the pressure inside the core of the vessel. They both were examples of the slow endothermic decomposition reaction that produced gaseous byproducts, which we talked about before as maybe less understood of the hazards. They both were created by hazards of abnormal startup or shutdown, and they both involved manual opening of hot pressurized equipment.
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With that, I am going to turn it back to Steve Selk, and he is going to review the root and contributing causes.
MR. SELK: This is a restatement of what we consider to be the important causes and contributing causes, and then we will take your questions.
First, Amoco, the developer of the Amodel process, did not adequately review the process design to identify chemical reaction hazards. Neither the Research and Development Department nor the Process Design Department had a systematic procedure specifically for identifying and controlling hazards from unintended or uncontrolled chemical reactions.
The technology for identifying these things has improved greatly in the last two decades. Sophisticated laboratory equipment is available that helps identify possible reactions. Together with specialized expertise, the hazards can be more readily identified. Organizations engaged in this type of commerce should focus on identifying these hazards early in the design process.
The Augusta facility did not have an adequate review process for correcting design deficiencies.
Workers were unable to follow
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Recall that this was the first and only commercial implementation of a new process. It is predictable that a new process will have some design flaws. We suggest that management have a system for identifying and correcting those flaws promptly. Without such a concerted effort, plant personnel may take the approach that what they gave us has to be made to work, and they will make the best of it.
Example:
Previous occurrences of overfilling and plastic entrainment in the connected piping indicated that the vessel was too small, that the level-indicating device was unreliable. On the day of the incident, operators had no direct indication of the level in the vessel.
The Augusta site system for investigating previous incidents and near-miss incidents did not adequately identify causes and hazards.
This information was needed to correct design and operating deficiencies.
They did investigations, but the depth wasn't adequate. Accurate scientific theories were
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Incidents and near-misses tend to be treated as isolated events. Management did not have a system to detect trends and patterns among the incidents. Taken together, lumps of plastic burst; sometimes they spontaneously ignite. There are fires at the extruder. If management was looking for patterns, it might have been able to understand that a chemical reaction was actually going on inside these masses of plastic.
The polymer catch tank had been overfilled and the vent lines plugged on other occasions. Effective countermeasures were not developed.
Contributing causes: Hazard analysis of Amodel process were inadequate and incomplete. Reactivity hazards such as unintended reactions were not examined in the design phase hazard analyses. The extruder operation, and its overall impact on the rest of the process, was not adequately reviewed during formal hazard analysis. Credible scenarios by which the polymer catch tank could become overfilled were not identified.
Documentation did not adequately describe
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Operations management did not update the documentation to reflect changes to procedures and practices.
Equipment opening procedures did not specify what actions to take when safety precautions could not be followed. On the day of the incident, and frequently during the life of the process, it was not possible to verify the absence of pressure inside the tank because the solid polymer plugged the drain valves. Had a policy been in place to stop work in such circumstances, the design of this vessel may have been reviewed in 1993, right after the process started up.
Revisions to operating procedures were not subject to management of change reviews to evaluate safety effects. This is not uncommon in industry. Flow was originally directed to the polymer catch tank for 30 minutes during startup. The time was later extended to 50 minutes, which increased the amount of material that had to be disposed of in the vessel.
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Your questions we shall entertain.
DR. ROSENTHAL: You didn't say, "I'm finished."
(Laughter.)
MR. SELK: Well, I don't think we are. We have your questions.
DR. ROSENTHAL:
Very excellent presentation. I think all the members of the team ought to feel very pleased with themselves. I mean, I don't know what the audience thought, but I thought it was good.
MS. TAYLOR: The audience is impressed.
MR. SELK: I have in New York for the last two weeks. So I make that excuse.
(Laughter.)
CHAIRPERSON POJE: Any questions?
DR. ROSENTHAL:
Yes, I have some questions.
It may have been mentioned previously, but what was the temperature of the extruder? Do we know what --
MR. SELK: I think someone else can give it to you. It's in the order of 650 degrees Fahrenheit. We have someone who can tell us precisely in the audience, Art.
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ART FROM AUDIENCE: At what time?
DR. ROSENTHAL: As the extruder was running, normal operations.
ART FROM AUDIENCE: Six fifty.
DR. ROSENTHAL: Six fifty?
MR. SELK:
The Respondent was the Operations Manager for the Amodel unit at the time of the incident.
DR. ROSENTHAL: So 650 degrees, and you mentioned that there is an onset of decomposition when the polymer is held what, around 350 or something?
MR. SELK:
Three thirty is my recollection, but Amodel decomposes anytime it is in the molten state. It's the rate of decomposition --
DR. ROSENTHAL: At what temperature does it melt?
MR. SELK: About 600 degrees Fahrenheit.
DR. ROSENTHAL: Okay, but decomposition starts -- that's why I asked you -- at 330 or so there is an onset of decomposition?
MR. SELK: That is my memory.
DR. ROSENTHAL: Okay.
MR. SELK: More rapid decomposition.
DR. ROSENTHAL: So certainly it takes place in the molten state?
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MR. SELK: Yes.
DR. ROSENTHAL: Okay.
MR. SELK: Well, it begins slowly, as soon as the material becomes molten, and accelerates with the temperature.
DR. ROSENTHAL: All right.
MS. TAYLOR: Can I ask a question?
DR. ROSENTHAL: Go ahead.
MS. TAYLOR: Okay.
DR. ROSENTHAL: I will come back.
MS. TAYLOR: Okay. Go back to your diagram again of the extruder and the catch tank, because I had a question exactly, what gets to the extruder? I wanted to go back to that. You mentioned that there were numerous fires and that there were collections of material in the extruder. Exactly what is that in the extruder?
MR. SELK: The extruder is like a big pump. It is akin to a meat grinder. It has two counter-rotating screws typically. There are kneading blocks on the screws and conveying parts to the screws. The polymer is squeezed, sheared, and heated inside the extruder while it is pumped and pushed through a die, so that it can be stranded, made into strands.
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So things don't accumulate there, but the extruder is vented. On occasions there were fires at the extruder that could be attributed to decomposition of the plastic.
MS. TAYLOR: Okay.
MR. SELK: And other fires of a more mechanical nature that, as we learned, could contribute to its not starting.
MS. TAYLOR: I see.
MR. SELK: We believe that air entered the extruder and burned plastic that was left inside and created that ash.
MS. TAYLOR: Okay. One of your other questions, in removing the polymer in the past, employees were removing the polymers from the catch tank how often?
MR. SELK: Oh, every couple of months.
MS. TAYLOR: Okay, and you mentioned that there had been an indication of buildup of the polymer in the vents that they recognized or --
MR. SELK: There had been previous incidents where so much polymer had been sent to the vessel that the vent lines became plugged.
MS. TAYLOR: And what was the reaction or what was the response?
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MR. SELK: Well, I think our observation is that it wasn't considered a hazard. They thought of it as benign, solid plastic that was more an inconvenience to be dealt with than a hazard.
MS. TAYLOR: Okay.
MR. SELK: And that is why we've focused on the No. 1 root cause, to look for the possibility of reactions.
CHAIRPERSON POJE: Steve, can you give us some characterization of the -- we are familiar as a Board, because of the events at the Morton incident with an exothermic reaction synthesis of a chemical as well as the exothermic reaction of the degradation of the product itself.
But in this instance you are dealing with an endothermic reaction. It is that a relatively infrequent event to be at the basis of a reactive incident?
MR. SELK: I think so. Most of us recognize that reactions that release energy are hazardous. This one actually absorbed energy, but it converted energy as well to pressure. So while when those reactions were occurring, it was actually cooling down the mass of plastic in the vessel, still 600 degrees in there, approximately, gases are being
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CHAIRPERSON POJE: And also what would be the failure to really document a vessel's role during important operations like startup, shutdown, or an unanticipated -- but the world doesn't work perfectly, so you have to expect some interruption because of a mishap.
MR. SELK: Well, let me field your question this way: I have worked in the industry for more than 25 years before coming here, and I have designed many processes. It is not unusual that documentation of how things work or how they were attended to work gets short shrift in the design process. The documentation they had I think is consistent with 1980s era technology, but we have to do better.
CHAIRPERSON POJE: Let me ask one more question in that domain. There was a PHA done first in 1990 during the design phase of the operation, and then a second one done in 1999, nine years later. Is that a common frequency rate for redoing a PHA?
MR. SELK: Well, I think the frequency could be greater. In processes that are regulated as highly hazardous the minimum time is five years. So
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But the organization went through many structural changes. This particular plant seems to have been orphaned from the parent corporation due to substantial organizational change.
DR. ROSENTHAL: Why don't we come back again, Steve -- I think the comments made that regard exothermic reactions as being less serious, we pay less attention to them in the industry, in general, does this not represent perhaps a weakness in general industry guidance? I mean, on the sun Amodel would be a very unstable material, as would almost everything else.
What I am trying to say, in environments where heat is abundant, exothermic reactions are spontaneous. When we think of the normal exothermic reaction, it is the absence of energy. So has industry guidance sufficiently alerted us of this type of occurrence in this type of operation?
You mentioned Equilon. I would guess,
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MR. SELK: I don't think that guidance is very good in the area of endothermic reactions. One thing that speaks to that is that we are fairly confident that no one in their organization had any conception that such a thing could even happen. After it happened, we all had to convince each other and ourselves that this is what occurred. So it is anything but obvious. It is one of those insidious hazards that requires further education.
DR. ROSENTHAL: You say, "insidious." Okay, I would say insidious only until you know it.
MR. SELK: Right.
DR. ROSENTHAL: It is no longer insidious to you now, right?
MR. SELK: Not to me, what about the rest of the people in this business? And to communicate it and get people aware of it reduces that --
MS. TAYLOR: I have one question. Well, I don't know if this is the appropriate place to ask this, but this is a very good report and it is also very technical. So the question that I would ask is, now we have to communicate this to the workforce who
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MR. SELK: Well, Andrea, I would suggest that perhaps you might want to, after the meeting, ask others here, because we have covered a lot of technical ground. The information that I covered early on, I would suspect is not the most interesting information. How we can better communicate hazards and the need to identify those hazards in a briefer format is an area that I think requires work on our part.
We have published shorter documents, safety bulletins, case studies. Perhaps you could ask others. I am so close to it, I know it so well, that I don't have a feel for it, but I don't believe many people will read the whole report, no. It is lengthy and complicated.
MS. TAYLOR: Well, one of the concerns that I have is that we did have three deaths. So for workers in the plant, we do have to communicate what happened, yes, and how can you, as the employee who will try to open this cap, not knowing the endothermic reaction is happening on the inside, how can you know what to do the next time that that can happen?
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MR. SELK: Well, perhaps we can focus on publishing some overview documents that contain the information in a brief enough package that people will read it.
DR. ROSENTHAL: Or to emphasize that if lockout/tagout doesn't work, don't do it.
MR. SELK: We have had a great challenge with the issue of lockout/tagout. There is a principle in this business that you don't open something that you haven't positively verified. That was a major design defect that should have been corrected, but in our hearts the investigators have concluded that a reasonable person armed with the knowledge they had about the nature of this material would have the next day gone out and opened this vessel anyway, because they thought of it as just containing a big block of ice.
But to speak to that, we don't want to build process equipment that is not verifiable. Early on, that defect should have been corrected. Don't build things that get plugged up.
CHAIRPERSON POJE: Steve, I want to just explore one other generalized area that you raised quite high through this investigation. It is one that sages like Dr. Rosenthal and Trevor Kletz have called
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You have looked at the incident and near- miss investigation profile for this facility. How common are near-miss investigation programs in facilities like the nylon-producing facilities or other plastics-producing facilities?
Also, the team emphasized that there was no system to identify the pattern of incidents. What would be your collective professional wisdom as a team about the expectations for such a system?
MR. SELK: Well, we can't fault people for missing a scientific concept in a single investigation. That would just be so unfair. But one way that you can avoid missing things is to collectively look at the incidents, gather them together every twelve months or every six months, and say, what has happened out here? Purposefully look for patterns, because then that might trigger in your mind that you haven't fully understood all the phenomenon. That is one of our key messages, Jerry. It is not easy to do, but if you don't try -- okay?
CHAIRPERSON POJE: Any other questions?
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MS. TAYLOR: No, not for now.
CHAIRPERSON POJE: Okay. Well, thank you.
DR. ROSENTHAL: Thanks again to the team. You did an excellent job.
CHAIRPERSON POJE: Okay, the next portion of our agenda then is a brief update from Chris, as the Chief Operating Officer. Anything you want to add to your earlier comments?
MR. WARNER: As I stated before, we're moving very aggressively to implement all of the IG recommendations. We have sent to the IG today a final plan for finishing all the recommendations. We have implemented a good majority of them already, and we have plans implemented on finishing that task on time.
In that regard, I do have the final Board order and a final rule, pending your vote on that order.
DR. ROSENTHAL: We've finally succeeded in getting our proposed regulation on the Sunshine Act into The Federal Register. It issued on April 16th. I would like to propose a notation item in regard to adopting this notation item with regard to the Sunshine Act. So I will so propose to the other members that we execute the notation Item 183 in regard to the adoption of disciplinary action.
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MS. TAYLOR: And I second that motion.
CHAIRPERSON POJE: Okay, having been so called for and seconded, and let me just restate for the Board what we are acting on here. A motion has been forwarded to adopt notation Item 183, which would provide for approval and Federal Register publication of a final rule establishing CSB regulations for implementing the Government-in-the-Sunshine Act, and also affirming that the Board's intent is to be bound by the provisions of the final rule, even while the date is pending for that to become finally effective.
So, Chris, do you have the items?
Is there any comment or discussion that the other Board members would want to have on this matter?
DR. ROSENTHAL: No, I think it is a very desirable move. It is something we have attempted to do in the past, but due to our state of less than optimal organization and overload, have not always been able to do, and I am looking forward to a much more regular pattern of meetings, open votings, and discussions in the future.
CHAIRPERSON POJE: Andrea?
MS. TAYLOR: No.
CHAIRPERSON POJE: Okay, so then, having
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DR. ROSENTHAL: Can he count that high?
(Laughter.)
CHAIRPERSON POJE: He's got an assistant with a calculator.
(Laughter.)
DR. ROSENTHAL: Do we have someone to supervise the counting of our vote?
CHAIRPERSON POJE:
Let our General Counsel. Chris, take off your hat and put on the General Counsel hat and make sure we're legally binding here.
(Laughter.)
Okay, so the motion has been carried, three affirmative votes. This now means that we are in compliance with the Sunshine Act. We will proceed with publication of a final regulation.
The anticipated schedule for this will be that, as of this afternoon, the Office of General Counsel will transmit this to the Office of Federal Register. It likely will be published in The Federal Register by next week, and we anticipate by a month's hence this will
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Okay, other business that we have before us today is just to identify the next public Board meetings. May 30th will be our next public meeting. It will not be in Washington, D.C. It will be in Paterson, New Jersey. This is to allow us to have a public hearing on the larger issue of reactive chemical management and its role in the persistence of catastrophic incidents. That will occur in Paterson, New Jersey. Any member of the public who wants to is hereby notified of that. It is available for anybody here today out on the table.
We also have anticipated a tentative date for our next meeting here, and that will be on June 4th. The focus of that meeting will primarily be on the Board's recommendations program, although I am urging Chris at this moment in time to work with Bill Hoyle and his staff to see whether we might also have an update on at least one of the more recent field investigations, just to introduce that subject to the Board as a whole.
(Whereupon, at 11:35 a.m., the Public Meeting was concluded.)
FD06379 | 2002_美国_Cuisine_Solutions_氨泄漏-_Cuisine_Solutions_Ammonia_Release__最终报告.pdf
分类:06_境外及港澳台调查报告 | 年份:2002 | 地域: | 严重程度: | 场所: | 起火原因:燃气/爆炸 | 来源格式:pdf
CSB Public Record CSB Public Record Liberación Peligrosa de Amoníaco en la Planta de Cuisine Solutions, Inc.
2 Informe de Investigación
Consejo de Investigación de Seguridad Química y Peligros de los Estados Unidos La misión del Consejo de Investigación de Seguridad Química y Peligros de los Estados Unidos (CSB, por sus siglas en inglés) es impulsar la excelencia en la seguridad química mediante investigaciones independientes para proteger a las comunidades, a los trabajadores y al medio ambiente. El CSB es una agencia federal independiente encargada de investigar, determinar y comunicar al público por escrito los hechos, las condiciones, las circunstancias y la causa o causa probable de cualquier liberación química accidental que resulte en una muerte, una lesión grave o daños materiales significativos. El CSB emite recomendaciones de seguridad basadas en datos y análisis derivados de investigaciones y estudios de seguridad. Asimismo, el CSB promueve la adopción de estos cambios para prevenir la ocurrencia o minimizar las consecuencias de liberaciones químicas accidentales. Se puede acceder a más información sobre el CSB y sus productos en www.csb.gov o comunicándose con: U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board 470 L’Enfant Plaza SW, Suite 604 #23278 Washington, DC 20026 (202) 261-7600
El CSB fue creado por las Enmiendas de la Ley de Aire Limpio de 1990, y recibió su primer financiamiento e inició operaciones en 1998. El CSB no es un organismo de cumplimiento ni regulador. Ninguna parte de las conclusiones, hallazgos o recomendaciones del Consejo relacionadas con una liberación accidental o con su investigación podrá ser admitida como prueba ni utilizada en ninguna acción o demanda por daños derivados de cualquier asunto mencionado en dicho informe. 42 U.S.C. § 7412(r)(6)(G).
3 Informe de Investigación CONTENTS ABREVIATURAS .................................................................................................................................. 5 Resumen Ejecutivo ............................................................................................................................ 7 1 ANTECEDENTES .......................................................................................................................... 12 1.1 CUISINE SOLUTIONS .................................................................................................................. 12 1.2 ORGANIZACIÓN DE LA PLANTA DE STERLING .............................................................................. 14 1.3 PROPIEDADES DEL AMONÍACO .................................................................................................. 15 1.4 DESCRIPCIÓN DEL PROCESO .................................................................................................... 15 1.4.1 SISTEMA DE REFRIGERACIÓN POR AMONÍACO EN CUISINE SOLUTIONS ............................... 15 1.4.2 INTERCAMBIADORES DE CALOR DE TANK FARM 5 ................................................................ 17 1.4.3 VÁLVULAS DE ALIVIO DE PRESIÓN DE EMERGENCIA ............................................................. 19 1.5 REGULACIONES FEDERALES DE SEGURIDAD .............................................................................. 22 1.5.1 NORMA DE GESTIÓN DE SEGURIDAD DE PROCESOS DE OSHA ............................................. 22 1.5.2 NORMA DEL PROGRAMA DE GESTIÓN DE RIESGOS DE LA EPA .............................................. 23 1.6 INSTITUTO INTERNACIONAL DE REFRIGERACIÓN CON REFRIGERANTES NATURALES .................. 24 1.7 DESCRIPCIÓN DEL ÁREA CIRCUNDANTE .................................................................................... 25 2 DESCRIPCIÓN DEL INCIDENTE .................................................................................................... 27 2.1 PERTURBACIÓN DEL PROCESO DE AGUA ENFRIADA ................................................................... 27 2.2 LIBERACIÓN DE AMONÍACO ....................................................................................................... 27 2.3 EVACUACIÓN ............................................................................................................................ 30 2.4 RESPUESTA DE EMERGENCIA ..................................................................................................... 33 2.5 CONSECUENCIAS DEL INCIDENTE ............................................................................................. 36 3 ANÁLISIS TÉCNICO ..................................................................................................................... 37 3.1 SE ABRIÓ UNA VÁLVULA DE ALIVIO DE PRESIÓN DE EMERGENCIA ............................................... 37 3.2 ESCENARIOS POTENCIALES DE SOBREPRESIÓN......................................................................... 39 3.3 NUBE DE AMONÍACO ................................................................................................................. 42 3.3.1 CONCENTRACIONES DE AMONÍACO ................................................................................... 42 3.3.2 CONDICIONES METEOROLÓGICAS ...................................................................................... 43 3.3.3 NUBE VISIBLE ...................................................................................................................... 44 3.3.4 AEROSOL LÍQUIDO EN LA LIBERACIÓN ................................................................................ 44 3.3.5 CANTIDAD DE LIBERACIÓN .................................................................................................. 48 3.3.6 EFECTOS DE ESTELA DEL EDIFICIO ...................................................................................... 49 3.4 ESCENARIOS POTENCIALES DE LÍQUIDO EN LA DESCARGA DE ALIVIO ........................................ 52
4 Informe de Investigación 3.5 IMPACTO DE LA TUBERÍA DE DESCARGA DEL ALIVIO ................................................................... 54 4 ASUNTOS DE SEGURIDAD ........................................................................................................... 59 4.1 ALIVIO ATMOSFÉRICO BIFÁSICO ................................................................................................ 59 4.2 DESCARGA HACIA UN LUGAR SEGURO....................................................................................... 62 4.2.1 MITIGACIÓN DE UNA LIBERACIÓN DE LÍQUIDO O AEROSOL ................................................. 63 4.2.2 ORIENTACIÓN DE ANSI/IIAR 2 SOBRE TUBERÍA DE DESCARGA .............................................. 67 4.2.3 TUBERÍA DE DESCARGA DE CUISINE SOLUTIONS ................................................................. 70 4.3 PREPARACIÓN PARA EMERGENCIAS .......................................................................................... 73 4.3.1 PLAN DE ACCIÓN DE EMERGENCIA ..................................................................................... 73 4.3.2 SIMULACROS DE EMERGENCIA ........................................................................................... 80 4.3.3 SENSORES Y ALARMAS DE AMONÍACO ................................................................................. 82 4.3.4 PARO DE EMERGENCIA ....................................................................................................... 84 5 CONCLUSIONES ......................................................................................................................... 89 5.1 HALLAZGOS ............................................................................................................................... 89 5.2 CAUSA ....................................................................................................................................... 92 6 RECONMEDACIONES .................................................................................................................. 93 6.1 INSTITUTO INTERNACIONAL DE REFRIGERACIÓN TOTALMENTE NATURAL (IIAR)........................... 93 6.2 CUISINE SOLUTIONS, INC., SITIO DE STERLING ........................................................................... 93 7 LECCIONES CLAVE PARA LA INDUSTRIA....................................................................................... 96 8 REFERENCIAS ............................................................................................................................. 98
5 Informe de Investigación ABREVIATURAS Abreviatura Término en inglés Traducción al español AHJ Authority Having Jurisdiction Autoridad Competente ANSI American National Standards Institute Instituto Nacional Estadounidense de Normalización API American Petroleum Institute Instituto Americano del Petróleo ASHRAE American Society of Heating, Refrigerating and Air-Conditioning Engineers Sociedad Estadounidense de Ingenieros de Calefacción, Refrigeración y Aire Acondicionado ASME American Society of Mechanical Engineers Sociedad Estadounidense de Ingenieros Mecánicos ASTI Ammonia Safety & Training Institute Instituto de Seguridad y Capacitación en Amoníaco CCPS Center for Chemical Process Safety Centro para la Seguridad de los Procesos Químicos CFR Code of Federal Regulations Código de Reglamentos Federales CSB U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board Consejo de Investigación de Riesgos y Seguridad Química de los Estados Unidos EAP Emergency Action Plan Plan de Acción de Emergencia EPA Environmental Protection Agency Agencia de Protección Ambiental EPCS Emergency Pressure Control System Sistema de Control de Presión de Emergencia ERPG Emergency Response Planning Guideline Guía de Planificación de Respuesta a Emergencias HAZMAT Hazardous Materials Materiales Peligrosos HMI Human Machine Interface Interfaz Hombre-Máquina HPR High-Pressure Receiver Receptor de Alta Presión HTA High-Temperature Accumulator Acumulador de Alta Temperatura HVAC Heating, Ventilation, and Air Conditioning Calefacción, Ventilación y Aire Acondicionado IAD Washington Dulles International Airport Aeropuerto Internacional Washington Dulles ICC International Code Council Consejo Internacional de Códigos IDLH Immediately Dangerous to Life or Health Inmediatamente Peligroso para la Vida o la Salud IIAR International Institute of All-Natural Refrigeration Instituto Internacional de Refrigeración con Refrigerantes Naturales IMC International Mechanical Code Código Mecánico Internacional IRC Industrial Refrigeration Consortium Consorcio de Refrigeración Industrial MAWP Maximum Allowable Working Pressure Presión Máxima de Trabajo Permitida NFPA National Fire Protection Association Asociación Nacional de Protección contra Incendios
6 Informe de Investigación Abreviatura Término en inglés Traducción al español NIOSH National Institute for Occupational Safety and Health Instituto Nacional para la Seguridad y Salud Ocupacional OSHA Occupational Safety and Health Administration Administración de Seguridad y Salud Ocupacional PHAST Process Hazards Analysis Software Tool Herramienta de Software para el Análisis de Riesgos de Procesos PPE Personal Protective Equipment Equipo de Protección Personal ppm Parts per Million Partes por Millón PPMV Parts per Million by Volume Partes por Millón en Volumen PRD Pressure Relief Device Dispositivo de Alivio de Presión PRV Pressure Relief Valve Válvula de Alivio de Presión psig Pounds per Square Inch gauge Libras por Pulgada Cuadrada (manométricas) PSM Process Safety Management Gestión de la Seguridad de los Procesos RAGAGEP Recognized and Generally Accepted Good Engineering Practice Prácticas de Ingeniería Reconocidas y Generalmente Aceptadas RMP Risk Management Program Programa de Gestión de Riesgos SDS Safety Data Sheet Hoja de Datos de Seguridad UMC Uniform Mechanical Code Código Mecánico Uniforme
7 Informe de Investigación RESUMEN EJECUTIVO El 31 de julio de 2024, aproximadamente a las 8:20 p. m., se produjo una liberación accidental de amoníaco anhidro, una sustancia tóxica, en la instalación de procesamiento de alimentos de Cuisine Solutions, Inc. (“Cuisine Solutions”) en Sterling, Virginia, cuando una válvula de alivio de presión de emergencia (VAPE) realizó una descarga a la atmósfera. El amoníaco liberado formó una nube tóxica. Mientras el personal evacuaba la instalación, muchas personas inhalaron vapor de amoníaco y resultaron lesionadas, cuatro de ellas de gravedad. La planta de Cuisine Solutions en Sterling produce productos alimenticios cocidos y envasados para hoteles, aerolíneas y restaurantes, así como para otras industrias y consumidores [1, 2]. Las instalaciones de procesamiento y almacenamiento de alimentos de la planta requieren un proceso de refrigeración a escala industrial que utiliza amoníaco como refrigerante. El proceso de refrigeración enfría el agua para las líneas de producción de alimentos y mantiene las temperaturas de refrigeradores y congeladores para el almacenamiento. En algún momento durante la noche del 31 de julio de 2024, se inició una perturbación del proceso de refrigeración probablemente en uno de los procesos de intercambio de calor, lo que finalmente provocó una sobrepresióna en un recipiente denominado Tambor acumulador de sobrepresión del Intercambiador de Calor 5 aproximadamente a las 8:20 p. m. Como resultado, la VAPE del recipiente se abrió y realizó una descarga de amoníaco a la atmósfera. Debido a que el amoníaco descargado contenía un alto contenido de líquido, parte del amoníaco descendió rápidamente hasta el nivel del suelo. Poco después, el gerente de producción ordenó la evacuación del sitio. Sin embargo, durante todo el incidente no se activó ninguna de las alarmas del sistema de detección de amoníaco instalado en las áreas de producción de la planta, ni se activó ninguna alarma de evacuación general del sitio. Además, durante el incidente nadie utilizó los botones de paro de emergencia que podrían haber limitado la liberación de amoníaco. Durante la evacuación, algunos miembros del personal inhalaron vapor de amoníaco y resultaron lesionados. Cuando los servicios de emergencia llegaron al lugar, encontraron a más de diez personas inconscientes. Treinta y tres trabajadores fueron trasladados a hospitales del área para recibir tratamiento. Cuatro de ellos fueron hospitalizados, incluido uno que fue ingresado en una unidad de cuidados intensivos. En el momento del incidente, la planta de Cuisine Solutions en Sterling empleaba aproximadamente a 716 empleados y contratistas, y 286 se encontraban en el sitio. El CSB estima que la liberación fue de aproximadamente 275 libras de amoníaco anhidrob. Cuisine Solutions estimó los daños a la propiedad, incluida la pérdida de uso, en aproximadamente 3 millones de dólares. Una de las líneas de producción de alimentos estuvo detenida durante aproximadamente 16 días, y otra línea de producción estuvo detenida durante aproximadamente 38 días.
a Una sobrepresión es una condición en la que se supera la presión máxima permisible dentro de un recipiente [34, p. 14]. b Esta liberación representa aproximadamente el 1,3 por ciento en peso del inventario total de amoníaco anhidro de la planta de Sterling. La Cantidad Reportable de amoníaco anhidro es de 100 libras, tanto ante la Agencia de Protección Ambiental (EPA) como ante la Administración de Seguridad y Salud Ocupacional (OSHA).
8 Informe de Investigación
PROBLEMAS DE SEGURIDAD La investigación del CSB identificó los siguientes problemas de seguridad. • Descarga atmosférica bifásica. El sistema de refrigeración por amoníaco de la planta de Cuisine Solutions en Sterling contaba con sistemas de alivio de presión de emergencia que descargaban amoníaco a la atmósfera. La descarga atmosférica probablemente dio lugar a concentraciones de amoníaco Inmediatamente Peligrosas para la Vida o la Salud (IPVS) a nivel del suelo, con base en escenarios de alivio modelados por el CSB que involucraban aerosoles líquidos o flujo bifásico (líquido y vapor) en la descarga atmosférica. En situaciones modeladas de alivio por sobrepresión que involucraban aerosoles líquidos o flujo bifásico en la descarga del colector de alivio común, el resultado fueron concentraciones de amoníaco a nivel del suelo consideradas IPVS (Sección 4.1). • Descarga en una ubicación segura. Un principio fundamental de diseño para un sistema de alivio de presión de emergencia es garantizar que el sistema descargue en una ubicación segura y que ninguna persona resulte lesionada. Durante este incidente, la descarga atmosférica se ventiló junto al estacionamiento de empleados y el edificio, lo que restringió la capacidad de evacuar de manera segura, causó daños a personas y afectó a un receptor público cercano, el Servicio de Inspección Postal ubicado al otro lado de la vía frente al sitio de Sterling (Sección 4.2). • Preparación para emergencias. La noche del incidente, el personal presente en el sitio ejecutó en términos generales el Plan de Acción de Emergencia (PAE) conforme a lo establecido por escrito. Sin embargo, el CSB identificó varias deficiencias en el PAE y en la preparación general para emergencias del sitio, entre ellas: no considerar la dirección del viento; no diferenciar entre liberaciones de amoníaco en interiores y en exteriores; no contar con procedimientos escritos de paro de emergencia que los empleados pudieran seguir antes o durante la evacuación; simulacros ineficaces para liberaciones de amoníaco; falta de comunicación efectiva durante una liberación, incluida la ausencia de una alarma de evacuación durante el incidente; y planificación y capacitación inadecuadas en el uso de la función de paro de emergencia del sistema de refrigeración. Estas deficiencias dieron lugar a una evacuación tardía y desorganizada, lo que probablemente incrementó el riesgo de inhalación de amoníaco por parte del personal de la planta (Sección 4.3). CAUSA El CSB determinó que la causa del incidente fue una sobrepresión en un recipiente que liberó una nube tóxica de amoníaco a través de una VAPE que se abrió cerca del estacionamiento de empleados. La nube de amoníaco contenía un componente significativo de líquido, lo que provocó que gran parte de esta descendiera rápidamente hasta el nivel del suelo, exponiendo a los trabajadores durante la evacuación.
9 Informe de Investigación Contribuyó al incidente la falta de descarga de esta VAPE hacia una ubicación segura y la ausencia de controles de ingeniería o administrativos, como un paro automatizado de emergencia del sistema de refrigeración, que podrían haber minimizado la presencia de líquido o aerosol en la liberación de amoníaco. La insuficiente preparación para emergencias de la planta de Cuisine Solutions en Sterling, incluido un PAE que no garantizaba que los trabajadores pudieran evacuar de manera segura en caso de una liberación de amoníaco en exteriores, la falta de simulacros efectivos y la ausencia de un paro de emergencia eficaz, contribuyeron a la gravedad del incidente. RECOMENDACIONES Al Instituto Internacional de Refrigeración con Refrigerantes Naturales (IIAR) 2024-03-I-VA-R1 Actualizar ANSI/IIAR 2a para incluir directrices destinadas a prevenir o mitigar descargas atmosféricas líquidas o bifásicas provenientes de sistemas de alivio de presión de emergencia, como las orientaciones contenidas en la norma API 521, Pressure-relieving and Depressuring Systems. Como mínimo, las directrices deberán: a. Identificar escenarios de riesgo, como recipientes horizontales de acumulación y otros recipientes que contengan líquido saturado con poco espacio de vapor; b. Abordar consideraciones y controles de diseño para reducir la probabilidad de que los escenarios identificados conduzcan a sobrepresión o falla de equipos, y garantizar la separación vapor-líquido (es decir, la separación del vapor y el líquido) durante el alivio de presión en los escenarios identificados; y c. Exigir salvaguardas de mitigación en los casos en que la separación vapor-líquido durante el alivio de presión no pueda garantizarse de manera confiable. Esto también deberá incluir sistemas alternativos de disposición cuando corresponda. 2024-03-I-VA-R2 Actualizar ANSI/IIAR 2 para incluir el requisito de evaluar si los dispositivos de alivio de presión de emergencia descargan en una ubicación segura, por ejemplo, mediante un análisis de dispersión. A Cuisine Solutions, Inc., Sitio Sterling
a El IIAR ha emitido una serie de normas y directrices, algunas de las cuales han sido adoptadas por el Instituto Nacional Estadounidense de Estándares (ANSI), entre ellas ANSI/IIAR 2 [13, p. v].
10 Informe de Investigación 2024-03-I-VA-R3 Reducir la probabilidad o mitigar las consecuencias de descargas atmosféricas líquidas o bifásicas provenientes del sistema de alivio de presión de emergencia del sistema de refrigeración por amoníaco en la planta de Sterling. Como mínimo: a. Identificar escenarios de liberación líquida o bifásica, en particular para tambores acumuladores de sobrepresión horizontales y otros recipientes que contengan líquido saturado con poco espacio de vapor; b. Implementar controles de ingeniería para reducir la probabilidad de escenarios de alto nivel de líquido, sobrellenado o sobrepresión por ebullición; y c. Implementar controles de ingeniería para mitigar las consecuencias de estos escenarios cuando su probabilidad no pueda reducirse de manera aceptable, por ejemplo, mediante sistemas de control de presión de emergencia, tambores separadores atmosféricos (knockout drums) o sistemas de paro automático. d. Contratar a un tercero competente para auditar los sistemas de alivio de presión. La auditoría deberá garantizar que (i) se hayan identificado todos los escenarios de alivio relevantes, (ii) los controles de ingeniería preventivos y de mitigación aborden adecuadamente los peligros, y (iii) los controles de ingeniería se mantengan de tal manera que funcionen correctamente cuando se requieran. 2024-03-I-VA-R4 Implementar un sistema electrónico de historial y gestión de datos del proceso para asegurar que los parámetros críticos del proceso se recopilen, supervisen y almacenen. El sistema deberá estar disponible para los técnicos de refrigeración, a fin de que puedan monitorear el sistema de refrigeración y responder e investigar perturbaciones del proceso. 2024-03-I-VA-R5 Actualizar el PAE del sitio de Cuisine Solutions en Sterling utilizando orientaciones como la Critical Task Guidance for Ammonia Refrigeration System Emergency Planning (Guía de medidas críticas para la planificación de emergencias en sistemas de refrigeración por amoníaco) del IIAR. Como mínimo, el plan actualizado deberá: a. Abordar por separado las liberaciones de amoníaco en interiores y exteriores, incluidas las alarmas y respuestas diferenciadas; b. Especificar claramente las rutas de evacuación y los puntos de reunión, incluidos los alternativos;
11 Informe de Investigación c. Proporcionar orientación sobre el uso de mangas de vientoa para mantenerse a barlovento de una liberación durante la evacuación; d. Implementar estrategias de refugio en el lugar, equipos de protección de emergencia y paros de emergencia, según corresponda; y e. Incluir requisitos para realizar simulacros anuales de liberación de amoníaco que incluyan a todo el personal presente en el sitio (incluidos empleados corporativos). Los simulacros anuales deberán incluir escenarios separados de liberación en interiores y exteriores, y abordar el uso de mangas de viento para determinar rutas de evacuación, rutas alternas, puntos de reunión y la consideración de la decisión de aplicar refugio en el lugar. Asimismo, los simulacros deberán poner a prueba cada alarma de evacuación, los equipos de protección de emergencia y los paros de emergencia, cuando corresponda. 2024-03-I-VA-R6 Incorporar una o más alarmas específicas para liberaciones de amoníaco, de modo que los trabajadores puedan responder adecuadamente ante una liberación. La respuesta a la alarma deberá documentarse en el PAE actualizado y podrá incluir múltiples alarmas y respuestas diferenciadas, como una para refugio en el lugar y otra para evacuación.
a Una manga de viento es “un tubo de tela fijado en un extremo a un poste que indica la dirección del viento…” [53].
12 Informe de Investigación
1 ANTECEDENTES 1.1 CUISINE SOLUTIONS Cuisine Solutions, Inc. (“Cuisine Solutions”) es una corporación privada estadounidense con sede en Sterling, Virginia. Además de su planta en Sterling, Virginia, donde ocurrió el incidente, la empresa también cuenta con plantas en San Antonio, Texas, y Alexandria, Virginia. La sede corporativa de Cuisine Solutions también se encuentra dentro del mismo sitio de Sterling, Virginia 3a, tal como se muestra en la Figura 1. Las oficinas corporativas incluyen una cocina de pruebas y una escuela de cocina, lo que incrementó el número de personal presente en el sitio, de manera independiente a la población de la planta. La planta de Cuisine Solutions en Sterling (la “planta de Sterling”)b produce productos alimenticios cocidos y envasados para hoteles, aerolíneas y restaurantes, así como para otras industrias y consumidores [1, 2]. El método de cocción utilizado en la planta de Sterling se denomina sous vide, término francés que significa “al vacío” [1]. Durante este proceso industrial de cocción a gran escala, las porciones de alimentos se colocan en bolsas selladas al vacío y se cocinan lentamente en un baño de agua a baja temperatura [1]. Cuisine Solutions inició operaciones en la planta de Sterling, Virginia, en 2013 y amplió significativamente sus líneas de producción en 2017. Esta expansión también requirió un aumento en la capacidad de refrigeración. En 2013, el inventario de amoníaco de la planta era de aproximadamente 13.000 libras. En 2017, dicho inventario aumentó a casi 21.000 libras, cantidad que se mantenía al momento del incidente. La liberación de amoníaco anhidro del 31 de julio de 2024 ocurrió en un área conocida como Tank Farm 5, la cual fue incorporada en 2017. El marcador naranja en la Figura 1 muestra la ubicación aproximada de la liberación ocurrida en julio de 2024.
a A lo largo de este informe, el “sitio de Sterling”, o simplemente “el sitio”, se refiere al conjunto de la ubicación, que incluye la planta y las oficinas corporativas, entre otros elementos. b A lo largo de este informe, la “planta de Sterling” se refiere específicamente a la planta de manufactura.
13 Informe de Investigación Figura 1: Una vista aérea del emplazamiento de Sterling muestra la ubicación de la liberación (marcador naranja). (Crédito: Google Earth, con anotaciones de la CSB) La planta de Sterling cuenta con instalaciones de procesamiento y almacenamiento de alimentos que requieren refrigeración industrial, la cual utiliza amoníaco como refrigerante. El proceso de refrigeración enfría el agua para las líneas de producción sous vide y mantiene las temperaturas de refrigeradores y congeladores para el almacenamiento de alimentos. La mayor parte del equipo de refrigeración y la mayor parte del almacenamiento de amoníaco se encontraban en la sala de compresores (Figura 1). Junto a la sala de compresores, la sala de control de refrigeración albergaba una Interfaz Hombre-Máquina (IHM) mediante la cual el personal de refrigeración podía supervisar y realizar ajustes al proceso de refrigeración y responder a las alarmas del sistema de refrigeración.
14 Informe de Investigación En el momento del incidente, la planta de Sterling empleaba aproximadamente a 716 trabajadores en total. Los empleados de la planta trabajaban en uno de tres turnos de 8 horas. Al momento del incidente, 286 trabajadores se encontraban en la planta, laborando en el segundo turno. 1.2 ORGANIZACIÓN DE LA PLANTA DE STERLING La Figura 2 muestra parte del organigrama de la planta de Sterling, el cual incluye al personal de producción, mantenimiento y refrigeración del segundo turno. Durante el segundo turno, el grupo de mantenimiento brindaba principalmente apoyo al grupo de producción en el Área de Procesamiento de Alimentos (Figura 1), mientras que el técnico de refrigeración era responsable del sistema de refrigeración, incluidos los Tank Farms, la sala de compresores y la sala de control de refrigeración (Figura 1). No obstante, era una práctica habitual que el grupo de mantenimiento colaborara con el técnico de refrigeración cuando fuera necesario. Un técnico de mantenimiento del segundo turno, con cierta capacitación en refrigeración, fungía como respaldo del técnico de refrigeración cuando se requería, por ejemplo, durante los descansos para comer. El técnico de refrigeración reportaba al gerente de refrigeración. El gerente de refrigeración generalmente trabajaba en horarios que se superponían con los turnos primero y segundo. Figura 2: El organigrama parcial de la planta de Sterling describe los grupos de producción (en verde), mantenimiento (en naranja) y refrigeración (en morado) del segundo turno de la planta (en el recuadro). (Crédito: CSB)
15 Informe de Investigación 1.3 PROPIEDADES DEL AMONÍACO El amoníaco anhidro, que es amoníaco sin agua, es esencialmente puro (> 99 por ciento en peso) NH₃ [4]. Es tóxico cuando se inhala, con una concentración Inmediatamente Peligrosa para la Vida o la Salud (IPVS) de 300 partes por millón (ppm) o superior [5, 6, pp. 4, 5]. La exposición al amoníaco por debajo de 300 ppm puede causar dolores de cabeza, náuseas, vómitos, tos, sibilancias e irritación de la nariz, la boca y la garganta [7, p. 1.2]. El umbral de olor del amoníaco anhidro es de 5 a 50 ppm [4]. Las propiedades naturales de refrigeración del amoníaco lo hacen altamente adecuado para aplicaciones de refrigeración. Hierve a -28 grados Fahrenheit (°F) a presión atmosférica y se almacena en recipientes presurizados para evitar una evaporación rápida [4]. Cuando la presión se reduce, el amoníaco líquido se evapora mientras absorbe calor de los alrededores más cálidos, como el aire o el agua. Esta absorción de calor reduce la temperatura del entorno circundante, lo que hace que el amoníaco sea útil para aplicaciones de enfriamiento [4].a Una liberación de amoníaco anhidro puede absorber humedad de la atmósfera y formar una nube blanca densa y visible que puede permanecer cerca del suelo [7, p. 1.2]. Una nube tóxica de amoníaco puede no ser visible si no existe suficiente humedad atmosférica que se condense para hacer visible la nube. Cuando se mezcla con aire, el amoníaco tiene un límite inferior de inflamabilidad de 16 por ciento en peso en aire y un límite superior de inflamabilidad de 25 por ciento en peso en aire [4]. Esto significa que el vapor de amoníaco es combustible si su concentración en el aire se encuentra dentro de este intervalo. Una Hoja de Datos de Seguridad del amoníaco señala que “en exteriores, el amoníaco no suele representar un peligro de incendio” [6, pp. 3, 5]. 1.4 DESCRIPCIÓN DEL PROCESO En el proceso de cocción sous vide, los alimentos se sellan al vacío en una bolsa y se cocinan lentamente en un baño de agua utilizando una receta predeterminada. Una vez alcanzado el punto de cocción deseado, el proceso se detiene mediante un baño de agua enfriada. Después de que los alimentos se enfrían, se almacenan en congeladores y se preparan para su transporte a los clientes. En la planta de Sterling, el sistema de refrigeración por amoníaco regulaba las temperaturas del agua enfriada y las temperaturas requeridas para los congeladores de almacenamiento y otras áreas refrigeradas de la planta [8, pp. 549-552]. 1.4.1 SISTEMA DE REFRIGERACIÓN POR AMONÍACO EN CUISINE SOLUTIONS Al igual que muchas empresas de la industria alimentaria, Cuisine Solutions utiliza un sistema de refrigeración por amoníaco en la planta de Sterling para enfriar el sistema de agua enfriada, los congeladores y los enfriadores [8, pp. 549-552]. Para satisfacer todas las necesidades de refrigeración de la planta, Cuisine Solutions opera un proceso de refrigeración a tres presiones diferentes, lo que
a El amoníaco tampoco agota la capa de ozono y tiene un potencial mínimo de calentamiento global [28, p. 417].
16 Informe de Investigación suministra amoníaco a tres temperaturas distintas: el circuito de alta presión a 30 °F, el circuito de presión intermedia a 12 °F y el circuito de baja presión a -48 °F. Un esquema simplificado del circuito de alta presión del proceso de refrigeración se muestra en la Figura 3. Figura 3: Descripción simplificada del ciclo de refrigeración por amoníaco de la planta Sterling. (Crédito: CSB) El amoníaco líquido se almacena a alta presión en el Recipiente de Alta Presión (RAP). El RAP también puede contener el volumen del sistema si es necesario en una emergencia. El amoníaco líquido caliente a alta presión sale del RAP y pasa a través de la válvula principal de aislamiento (también denominada válvula de cierre)a. La función principal de esta válvula es detener el flujo de amoníaco y aislar secciones del sistema de refrigeración en caso de emergencia. Después de pasar por la válvula principal de aislamiento, parte del líquido caliente a alta presión se dirige a diversos usuarios de amoníaco de alta presión a +30 °F, incluidos los ubicados en el área de parque de tanques 5 (Tank Farm 5). El amoníaco líquido reduce su presión al ingresar al equipo de enfriamiento del a Según el Instituto Internacional de Refrigeración Totalmente Natural, “la válvula de cierre del sistema principal se conoce a menudo como la válvula principal. Se utiliza para detener o iniciar el flujo de amoníaco líquido desde el receptor hacia todo el sistema. Las válvulas principales suelen estar situadas en el lado de salida de líquido del receptor de alta presión” [54, p. 4].
17 Informe de Investigación circuito, lo que también reduce la temperatura. El amoníaco se evapora en el equipo, y el vapor saturadoa resultante a 30 °F ingresa al Acumulador de Alta Temperatura (AAT). El amoníaco líquido alimenta el circuito de presión intermedia, mientras que el vapor de amoníaco restante de alta temperatura fluye hacia los compresores. Una vez comprimido, el vapor de alta presión se condensa nuevamente en amoníaco líquido caliente a alta presión. El amoníaco líquido retorna al RAP y el ciclo de refrigeración comienza de nuevo. 1.4.2 INTERCAMBIADORES DE CALOR DE TANK FARM 5 En 2017, Cuisine Solutions amplió su procesamiento sous vide en la planta de Sterling, incluido su sistema de refrigeración por amoníaco. Tank Farm 5 y algunas áreas de procesamiento de alimentos se construyeron como parte de esta expansión (Figura 1). Tank Farm 5 contenía tanques de almacenamiento de agua enfriada, así como tambores acumuladores de sobrepresión e intercambiadores de calor del sistema de refrigeración por amoníaco (Figura 4). Tal como se describe en la Sección 1.4.1, parte del líquido caliente a alta presión proveniente del RAP, a aproximadamente 80 °F y 150 libras por pulgada cuadrada manométricas (psig), se dirigía a diversos usuarios de amoníaco de alta presión, incluidos los tambores acumuladores. En los tambores acumuladores, la presión del amoníaco descendía a aproximadamente 40 psig a través de las válvulas de entrada de líquido, lo que también reducía la temperatura del amoníaco a aproximadamente 30 °F. Los tambores acumuladores inundaban los intercambiadores de calor con amoníaco líquido saturado a 30 °F para promover la transferencia de calor entre el amoníaco líquido y la corriente de agua, lo que provocaba la evaporación del amoníaco. El vapor de amoníaco saturado se devolvía posteriormente al AAT en la sala de compresores (Figura 5). Cada tanque de agua enfriada se controlaba a una temperatura distinta para satisfacer las necesidades del procesamiento de alimentos. El parque de tanques 4 (Tank Farm 4), una disposición similar pero independiente de Tank Farm 5, se encontraba en el extremo sur del sitio de Cuisine Solutions.
a A lo largo de este informe, «vapor saturado» o «líquido saturado» se refiere al vapor y al líquido en equilibrio termodinámico entre sí. En los sistemas de refrigeración por amoníaco, no es raro que el vapor saturado contenga cierta cantidad de líquido y viceversa [29, p. 3.4].
18 Informe de Investigación Figura 4: Los tanques de agua enfriada, los tambores de expansión y los intercambiadores de calor en el Tank Park 5. (Crédito: CSB) Figura 5: Diagrama simplificado del proceso del intercambiador de calor 5 y su tambor de expansión en el Tank Park 5. (Crédito: CSB)
19 Informe de Investigación 1.4.3 VÁLVULAS DE ALIVIO DE PRESIÓN DE EMERGENCIA El Código de Calderas y Recipientes a Presión de la American Society of Mechanical Engineers (ASME) exige que los recipientes a presión cuenten con válvulas de alivio de presión de emergencia diseñadas para abrirse a una presión igual o inferior a la presión máxima de trabajo permitida (MAWP)a, con el fin de prevenir daños a los equipos y fallas catastróficas [9, p. 94]. Cada recipiente a presión en Tank Farm 5 incluía al menos una VAPEb. El conjunto del sistema de alivio utilizado en los tambores acumuladores incluía una válvula selectora de tres víasc con dos VAPE acopladas (Figura 6). Este tipo de disposición garantizaba que una VAPE estuviera en servicio, mientras que la VAPE de respaldo permanecía aislada hasta que se accionara la válvula selectora de tres vías. Las VAPE descargaban hacia un colector de alivio común, el cual descargaba a la atmósfera, como se muestra en la Figura 7.
a El Código ASME para Calderas y Recipientes a Presión, Sección VIII, define la MAWP como “la presión máxima admisible en la parte superior del recipiente en su posición normal de funcionamiento a la temperatura coincidente designada especificada para esa presión” [52, p. 78]. b Los recipientes del Tank Farm 5 que se consideran recipientes a presión son: intercambiador de calor 4, tambor de compensación 4, depósito de aceite del tambor de compensación 4, intercambiador de calor 5, tambor de compensación 5, depósito de aceite del tambor de compensación 5, intercambiador de calor 6, tambor de compensación 6, depósito de aceite del tambor de compensación 6, receptor de baja temperatura 2 y depósito de aceite del receptor de baja temperatura 2. c La válvula selectora de tres vías, o válvula de conmutación, es "una válvula de tres vías (o desviadora) con un puerto de entrada y dos puertos de salida diseñada para aislar cualquiera de los dos puertos de salida del puerto de entrada, pero no ambos simultáneamente durante cualquier modo de funcionamiento" [46 p. 95].
20 Informe de Investigación Figura 6: Conjunto de VAPE para un tambor de compensación en el Tank Park 5, que incluye dos válvulas de alivio de presión de emergencia (verde) y la válvula selectora de tres vías (naranja). (Crédito: CSB)
21 Informe de Investigación Figura 7: Conjunto de válvula de alivio de presión de emergencia en un tambor de expansión. (Crédito: CSB) En total, se instalaron 18 VAPE en Tank Farm 5. Estas válvulas protegían los equipos asociados contra condiciones de presión excesiva. Cuando se activaba cualquiera de las VAPE, descargaba amoníaco a la atmósfera a través de un difusor en T (Figura 8) ubicado al final del colector de alivio común. El colector de alivio común también incluía un sensor para detectar amoníaco dentro de la tubería. Este sensor alertaba a los técnicos de refrigeración cuando una VAPE presentaba una fuga y requería mantenimiento, o cuando había sido activada durante un evento de sobrepresión.
22 Informe de Investigación Figura 8: El colector común de alivio de amoníaco en el Tank Park 5 con difusor en T de descarga a la atmósfera. Las tuberías del colector común de alivio están pintadas de azul. (Crédito: CSB) 1.5 REGULACIONES FEDERALES DE SEGURIDAD Los registros de Cuisine Solutions muestran que el sistema de refrigeración por amoníaco anhidro de la planta de Sterling, que contenía hasta 21.000 libras de amoníaco anhidro, estaba sujeto a la norma de Gestión de Seguridad de Procesos (GSP)a de la Administración de Seguridad y Salud Ocupacional (OSHA) y a la norma del Programa de Gestión de Riesgos (PGR) de la Agencia de Protección Ambiental (EPA)b. 1.5.1 NORMA DE GESTIÓN DE SEGURIDAD DE PROCESOS DE OSHA La norma de GSP de OSHA fue implementada el 26 de mayo de 1992. Según OSHA, la norma de GSP: “[E]stablece procedimientos para la gestión de la seguridad de procesos que protegerán a los empleados al prevenir o minimizar las consecuencias de accidentes químicos que involucren sustancias químicas altamente peligrosas. Los empleados han estado y continúan estando expuestos a los peligros de toxicidad, incendios y explosiones derivados de liberaciones catastróficas de sustancias químicas altamente peligrosas en sus lugares a 29 C.F.R. § 1910.119, Appendix A b 40 C.F.R. § 68.130
23 Informe de Investigación de trabajo. Los requisitos de esta norma tienen como objetivo eliminar o mitigar las consecuencias de dichas liberaciones” [10]. El inventario de amoníaco de la planta de Sterling, de aproximadamente 21.000 libras, superaba el umbral de 10.000 libras establecido en 29 C.F.R. 1910.119—Apéndice A—Lista de Sustancias Altamente Peligrosas. Por lo tanto, el proceso de refrigeración por amoníaco estaba sujeto al cumplimiento de los requisitos de la GSP de OSHA para la manipulación del amoníaco y la prevención y minimización de liberaciones de amoníaco.
OSHA citó a Cuisine Solutions por diez infracciones a la norma de GSP y a otros requisitos de OSHA, e impuso a la empresa una multa de 131.535 dólares en relación con el incidente del 31 de julio de 2024a. 1.5.2 NORMA DEL PROGRAMA DE GESTIÓN DE RIESGOS DE LA EPA El inventario de amoníaco de la planta de Sterling superaba el umbral de 10.000 libras establecido en la norma del PGR de la EPAb. La norma del PGR exige que el propietario u operador de una fuente estacionaria con un inventario superior a la cantidad umbral de una sustancia regulada elabore un plan de gestión de riesgos. Según la EPA, un plan de gestión de riesgos debe: • identificar los efectos potenciales de un accidente químico; • identificar las medidas que la instalación está adoptando para prevenir un accidente; y • detallar los procedimientos de respuesta a emergencias en caso de que ocurra un accidente [11]. Además, la norma del PGR de la EPA define tres niveles de Programa (Programa 1, 2 o 3) en función de las posibles consecuencias para el público y del esfuerzo necesario para prevenir accidentes [12, p. 1]. El Programa 1 es el menos estricto de estos niveles y el Programa 3 es el más riguroso. Para los procesos del Programa 3, la empresa debe presentar un único plan de gestión de riesgos para todos los procesos cubiertos, que incluya al menos un análisis de liberación de peor caso y un análisis alternativo para todas las sustancias tóxicas que superen la cantidad umbral. Asimismo, la empresa debe implementar todos los elementos del programa de prevención del Programa 3 (información de seguridad de procesos, análisis de riesgos de procesos, procedimientos operativos estándar, capacitación, integridad mecánica, auditorías de cumplimiento, investigaciones de incidentes, gestión de cambios, revisiones previas a la puesta en marcha, contratistas, participación de los empleados y permisos de trabajo en
a https://www.osha.gov/ords/imis/establishment.inspection_detail?id=1765826.015. En el momento de publicar este informe, el caso sigue abierto y las citaciones están siendo impugnadas. b 40 C.F.R. § 68.130
24 Informe de Investigación caliente [para trabajos peligrosos]), desarrollar un plan y programa de acción o respuesta ante emergencias y coordinarse con los servicios de respuesta locales [12, pp. 18-20]. Cuisine Solutions clasificó su proceso de refrigeración por amoníaco en la planta de Sterling como Programa 3 debido a su proximidad a receptores públicos cercanos al límite de concentración tóxicaa para un escenario de liberación de peor caso y porque la norma de GSP de OSHA ya cubría el proceso [12, p. 12]. El plan de gestión de riesgos elaborado en nombre de la empresa en julio de 2024 identificó 17 receptores públicos dentro de un radio de 1,1 millas, incluidos la Oficina Postal de Ashburn, varios parques industriales, dos sitios históricos, un cementerio, un club de golf y otros receptores. 1.6 INSTITUTO INTERNACIONAL DE REFRIGERACIÓN CON REFRIGERANTES NATURALES Tal como se analiza en la Sección 1.5, los sistemas de refrigeración por amoníaco que contienen más de 10.000 libras de amoníaco anhidro deben cumplir con los requisitos de la norma de GSP de OSHA y de la norma del PGR de la EPA. No obstante, los sistemas de menor tamaño son comunes en los Estados Unidos, y todos los sistemas de refrigeración por amoníaco deben seguir las Prácticas de Ingeniería Reconocidas y Generalmente Aceptadas (PIRGA) [7, p. 3.1]. Si bien el Código de Calderas y Recipientes a Presión de ASME continúa siendo aplicable a la industria de la refrigeración [13, p. 43], la mayoría de los sistemas de refrigeración siguen las normas emitidas por el Instituto Internacional de Refrigeración con Refrigerantes Naturales (IIAR)b como PIRGA [7, p. 3.1]. El IIAR ha emitido una serie de normas y directrices, algunas de las cuales han sido adoptadas por el Instituto Nacional Estadounidense de Estándares (ANSI) [13, p. v]. Una de estas normas, ANSI/IIAR 2- 2021, Standard for Design of Safe Closed-Circuit Ammonia Refrigeration Systems Norma para el diseño de sistemas de refrigeración por amoníaco de circuito cerrado seguros, proporciona orientación para el diseño de sistemas de alivio en aplicaciones de refrigeración por amoníaco [13, p. 51]. Diversas organizaciones de normalización, como la American Society of Heating, Refrigerating, and Air- Conditioning Engineers (ASHRAE) y el International Code Council (ICC), han delegado en el IIAR las normas de refrigeración por amoníaco. El IIAR ha señalado en su sitio web: “A partir de los códigos modelo de 2021, el International Mechanical Code (IMC), ASHRAE-15, el Uniform Mechanical Code (UMC) y la National Fire Protection Association (NFPA) acordaron remitir a IIAR-2 y a otras normas del IIAR como base integral para la regulación del amoníaco…” [14]. La EPA y OSHA también hacen referencia a las normas del IIAR como PIRGA. La EPA cita las normas del IIAR en sus orientaciones para el cumplimiento del PGR [7, p. 3.1]. OSHA destaca las normas del
a La EPA define el “punto final tóxico” como “la concentración máxima en el aire por debajo de la cual se cree que casi todas las personas pueden estar expuestas durante un máximo de una hora sin experimentar ni desarrollar efectos o síntomas irreversibles u otros efectos graves para la salud que puedan mermar la capacidad de una persona para tomar medidas de protección”. En el caso del amoníaco, la concentración del punto final tóxico es de 200 ppm [24, pg. 4]. b El Instituto se conocía anteriormente como Instituto Internacional de Refrigeración por Amoníaco, y algunos documentos a los que se hace referencia en este informe se publicaron con ese nombre.
25 Informe de Investigación IIAR y otros documentos relacionados con la refrigeración por amoníaco en una página web dedicada específicamente a este tema [15]. 1.7 DESCRIPCIÓN DEL ÁREA CIRCUNDANTE La Figura 9 muestra el área circundante a la planta de Sterling. Los círculos están trazados a una milla (azul), tres millas (naranja) y cinco millas (amarillo) desde la planta. Los datos demográficos resumidos para el área aproximada dentro de un radio de cinco millas alrededor de la planta de Sterling se presentan a continuación en la Tabla 1. Dentro de un radio de cinco millas de la planta residen más de 50.000 personas en más de 18.000 unidades habitacionales, la mayoría de las cuales son viviendas unifamiliares. El área también incluye el Aeropuerto Internacional Washington Dulles, la estación Loudoun Gateway de la Línea Plateada del metro y una Oficina Postal de los Estados Unidos. Los datos demográficos detallados se incluyen en el Apéndice B. Figura 9: Área circundante a la planta de Sterling. (Crédito: Google Earth, con anotaciones de CSB) Tabla 1: Resumen de datos demográficos (Crédito: CSB utilizando datos obtenidos de Census Reportera) a Esta información se recopiló utilizando los datos del censo de 2020 presentados por Census Reporter [50]. Census Reporter es un proyecto independiente cuyo objetivo es facilitar el uso de los datos de la Encuesta sobre la Comunidad Estadounidense. No está afiliado a la Oficina del Censo de los Estados Unidos [51].
26 Informe de Investigación Población Raza y etnia (%) Ingresos per cápita ($) Pobreza (%) Número de viviendas Tipos de unidades de vivienda (%) 50.926 Blanco 39 57.924 4,6 18.431 Unidad individual 71 Negro 7 Unidad múltiple 29 Nativo 0 Casa móvil 0 Asiático 26 Barco, autocaravana, furgoneta, etc. 0 Isleño 0
Otro 1 Dos o más 3 Hispano 24
27 Informe de Investigación 2 DESCRIPCIÓN DEL INCIDENTE 2.1 PERTURBACIÓN DEL PROCESO DE AGUA ENFRIADA En la tarde del 31 de julio de 2024, aproximadamente entre las 5:00 p. m. y las 5:30 p. m., el técnico de refrigeración del segundo turno recibió una llamada por radio indicando que las tres bombas de agua en Tank Farm 5 que suministraban agua enfriada al proceso sous vide estaban apagadas. El técnico consideró que las bombas se habían apagado debido a la alta temperatura dentro de un gabinete eléctrico exterior que estaba expuesto directamente a la luz solar de la tarde. Aproximadamente a las 5:40 p. m., el técnico de refrigeración llegó a Tank Farm 5 y confirmó que ninguna de las bombas de agua enfriada estaba operando. El técnico abrió una puerta del gabinete eléctrico exterior y pudo sentir el calor que salía de este. El técnico intentó restablecer las bombas de agua enfriada, pero tan pronto como se restablecieron los motores, las bombas se apagaron nuevamente. Entonces, el técnico dejó abiertas las puertas del gabinete eléctrico para reducir la temperatura interna. A medida que se ponía el sol, el técnico observó que la temperatura cerca del gabinete eléctrico se estaba volviendo notablemente más fresca. Aproximadamente a las 6:14 p. m., el técnico reinició las bombas de agua enfriada y, en esta ocasión, las bombas continuaron operando. Después de aproximadamente las 8:00 p.m., el técnico de refrigeración recibió otra llamada por radio, indicando que existía un problema con la temperatura del agua enfriada de Tank Farm 5 para el proceso sous vide. Aproximadamente a las 8:17 p. m., el técnico regresó a Tank Farm 5 y revisó los tres intercambiadores de calor del circuito de refrigeración. Posteriormente, el técnico informó al CSB que, en ese momento, las presiones de amoníaco se encontraban dentro del rango normal de operación. Además, todas las mirillas de los tambores acumuladores de sobrepresión indicaban un nivel estable y normal de amoníaco líquido, y el equipo de refrigeración parecía estar funcionando correctamente. El técnico recordó haber dicho por radio en ese momento: “Oigan, todo se ve bien de este lado […] revisen cuántos lotes están cocinando…”. Luego, el técnico salió del sitio de Sterling para un descanso de comida aproximadamente a las 8:19 p. m. 2.2 LIBERACIÓN DE AMONÍACO Aproximadamente a las 8:23 p. m., un empleado de control de calidad regresó a la planta de Sterling después de tomar un descanso. Mientras caminaba de regreso a la entrada principal de empleados, como se muestra en la Figura 10, el empleado entró en “algo que olía y se sentía como una nube química”. El empleado informó a los investigadores del CSB que esa noche no había ninguna nube visible ni nada que se viera diferente en el exterior, pero sintió que sus ojos “comenzaron a lagrimear con fuerza” y que su nariz y garganta se “obstruían”. El empleado también señaló que se encontraba en un “estado inmediato de confusión” al entrar en la planta.
28 Informe de Investigación Figura 10: Entrada para empleados y estacionamiento de la planta Sterling. (Crédito: Cuisine Solutions, anotado por CSB) El empleado fue a la oficina y le indicó a un gerente asistente lo que acababa de experimentar afuera y lo fuerte que era el olor. El gerente asistente solicitó por radio apoyo del personal de mantenimiento para ayudar a identificar el olor. Uno de los técnicos de mantenimiento recordó haber escuchado por radio a alguien decir: “Necesito a un técnico de mantenimiento. La gente dice que huele a gas en el estacionamiento…”. Aproximadamente a las 8:27 p. m., el personal de mantenimiento llegó al estacionamiento de empleados de la planta para investigar y observó una nube blanca saliendo del difusor en T del colector de alivio común del sistema de refrigeración por amoníaco (Sección 1.4.3), como se muestra en la Figura 11. Un empleado de mantenimiento describió haber visto amoníaco salir de la tubería de ventilación con extremo abierto “como una nube de burbujas, como bajando, ya sabes, cayendo. Y luego se detenía, y luego volvía otra vez, y luego se detenía”. Otro empleado de mantenimiento dijo a los investigadores del CSB: “Se podía ver la nube de amoníaco. Era, o sea, como digo, era una nube. Era algo que nunca había visto antes. Ya sabes. Lo hueles y sabes que es malo. Pero por lo que me han dicho, cuando lo ves, es realmente malo”. En concordancia con estos informes, las grabaciones de la cámara de seguridad mostraron una nube visible formándose y disipándose, y una segunda nube formándose a medida que avanzaba la liberación.
29 Informe de Investigación Figura 11: Nube de amoníaco visible durante la liberación (izquierda) y el punto de liberación (marcado con un círculo, derecha) a través de un difusor horizontal en forma de T. (Crédito: Empleados de Cuisine Solutions, anotado por CSB) Aproximadamente al mismo tiempo, uno de los empleados de mantenimiento que respondieron llamó al técnico de refrigeración que se encontraba fuera del sitio para informarle que había olor a amoníaco en el estacionamiento de empleados. El gerente de refrigeración también recibió una llamada que describía la liberación de amoníaco, tras lo cual comenzó a conducir desde su casa hacia la planta de Sterling. Mientras tanto, trabajadores dentro del edificio, en una cafetería y área de descanso adyacentes al punto de liberación de amoníaco, como se muestra en la Figura 12, recordaron haber identificado y reportado un olor a amoníaco en ese momento.
30 Informe de Investigación Figura 12: Vista aérea de las instalaciones de Sterling, en la que se indica la zona de descanso (rectángulo azul), las salidas de emergencia comprometidas y algunas rutas de evacuación de uso común (flechas verdes). (Crédito: Google Earth, con anotaciones de la CSB). 2.3 EVACUACIÓN Aproximadamente a las 8:27 p. m., el gerente de produccióna indicó por radio a los empleados que evacuaran el edificio por el lado opuesto (este) del edificio, como se muestra en la Figura 12. El gerente de producción informó al CSB que sabía que las puertas de salida de emergencia del lado oeste del edificio conducían directamente hacia la nube blanca. Debido a que solo los supervisores y técnicos de la planta portaban radios, muchos trabajadores no recibieron directamente el mensaje de evacuación por radio. Los videos de vigilancia mostraron que a muchos trabajadores en las áreas de producción se les indicó evacuar en persona y lo hicieron de inmediato. Otros trabajadores que ya se encontraban afuera y cerca del punto de liberación de amoníaco a Como se muestra en la sección 1.2, el gerente de producción era el empleado de mayor rango en la planta durante el segundo turno y era responsable de todas las operaciones de ese turno.
31 Informe de Investigación hicieron señas a través de las ventanas a los trabajadores que estaban adentro. Algunos trabajadores salieron del edificio cerca de la nube blanca de amoníaco o hacia ella y probablemente inhalaron el gas tóxico. Partes de la nube tóxica de vapor de amoníaco no eran visibles, y el amoníaco afectó a algunos evacuados porque caminaron hacia las porciones invisibles de la nube antes de darse cuenta de que estaba allí. Varios trabajadores informaron posteriormente a los investigadores del CSB que olieron amoníaco mientras evacuaban por el lado este del edificio y a lo largo de la ruta de evacuación indicada por el gerente de producción, como se muestra en la Figura 12. Los relatos de testigos presenciales y las grabaciones de cámaras de seguridad confirmaron que no había nube visible en el lado este del edificio. La dirección y velocidad del viento local en el momento del incidentea eran del sur-sureste a aproximadamente 7,5 millas por hora, aunque el viento cambió ligeramente durante la horab. El “Punto de reunión inicial” de la Figura 13 se abandonó de inmediato debido a los olores a amoníaco. Posteriormente, muchos evacuados se trasladaron al lugar marcado como “Punto de reunión reubicado” en la Figura 13, el cual se encontraba aproximadamente a 1/3 de milla del punto de reunión inicial, para alejarse del olor a amoníaco.
a La estación meteorológica más cercana al emplazamiento se encontraba en el Aeropuerto Internacional de Dulles, aproximadamente a 2,7 millas al sur de la planta. b Apéndice D en la página 42.
32 Informe de Investigación Figura 13: La ruta de evacuación (flechas verdes) que siguieron la mayoría de los evacuados por el lado este del edificio para evitar El técnico de refrigeración regresó al estacionamiento de empleados desde su descanso de comida fuera del sitio aproximadamente a las 8:40 p.m., momento en el que la evacuación estaba prácticamente completa. Durante todo el incidente, no se activó ninguna de las alarmas del sistema de detección de amoníaco en las áreas de producción, ni sonó ninguna alarma de evacuación general del sitioa. Sin embargo, el técnico de refrigeración informó posteriormente a los investigadores del CSB que el sensor de amoníaco en la tubería de descarga del alivio de presión de emergencia de Tank Farm 5 estaba registrando 10.000 partes por millón (ppm) en la pantalla de la IHM de la planta de Sterling en algún momento después de las 8:40 p.m. a No había sensores de amoníaco en el exterior del edificio, donde se produjo la liberación.
33 Informe de Investigación 2.4 RESPUESTA DE EMERGENCIA Aproximadamente a las 8:31 p.m., el Centro de Comunicaciones de Emergencia del Condado de Loudoun recibió una llamada al 911 de un empleado de la planta de Sterling que reportó un olor a amoníaco “saliendo de las tuberías” [16]. Poco después, el supervisor del Servicio de Inspección Postal ubicado al otro lado de la vía frente al sitio de Sterling llamó al 911. El supervisor le dijo al operador del 911: “apenas se puede respirar afuera” y pidió orientación sobre la situación en desarrollo. El Departamento de Bomberos y Rescate del Condado de Loudoun, incluido el Equipo de Respuesta a Materiales Peligrosos (el “equipo HAZMAT”), llegó al lugara, confirmó que la fuga era de amoníaco y observó y atendió a numerosas personas que parecían haber estado expuestas [16]. Los primeros servicios de emergencia en responder reportaron “sin peligros visibles desde el exterior” del edificio al llegar. También respondieron y brindaron apoyo unidades de Bomberos y Rescate del Condado de Fairfax, del Condado de Prince William y de la Metropolitan Washington Airports Authority; el mando del incidente del Condado de Loudoun indicó que se identificaron “más de diez personas inconscientes”. El técnico de refrigeración se encontró con respondedores de emergencia que ingresaban al edificio aproximadamente a las 8:46 p.m. El técnico de refrigeración y uno de los respondedores regresaron a la sala de compresores de amoníaco y, a sugerencia del equipo de respuesta de emergencia, el técnico apagó cada compresor mediante sus paneles de control locales, con lo cual detuvo el sistema de refrigeración. El gerente de refrigeración llegó a la planta y cerró la válvula principal de aislamiento (Figura 3, arriba) aproximadamente a las 8:55 p.m. El gerente de refrigeración había sido informado de que los compresores ya habían sido apagados mediante una llamada telefónica con el técnico de refrigeración. Tras cerrar la válvula principal de aislamiento, el gerente de refrigeración se reunió con los respondedores de emergencia y se preparó para ingresar al área de Tank Farm 5 para intentar aislar la fuente de la liberación de amoníaco. Aproximadamente a las 9:29 p.m., con la orientación y el apoyo del equipo HAZMAT, el gerente de refrigeración accionó la válvula selectora de tres vías del Tambor acumulador de sobrepresión del Intercambiador de Calor 5 para aislar la VAPE que había liberado el amoníaco y poner en servicio la VAPE de respaldo (Figura 14). Posteriormente, el gerente informó al CSB que determinó cuál VAPE estaba descargando amoníaco a la atmósfera con base en su observación de acumulación de escarcha en el exterior de la tubería y la VAPE.
a La llamada inicial al 911 se realizó a las 8:31 p.m. El Departamento de Bomberos y Rescate del Condado de Loudoun fue enviado a las 8:36 p.m. El primer vehículo de emergencia llegó al lugar aproximadamente a las 8:42 p.m.
34 Informe de Investigación Figura 14: Imagen del vídeo de la escena del incidente. Los servicios de emergencia colaboran con un empleado de la planta Sterling para aislar de forma segura el amoníaco. (Crédito: WTVR-TV [17]) Debido a la exposición al vapor de amoníaco, algunas personas presentaron dolores de cabeza, náuseas, vómitos e irritación de la nariz y la garganta, lo que provocó tos y sibilancias, de manera consistente con la inhalación de amoníaco, durante la evacuación. Tal como se analiza en la Sección 2.3, los evacuados se trasladaron al lugar marcado como “Punto de reunión reubicado” en la Figura 13 para alejarse del olor a amoníaco. La Figura 15 muestra una imagen aérea del punto de reunión reubicado durante la respuesta al incidente.
35 Informe de Investigación Figura 15: Imagen del vídeo de la escena del incidente que muestra a los evacuados y al personal de emergencia reunidos en el punto de encuentro reubicado al norte de las instalaciones de Sterling. (Crédito: WTVR-TV [17]) Debido al número de pacientes potenciales y al tipo de condiciones médicas observadas, el comandante del incidente solicitó una alarma por Incidente con Múltiples Víctimas (IMV), lo que derivó el despliegue de 10 unidades adicionales de transporte de servicios médicos de emergencia, 10 unidades de supresión, un autobús ambulancia móvil, apoyo del personal de mando y otros recursos que respondieron al lugar [16]. El equipo de Bomberos y Rescate del Condado de Loudoun ventiló el edificio para retirar el amoníaco residual y posteriormente devolvió el control de la escena a Cuisine Solutions aproximadamente a las 11:46 p.m. Mientras tanto, funcionarios de Cuisine Solutions verificaron el paradero de todas las 286 personas presentes en el sitio durante el incidente. Un resumen de los eventos clave se muestra en la Figura 16.
36 Informe de Investigación Figura 16: Cronología de los acontecimientos más importantes. (Crédito: CSB) 2.5 CONSECUENCIAS DEL INCIDENTE Los respondedores de emergencia evaluaron a 267 trabajadores y trasladaron a 33 trabajadores a hospitales del área la noche del incidente. Cuatro de esos trabajadores fueron hospitalizados y uno de ellos fue ingresado en una unidad de cuidados intensivos. Cuisine Solutions informó que otras siete personas acudieron por cuenta propia a hospitales locales y centros de atención urgente después del incidente, y que todos los pacientes fueron dados de alta en el transcurso de una semana. Además, Cuisine Solutions estimó pérdidas comerciales y de propiedad en aproximadamente 3 millones de dólares. Una de las líneas de producción de alimentos estuvo detenida durante aproximadamente 16 días, y otra línea de producción estuvo detenida durante aproximadamente 38 días.
37 Informe de Investigación
3 ANÁLISIS TÉCNICO 3.1 SE ABRIÓ UNA VÁLVULA DE ALIVIO DE PRESIÓN DE EMERGENCIA Durante el incidente, el amoníaco salió del proceso de refrigeración a través del colector de alivio común en Tank Farm 5, que era la ruta de descarga de 18 VAPE (Sección 1.4.3). El gerente de refrigeración informó al CSB que determinó cuál VAPE se abrió con base en la presencia de escarcha en el exterior de la tubería de descarga. El amoníaco líquido o vapor saturado a presión atmosférica se encuentra a -28 °F, y la humedad atmosférica se congela al entrar en contacto con la tubería fría [13, p. 13, 18, p. A.4]. El gerente de refrigeración rastreó la fuente de la liberación hasta la VAPE del Tambor acumulador de sobrepresión del Intercambiador de Calor 5 utilizando la escarcha como guía. Posteriormente, el gerente de refrigeración accionó la válvula selectora de tres vías para sacar de servicio la VAPE que se había abierto y poner en servicio la VAPE de respaldo. Sin embargo, para el momento en que se realizó el cambio, aproximadamente a las 9:29 p.m., el evento de sobrepresión ya había concluido y ninguna de las dos VAPE se abrió. De las 18 VAPE conectadas al colector de alivio común de Tank Farm 5 al momento del incidente, 15 eran del mismo tamaño y modelo y tenían la misma presión de ajuste de 300 psig, incluidas las instaladas en el Tambor acumulador de sobrepresión del Intercambiador de Calor 5a. Además, las etiquetas en las VAPE indicaban que probablemente habían estado en servicio durante aproximadamente siete años y tenían dos años de atraso respecto del reemplazo o pruebab. La norma ANSI/IIAR 6 (2019), Standard for Inspection, Testing, and Maintenance of Closed-Circuit Ammonia Refrigeration Systems (“ANSI/IIAR 6”), exige que las VAPE se prueben o reemplacen cada cinco años [19, p. 43]. Por estas razones, el CSB hizo que las 15 VAPE fueran probadas en un taller independiente certificado para probar este tipo de dispositivos.c Los resultados de las pruebas del CSB se resumen en la Figura 17 y se detallan en el Apéndice C. Cada VAPE se probó tres veces para determinar la presión a la cual se abría. Según el Industrial Refrigeration Consortium (IRC), el desempeño aceptable es que una VAPE permanezca cerrada y mantenga la presión hasta el 90 por ciento de la presión de ajuste [20, p. 15]. Las 15 VAPE funcionaron conforme a su diseño y ninguna se abrió de manera prematura.
a Todas las 15 VAPE eran del modelo 800 QR de Cyrus Shank, fabricadas en acero inoxidable 316, con una entrada de ½ pulgada y una salida de ¾ pulgada de tamaño nominal. b Aunque algunas de las VAPE aún tenían etiquetas que indicaban que se habían instalado como parte del proyecto de instalación del parque de tanques 5 en 2017, faltaban algunas etiquetas. En consecuencia, la CSB no pudo verificar la vida útil de las 15 VAPE. El personal de Cuisine Solutions creía que todas las VAPE del parque de tanques 5 se instalaron en 2017 y permanecieron en servicio hasta el 1 de agosto de 2024, pero no se encontraron registros que lo verificaran. Tras el incidente, la empresa sustituyó todas las VAPE del parque de tanques 5. c El Consejo Nacional de Inspectores de Calderas y Recipientes a Presión ofrece un “sello VR para la reparación de válvulas de alivio de presión”. El taller utilizado para probar las VAPE de la planta de Sterling tenía un sello VR.
38 Informe de Investigación También se registró en cada prueba la presión a la que cada válvula volvió a cerrarse después de abrirse, conocida como presión de cierre (blowdown). Los resultados de blowdown indicaron que todas las VAPE probadas volvieron a cerrarse dentro del rango esperado de presión de cierre especificado por el fabricante [21, p. 61]. Una VAPE fallida o defectuosa podría permanecer abierta muy por debajo de la presión de cierre, incrementando la cantidad de amoníaco liberado, pero no parece que ese haya sido el caso en este incidente. Figura 17: Resultados de las pruebas de la VAPE, con un promedio de tres pruebas para cada dispositivo. Las cruces azules representan el dispositivo que se cree que se abrió durante el incidente. (Crédito: CSB) El CSB concluye que, aunque las VAPE de Tank Farm 5 probablemente estaban más allá de la frecuencia de reemplazo o prueba de cinco años, la falta de prueba o reemplazo oportunos no fue causal del incidente. Con base en los resultados de prueba anteriores mostrados en la Figura 17, se pudo descartar una falla prematura de las VAPE. Esto significa que ocurrió una sobrepresión en el tambor acumulador de sobrepresión del Intercambiador de Calor 5, lo que provocó que la VAPE se abriera. El CSB concluye que la liberación de amoníaco fue resultado de la apertura de una VAPE en el Tambor acumulador de sobrepresión del Intercambiador de Calor 5 debido a un evento de sobrepresión, y que la VAPE funcionó conforme a su diseño y propósito en este evento.
39 Informe de Investigación 3.2 ESCENARIOS POTENCIALES DE SOBREPRESIÓN Cuisine Solutions no registraba datos históricos del proceso para el sistema de refrigeración por amoníaco más allá de las temperaturas de almacenamiento de alimentos, de enfriadores o de congeladores requeridas por consideraciones de inocuidad alimentaria. Mediante entrevistas posteriores al incidente, el CSB supo que, unas horas antes del incidente, las bombas de agua se apagaron en Tank Farm 5, aparentemente debido al sobrecalentamiento del gabinete eléctrico de las bombas, tal como se describe en la Sección 2.1. Para Tank Farm 5 solo se contaba con datos de nivel y temperatura de los tanques de agua. Los datos indicaron algunas fluctuaciones de temperatura y temperaturas elevadas del agua en la tarde previa al incidente, pero esto comenzó horas antes de que ocurriera el incidente, y el CSB no pudo verificar si los datos de temperatura a granel de los tanques de agua estaban relacionados con la sobrepresión del Tambor acumulador de sobrepresión del Intercambiador de Calor 5 en ausencia de otros datos del proceso. La IHM de la planta de Sterlinga incluía una página de resumen de alarmas, pero, según Cuisine Solutions, se perdió cualquier registro de las alarmas ocurridas durante el incidente. Esta falta de datos históricos del proceso y de historial de alarmas del proceso de refrigeración limitó la investigación del CSB sobre la causa de la apertura de la VAPE. En consecuencia, el CSB no pudo determinar la causa específica de la sobrepresión o de la condición de perturbación del proceso. No obstante, el CSB consideró escenarios posibles que podrían generar una sobrepresión en el Tambor acumulador de sobrepresión del Intercambiador de Calor 5. Algunos escenarios pudieron descartarse y se pudieron extraer conclusiones con base en eventos que claramente no ocurrieron, aun en ausencia de datos del proceso: • Dado que no hubo evidencia de que ocurriera un incendio, se pudieron descartar escenarios que involucraran fuegob, como un incendio de charco debajo del Tambor acumulador de sobrepresión del Intercambiador de Calor 5. • Dado que no hubo evidencia de sobrepresión en otros recipientes del sistema de refrigeración — como la activación de otras VAPE o la ocurrencia de otras liberaciones de amoníaco—, la sobrepresión tuvo que estar localizada en el Intercambiador de Calor 5 y/o en su tambor acumulador de sobrepresión.
a Interfaz hombre-máquina, descrita en la sección 1.1. b Un incendio en una piscina es un “charco de líquido en llamas” [34, p.7] LECCIÓN CLAVE Las empresas deben asegurarse de medir y almacenar los datos de los procesos para que, cuando se produzca un incidente o una alteración en el proceso, puedan analizar los datos, determinar las causas y realizar cambios para detener la alteración o evitar otro incidente. La imposibilidad de acceder a dichos datos de proceso puede ocultar graves problemas de control del proceso. Los empleados no pueden responder a una alteración del proceso ni prevenir futuras alteraciones si no pueden ver cómo se desarrolló dicha alteración. Investigar un incidente sin datos suficientes sobre el proceso dificulta la investigación y aumenta la probabilidad de que se repita el incidente.
40 Informe de Investigación • Debido a que los recipientes de amoníaco aguas arriba (RAP) y aguas abajo (AAT) del Tambor acumulador de sobrepresión del Intercambiador de Calor 5 no presentaron sobrepresión ni activaron sus VAPE, la alta presión no pudo haberse originado en recipientes aguas arriba o aguas abajo en magnitud suficiente para sobrepresionar el Tambor acumulador de sobrepresión del Intercambiador de Calor 5. De hecho, tanto el RAP como el AAT tenían VAPE ajustadas a una presión menor (250 psig) que la presión de ajuste de la VAPE del Tambor acumulador de sobrepresión del Intercambiador de Calor 5 (300 psig). • Después del incidente, se realizó un protocolo de pruebas a los intercambiadores de calor de Tank Farm 5. Ninguno de los intercambiadores de calor presentó fugas. Por lo tanto, el agua enfriada no se filtró hacia el lado del amoníaco en los intercambiadores de calor, y el amoníaco no se filtró hacia el agua enfriada. • Una sobrepresión hidrostática, también conocida como sobrepresión por expansión térmica del líquido, en la que el tambor acumulador de sobrepresión estaría aislado y lleno de líquido, probablemente no ocurrió porque el líquido podía salir del tambor a través de la línea de venteo de vapor y no podía generar una sobrepresión simplemente por estar lleno de líquido. Si la tubería de venteo estuviera bloqueada/cerrada, podría ocurrir una sobrepresión hidrostática, pero no sería sostenible de manera que causara una liberación que durara más de unos pocos segundos. Tan pronto como se aliviara un volumen muy pequeño de líquido, la presión se disiparía y la liberación se habría detenido después de que se descargaran solo unas pocas onzas de líquido. Se observó que la liberación duró aproximadamente 10 minutos, lo cual no es indicativo de una sobrepresión hidrostática simple. El CSB determinó que, para que ocurriera cualquier evento de sobrepresión en este incidente, la válvula de control de presión o la tubería de salida de vapor del tambor acumulador de sobrepresión tenía que estar cerrada o restringida (Figura 18, abajo). Este escenario podría incluir que el dimensionamiento del orificio de la válvula de control de presión fuera simplemente demasiado pequeño para ventear con suficiente rapidez la presión generada en el tambor y evitar la sobrepresión. Aun con el venteo cerrado o restringido, el amoníaco líquido saturado en el tambor acumulador de sobrepresión tenía que alcanzar 126 °F para lograr 300 psig, con base en las propiedades de equilibrio vapor-líquido del amoníaco [18, p. A.7]. De lo contrario, incluso si el intercambiador de calor no hubiera operado adecuadamente, no podría ocurrir una sobrepresión. Es posible que agua anormalmente caliente ingresara al intercambiador de calor desde la línea sous vide y que, con el venteo del tambor cerrado o restringidoa, el agua caliente hubiera aportado la energía necesaria para que el lado de amoníaco del intercambiador de calor alcanzara 126 °F o más, causando una sobrepresión por ebullición del líquido o sobrepresión bifásica. La Figura 18 ilustra este escenario potencial de sobrepresión.
a En este contexto, el tamaño insuficiente de la válvula de control para este proceso específico también podría haber “restringido” la ventilación del tambor de compensación.
41 Informe de Investigación Sin embargo, otras perturbaciones del proceso también podrían haber causado la sobrepresión, junto con un venteo insuficiente a través de la línea de venteo para prevenirla. Sin datos del proceso, el CSB no pudo descartar múltiples escenarios potenciales de perturbación del proceso. Figura 18: Escenario de sobrepresión potencial en el tambor de expansión del intercambiador de calor 5; ventilación cerrada o restringida combinada con una entrada de calor anómala. (Crédito: CSB) El CSB concluye que la liberación de amoníaco fue resultado de un evento de sobrepresión y que una salida cerrada o restringida en el Tambor acumulador de sobrepresión del Intercambiador de Calor 5, combinada con una perturbación del proceso, probablemente inició el evento. No obstante, sin datos del proceso disponibles para análisis, no pudo determinarse la causa específica de la perturbación del proceso.
42 Informe de Investigación 3.3 NUBE DE AMONÍACO El CSB contrató a un tercero independiente para realizar un análisis de dispersión de la liberación de amoníaco. Un análisis de dispersión es “una evaluación del resultado previsto de un incidente y de cómo afecta al equipo y a las personas en el entorno” [22]. El análisis incluye el mapeo de la posible nube de vapor resultante de una liberación tóxica. El propósito del análisis de dispersión fue determinar las condiciones que podrían causar la nube de amoníaco observada a nivel del suelo y estimar las concentraciones de exposición de los evacuados. El análisis utilizó el modelo Process Hazards Analysis Software Tool (PHAST) versión 9.0 para representar visualmente los contornos de la nube de amoníaco y explicar el comportamiento de la nube. El informe detallado del estudio de modelación se incluye en el Apéndice D. El caudal de liberación para cada caso se basó en las condiciones modeladas para cada caso (Tabla 2 del Apéndice D). La modelación consideró varios factores que se esperaba afectaran las concentraciones de amoníaco a nivel del suelo, incluidos: • las condiciones meteorológicas al momento del incidente; • la cantidad de líquido aerosolizadoa en la liberación; • la velocidad de descarga; • la configuración de la tubería de descarga; y • la elevación de la liberación de amoníaco. En los casos de modelación que involucraban un difusor en T en la terminación de la tubería, el modelo PHAST no puede modelar ambas descargas de la T. En consecuencia, para estos casos solo se modeló y graficó la mitad orientada hacia el sur de la T. El lado sur de la T daba hacia la entrada de empleados y una de las rutas de evacuación. En la realidad, también existiría una descarga en imagen espejo a 180 grados de la descarga modelada, formando una nube de dos lóbulos, aunque no necesariamente simétrica. Los gráficos a continuación ilustran el modelo de dispersión únicamente para un lado de las descargas de la T. A lo largo de este informe, estos gráficos se denominan curvas de “media nube”b. 3.3.1 CONCENTRACIONES DE AMONÍACO Los análisis de dispersión pueden utilizar diversas guías de concentración establecidas para determinar los efectos en humanos durante una liberación. Algunas de estas se denominan Guías de Planificación para Respuesta a Emergencias (GPRE) y se clasifican en tres categorías:
a Una liberación accidental puede incluir nubes de aerosol, que suelen estar formadas por gotas de líquido, vapor y aire. Las gotas de aerosol pueden ser pequeñas, de 5 micras o menos [27, p. 36]. b Véase Apéndice D, en la página 6.
43 Informe de Investigación • GPRE-1 es “la concentración máxima en el aire por debajo de la cual casi todas las personas podrían estar expuestas hasta por 1 hora sin experimentar más que efectos adversos leves y transitorios para la salud”. Para el amoníaco, el valor de GPRE-1 es 25 ppm [23, pp. 780-781]. • GPRE-2 es “la concentración máxima en el aire por debajo de la cual casi todas las personas podrían estar expuestas hasta por 1 hora sin experimentar o desarrollar efectos o síntomas irreversibles u otros efectos graves para la salud que pudieran afectar la capacidad de una persona para tomar medidas de protección”. Para el amoníaco, el valor de GPRE-2 es 150 ppm [23, pp. 780-781]. • GPRE-3 es “la concentración máxima en el aire por debajo de la cual casi todas las personas podrían estar expuestas hasta por 1 hora sin experimentar o desarrollar efectos para la salud que pongan en peligro la vida”. Para el amoníaco, el valor de GPRE-3 es 1.500 ppm [23, p. 781]. Otra guía de uso común es la concentración Inmediatamente Peligrosa para la Vida o la Salud (IPVS) establecida por el Instituto Nacional para la Seguridad y Salud Ocupacional (NIOSH)a para muchas sustancias químicas, a fin de caracterizar escenarios de exposición de alto riesgo. Según NIOSH, “los valores IPVS se establecen para garantizar que el trabajador pueda escapar de un entorno contaminado determinado en caso de falla del equipo de protección respiratoria e indicar un nivel máximo por encima del cual solo se permite un aparato de respiración altamente confiable, que proporcione la máxima protección al trabajador” [23, p. 783]. Las concentraciones IPVS se utilizan para proteger a los trabajadores y al público de exposiciones químicas de corto plazo y eventos poco frecuentes [23, p. 784]. La concentración IPVS para el amoníaco es 300 ppm [6, pp. 4-5]. Para los reportes de análisis de consecuencias del PGR de la EPA, la EPA define el “límite de concentración tóxica” de manera idéntica a la concentración GPRE-2 definida anteriormente [24, p. 4]. No obstante, aunque las definiciones son las mismas, los valores de concentración son diferentes. La EPA utiliza 200 ppm como límite de concentración tóxica para el amoníaco [24, p. 4], en lugar de los 150 ppm de la GPRE-2. 3.3.2 CONDICIONES METEOROLÓGICAS La modelación de dispersión del CSB utilizó las condiciones reales registradas por la estación meteorológica del Aeropuerto Internacional Washington Dulles lo más cercanas posible al momento de la liberación. El aeropuerto se encuentra aproximadamente a 2,7 millas del sitio de Sterling, lo que proporcionó al modelo de dispersión datos meteorológicos realistas sobre los cuales basar la modelación. En los momentos más cercanos antes y después del incidente, el viento provenía del sur-sureste con un promedio de 7,5 millas por hora, la temperatura promedio era de 85 °F y la humedad relativa promedio era de 60 por ciento.
a El NIOSH “es el instituto federal responsable de realizar investigaciones y formular recomendaciones para la prevención de lesiones y enfermedades relacionadas con el trabajo”. [49]. https://www.cdc.gov/niosh/about/index.html
44 Informe de Investigación Todos los casos ejecutados en la modelación de dispersión utilizaron las mismas condiciones meteorológicas. Por lo tanto, los resultados de la modelación no pueden extrapolarse a otras condiciones, sino que estaban destinados a estimar la nube real ocurrida durante el incidente del 31 de julio de 2024. 3.3.3 NUBE VISIBLE Tal como se describe en la Sección 1.3, el amoníaco anhidro condensa la humedad atmosférica cuando el amoníaco frío entra en contacto con aire cálido y húmedo [25, p. 29]. Durante el incidente, la humedad condensada hizo que la nube de amoníaco fuera brevemente visible (desde unos pocos segundos hasta unos pocos minutos) después de salir de la tubería de descarga del alivio. Debido a que la humedad atmosférica era alta en ese momento, la nube de amoníaco fue visible en videos de la liberación. La visibilidad de la nube fue una pista clave sobre las propiedades de la nube de amoníaco y las condiciones del proceso que pudieron haberla generado. 3.3.4 AEROSOL LÍQUIDO EN LA LIBERACIÓN En la 36ª reunión anual del IIAR en 2014, se presentó un estudio de modelación de descargas atmosféricas exteriores de alivio de presión de emergencia de amoníaco, titulado Modeling of Releases from Ammonia Refrigeration Pressure Relief Valves Using Dispersion Modeling Software (“Technical Paper #6”)a. Este estudio examinó el impacto de factores como gotas de líquido arrastradas en la liberación, denominadas “aerosoles”, la orientación de la liberación (vertical hacia arriba, horizontal o hacia abajo), la velocidad de descarga y la elevación de descarga [26, p. 1]. Este estudio de modelación utilizó una versión más antigua de PHAST, pero fue similar al análisis de dispersión realizado para este incidente. A lo largo de este informe, los hallazgos del Technical Paper #6 se utilizan como referencia y comparación con el análisis de dispersión del CSB y con normas de la industria y buenas prácticas. Las primeras observaciones de los videos de la liberación de amoníaco en la planta de Sterling fueron que gran parte de la nube visible descendió hasta el nivel del suelo cerca del punto de liberación y que al menos parte de la nube lo hizo en cuestión de pocos segundos. La presencia de amoníaco líquido en la descarga aumenta la densidad de la nube debido tanto a la alta densidad del líquido como a las bajas temperaturas generadas por gotas que destellan. Incluso una pequeña cantidad de líquido o aerosol en una liberación puede crear mayores riesgos de exposición, porque una nube más fría y densa puede descender hasta el nivel del suelo, potencialmente entrando en contacto con las personas. La Tabla 2 ilustra este punto. Al modelar varios escenarios de liberación para amoníaco refrigerante, el Technical Paper #6 señaló una diferencia significativa de propiedades entre una liberación de vapor cálido, una liberación de vapor frío y una liberación con aerosol, a medida que el amoníaco sale por la descarga de alivio. Por ejemplo, el vapor de amoníaco cálido tiene una gravedad específica relativa al aire de 0,58, lo que significa que sería flotante en el aire. Una liberación de amoníaco con 12 por ciento en peso de aerosol líquido tiene una gravedad específica de 6,04 (resaltada en la Tabla 2), lo que significa que descendería hasta el suelo antes de que el amoníaco pudiera mezclarse lo suficiente con el aire circundante [26, pp. 18-19]. Con el tiempo, el amoníaco puede calentarse hasta la temperatura atmosférica a medida que se mezcla con el aire circundante y absorbe suficiente calor para evaporarse, convirtiéndose en vapor cálido
a A lo largo del resto de este informe, este estudio se denominará “Technical Paper #6”
45 Informe de Investigación y flotante. En el incidente de la planta de Sterling, hubo evidencia de un arrastre significativo de líquido o de flujo bifásico, dada la tasa de descenso observable de la nube inicial de amoníaco, como se muestra en la Figura 19 y en los resultados del análisis de dispersión. Tabla 2: Propiedades del vapor y el aerosol de amoníaco a partir del Modelo de emisiones de válvulas de alivio de presión de refrigeración por amoníaco utilizando software de modelización de dispersión . (Crédito: Timm) Fluido Condición Temperatura (°F) Gravedad específica (relativa al aire a 77 °F) Amoníaco antes de mezclarse con el aire Vapor caliente 77 0.58 Vapor frío -28 0.74 Vapor de amoníaco con gotas líquidas, fracción másica del 12 % -28 6.04 Amoníaco en el aire Aerosol de amoníaco en aire, 0.0001 % de masa líquida remanente, 118.000 ppm de amoníaco -90 1.38
46 Informe de Investigación Figura 19: Parte del amoníaco liberado cayó rápidamente al nivel del suelo en un radio de entre 6 y 9 metros horizontales desde el punto de liberación. (Crédito: Cuisine Solutions) El modelo de dispersión del Apéndice D comparó diversas composiciones de la corriente de alivio, desde 100 por ciento en peso de líquido en la entrada de la VAPE hasta 100 por ciento en peso de vapor en la entrada, así como algunos casos intermedios. Ninguno de los casos de solo vapor mostró el comportamiento de la nube observado durante el incidente en la planta de Sterling. La Figura 20 muestra la media nube del modelo que representa la liberación en la noche del incidente si la liberación hubiera sido de 100 por ciento en peso de vapor. En este modelo, la concentración a nivel del suelo se encuentra por debajo de 25 ppm (curva azul) y las concentraciones IPVS (300 ppm, curva roja) se mantendrían al menos 30 pies por encima del suelo. Para este escenario, el modelo no predijo ningún descenso de la nube hasta el nivel del suelo. Dado que el descenso de la nube hasta el nivel del suelo se observó claramente en los videos del incidente, puede descartarse una liberación solo de vapor, ya que no explica adecuadamente la dinámica de la liberación real.
47 Informe de Investigación Figura 20: Modelo de media nube de una liberación solo de vapor en la noche del incidente. Dado que esta nube permanece en altura, es poco probable que se haya producido una liberación solo de vapor. (Crédito: CSB) El CSB concluye que la liberación de amoníaco no estaba completamente vaporizada en la descarga a la atmósfera, porque la modelación de dispersión de una liberación solo de vapor no concuerda con las observaciones de la nube de amoníaco durante el incidente. El análisis de dispersión concluyó que la liberación real probablemente contenía un componente significativo de aerosol líquido. Con base en observaciones de los videos de la nube visible y en los resultados de los escenarios del análisis de dispersión, el caso del análisis que más se asemejó al comportamiento real de la nube fue 100 por ciento en peso de líquido en la entrada de la VAPE y 69 por ciento en peso de líquido en la descarga de la tubería de alivio (caso 1 del Apéndice D)a. Esta diferencia en la fracción líquida en el modelo representa el destello del amoníaco a través del orificio de la VAPE, a través de la tubería de descarga del alivio y durante la expansión inicial a presión atmosférica en el punto de descarga. El caso de solo vapor mostrado en la Figura 20 indicó que las concentraciones IPVS permanecían aproximadamente 30 pies por encima del suelo, mientras que el caso con líquido en la Figura 21 indicó que había concentraciones IPVS a nivel del suelo hasta aproximadamente entre 50 y 160 pies a sotavento. El análisis de dispersión del Apéndice D también indicó a El objetivo del modelo de dispersión no era cuantificar la fracción líquida en la fuga. El caso citado se utilizó simplemente para demostrar que, cualitativamente, era probable que el líquido fuera predominante en la fuga. No se debe sobreinterpretar el modelo en este escenario. LECCIÓN CLAVE Aunque un análisis de dispersión no relaciona la nube visible con la nube tóxica, el análisis, cuando se combina con un vídeo de la nube visible, muestra claramente que gran parte de una nube tóxica de amoníaco también puede ser invisible. NO se acerque a una nube de amoníaco sin el equipo de protección personal (EPP) adecuado.
48 Informe de Investigación que el área expuesta a concentraciones IPVS a nivel del suelo aumentaba a medida que aumentaba el contenido de líquido en la descarga.a
Figura 21: Media nube del caso modelado que más se asemejaba a las observaciones reales de las nubes. La curva roja es el límite IDLH de 300 ppm, la verde es de 200 ppm y la azul es de 25 ppm. La estrella naranja indica la ubicación aproximada de la entrada principal de los empleados. (Crédito: CSB) La entrada de empleados se encontraba aproximadamente a 128 pies horizontales del punto de liberación. La Figura 21 muestra que esta puerta de entrada (estrella naranja) podría haber estado dentro de la nube IPVS, lo que significa que decenas de evacuados que salieron del edificio por el lado oeste podrían haber estado expuestos a vapores de amoníaco que excedían la concentración IPVS durante la evacuación. Al menos dos puertas de salida de emergencia estaban más cerca de la liberación que la entrada de empleados, pero fueron utilizadas por solo aproximadamente seis personas durante la evacuación. El CSB concluye que la liberación de amoníaco contenía aerosol líquido, lo que resultó en una nube de amoníaco que descendió rápidamente y alcanzó el nivel del suelo. La nube a nivel del suelo probablemente contenía concentraciones IPVS de amoníaco en áreas por las que los trabajadores pasaron durante la evacuación, incluso en el exterior de algunas de las puertas de salida de emergencia de la planta. 3.3.5 CANTIDAD DE LIBERACIÓN Durante el incidente, la liberación de amoníaco probablemente se detuvo después de que el técnico de refrigeración detuvo los compresores y el gerente de refrigeración cerró la válvula principal de
a Véase, por ejemplo, la figura 19 del apéndice D.
49 Informe de Investigación aislamiento (Sección 2.4). Con base en las grabaciones de cámaras de seguridad y en entrevistas con empleados, el CSB estima que la liberación duró al menos 10 minutos. Con base en una liberación estimada de 10 minutos, el CSB estima que la cantidad total liberada fue de aproximadamente 275 libras de amoníaco, utilizando una tasa de liberación de 1.647 libras por hora. Esta es la tasa de liberación para el caso con líquido que más coincidió con las observaciones reales del incidente en la modelación de dispersión (caso 1 del Apéndice D)a. El CSB concluye que la cantidad liberada fue de aproximadamente 275 libras, con base en la tasa de alivio prevista para un escenario de alivio con líquido, que fue el que mejor representó el evento real. Esta determinación indica el impacto significativamente mayor que puede tener una liberación que contiene aerosol líquido en comparación con una liberación completamente en vapor. Para un proceso del Programa 3 como el de la planta de Sterling, la norma del PGR de la EPA exige un análisis de liberación de peor caso y al menos un análisis alternativo adicional [12, p. 2.18]. El caso alternativo de Cuisine Solutions fue una liberación completamente en vapor de 900 libras de amoníaco desde el área de la sala de compresores, lo que no indicó efectos previstos fuera del sitio, pero sí predijo límites de concentración tóxica en el estacionamiento de empleados y a lo largo de rutas de evacuación. Aun con una cantidad significativamente menor de amoníaco, una liberación con aerosol puede tener consecuencias similares o peores. 3.3.6 EFECTOS DE ESTELA DEL EDIFICIO Durante un evento de liberación, una pluma que de otro modo podría elevarse o permanecer en altura puede ser arrastrada hacia una región de estela de baja presión en o cerca del lado a sotavento (o lado de abrigo) de un obstáculo como un edificio, y ser llevada hacia el suelo [27, p. 35]. Tales fenómenos se conocen como efectos de estela del edificio. Por lo tanto, el personal a nivel del suelo puede estar expuesto a una nube tóxica incluso si la fuente está elevada y en el lado opuesto de un edificio. La Figura 22 muestra una vista generalizada de cómo puede formarse la región de estela a sotavento de una liberación en el lado de abrigo de un edificio.
a Cuisine Solutions estimó que la cantidad liberada fue de 170 libras de amoníaco anhidro. Esto se corresponde con la capacidad de alivio de vapor de la VAPE, multiplicada por una duración de liberación de 20 minutos. La estimación de liberación de la CSB es mayor en parte debido al contenido líquido de la liberación.
50 Informe de Investigación Figura 22: Ilustración generalizada de la estela de un edificio en el lado de sotavento, con la columna de humo descendiendo hasta el nivel del suelo [27, p. 35]. (Crédito: CCPS) En la noche del incidente, aunque una parte significativa de la nube de amoníaco descendió inicialmente hasta el nivel del suelo, una porción de la nube visible permaneció en altura y se desplazó sobre el techo del edificio, aun cuando no se observó nube visible en el lado este del edificio, tal como se describe en la Sección 2.3. No obstante, el video de la nube indicó que parte del vapor visible de amoníaco se desplazó sobre el techo hacia los lados norte o este del edificio, como se muestra en la Figura 23. Además, los fuertes olores a amoníaco reportados dentro del edificio se debieron a que el amoníaco migró al interior, probablemente a través de una toma de una unidad de Heating, Ventilation, and Air Conditioning (HVAC) en el techo cerca de la ubicación de descarga del alivio (recuadro rojo en la Figura 23), a partir de esta porción flotante de la liberación.
51 Informe de Investigación Figura 23: Gran parte del amoníaco liberado cayó al suelo (parte inferior izquierda), pero parte permaneció en el aire sobre el tejado del edificio (óvalo rojo). Obsérvese la unidad de climatización en la nube visible (recuadro rojo). (Crédito: Empleados de Cuisine Solutions, con anotaciones de la CSB). El CSB preguntó a varios evacuados dónde habían olido amoníaco durante la evacuación. Todos los evacuados entrevistados por el CSB olieron amoníaco cerca de la esquina noreste del edificio, y algunos señalaron que el olor era más fuerte allía. Las grabaciones de cámaras de seguridad mostraron a algunos evacuados dudando mientras evacuaban y a algunos retrocediendo temporalmente en esta área durante la evacuación, probablemente debido al olor. No había nube visible en el lado este del edificio, pero al menos un evacuado comenzó a tener dificultad para caminar y respirar en esta área. La Figura 24 ilustra las observaciones de los evacuados sobre el olor, en comparación con la ruta de evacuación. El supervisor del edificio del Servicio de Inspección Postal ubicado al otro lado de la vía frente al sitio de Sterling llamó al 911 durante el incidente y reportó un olor fuerte afuera del edificio (Sección 2.4). El a Sin embargo, es posible que estos empleados no hayan estado cerca de la fuga en el lado oeste del edificio en ningún momento.
52 Informe de Investigación supervisor le dijo al operador del 911: “apenas se puede respirar afuera”, lo que indica que al menos parte del olor cruzó la vía y salió del sitio de Sterling de Cuisine Solutions. Figura 24: Observaciones de olores realizadas por los evacuados (óvalos) en el lado este del edificio, por donde caminaron los evacuados (flechas verdes). (Crédito: Google Earth, anotado por CSB) El CSB concluye que, aunque la liberación ocurrió en el lado oeste del edificio, los efectos de estela del edificio probablemente contribuyeron a la presencia de olores a amoníaco a nivel del suelo a lo largo de la ruta de evacuación en el lado este del edificio. 3.4 ESCENARIOS POTENCIALES DE LÍQUIDO EN LA DESCARGA DE ALIVIO Muchos sistemas de alivio de presión de emergencia en refrigeración por amoníaco están diseñados para aliviar únicamente vapor, y no líquido, desde el espacio de vapor de los recipientes [26, p. 14]. Sin
53 Informe de Investigación embargo, es posible que en algunos escenarios de alivio se descarguen gotas de líquido o aerosoles junto con el vapor. Estos escenarios pueden incluir: (i) que un recipiente se sobrellene de líquido, (ii) que el hinchamiento del líquido conduzca a un arrastre de líquido debido a una reducción súbita de presión en un recipiente cuando se abre una VAPE, o (iii) que exista un espacio de vapor insuficiente en el recipiente para la separación vapor-líquido [26, pp. 14, 18].a Los tambores acumuladores de sobrepresión de Tank Farm 5 eran recipientes cilíndricos horizontales, de 20 pulgadas de diámetro y 96 pulgadas de longitud. En operación normal, habría habido aproximadamente 17 pulgadas de espacio de vapor dentro de los recipientes; sin embargo, si el Tambor acumulador de sobrepresión del Intercambiador de Calor 5 presentaba un nivel alto de líquido al momento del incidente o ebullición rápida en el intercambiador de calor o en el tambor acumulador de sobrepresión, la altura y el volumen disponibles para la separación vapor-líquido podrían haber sido mucho menores. Además, un tambor acumulador de sobrepresión con un nivel y temperatura de líquido anormalmente altos generaría mayor turbulencia interna, similar a una olla de agua hirviendo rápidamente en una estufa. Si una VAPE se abriera bajo tales circunstancias, la presión dentro del tambor disminuiría, creando un escenario en el que burbujas de amoníaco que se vaporizan rápidamente son forzadas hacia arriba a través de un líquido saturado, arrastrando gotas de líquido con las burbujas. El concepto se ilustra en la Figura 25. Figura 25: Arrastre de líquido en un recipiente de ebullición generalizada [28, p. 466]. (Crédito: CSB, adaptado del Manual de refrigeración industrial) El CSB concluye que, la noche del incidente, la liberación de amoníaco contenía aerosol líquido proveniente del Tambor acumulador de sobrepresión del Intercambiador de Calor 5, probablemente debido a (1) sobrellenado con líquido en ebullición, (2) arrastre de líquido causado por un nivel alto de líquido y una caída súbita de presión cuando se abrió la VAPE, o (3) espacio de vapor insuficiente para la separación vapor-líquido, o una combinación de estos factores. Como resultado, la liberación de amoníaco, que contenía aerosol líquido, permitió que concentraciones Inmediatamente Peligrosas para la Vida o la Salud (IPVS) alcanzaran el nivel del suelo cerca del edificio y de las rutas de evacuación. a Una corriente de aerosol incluye gotas de líquido y vapor [38, p. 2]. Burbujas de Líquido y Vapor
54 Informe de Investigación 3.5 IMPACTO DE LA TUBERÍA DE DESCARGA DEL ALIVIO En un análisis de dispersión, normalmente hay tres variablesa que son importantes: (i) la velocidad de descarga del material al salir de la tubería de alivio, (ii) la configuración de la tubería de descarga, como descargar verticalmente hacia arriba o en ángulo, o si se descarga a través de una sola tubería o de una T, y (iii) la elevación de la descarga. Estos elementos de diseño pueden ayudar a la dispersión de una liberación tóxica, pero con limitaciones. Aun así, deben cumplirse otros requisitos de diseño, como las limitaciones de contrapresión para el tipo específico de VAPE utilizada. El diseño de la tubería de descarga del alivio debe optimizar y equilibrar todas estas variables y requisitos. La modelación de dispersión del Apéndice D analizó el efecto que cambios en el diseño de la tubería de descarga podrían haber tenido en la dispersión de la nube del incidente en la planta de Sterling. El análisis tuvo como propósito determinar únicamente los efectos potenciales en la dispersión de la nube tóxica, y no evaluó otros requisitos de diseño como la contrapresión en los dispositivos de alivio. Velocidad de descarga En los sistemas existentes de refrigeración por amoníaco, los dispositivos de alivio de presión de emergencia a menudo descargan hacia un colector de alivio común [26, p. 21], como en la disposición de Tank Farm 5. Esto inevitablemente da lugar a múltiples velocidades de descarga, dependiendo de qué dispositivos se activen y de los diámetros de tubería involucrados en una liberación determinada. La descarga del colector de alivio común de Tank Farm 5 era una tubería de 3 pulgadas en el difusor en T. La noche del incidente, la VAPE que se abrió tenía una entrada de ½ pulgada y una salida de ¾ de pulgada, con una capacidad de aproximadamente 9 libras por minuto de vapor de amoníaco. Esta combinación de caudal más bajo y una tubería de descarga más grande significa que la velocidad de descarga fue baja, aproximadamente de 26 a 31 pies por minuto (casos 1 y 2 del Apéndice D)b. En el caso de liberación con aerosol líquido, aumentar la velocidad de descarga hasta aproximadamente 465 pies por segundo —o aproximadamente 15 veces la velocidad real durante el incidente— no habría evitado que concentraciones IPVS de 300 ppm o superiores alcanzaran el nivel del suelo (caso 17 del Apéndice D), incluso si hubiera existido una descarga vertical única en lugar de una T, como se muestra en la Figura 26 abajo.
a Estas no son las únicas tres variables importantes en el análisis de dispersión. b Este rango en la velocidad de descarga refleja la diferencia entre una liberación totalmente gaseosa y una liberación predominantemente líquida. Dado que se desconoce el contenido líquido exacto, se indica el rango de velocidades. Véase el apéndice D, en la página 13, casos 1 y 2.
55 Informe de Investigación Figura 26: Nube de liberación de amoníaco con una tubería de descarga vertical de 1 pulgada. Con líquido en la descarga, las concentraciones IDLH (300 ppm, curva roja) y el punto final tóxico (200 ppm, curva verde) aún podrían alcanzar el nivel del suelo.a (Crédito: CSB) El Technical Paper #6 estimó la velocidad de descarga adecuada para un aerosol de 12 por ciento en peso: • 250 pies por segundo es adecuado a 10 libras por minuto; • 500 pies por segundo es adecuado a 100 libras por minuto; y • 750 pies por segundo es adecuado a 500 y 1.000 libras por minuto [26, p. 31]. En la modelación de dispersión de este incidente, una mayor velocidad de descarga y una tubería única de descarga vertical de 1 pulgada (caso 17) mejoraron la dispersión de la nube antes de alcanzar el nivel del suelo, en comparación con el caso base 1 de la Figura 21 arriba. No obstante, en el caso 17, una nube a concentración IPVS aún alcanzó el nivel del suelo y podría afectar a los evacuados a aproximadamente 100 pies o más del punto de liberación. Dado que las puertas de entrada de empleados en la planta de Sterling se encontraban aproximadamente a 128 pies al sur del punto de liberación, los evacuados que salieron por esa puerta aún podrían haber ingresado en una nube IPVS durante la evacuación, aunque fuera brevemente. Si bien el caso 17 cumplió con las directrices del Technical Paper #6 anteriores para velocidad de descarga, también probablemente tenía un contenido de líquido significativamente mayorb que el utilizado en el Technical Paper #6 y, por ello, la nube aun así descendió hasta el nivel del suelo. Configuración de la tubería de descarga a Caso 17 en el Apéndice D. b El contenido líquido del caso 17 era del 69 % en peso, mientras que el aerosol modelado en el documento técnico n.º 6 era del 12 % en peso.
56 Informe de Investigación El colector de alivio común de Tank Farm 5 terminaba en un difusor en T de 3 pulgadas con corte biselado a 60 grados (Figura 8 arriba). Esta configuración probablemente contribuyó a que la nube de amoníaco descendiera y alcanzara a los evacuados de varias maneras: • El gran diámetro de la tubería de descarga en relación con el tamaño del orificio de la VAPE limitó la velocidad del material que salía de la descarga de alivio; • La división hacia el difusor en T de 3 pulgadas redujo aún más la velocidad de descarga; • Las dos descargas horizontales eliminaron el impulso ascendente del material que salía de la descarga de alivio; y • El corte biselado de 60 grados en la descarga horizontal dirigió aún más hacia abajo el material que salía de la descarga de alivio. Este fenómeno se detalla en el Apéndice D. La Figura 27 muestra las diferencias modeladas entre el difusor en T con corte biselado instalado al momento del incidente (azul); otros difusores en T con extremos orientados horizontalmente (morado), hacia arriba a 45 grados (rosa) y verticalmente hacia arriba (azul claro); y una descarga única de 1 pulgada con mayor velocidad de descarga como se analizó anteriormente (marrón). Para una descarga de alivio que contiene una fracción líquida significativa, los cambios en la orientación de descarga aún resultan en concentraciones IPVS de amoníaco a nivel del suelo en todos los casosa. Si bien la descarga vertical con una sola tubería (curva marrón en la Figura 27) mostró una mejora marginal, las medias nubes para los difusores en T en todas las orientaciones son similares. Figura 27: Medias nubes que muestran curvas de 300 ppm para cuatro orientaciones del difusor en T, en comparación con la nube completa para una sola descarga vertical a mayor velocidad de descarga (curva marrón). (Crédito: CSB) a Véase casos 1, 3, 9, 11, y 17 en Apéndice D.
57 Informe de Investigación Elevación de la liberación Al momento del incidente, la descarga del colector de alivio común de Tank Farm 5 se encontraba aproximadamente a 39 pies sobre el nivel del suelo, o aproximadamente 15 pies por encima de un techo de 24 pies. Aun así, gran parte de la liberación de amoníaco alcanzó el nivel del suelo en cuestión de segundos, como se observa en videos (Figura 19). Todos los casos del modelo de dispersión del Apéndice D, excepto uno, se completaron a 39 pies sobre el nivel del suelo, igual que las condiciones reales en la noche del incidente. Se ejecutó un caso del modelo a una elevación de 55 pies para determinar si una elevación de descarga mayor podría haber reducido la concentración de amoníaco a nivel del suelo durante el incidente. El análisis de dispersión muestra que, aun si Cuisine Solutions hubiera instalado una descarga de 1 pulgada en orientación vertical hacia arriba y a una elevación de 55 pies, una liberación predominantemente líquida aún resultaría en concentraciones IPVS de amoníaco a nivel del suelo, aunque en un área menora. La Figura 28 compara dicha liberación, con las mismas condiciones meteorológicas y líquido arrastrado, con el caso del modelo más similar a la nube de amoníaco del incidente realb. La Figura 28 muestra que los cambios en la tubería de descarga podrían haber mitigado marginalmente la exposición del personal durante el incidente, pero aun así se habrían presentado concentraciones IPVS a nivel del suelo. La configuración original de la tubería resultó en dos nubes IPVS a nivel del suelo de aproximadamente 300 pies de ancho (la curva azul es media nube), mientras que la tubería mejorada resultó en una sola nube de tamaño aproximadamente similar (curva morada). Figura 28: Modelo de media nube más parecido a la liberación real (azul), comparado con una liberación similar, pero con una velocidad de descarga, orientación y elevación mejoradas (nube a Como se ha señalado anteriormente en esta sección, el modelo de dispersión no tuvo en cuenta los requisitos de contrapresión de las VAPE convencionales ni de otros tipos de VAPE. El análisis tenía por objeto determinar únicamente los posibles efectos sobre la dispersión de nubes tóxicas. b El caso 23 es el caso idealizado de tuberías, con una alta velocidad de descarga, una sola tubería de descarga vertical y una elevación de 55 pies, en comparación con el caso 1, el caso más cercano a la nube real observada, en el Apéndice D.
58 Informe de Investigación completa, morado). Las curvas corresponden a concentraciones IDLH (300 ppm). (Crédito: CSB)El CSB concluye que, la noche del incidente, el líquido en la descarga de alivio fue el factor más crítico en las condiciones IPVS a nivel del suelo, y que cambios factibles en la velocidad de descarga, la orientación y la elevación probablemente no habrían evitado que las concentraciones IPVS alcanzaran el nivel del suelo. De manera consistente con el análisis de dispersión para la liberación de amoníaco en la planta de Sterling, el Technical Paper #6 predijo que, para aerosoles líquidos de 12 por ciento en peso liberados a 250 pies por segundo o menos, una elevación de descarga de 15 a 30 a 45 pies indicaba “[s]olo una reducción marginal (mejora) en la distancia a sotavento” [26, pp. 25-26] a medida que aumentaba la elevación de descargaa. El CSB concluye que, cuando hay líquido presente en la descarga de alivio, la velocidad de descarga, una orientación de descarga vertical y una elevación mayor pueden ser insuficientes para contrarrestar la densidad de una liberación bifásica de amoníaco y prevenir concentraciones inseguras de amoníaco a nivel del suelo.
a Incluso para emisiones de vapor caliente (77 °F), el Documento Técnico n.º 6 predijo que «una mayor elevación de la descarga no proporciona una mejora constante en la distancia a favor del viento hasta 200 PPMV» cuando la descarga es superior a 100 libras por minute [26, p. 29].
59 Informe de Investigación 4 ASUNTOS DE SEGURIDAD Las siguientes secciones analizan los asuntos de seguridad que contribuyeron al incidente, incluidos: • Alivio atmosférico bifásico • Descarga hacia un lugar seguro • Preparación para emergencias El Apéndice A contiene el mapa del accidente (AcciMap), que presenta un análisis gráfico de este incidente. 4.1 ALIVIO ATMOSFÉRICO BIFÁSICO El sistema de refrigeración por amoníaco de la planta de Sterling contaba con sistemas de alivio de presión de emergencia que descargaban amoníaco a la atmósfera, como se analizó en la Sección 1.4. En Tank Farm 5, la descarga atmosférica ventilaba junto al estacionamiento de empleados y al edificio, lo que restringió la capacidad de evacuar al personal de manera segura durante el incidente. Como se muestra en la Sección 3.3, aunque esta configuración podría haber sido aceptable para una liberación de vapor cálido, en escenarios de alivio que involucraban aerosoles líquidos o flujo bifásico (líquido y vapor) desde la descarga del colector de alivio común, dio como resultado concentraciones Inmediatamente Peligrosas para la Vida o la Salud (IPVS) de amoníaco a nivel del suelo. Como se analiza en la Sección 3.3.4, en la planta de Sterling, el factor más significativo en la rápida tasa de descenso de la nube de amoníaco fue la presencia de aerosol líquido en la descarga. La tasa de descenso fue evidencia de que la descarga de la VAPE contenía líquido por una o una combinación de las siguientes causas: • sobrellenado de líquido en el Tambor acumulador de sobrepresión del Intercambiador de Calor 5; • arrastre a través de la tubería de alivio del Tambor acumulador de sobrepresión del Intercambiador de Calor 5 debido a un nivel alto de líquido y una reducción súbita de presión cuando se abrió la VAPE; o • espacio de vapor insuficiente para la separación vapor-líquido (Sección 3.4). Respecto a los aerosoles de amoníaco, el Stoecker’s Ammonia Refrigeration Handbook señala: Probablemente la liberación de amoníaco más traicionera es en forma de aerosol […]. Pequeñas gotas de líquido se dispersan en todo el vapor, y la vaporización de este líquido desarrolla una combinación fría y densa que por lo general se adhiere al suelo, en lugar de elevarse rápidamente y alejarse de las personas y la vegetación [28, p. 467].
60 Informe de Investigación El Refrigeration Piping Handbook del IIAR (2019) indica que la descarga de alivio de presión de emergencia y la dispersión a la atmósfera es el método principal de disposición: “Descargue a la atmósfera las válvulas de alivio de vapor siempre que sea posible; ANSI/IIAR 2 prefiere este método” [29, p. 6.14]. El IIAR explica que la descarga de vapor de amoníaco a la atmósfera es benigna para el ambiente y que los riesgos de exposición a altas concentraciones del amoníaco liberado son muy bajos cuando los sistemas de alivio se instalan conforme a las normas de la industria y cuando están vigentes todas las demás medidas exigidas por código para controlar las presiones del sistema [30]. Por lo tanto, es crucial prevenir la presencia de líquido y aerosoles en la descarga atmosférica de alivio de presión de emergencia. El fenómeno del sobrellenado de líquido o del arrastre de líquido no es nuevo y se ha discutido anteriormente en publicaciones sobre refrigeración por amoníaco. Sin embargo, rara vez se ha aplicado a la prevención de escenarios de alivio con aerosol en sistemas de refrigeración por amoníaco [28, pp. 465- 466, 31, pp. 304-305, 32, pp. 11, 33-34]. El estudio de modelación del Technical Paper #6 seleccionó específicamente una liberación con aerosol líquido de 12 por ciento en peso para su análisis, explicando: La condición de aerosol frío se seleccionó intencionalmente para asegurar la formación de una pluma inicialmente más densa que el aire ambiente, pero con líquido insuficiente para que ocurra precipitación (“rainout”) y se forme un charco de líquido [26, p. 14]. El estudio de modelación del Technical Paper #6 incluyó aerosoles de manera explícita para examinar factores de mitigación en liberaciones con aerosol [26, p. 18], lo cual se analiza más adelante en la Sección 4.2.1. Para la liberación de la planta de Sterling, también es valioso considerar cómo podría haberse prevenido la liberación con aerosol en primer lugar. Prevenir una liberación atmosférica de aerosol líquido probablemente habría resultado en consecuencias menos graves, incluso si la VAPE se hubiera activado de todos modos (Sección 3.3). El IIAR Technical Paper #9 (2002), What the Heck Do I Do with My Relief Valves?, señaló la importancia de evitar líquido en una descarga de alivio de vapor, indicando: Las conexiones de alivio de vapor deben ubicarse lo suficientemente por encima del nivel de líquido para que grandes cantidades de amoníaco líquido o aceite no sean arrastradas por el flujo de vapor. Qué tan por encima es debatible… [31, p. 305] La posibilidad de perturbaciones del proceso, como sobrellenado de líquido o arrastre de líquido en una descarga de alivio en escenarios que de otro modo serían solo de vapor, es conocida en la industria de la refrigeración, así como por el IIAR, como se muestra arriba. Sin embargo, ANSI/IIAR 2 no proporciona orientación para prevenir el sobrellenado de líquido o el arrastre de líquido en escenarios de alivio atmosférico. La Sección 15.4.6 de ANSI/IIAR 2, Standard for Design of Safe Closed-Circuit Ammonia Refrigeration Systems, prohíbe descargar amoníaco líquido “en un sistema común de tuberías de alivio usado para transportar vapor de amoníaco” [13, p. 59], pero no explica cómo debe lograrse esto. La Sección 15.3.3 establece requisitos para “recipientes a presión destinados a operar completamente llenos de amoníaco líquido” [13, p. 53], pero no menciona recipientes llenos de líquido de manera no intencional. La Sección
61 Informe de Investigación 15.3.10 exige que “[l]os recipientes a presión u otra pieza de equipo con sello ASME que se espere opere completamente llena de líquido debe estar equipada con dispositivos de alivio de presión certificados diseñados para alivio de presión de líquido conforme al Código ASME B&PV…” [13, p. 56]. ANSI/IIAR 2 no analiza casos de sobrellenado de líquido ni de alivio bifásico, ni el potencial de presencia de líquido en casos de alivio que se espera sean liberaciones solo de vapor a la atmósfera. No obstante, este peligro es común en pequeños recipientes horizontales de sobrepresión que contienen un refrigerante líquido saturado con poco espacio de vapor, como los tambores acumuladores de sobrepresión de Tank Farm 5 descritos en la Sección 3.4. Estos recipientes pueden llenarse rápidamente de líquido durante un evento de perturbación y pueden arrastrar líquido en la descarga de alivio cuando hay líquido en ebullición dentro del recipiente, como ocurre con frecuencia en sistemas de refrigeración [28, p. 43]. El CSB concluye que ANSI/IIAR 2 no contempla escenarios potenciales de sobrellenado de líquido, arrastre de líquido o liberación con aerosol, y no proporciona a los usuarios orientación ni requisitos de diseño para prevenir líquido o aerosol en descargas atmosféricas. Como ejemplo de buena orientación en diseño de alivio, el American Petroleum Institute (API) publica la norma API 521 Séptima Edición (2020), Pressure-relieving and Depressuring Systems (“API 521”). API 521 especifica requisitos para sistemas de alivio de presión de emergencia, incluyendo examinar causas de sobrepresión, determinar tasas de alivio y “seleccionar y diseñar sistemas de disposición, incluidos componentes como tuberías, recipientes, antorchas y chimeneas de venteo” [33, p. 1, 34, p. 1]. API 521 incluye una sección sobre “Causas de sobrepresión y sus tasas de alivio”, incluyendo el sobrellenado, y una subsección sobre diseño de sistemas de disposición, incluyendo disposición a la atmósfera, indicando: La decisión de descargar hidrocarburos u otros vapores inflamables o peligrosos a la atmósfera requiere atención cuidadosa para asegurar que la disposición pueda realizarse sin crear un peligro potencial ni causar otros problemas, como la formación de mezclas inflamables a nivel del suelo o en estructuras elevadas, la exposición del personal a vapores tóxicos o químicos corrosivos… [34, p. 125] API 521 además señala: Un PRD [dispositivo de alivio de presión] que maneja un líquido en equilibrio vapor-líquido o un fluido de fase mixta produce vapor debido al destello a medida que el fluido atraviesa el dispositivo. La generación de vapor puede reducir la capacidad efectiva de flujo másico de la válvula y debe considerarse. El arrastre de líquido puede resultar de espumamiento o de una separación vapor-líquido inadecuada [énfasis añadido] [34, p. 78]. Debe considerarse cualquier cambio de fase, ya sea vaporización del líquido o condensación del vapor, que ocurra cuando se reduce la presión o como resultado del enfriamiento. Con autorefrigeración, la vaporización de líquidos volátiles puede ser incompleta a menos que existan instalaciones para aportar el calor necesario para la vaporización [34, p. 80].
62 Informe de Investigación Específicamente para liberaciones líquidas o bifásicas, API 521 añade que “[t]odas las posibilidades que puedan permitir que el líquido ingrese al PRV [válvula de alivio de presión] deben determinarse y deben adoptarse salvaguardas apropiadas para prevenir esta ocurrencia” [34, p. 132]. ANSI/IIAR 2 no incluye una lista completa de causas de sobrepresión. Aunque analiza escenarios como incendio externo, cargas internas en intercambiadores de calor, sobrepresión hidrostática y protección de compresores de desplazamiento positivo [13, pp. 54-56], no analiza otras causas de sobrepresión del sistema como las identificadas en la Sección 3.2 como causas probables en la planta de Sterling. Aunque los recipientes de sistemas de refrigeración, como los tambores acumuladores de sobrepresión de Tank Farm 5, contienen rutinariamente líquidos saturados, ANSI/IIAR 2 no proporciona advertencias ni orientación contra el arrastre de líquido o la separación vapor-líquido inadecuada, a diferencia de API 521. El CSB concluye que, si ANSI/IIAR 2 hubiera identificado escenarios potenciales y exigido una evaluación de posibles eventos de sobrellenado de líquido, arrastre de líquido o liberación con aerosol, la probabilidad del incidente en la planta de Sterling podría haberse reducido. El CSB recomienda que el IIAR actualice ANSI/IIAR 2 para incluir orientación para prevenir descargas atmosféricas de líquido o bifásicas desde sistemas de alivio de presión de emergencia, como la orientación de la norma API 521, Pressure-relieving and Depressuring Systems. Como mínimo, la orientación debería: a. Identificar escenarios de riesgo, como recipientes de sobrepresión horizontales y otros recipientes que contengan líquido saturado con poco espacio de vapor; y b. Abordar consideraciones y controles de diseño para reducir la probabilidad de que los escenarios identificados conduzcan a sobrepresión o falla de equipo y asegurar la separación vapor-líquido (separación del vapor del líquido) durante el alivio de presión para los escenarios identificados. 4.2 DESCARGA HACIA UN LUGAR SEGURO En su libro de 1990, Critical Aspects of Safety and Loss Prevention, el Dr. Trevor Kletz advirtió a los lectores que consideraran qué ocurrirá cuando los sistemas de alivio de presión de emergencia funcionen conforme a su diseño, enfatizando que estos sistemas de seguridad deben descargar hacia un lugar seguro. Kletz advirtió: Las válvulas de alivio están diseñadas para levantarse y, cuando lo hacen, no deberían crear un peligro al descargar material sobre personas o sobre la planta… [35, p. 146].
Asegurar que no se cause daño a las personas confirmando que los sistemas de seguridad descargan hacia un lugar seguro es un principio fundamental de diseño de sistemas de alivio de presión de emergencia. Por lo tanto, un “lugar seguro” puede definirse como uno que garantice que no haya daño a las personas.
63 Informe de Investigación Por lo general, múltiples escenarios potenciales pueden causar alta presión dentro del equipo de refrigeración industrial, y el diseño del sistema de alivio de presión de emergencia debe abordar dichos escenarios. Los sistemas de alivio de presión de emergencia no solo deben proteger el equipo, sino también a las personas. Es esencial asegurar que los empleados estén al tanto cuando la presión de operación de un sistema se acerca a un límite de diseño. Muchos escenarios de alta presión pueden ocurrir durante el arranque, el paro o la operación normal de un sistema de refrigeración por amoníaco, en los que, aunque los técnicos de refrigeración quizá no tengan tiempo de actuar para prevenir una sobrepresión, el sistema de alivio de presión de emergencia se activaría de todos modos para proteger el equipo. En consecuencia, para proteger a las personas, los sistemas de alivio de presión de emergencia deben descargarse hacia un lugar seguro. El API establece que un lugar inseguro es aquel que puede causar daño a las personas. El documento guía del API, Process Safety Performance Indicators for the Refining and Petrochemical Industries (Third Edition, 2021) (“API RP 754”), define un lugar inseguro (peligroso) para descargar materiales tóxicos desde sistemas de alivio de presión de emergencia como: Una descarga atmosférica de un PRD [dispositivo de alivio de presión o VAPE] o una emisión por perturbación del proceso, o una descarga de un dispositivo destructivo aguas abajo, que resulte en un peligro potencial para el personal, esté presente o no, debido a la formación de mezclas inflamables a nivel del suelo o en estructuras elevadas de trabajo, la presencia de materiales tóxicos o corrosivos a nivel del suelo o en estructuras elevadas de trabajo, o efectos de radiación térmica a nivel del suelo o en estructuras elevadas de trabajo por ignición de corrientes de alivio en el punto de emisión, según se especifica en la Sección 5.8.4.4 de API 521 [34, p. 135, 36, p. 10]. El incidente en la planta de Sterling demuestra que la descarga del sistema de alivio de presión de emergencia de Tank Farm 5 cumplía con los criterios de API RP 754 para un lugar inseguro. 4.2.1 MITIGACIÓN DE UNA LIBERACIÓN DE LÍQUIDO O AEROSOL En casos de alivio de presión de emergencia en los que el arrastre de líquido o los aerosoles líquidos en la descarga de alivio podrían no ser totalmente o confiablemente prevenibles, pueden requerirse medidas de mitigación para asegurar que el amoníaco líquido no alcance una descarga atmosférica ni cause daño. En algunos casos, los controles preventivos pueden no ser factibles, como en un sistema existente de refrigeración por amoníaco. Además, no siempre es evidente si ocurrirán arrastre de líquido, separación vapor-líquido o aerosoles bajo condiciones variables del proceso. Incluir medidas de mitigación agrega capas de protección contra liberaciones tóxicas a la atmósfera durante un evento de alivio de presión de emergencia. Como se analizó en la Sección 4.1, ANSI/IIAR 2 fomenta la descarga atmosférica de alivio de presión de emergencia siempre que sea posible. La descarga atmosférica de alivio es un diseño común y económico, siempre que no cree peligros adicionales [34, p. 125]. Para líquidos y vapores tóxicos como el amoníaco, esto requiere atención cuidadosa para verificar una descarga segura a la atmósfera [34, p. 125], lo cual típicamente puede realizarse mediante un análisis de dispersión.
64 Informe de Investigación
ANSI/IIAR 2 establece requisitos sobre la configuración de la tubería de descarga de alivio, analizados más adelante en la Sección 4.2.2, diseñados para dispersar una descarga atmosférica de vapor. En el Apéndice Aa, aunque ANSI/IIAR 2 señala que “[e]xisten programas de modelación de liberaciones para ayudar a evaluar consecuencias fuera del sitio” [13, p. 90], no se exige realizar un análisis de dispersión ni se menciona de otra manera. En contraste, API 521 proporciona orientación en la Sección 5.8.3.1 para el manejo seguro de descargas atmosféricas de vapor tóxico, indicando: “El diseño de dispositivos de alivio ventilados a la atmósfera no deberá exponer al personal de la planta ni al público a riesgos intolerables por descargas de vapor tóxico” [34, p. 132]. Además, la Sección 5.8.3.1 de API 521 ofrece orientación sobre variables a considerar en un análisis de dispersión y establece dos enfoques de evaluación: basado en consecuencias y basado en riesgo. API 521 explica: En cualquiera de los enfoques, el usuario deberá establecer criterios de aceptación para descargas atmosféricas de vapor tóxico desde PRD [dispositivos de alivio de presión]. Si se aplica un enfoque basado en consecuencias, entonces deberá aplicarse lo siguiente para PRD que descargan vapor tóxico a la atmósfera: a) Las concentraciones de vapores tóxicos, en el límite de propiedad de la empresa, no deberán exceder niveles que causen efectos para la salud que pongan en peligro la vida [p. ej., GPRE-3 o equivalente]. […] b) Para el personal dentro de la planta, la capacidad de escape es un factor crítico para determinar el límite de exposición. Para personal capacitado, con una ruta de escape sin obstrucciones, puede utilizarse un criterio de exposición más alto. Si se aplica un enfoque basado en riesgo, entonces una evaluación de riesgos [p. ej., LOPA, análisis de árbol de fallas, etc.] deberá utilizarse para determinar la idoneidad de la descarga atmosférica. Si cualquiera de los enfoques indica potencial de exposición por encima de los criterios de aceptación, entonces se recomienda una o más de las siguientes mitigaciones: […] b) realizar una evaluación más rigurosa para estimar mejor la carga de alivio y/o duración (p. ej., análisis dinámico);
a Como se ha mencionado anteriormente, el material del apéndice de las normas ANSI/IIAR es meramente informativo y explicativo, y no forma parte de las RAGAGEP [13, p. 71]
65 Informe de Investigación c) modificar condiciones de operación para reducir la base de dimensionamiento del PRV; d) rediseñar equipos; e) dirigir la corriente efluente del dispositivo de alivio de vuelta al proceso o a un sistema de tratamiento; f) modificar el sistema de descarga atmosférica para mejorar la dispersión (p. ej., chimenea más alta, mayor velocidad de descarga) [34, pp. 132-133]. API 521 además analiza escenarios y consecuencias de arrastre de líquido: La ubicación de chimeneas de venteo que descargan a la atmósfera debe considerar la salud y seguridad del personal, ruido, olor potencial, concentraciones potenciales a nivel del suelo, arrastre potencial de líquido, fuentes de ignición y radiación térmica [énfasis añadido]. La modelación de dispersión, el análisis de consecuencias y/o el análisis de riesgos son herramientas valiosas para evaluar si los vapores descargados desde la chimenea de venteo representan peligros inflamables, tóxicos u otros para el personal [34, p. 138]. Como se muestra en la Sección 3.3.6, la noche del incidente los efectos de estela del edificio probablemente también contribuyeron a exposición del personal o demoras en la evacuación. Estas consideraciones complejas de flujo también deben contemplarse cuando corresponda [27, p. 35], particularmente cuando pueden afectar una evacuación, como en el sitio de Sterling. El Technical Paper #6 recomendó que: Las normas y códigos modelo deberían exigir que las chimeneas de descarga vertical no solo descarguen 15 pies por encima del nivel del suelo o de plataformas cercanas, sino también una altura mínima por encima de techos o muros cercanos, para minimizar la re- entrada de vapor de amoníaco en la zona de baja presión a sotavento de tales obstáculos… [énfasis añadido] [26, p. 32]. Esta recomendación también podría abordar el potencial de efectos de estela del edificio. El CSB concluye que ANSI/IIAR 2 no garantiza ausencia de daño a las personas en escenarios potenciales de sobrellenado de líquido, arrastre de líquido o alivio con aerosol, y no proporciona a los usuarios orientación y requisitos efectivos para determinar con precisión el potencial y las consecuencias de líquido o aerosol en descargas de alivio. El CSB recomienda que el IIAR actualice ANSI/IIAR 2 para incluir el requisito de evaluar si los dispositivos de alivio de presión de emergencia descargan hacia un lugar seguro, por ejemplo mediante un análisis de dispersión.
66 Informe de Investigación Incluso en un escenario de alivio que potencialmente contenga líquido, una liberación de líquido o aerosol puede mitigarse mediante sistemas de disposición u otros controles de ingeniería una vez que las consecuencias potenciales se comprendan bien mediante un análisis de dispersión. Si bien ANSI/IIAR 2 indica que las VAPE deben descargar vapor directamente a la atmósfera [13, p. 59], permite excepciones cuando lo apruebe o lo exija la Autoridad Competente (AHJ) (por ejemplo, autoridades de códigos de construcción y contra incendios), incluyendo descarga a través de un sistema de tratamiento, sistema de antorcha, sistema de difusión en agua u otros medios aprobados [13, p. 59]. Sin embargo, algunos de estos sistemas no están permitidos por ANSI/IIAR 2 para recibir líquido, como un tanque de difusión en agua [13, p. 61]. Existen múltiples opciones de mitigación cuando el líquido puede llegar a la entrada de la VAPE. Algunos ejemplos incluyen: • Sistemas de Control de Presión de Emergencia (SCPE): descritos en el Apéndice I de ANSI/IIAR 2, estos sistemas alivian una sobrepresión hacia otra parte del sistema de refrigeración a una presión ligeramente menor que la presión de ajuste de la VAPE atmosférica, redirigiendo el flujo dentro del sistema y evitando una descarga de alivio a la atmósfera. Sin embargo, aún se requiere una VAPE, y la parte del sistema hacia la que alivia el SCPE debe poder aceptar el material desviado sin crear condiciones peligrosas no intencionales [13, pp. 90, 119]. • Tambores separadores atmosféricos (knockout drums): descritos en API 521, Sección 5.8.7.2, un tambor separador atmosférico es un recipiente simple con una chimenea abierta a la atmósfera, diseñado para recibir descargas de VAPE y luego “separar” cualquier gota de líquido para evitar concentraciones peligrosas en áreas sensibles [34, pp. 135-136]. Es una opción simple y económica para separación vapor-líquido antes de descargar a la atmósfera. Aun así, se requeriría un análisis de dispersión para verificar que la liberación de vapor desde el tambor separador no pueda dañar a las personas. • Controles automáticos de mitigación: sistemas de control que toman acción mitigadora de forma automática sin intervención humana. Por ejemplo, el sistema de refrigeración podría apagarse automáticamente si los sensores detectaran la activación de una VAPE. Aunque esto no evitaría una sobrepresión, podría minimizar la cantidad liberada y sus consecuencias. El CSB describió otro ejemplo de sistemas de alivio de presión de emergencia de refrigeración por amoníaco que causaron daño a personas en el Informe de Incidentea correspondiente a una descarga de una VAPE que ocurrió en la instalación de procesamiento avícola Pilgrim’s Pride Canton, en Canton, Georgia, en enero de 2022 [37, pp. 21-22]. En ese incidente, se liberaron aproximadamente 4.500 libras de amoníaco a través de la descarga de una VAPE debido a una falla de una válvula deslizante durante el arranque de un compresor. Dos empleados resultaron gravemente lesionados por inhalación de amoníaco
a Este informe sobre el incidente del Pilgrim's Pride se publicó en julio de 2025 como parte del Volumen III de los Informes de incidentes de la CSB, que se encuentra en https://www.csb.gov/assets/1/6/Incident_Reports_Volume_3_2025-07-22.pdf. LECCIÓN CLAVE Los efectos de estela de los edificios y otras consideraciones complejas relacionadas con el flujo también deben evaluarse en los análisis de dispersión, cuando proceda, para garantizar una descarga segura a la atmósfera y una evacuación segura cuando sea necesario.
67 Informe de Investigación durante la evacuación debido a que el amoníaco permaneció suspendido fuera del edificio [37, p. 21]. Al igual que en el incidente de la planta de Sterling, la tubería de descarga de alivio en la instalación de Pilgrim’s Pride no garantizó que no hubiera daño para los evacuados. Después del incidente, la empresa redirigió la descarga de la VAPE hacia un recipiente que contenía amoníaco [37, pp. 21-22] en lugar de a la atmósfera. ANSI/IIAR 2 enumera algunas posibilidades para mitigar descargas de vapor a la atmósfera, como sistemas de tratamiento, sistemas de antorcha y sistemas de difusión en agua [13, p. 59], pero no analiza la mitigación para casos en los que puedan ocurrir descargas de alivio a la atmósfera con líquido o aerosol [13]. Actualmente, ANSI/IIAR 2 exige la descarga directa a la atmósfera, con excepciones, para alivio de vapor [13, p. 59], sin requerir análisis que demuestre que el venteo es seguro y sin esfuerzos mitigadores para asegurar una descarga atmosférica segura. El CSB concluye que ANSI/IIAR 2 no exige salvaguardas para mitigar una liberación de líquido o aerosol a la atmósfera en escenarios de alivio y no proporciona a los usuarios orientación respecto a descargar aerosoles hacia un lugar seguro. El CSB recomienda que el IIAR actualice ANSI/IIAR 2 para incluir orientación para mitigar descargas atmosféricas de líquido o bifásicas desde sistemas de alivio de presión de emergencia, como la orientación de la norma API 521, Pressure-relieving and Depressuring Systems. Como mínimo, la orientación debería: a. Identificar escenarios de riesgo, como recipientes de sobrepresión horizontales y otros recipientes que contengan líquido saturado con poco espacio de vapor; y b. Exigir salvaguardas de mitigación en casos en los que no pueda garantizarse confiablemente la separación vapor-líquido (separación del vapor del líquido) durante el alivio de presión. Esto también debería incluir sistemas alternativos de disposición cuando corresponda. 4.2.2 ORIENTACIÓN DE ANSI/IIAR 2 SOBRE TUBERÍA DE DESCARGA Como se analizó en la Sección 4.2.1, ANSI/IIAR 2 no exige controles de ingeniería de mitigación, aun si el líquido o aerosoles no pueden eliminarse de las entradas de las VAPE, ni exige un análisis de dispersión para asegurar una descarga atmosférica segura. En su lugar, ANSI/IIAR 2 se basa en la configuración y ubicación de la tubería de descarga de alivio, y presume que los sistemas de alivio de presión de emergencia liberarán únicamente vapor a la atmósfera. ANSI/IIAR-2 establece los siguientes requisitos para la terminación atmosférica de sistemas de alivio de presión de emergencia de vapor de amoníaco:
- La tubería de descarga debe dimensionarse para evitar contrapresión excesiva [§15.5.1.1].
- La terminación de la tubería de alivio debe estar al menos 15 pies por encima del nivel del suelo y
al menos 20 pies de aberturas hacia un edificio [§15.5.1.2].
68 Informe de Investigación
- La terminación de la tubería de alivio debe estar al menos 7,25 pies por encima de un techo o
plataforma adyacente, o del techo dentro de 20 pies horizontales de la descarga, lo que sea más alto [§15.5.1.3 y §15.5.1.4].
- La terminación debe estar dirigida hacia arriba y dispuesta para evitar rociar amoníaco sobre
personas en las inmediaciones [§15.5.1.5].
- Debe preverse el drenaje de humedad de la tubería de descarga y mitigar la entrada de lluvia o
nieve [§15.5.1.6 y §15.5.1.7] [13, pp. 60-61]. Además, el Apéndice A de ANSI/IIAR 2, que es solo material explicativo informativo y no forma parte de la norma, señala: Se considera que la terminación de la descarga corresponde a los últimos pies de la tubería de alivio. El extremo de venteo de la tubería de alivio puede incluir un diseño para evitar la entrada de lluvia y nieve. […] El diseño del extremo de venteo puede ser un difusor de “doble 45 grados”, un difusor tipo “cuernos de toro”, una “tapa abatible autoconclusiva” o una “cubierta tipo capucha” [13, p. 89]. La Sección 3.5 describe los efectos de la velocidad de descarga, la orientación y la elevación de la descarga de tubería de alivio sobre la dispersión del amoníaco. En general, se logrará mejor dispersión con mayor velocidad de descarga, orientación vertical hacia arriba y mayor elevación. Sin embargo, estas variables por sí solas no garantizan una descarga hacia un lugar seguro, como lo demuestran el incidente de la planta de Sterling, así como el incidente de Pilgrim’s Pride analizado en la Sección 4.2.1. Describir con precisión el comportamiento de liberaciones tóxicas es importante en el diseño de sistemas de alivio de presión de emergencia [38, p. 6]. Por ejemplo, una revisión de buenas prácticas de la industria (1990) sobre condiciones de salida de VAPE determinó que una velocidad de descarga de 100 pies por segundo podría no crear suficiente dilución de gases tóxicos para asegurar que una concentración peligrosa no regrese al nivel del suelo [38, p. 2]. Para el amoníaco específicamente, el Technical Paper #6 señaló que, para una liberación con aerosol líquido de 12 por ciento en peso del orden de 10 libras por minuto, se requiere una velocidad de descarga de aproximadamente 250 pies por segundo para dispersar la liberación en la atmósfera [26, p. 33]a. En contraste, la velocidad de descarga estimada en la planta de Sterling la noche del incidente fue de 26 a 31 pies por segundob. ANSI/IIAR 2 no menciona la velocidad de descarga desde una VAPE como consideración, ni siquiera en el material de orientación opcional [13]. Aunque muchos códigos, incluido ANSI/IIAR 2, limitan la velocidad de descarga de forma indirecta mediante límites a la contrapresión permisible en VAPE, monitorear la velocidad de descarga podría al menos anticipar un posible problema de seguridad de dispersión y detonar un análisis de dispersión. Por ejemplo, podrían considerarse análisis adicionales o
a El autor del Technical Document #6 también señaló: “Esto no es un permiso para liberar amoníaco líquido a la atmósfera. Esta recomendación se aplica a situaciones en las que una pequeña fracción de masa de líquido puede quedar atrapada en el vapor de ventilación debido a altas velocidades, ebullición, formación de espuma, etc., durante los eventos de liberación” [26, p. 33]. b Esto se muestra en el Apéndice D, para los casos 1 y 2, en la página 13.
69 Informe de Investigación estrategias de diseño alternativas cuando exista una velocidad de descarga baja. Como se señala en la Sección 3.5, el Technical Paper #6 discutió posibles directrices. Como indicó el Technical Paper #6: La práctica de descargar hacia un sistema de colector común tiende a aumentar el rango de caudales que puede experimentarse al descargar el colector de alivio a la atmósfera. Esto a menudo se hace por razones económicas y para reducir la complejidad y el número de recorridos de tubería dentro de una instalación. Combinar un gran número de válvulas de alivio en un solo colector de descarga puede resultar en una velocidad de descarga muy baja cuando solo se activa una válvula de alivio [26, p. 21]. Como se analizó en la Sección 1.4.3, Tank Farm 5 incluía 18 VAPE que descargaban a través de un colector de alivio común hacia la atmósfera. Esto no es inusual en la industria de refrigeración y puede gestionarse si la tubería del colector común está dimensionada adecuadamente y descarga hacia un lugar seguro. La velocidad de descarga podría utilizarse para determinar si ciertas VAPE deberían descargar hacia un colector común o si algunos dispositivos requieren una tubería de descarga dedicada para asegurar que descarguen hacia un lugar seguro. API 521 dedica una sección completa a la descarga segura de vapores, incluidos vapores peligrosos, desde sistemas de alivio de presión de emergencia hacia la atmósfera [33, pp. 144-152, 34, pp. 125-141]. Esta sección es relevante para evaluar el incidente de la planta de Sterling porque el API aporta una perspectiva sobre lo que la industria considera necesario para asegurar que los sistemas de alivio de presión de emergencia descarguen hacia un lugar seguro [33, p. 144, 34, p. 125]. Aunque los requisitos de ANSI/IIAR 2 abordan la orientación, ubicación y elevación de la descarga atmosférica, no analizan la posibilidad de aerosoles líquidos o gotas en una liberación. ANSI/IIAR 2 tampoco analiza la velocidad de descarga como un factor clave potencial en la dispersión de la nube de amoníaco. Para algunas liberaciones de amoníaco, los requisitos actuales de ANSI/IIAR 2 podrían no ser suficientes para prevenir la exposición de transeúntes o evacuados en un evento de alivio. Si bien ANSI/IIAR 2 se basa en la orientación, la elevación y una distancia horizontal de al menos 20 pies respecto de aberturas hacia el edificio para asegurar que el vapor de amoníaco descargue hacia un lugar seguro, el análisis de dispersión del CSB, el incidente de Pilgrim’s Pride, el Technical Paper #6 y otras guías como API 521 demuestran que estas variables por sí solas no garantizan concentraciones seguras de amoníaco a nivel del suelo en las inmediaciones. Como se analizó en la Sección 3.3.6, la porción flotante de la liberación de amoníaco en la planta de Sterling ingresó a la unidad HVAC y permitió que el amoníaco fuera arrastrado hacia el interior del edificio, a pesar de que la toma de la unidad HVAC estaba a 20 pies del punto de liberación. LECCIÓN CLAVE En los sistemas de alivio de refrigeración por amoníaco, la fracción líquida en una liberación de aerosol, la velocidad de descarga, la orientación de la descarga y la elevación de la descarga están íntimamente relacionadas y deben estudiarse en cualquier caso de alivio atmosférico para garantizar que las válvulas de alivio de presión de emergencia descarguen a la atmósfera de forma segura.
70 Informe de Investigación El CSB concluye que, aunque ANSI/IIAR 2 contiene varios requisitos sobre orientación, elevación y ubicación de descarga de alivio, estos requisitos pueden no ser suficientes para asegurar que las corrientes de alivio descarguen hacia un lugar seguro. Se requiere un análisis de dispersión para determinar el impacto potencial sobre rutas de evacuación y receptores públicos en escenarios de alivio atmosférico. 4.2.3 TUBERÍA DE DESCARGA DE CUISINE SOLUTIONS Implementar algunas medidas preventivas, como rediseñar o reubicar un sistema, puede ser difícil en sistemas existentes de refrigeración por amoníaco. Aun así, se pueden añadir controles de ingeniería a cualquier sistema para prevenir un escenario de sobrepresión mediante controles mejorados de presión, temperatura o nivel, por ejemplo. También puede incorporarse acción mitigadora automatizada —en lugar de depender de intervención humana en una emergencia—en sistemas de refrigeración de cualquier antigüedad. Después del incidente, Cuisine Solutions modificó la tubería de descarga atmosférica de alivio de presión de emergencia de la planta de Sterling reubicando las descargas en Tank Farm 5 y en otros puntos, como se muestra en la Figura 29. Los cambios incluyeron alejar la descarga de la toma de HVAC cercana y orientar la descarga hacia arriba a 45 grados. La descarga más pequeña, de una sola tubería (recuadro en la Figura 29), puede incrementar la velocidad de descarga. Estos cambios cumplen o exceden los requisitos actuales de ANSI/IIAR 2 para tubería de descarga. Figura 29: Tubería de descarga atmosférica del Tank Park 5, antes (izquierda, marcado con un círculo) y después (derecha, y recuadro) del incidente. (Crédito: CSB) El análisis de dispersión del incidente en la planta de Sterling presentado en la Sección 3.3 demostró que una descarga orientada verticalmente hacia arriba, junto con una alta velocidad de descarga, podría haber dispersado mejor una liberación de amoníaco la noche del incidente. Sin embargo, tales cambios de
71 Informe de Investigación tubería por sí solos probablemente habrían sido insuficientes para dispersar una liberación con un alto componente líquido y prevenir concentraciones IPVS a nivel del suelo, como se muestra en la Figura 30. Aunque, al momento del incidente, la descarga de la tubería de alivio de presión de emergencia no cumplía con todos los requisitos de ANSI/IIAR 2 porque no terminaba hacia arriba [13, p. 61]a, la modelación de dispersión indica que, aun si lo hubiera hecho, los resultados probablemente habrían sido similares, dado el alto contenido líquido de la liberación de amoníacob. Figura 30: Caso del modelo de dispersión más parecido a la liberación real durante el incidente, pero con tuberías de descarga verticales de 1 pulgada. Las concentraciones IDLH (300 ppm, curva roja), así como el punto final tóxico (200 ppm, curva verde), probablemente aún habrían alcanzado el nivel del suelo. (Crédito: CSB) Si una perturbación del proceso similar a la ocurrida en la planta de Sterling el 31 de julio de 2024 se repitiera—particularmente en un recipiente horizontal como los de Tank Farm 4 o Tank Farm 5—el líquido o aerosol en la descarga de alivio todavía podría causar que una porción significativa de la nube de amoníaco descendiera hasta el nivel del suelo. Con base en la modelación de dispersión, la liberación en la planta de Sterling aún probablemente habría resultado en concentraciones IPVS a nivel del suelo, incluso con una descarga vertical de una sola tubería de 1 pulgada y cumpliendo todos los requisitos de descarga atmosférica de ANSI/IIAR 2. El CSB concluye que el diseño de la tubería de descarga atmosférica de la planta de Sterling puede no ser suficiente para mitigar condiciones IPVS a nivel del suelo y asegurar la descarga hacia un lugar seguro. Como lo demuestra el incidente y el análisis de dispersión del CSB, se requiere un análisis de dispersión a El diseño original de las tuberías se ajustaba a la edición de 2014 de la norma ANSI/IIAR 2, que también incluía este requisite [55, p. 62]. b Los casos 9 y 11 del apéndice D muestran la liberación de amoníaco con una descarga en T tipo “megáfono”, orientada 45 grados hacia arriba (caso 9) y verticalmente hacia arriba (caso 11). Ambos casos dieron lugar a concentraciones IDLH de amoníaco (300 ppm) a la altura de los ojos y concentraciones tóxicas finales (200 ppm) a nivel del suelo.
72 Informe de Investigación para determinar el impacto potencial sobre rutas de evacuación y receptores públicos en escenarios de alivio atmosférico, incluidos escenarios de alivio con líquido o aerosol y efectos de estela del edificio. Después del incidente, Cuisine Solutions añadió múltiples sistemas para alertar al personal sobre una atmósfera peligrosa en varias ubicaciones alrededor de la planta. Sin embargo, Cuisine Solutions no abordó el potencial de alivio con líquido o bifásico ni implementó salvaguardas automatizadas para los escenarios potenciales de sobrepresión analizados en la Sección 3.2, presumiblemente porque las normas del IIAR no lo exigen. Además, para asegurar operación confiable cuando sea necesaria, cualquier sistema de mitigación de seguridad también debería cumplir con ANSI/IIAR 6, Standard for Inspection, Testing, and Maintenance of Closed-Circuit Ammonia Refrigeration Systems. Esta norma establece “requisitos mínimos de inspección, prueba y mantenimiento aplicables a sistemas seguros de refrigeración por amoníaco de circuito cerrado” [19, p. v]. El CSB concluye que Cuisine Solutions no proporcionó mitigación para el alivio de amoníaco con líquido o bifásico en Tank Farm 5. Si hubieran existido salvaguardas de mitigación efectivas, Cuisine Solutions podría haber logrado asegurar que no hubiera daño a las personas. El CSB recomienda que Cuisine Solutions reduzca la probabilidad o mitigue las consecuencias de descargas con líquido o bifásicas del sistema de alivio de presión de emergencia de refrigeración por amoníaco en la planta de Sterling. Como mínimo: a. Identificar escenarios de liberación con líquido o bifásica, particularmente para tambores acumuladores de sobrepresión horizontales y otros recipientes que contengan líquido saturado con poco espacio de vapor; b. Implementar controles de ingeniería para reducir la probabilidad de escenarios de nivel alto de líquido, sobrellenado o ebullición que deriven en sobrepresión; y c. Implementar controles de ingeniería para mitigar las consecuencias de estos escenarios cuando su probabilidad no pueda reducirse a un nivel aceptable, como mediante sistemas de control de presión de emergencia, tambores separadores atmosféricos o sistemas de apagado automático; d. Contratar a un tercero competente para auditar los sistemas de alivio de presión. La auditoría debe asegurar que (i) se hayan identificado todos los escenarios de alivio pertinentes, (ii) los controles de ingeniería preventivos y de mitigación aborden adecuadamente los peligros, y (iii) los controles de ingeniería se mantengan de modo que funcionen correctamente cuando se requieran. Como se analizó en la Sección 3.2, la planta de Sterling no registraba datos históricos del proceso del sistema de refrigeración por amoníaco más allá de las temperaturas de almacenamiento de alimentos, enfriadores o congeladores requeridas por consideraciones de inocuidad alimentaria. Si una perturbación del proceso similar a la que ocurrió en la planta de Sterling el 31 de julio de 2024 se repitiera, probablemente permanecería sin detectar hasta que ocurriera otra sobrepresión, y podría ocurrir un incidente similar. Al igual que en este incidente, una investigación probablemente no podría determinar la causa específica de la sobrepresión o de la condición de perturbación del proceso sin datos del proceso.
73 Informe de Investigación El CSB concluye que, sin datos más amplios del sistema de refrigeración en un historiador de datos de proceso, la planta de Sterling podría experimentar una perturbación del proceso no detectada, similar a los eventos que condujeron al incidente. La ausencia de dichos datos disponibles para monitoreo del desempeño puede ocultar problemas serios de control del proceso, dificultar la investigación de un incidente o un cuasiaccidente y aumentar la probabilidad de que ocurra un incidente repetido. El CSB recomienda que la planta de Sterling implemente un sistema electrónico de historiador y gestión de datos de proceso para asegurar que los parámetros críticos del proceso se recopilen, se rastreen y se almacenen. El sistema debe estar disponible para los técnicos de refrigeración para que puedan monitorear el sistema de refrigeración y responder e investigar perturbaciones del proceso. 4.3 PREPARACIÓN PARA EMERGENCIAS Las empresas que manejan materiales peligrosos como el amoníaco anhidro deben considerar la posibilidad de pérdida de contención, descargas de emergencia a la atmósfera u otros incidentes, como el ocurrido en la planta de Sterling. La norma de Gestión de la Seguridad de Procesos (PSM) de OSHA enumera la planificación y la respuesta ante emergencias como uno de sus 14 elementosa. La norma RMP de la EPA también exige planificación de emergenciasb. En consecuencia, Cuisine Solutions estaba obligada a definir escenarios de emergencia y desarrollar planes para gestionarlos. 4.3.1 PLAN DE ACCIÓN DE EMERGENCIA Las instalaciones como el sitio de Sterling, con sistemas de refrigeración por amoníaco que forman parte del Programa de Procesos RMP – Nivel 3 de la EPA (Sección 1.5.2) y de la norma PSM de OSHA, deben documentar un Plan de Acción de Emergencia (PAE)c para abordar liberaciones de amoníaco [39, 40]. Si una empresa también tiene la intención de responder a una liberación de amoníaco, debe contar además con un PAEd que incluya los procedimientos requeridos para los empleados que participan en la respuesta [39, p. 3]. Las instalaciones que tienen la intención de evacuar a su personal y permitir que los servicios de emergencia externos gestionen una liberación química aún deben desarrollar un PAE [41]. El sitio de Sterling utilizaba un PAE desde que el amoníaco fue introducido por primera vez en el sitio en 2013, y contaba con un PAE el día del incidente. Un PAE eficaz facilita y organiza las acciones del personal durante emergencias laborales, reduciendo las consecuencias de dichos eventos. Los requisitos mínimos de un PAE incluyen: • procedimientos para reportar un incendio u otra emergencia; • procedimientos para evacuación de emergencia, incluido el tipo de evacuación y la asignación de rutas de salida; y
a 29 C.F.R § 1910.119(n) b 40 C.F.R. § 68.93 c 29 C.F.R § 1910.38 d 29 C.F.R § 1910.120
74 Informe de Investigación • procedimientos que deben seguir los empleados que permanezcan para operar funciones críticas de la planta antes de evacuara. La Guía de Tareas Críticas del IIAR para la Planificación de Emergencias en Sistemas de Refrigeración por Amoníaco (la “Guía de Tareas Críticas”), publicada en 2021, aborda tres tareas críticas asociadas con la respuesta a un incidente no planificado con amoníaco: (i) Preparación, (ii) Escape y control de emergencia del sistema, y (iii) Rescate [42, p. 1]. La Guía de Tareas Críticas es únicamente informativa y no constituye una norma obligatoria del IIAR. Su objetivo es “ayudar a empleadores, reguladores gubernamentales y equipos de respuesta de seguridad pública a preparar procedimientos de emergencia para evitar y atender incidentes con amoníaco” [42, p. 1]. Como parte de la Tarea Crítica 1, Preparación, la guía recomienda que todo el personal en el sitio “comprenda el significado de términos de evacuación como punto de reunión, áreas peligrosas y ruta de escape lateral/a barlovento” [42, p. 15]. La capacitación y las políticas, incluidos estos conceptos, deben integrarse con antelación en el PAE de la instalación [42, p. 15]. Como parte de la Tarea Crítica 2, Escape y control de emergencia del sistema, la guía indica que durante una evacuación posterior a una liberación química, el personal de la instalación debe comprender los patrones de viento fuera de la instalación y sus efectos sobre las rutas de escape, los puntos de reunión y las ubicaciones de refugio en sitio. La guía añade que también es importante comprender cómo escapar lateralmente y a barlovento de nubes visibles y vapores invisibles según las condiciones del viento a nivel de los ojos [42, p. 16]. Plan de Acción de Emergencia escrito de Cuisine Solutions El PAE del sitio de Sterling incluía un plan de acción específico para una liberación de amoníaco, además de otros escenarios de emergencia. El plan de acción para una liberación de amoníaco incluía varios pasos:
- Cualquier persona que observe una posible liberación química debe alertar a un supervisor o a
mantenimiento.
- Mantenimiento “investigará la presunta liberación”.
- Mantenimiento informará al gerente de planta o de producción si la liberación se clasifica como
pequeña o grandeb.
- Cuando el gerente de planta o de producción determine que se requiere una evacuación, “utilizará
teléfonos celulares y comunicación verbal para señalar que se necesita evacuar”.
a 29 C.F.R § 1910.38(c) b El PAE definió las emisiones pequeñas y grandes, pero la distinción no es relevante en este caso.
75 Informe de Investigación
- Los supervisores evacuarán a todo el personal al punto de reunión designado o a un punto de
reunión secundario, si es necesarioa.
- Se realizará un conteo de personal y cualquier persona faltante se reportará a las autoridades para
rescate, según sea necesario. El PAE también indicaba: “Los técnicos de mantenimiento solo podrán responder a liberaciones pequeñas que no requieran una evacuación de emergencia. Todos los empleados y contratistas evacuarán a una concentración de 250 ppm de amoníaco y se llamará al equipo HAZMAT del [Condado de Loudoun]”b. La noche del incidente, transcurrieron solo de tres a cuatro minutos desde que un empleado detectó por primera vez un olor no identificado en el estacionamiento hasta que el gerente de producción decidió evacuar. Sin embargo, el CSB identificó varias deficiencias en el PAE tal como estaba redactado y en la planificación de emergencias de Cuisine Solutions en general, incluidas: (i) no considerar la dirección del viento, (ii) no diferenciar entre liberaciones de amoníaco en interiores y exteriores, (iii) comunicación ineficaz de la decisión de evacuar y (iv) no proporcionar procedimientos específicos para que los empleados los sigan antes o durante la evacuación (Sección 4.3.4). Dirección del viento El PAE no incluía ningún requisito para que los trabajadores verificaran la dirección del viento a fin de asegurar que la evacuación se mantuviera a barlovento de una liberación de amoníaco. En cambio, el PAE solo mencionaba el viento en relación con emergencias meteorológicas. Además, no había suficientes mangas de viento visibles en el sitio de Sterling para que fueran de utilidad real en el momento del incidente, y los trabajadores no habían recibido capacitación para determinar la dirección del viento durante una liberación de amoníaco. Como se analizó en la Sección 3.3, algunos trabajadores inhalaron amoníaco durante la evacuación como resultado. Después del incidente, Cuisine Solutions instaló varias mangas de viento nuevas en el sitio de Sterling. Sin embargo, el CSB no encontró evidencia de capacitación de empleados para utilizarlas en un evento de liberación de amoníaco. Tampoco se realizaron actualizaciones al PAE con respecto a la dirección del viento o a la necesidad de que el personal se mantuviera a barlovento de una liberación durante la evacuación. Puntos de reunión, evacuación y refugio en sitio El PAE del sitio de Sterling incluía únicamente instrucciones generales para evacuar a todo el personal hacia un punto de reunión, sin especificar una ruta de evacuación concreta ni considerar si alguna ruta específica seguiría siendo viable durante una liberación de amoníaco. Además, el PAE no distinguía entre
a El punto de reunión especificado era la intersección de Sous Vide Lane y Moran Road, como se muestra a continuación en la Figura 33. El punto de reunión secundario era la intersección de Broderick Road y Dresden Street, también mostrada en la Figura 33. b El PAE no especificó dónde debía medirse la concentración para esta evacuación, pero probablemente fuera en las áreas de producción del edificio donde se encontraban los sensores de amoníaco, como se explica más adelante en la sección 4.2.3.
76 Informe de Investigación diferentes situaciones de liberación de amoníaco, como los distintos peligros que presenta una liberación en interiores frente a una en exteriores. El sitio de Sterling estaba cercado por los lados este, oeste y sur (representados por líneas grises en la Figura 31), lo que restringió las rutas de evacuación seguras disponibles a barlovento durante el incidente del 31 de julio de 2024. Ambos puntos de reunión designados se encontraban al norte del sitio, como se muestra en la Figura 31, y no eran necesariamente adecuados para todos los escenarios de liberación de amoníaco en exteriores. Las flechas verdes en la Figura 31 muestran las rutas de evacuación típicas utilizadas. No se designaron puntos de reunión alternativos en caso de que estos quedaran comprometidos durante una liberación de amoníaco. El PAE no consideró el refugio en sitio como una medida potencial para evitar que los trabajadores quedaran expuestos a la nube de amoníaco, ni la empresa proporcionó respiradores de escape de emergencia o capuchas para proteger a los trabajadores de la exposición durante la evacuación. El día del incidente, el punto de reunión designado estaba generalmente a sotavento de la liberación de amoníaco, y la ruta de evacuación que siguieron muchos evacuados estaba contaminada con amoníaco. Como resultado, algunos trabajadores inhalaron amoníaco a lo largo de la ruta de evacuación, y los evacuados continuaron caminando más allá de ambos puntos de reunión designados para evitar el olor a amoníaco. Algunos evacuados informaron un fuerte olor a amoníaco durante la evacuación y algunos se detuvieron o regresaron cerca de la esquina noreste del edificio, como se muestra en la Figura 31 (óvalo rojo).
77 Informe de Investigación Figura 31: Los evacuados se alejaron más del lugar de lo indicado en el PAE debido al olor a amoníaco. (Crédito: Google Earth, anotado por CSB) Según evaluaciones del Ammonia Safety & Training Institute (ASTI)a, refugiarse en sitio dentro de un edificio puede ser más seguro que salir hacia una nube de vapor de amoníaco [25, p. 49]. La Guía de Tareas Críticas del IIAR alienta a evaluar peligros, riesgos y amenazas en un plan de acción para incidentes durante la fase de Preparación [42, p. 9]. Además, la guía señala que los empleadores pueden proporcionar capuchas de escape “para apoyar el refugio en sitio o… para escapar a través de una condición IPVS hacia un lugar seguro” [42, p. 12]. a La ASTI es una organización dedicada a la formación y la planificación de respuestas de emergencia relacionadas con la seguridad del amoníaco [47].
78 Informe de Investigación La Guía de Tareas Críticas recomienda que la capacitación incluya la comprensión “del valor de las rutas de escape, el refugio en sitio, los puntos de reunión y las áreas de concentración para evacuación, así como medios secundarios de egreso…” [42, p. 16], y señala: Los puntos de reunión de evacuación, áreas de concentración y la parte de refugio en sitio del programa deben revisarse para incluir ubicaciones (si se modifican o no están incluidas actualmente) y el potencial del amoníaco de difundirse hacia lugares donde pueda haber personas [42, p. 19]. El PAE del sitio de Sterling permitió que el personal sufriera daños durante la evacuación. No incluyó consideraciones para una evacuación segura en el caso de una liberación de amoníaco en exteriores. El CSB concluye que el Plan de Acción de Emergencia del sitio de Sterling no siguió la guía del IIAR y no abordó adecuadamente posibles liberaciones de amoníaco fuera del edificio, incluyendo rutas de evacuación y puntos de reunión alternativos basados en la dirección del viento, mangas de viento visibles, distancia adecuada para asegurar que los puntos de reunión sean seguros, consideración de una posible estrategia de refugio en sitio o equipo de protección de escape de emergencia para la evacuación. Como resultado, durante el incidente, algunos empleados evacuaron a través de la nube de amoníaco o se reunieron en el punto de reunión designado demasiado cerca de la liberación, lo que provocó la inhalación de gas amoníaco tóxico.
Comunicaciones de evacuación OSHA exige que las instalaciones con un PAE mantengan un sistema de alarma para empleados que utilice señales distintivas para diferenciar entre tipos de emergenciasa. Aunque el sitio de Sterling contaba con un sistema de alarma contra incendios, no tenía un tono de alarma de evacuación específico para liberaciones de amoníaco. En su lugar, el PAE simplemente instruía a los trabajadores a usar “teléfonos celulares y comunicación verbal para indicar que se necesita evacuar”.
a 29 C.F.R § 1910.38(d)
79 Informe de Investigación El día del incidente, el gerente de producción inició la evacuación dentro de los tres a cuatro minutos posteriores a que un empleado informara por primera vez un olor desconocido en el estacionamiento, y dentro de un minuto después de que la nube de amoníaco se hiciera visible para los trabajadores. Sin embargo, la comunicación dentro de la planta se retrasó porque no existía una alarma general del sitio para alertar a todos los trabajadores al mismo tiempo sobre una liberación de amoníaco en exteriores ni sobre la decisión de evacuar la planta. En consecuencia, muchos trabajadores no supieron que había ocurrido una liberación de amoníacoa hasta que esta se convirtió en una nube de vapor tóxico o hasta que fueron notificados verbalmente en persona de que el proceso de evacuación ya había comenzado. En lugar de comunicar la evacuación de inmediato en toda la planta, como lo habría hecho una alarma general, se tardaron entre 10 y 16 minutos en comunicar la evacuación en todo el sitio. Supervisores y otros empleados y contratistas tuvieron que ir de sala en sala para comunicar la evacuación, exponiéndose a un mayor riesgo. A pesar de realizar cambios en sus sensores de amoníaco y sistemas de seguridad, el sitio de Sterling no actualizó sus procedimientos de evacuación por amoníaco en el PAE después del incidente del 31 de julio de 2024. Según el conocimiento del CSB, el sitio de Sterling aún carece de una alarma de evacuación designada para liberaciones de amoníaco, y su procedimiento de evacuación sigue dependiendo de los teléfonos celulares personales de los empleados y del boca a boca para comunicar una evacuación. El CSB concluye que, aunque la decisión de evacuar se tomó dentro de un minuto después de que apareció una nube visible, la comunicación de las instrucciones de evacuación fue ineficaz, en parte porque no existía una alarma de evacuación para alertar a todos los empleados al mismo tiempo sobre la orden de evacuar. En su lugar, la radio y el boca a boca transmitieron la noticia y las instrucciones, lo que prolongó la evacuación y provocó que algunos evacuados salieran del edificio en dirección a la liberación.
El CSB recomienda que el sitio de Sterling de Cuisine Solutions actualice su Plan de Acción de Emergencia utilizando guías como la Guía de Tareas Críticas del IIAR para la Planificación de Emergencias en Sistemas de Refrigeración por Amoníaco. Como mínimo, el plan actualizado debería: a. Abordar por separado las liberaciones de amoníaco en interiores y exteriores, incluyendo alarmas y respuestas distintas; b. Especificar claramente rutas de evacuación y puntos de reunión adecuados, incluidos alternativos;
a Como se menciona en la sección 2.3, el director de producción ordenó la evacuación por radio varias veces, pero solo algunos empleados tenían radios. LECCIÓN CLAVE Las alarmas distintivas o específicas para cada tipo de fuga permiten a los trabajadores responder adecuadamente y con rapidez ante una fuga. Los diferentes tipos de fuga deben documentarse en el Plan de Acción de Emergencia y pueden incluir múltiples alarmas y respuestas distintas, como una para refugiarse en el lugar y otra para evacuar.
80 Informe de Investigación c. Proporcionar orientación sobre el uso de mangas de viento para mantenerse a barlovento de una liberación durante la evacuación; y d. Implementar estrategias de refugio en sitio, equipo de protección de emergencia y paros de emergencia, según corresponda. El CSB recomienda que el sitio de Sterling de Cuisine Solutions agregue una o más alarmas específicas para liberaciones de amoníaco, de modo que los trabajadores puedan responder adecuadamente. La señal distintiva de cada alarma debe documentarse en el Plan de Acción de Emergencia actualizado y puede incluir múltiples alarmas y respuestas diferenciadas, como una para refugio en sitio y otra para evacuación. 4.3.2 SIMULACROS DE EMERGENCIA Como parte de los procedimientos de evacuación de emergencia, la norma PSM de OSHA exige que las instalaciones con un PAE “designen y capaciten a empleados para asistir en una evacuación segura y ordenada de otros empleados”a y “revisen el Plan de Acción de Emergencia con cada empleado cubierto por el plan”b. De manera similar, la norma RMP de la EPA exige que los procesos del Programa 3, como el de la planta de Sterling, realicen ejercicios de los mecanismos de notificación de respuesta a emergencias [43, p. 1]c. Sean o no obligatorios, muchas instalaciones realizan simulacros de emergencia de manera regular para asegurar que sus trabajadores sepan cómo evacuar de forma segura en una emergencia [28, p. 470]. El PAE del sitio de Sterling mencionaba simulacros en la sección del “plan de prevención de incendios”, pero no exigía simulacros para liberaciones de amoníaco. En consecuencia, la planta de Sterling realizaba simulacros anuales de incendio, pero no realizaba simulacros de emergencia para liberaciones de amoníaco en interiores o exteriores. Como describieron muchos empleados a los investigadores del CSB, los simulacros de incendio consistían en salir del edificio por la salida más cercana, reunir a todo el personal en los mástiles con banderas frente al edificio (Figura 32), el punto de reunión identificado para incendios, y realizar el conteo de personal. Cuisine Solutions capacitó a los trabajadores para salir por la salida de emergencia más cercana. El plan de evacuación por incendio también se utilizaba para fugas pequeñas o en interiores de amoníaco, pero no existían simulacros enfocados específicamente en liberaciones de amoníaco. Un trabajador describió los simulacros a la CSB: Durante el simulacro, cada uno de nosotros tiene una salida por la que debe salir. Depende de la zona en la que trabajes. Y nos dicen que vayamos allí, al aparcamiento donde están las banderas. […] No, la formación no es específica para el amoníaco. Es para cualquier emergencia.
a 29 C.F.R. § 1910.38(e) b 29 C.F.R. § 1910.38(f) c 40 C.F.R. § 68.90(b)(3); 40 C.F.R. § 68.96(a)
81 Informe de Investigación El día del incidente, es probable que se repitieran los comportamientos aprendidos en los simulacros de incendio. Como resultado, varios trabajadores inhalaron amoníaco tóxico durante la evacuación, probablemente debido a la salida utilizada, al primer punto de reunión o a ambos. La Figura 32 muestra la ubicación de los puntos de reunión, incluidos los mástiles con banderas utilizados en los simulacros. Figura 32: Izquierda, punto de reunión para simulacros junto a los postes de las banderas, en comparación con el EAP y los puntos de reunión reubicados. Derecha, ejemplo de mapas de evacuación en el edificio. (Izquierda, crédito: Google Earth, anotado por CSB. Derecha, crédito: CSB) Aunque la Guía de tareas críticas del IIAR no establece específicamente que sea necesario realizar simulacros de evacuación para los empleados, sí sugiere que los empleados, contratistas, visitantes y transeúntes dependerán de su formación y comprensión de cómo escapar de una fuga de amoníaco durante una emergencia [42, p. 11]. La Guía de tareas críticas contiene listas de numerosos elementos que deben incluirse en la formación, como el autorrescate, la comprensión de los planes de evacuación de amoníaco de todas las ubicaciones dentro de las instalaciones y cómo escapar lateralmente y a barlovento de una liberación de amoníaco [42, pp.15-16]. Los simulacros son una forma eficaz de garantizar que las personas que se encuentran en las instalaciones durante una fuga recuerden su formación en caso de emergencia. A nivel local, en el condado de Loudoun (Virginia), el Comité Local de Planificación de Emergencias (LEPC) también ofrece las siguientes directrices de preparación en su Plan de Respuesta a Emergencias con Materiales Peligrosos:
82 Informe de Investigación Los propietarios, operadores y empleados de las instalaciones deben poner en práctica sus políticas, planes y procedimientos, así como realizar simulacros con equipos, habilidades y actividades de emergencia para garantizar que todas las personas que puedan verse involucradas en la fuga de un material peligroso estén preparadas y sean capaces de tomar las medidas adecuadas [énfasis añadido]. Estas directrices deben seguirse, incluso si tomar las medidas adecuadas significa una simple evacuación. La planta de Sterling no realizó simulacros de emergencia eficaces para preparar a su personal para responder a una fuga de amoníaco al aire libre. En consecuencia, algunos trabajadores permanecieron cerca o a sotavento de la fuga, sin saber muy bien hacia dónde evacuar durante el incidente. Como se ha comentado anteriormente en la sección 4.3.1, dado que no había alternativas a los puntos de reunión establecidos en el EAP, como evacuar a barlovento de la fuga o refugiarse en el lugar, ningún simulacro abordaba adecuadamente una fuga de amoníaco fuera del edificio. El CSB concluye que, si bien los simulacros de emergencia de la planta de Sterling abordaban un incendio, no abordaban una liberación de amoníaco. Durante el incidente, muchos evacuados utilizaron la salida más cercana tal como lo hacían en los simulacros, lo que en algunos casos los llevó a evacuar a través de la nube de amoníaco. El CSB recomienda que el sitio de Sterling de Cuisine Solutions actualice su Plan de Acción de Emergencia utilizando guías como la Guía de Tareas Críticas del IIAR para la Planificación de Emergencias en Sistemas de Refrigeración por Amoníaco. Como mínimo, el plan actualizado debería incluir el requisito de realizar simulacros anuales de liberación de amoníaco que incluyan a todo el personal en el sitio (incluidos empleados corporativos). Los simulacros anuales deben incluir escenarios separados de liberación de amoníaco en interiores y exteriores y abordar el uso de mangas de viento para determinar rutas de evacuación, rutas alternativas, puntos de reunión y la consideración de la decisión de refugio en sitio. Además, los simulacros deben poner a prueba cada alarma de evacuación y el equipo de protección de emergencia cuando corresponda. 4.3.3 SENSORES Y ALARMAS DE AMONÍACO Cuisine Solutions había instalado múltiples sensores de amoníaco en la planta de Sterling, tanto en algunos colectores comunes de alivio, como en Tank Farm 5, como en las áreas de producción para detección de fugas en interiores. Las normas del IIAR no exigen sensores de amoníaco en colectores comunes de alivio como los de Tank Farm 5. Aunque los sensores estaban instalados, el CSB no encontró documentación que indicara qué función cumplían ni cuál debía ser la respuesta cuando detectaran amoníaco. Alarma del colector común de alivio de Tank Farm 5 Como se analizó en la Sección 1.4.3, se instaló un sensor de amoníaco en el colector común de alivio de Tank Farm 5 para detectar eventos de alivio de amoníaco. Cuando este sensor detectaba concentraciones altas, se activaba una alarma en la HMI de la sala de control de refrigeración, pero no existía una acción
83 Informe de Investigación correctiva planificada en respuesta a esta alarma, ni mediante control automático ni mediante un procedimiento operativo para intervención humana. El técnico de refrigeración informó al CSB que la noche del incidente escuchó la alarma en la HMI después de regresar a la planta, cuando se encontraba en la sala de control de refrigeración. Sin embargo, cuando la alarma sonó inicialmente, no había nadie en la sala de control para escucharla o responder. En cualquier caso, poco después de que el primer empleado reportara olor a amoníaco, se hizo visualmente evidente que el amoníaco estaba saliendo del colector común de alivio de Tank Farm 5. Además, cuando el técnico regresó a la planta, ya conocía la fuente de la liberación por llamadas telefónicas. Después de que los servicios de emergencia llegaron y solicitaron que se apagara el sistema de refrigeración, el técnico detuvo los compresores. Por lo tanto, la alarma en la HMI no tuvo utilidad durante el incidente. Alarma e interbloqueo del colector común de la sala de compresores De manera similar al diseño del colector común de Tank Farm 5, el colector común de alivio en la sala de compresores, por el cual descargaban todas las válvulas de alivio de presión de emergencia de esa sala, también incluía un sensor de amoníaco en el colector de descarga. Sin embargo, esta alarma sí activaba interbloqueos. Si el sensor detectaba 10.000 ppm, el sistema de control detenía automáticamente todos los compresores y cerraba la válvula principal (king valve). No existía una función de interbloqueo equivalente para Tank Farm 5. Alarmas interiores de amoníaco La planta de Sterling también contaba con 29 sensores cerca de posibles fuentes interiores de fuga de amoníaco, como evaporadores y congeladores, distribuidos por las áreas de produccióna. Aunque algo de amoníaco ingresó al edificio, probablemente a través de una toma de HVAC en el techo cercana al punto de descarga de alivio, ninguno de los sensores interiores activó alarmas durante el incidente. Dado que el área de descanso donde los trabajadores reportaron olor a amoníaco estaba separada de las áreas de producción donde se ubicaban los sensores, es probable que estos nunca detectaran concentraciones suficientes para alarmar. Ninguna persona entrevistada por el CSB reportó luces intermitentes o alarmas audibles en el edificio la noche del incidente, más allá de la alarma en la HMI mencionada por el técnico de refrigeración. Cada uno de los 29 sensores interiores estaba diseñado para activar una alarma local y una luz de advertencia para alertar a los trabajadores de una fuga interior de amoníaco. Sin embargo, no existía equipo configurado para alertar a los trabajadores de una liberación de amoníaco fuera del edificio. Por lo tanto, no había alarmas audibles ni luces de advertencia para alertar al personal dentro del edificio sobre una liberación exterior. El CSB concluye que la planta de Sterling no contaba con alarmas locales ni con otra indicación audible o visual en Tank Farm 5, donde ocurrió la liberación, ni en las puertas de salida de emergencia adyacentes a Tank Farm 5, y que algunos empleados desconocían la ubicación de la liberación y evacuaron hacia la nube de amoníaco durante el incidente.
a Estos sensores de amoníaco para interiores se instalaron en 2019.
84 Informe de Investigación
Después del incidente, Cuisine Solutions instaló sensores adicionales de amoníaco en la planta de Sterling, incluidos sensores junto a las puertas de salida de emergencia que activaban luces para indicar si era seguro evacuar por esa puerta. 4.3.4 PARO DE EMERGENCIA La planta de Sterling contaba con botones de paro de emergencia fuera de la sala de compresores. Estos botones podían apagar remotamente los compresores de amoníaco y cerrar la válvula principal (king valve). El día del incidente, el técnico de mantenimientoa en sitio no apagó el sistema de refrigeración utilizando los botones de paro de emergencia. Cuando comenzó la evacuación, ayudó a evacuar a los trabajadores sin tomar ninguna acción relacionada con el sistema de amoníaco. Cuando el técnico de refrigeración regresó a la planta, apagó los compresores individualmente aproximadamente 25 a 30 minutos después de que comenzó la liberación, pero no cerró la válvula principal. La noche del incidente, nadie utilizó los botones de paro de emergencia, cuya ubicación se muestra en la Figura 33, aunque decenas de personas pasaron junto a ellos durante la evacuación y los botones no estaban cerca de la liberación. Activar los botones de paro de emergencia al inicio de la liberación de amoníaco podría haber detenido inmediatamente los compresores y cerrado la válvula principal, aislando la mayor parte del inventario de amoníaco de la válvula de alivio de presión de emergencia abierta y limitando la cantidad liberada.
a El técnico de mantenimiento era el sustituto del técnico de refrigeración, que se encontraba fuera del lugar de trabajo en su pausa para comer cuando se produjo el incidente.
85 Informe de Investigación Figura 33: Botones de parada de emergencia (marcador rojo) fuera de la sala de compresores (marcador azul), accesibles durante la evacuación. (Crédito: Google Earth, anotado por CSB) Durante entrevistas con trabajadores, el CSB fue informado de que solo el gerente de refrigeración, quien trabajaba en turno diurno, estaba capacitado para utilizar los botones de paro de emergencia. El PAE del sitio de Sterling ni siquiera mencionaba los botones de paro de emergencia. Además, ningún procedimiento operativo de la planta instruía a los empleados sobre cuándo utilizar los botones de paro de emergencia, aunque existían procedimientos de paro de emergencia para equipos individuales. El CSB no encontró evidencia de que los paros de emergencia a nivel de todo el sistema se incluyeran en algún programa de capacitación en la planta de Sterling.
86 Informe de Investigación OSHA exige que los lugares de trabajo con un PAE desarrollen “procedimientos que deben seguir los empleados que permanezcan para operar funciones críticas de la planta antes de evacuar”a. Tanto la norma PSM de OSHA como la norma RMP de la EPA exigen que los procedimientos operativos incluyan “el paro de emergencia, incluidas las condiciones bajo las cuales se requiere el paro de emergencia y la asignación de la responsabilidad de paro a operadores calificados para asegurar que el paro de emergencia se ejecute de manera segura y oportuna”b. Para instalaciones que utilizan sistemas de refrigeración por amoníaco, los procedimientos típicos de emergencia incluyen apagar los compresores y cerrar la válvula principal para detener el flujo de amoníaco [28, p. 468]. Sin embargo, la planta de Sterling no proporcionó a sus trabajadores procedimientos operativos ni capacitación sobre cómo o cuándo utilizar los botones de paro de emergencia. ANSI/IIAR 7 (2019), Developing Operating Procedures for Closed- Circuit Ammonia Refrigeration Systems, exige documentar “los pasos para operar el sistema de seguridad bajo operaciones de emergencia, como cuando ocurre una liberación de amoníaco en la instalación” [44, p. 26]. Además, en el material informativo del apéndice, ANSI/IIAR 7 recomienda desarrollar “procedimientos de paro de emergencia y de operación para todo el sistema, por ejemplo, después de una liberación grande de amoníaco…” [44, p. 39]. En la Guía de Tareas Críticas del IIAR (2021), se recomienda que, utilizando un respirador purificador de aire y bajo condiciones seguras: Un operador o técnico capacitado puede asistir a una víctima o tomar medidas simples para mitigar la liberación mientras escapa [énfasis añadido]. Dichas medidas consisten en emplear los medios más apropiados y disponibles para reducir el impacto de una liberación de amoníaco, como el uso de ventilación, el paro del sistema u otras medidas de control [42, p. 17]. El CSB había destacado previamente la importancia de utilizar un botón de paro de emergencia para detener la circulación de amoníaco en un sistema de refrigeración en un Boletín de Seguridad publicado en 2015, que analizaba una liberación de amoníaco en Millard Refrigerated Services, Inc., en Theodore, Alabama, ocurrida en agosto de 2010c [45], donde tres empleados resultaron expuestos mientras intentaban mitigar la fuga en lugar de activar el botón de paro de emergencia.
a 29 C.F.R § 1910.38(c)(3); 29 C.F.R. § 1910.119(n) b 29 C.F.R. § 1910.119(f)(1)(i)(D); 40 C.F.R. § 68.69(a)(1)(iv) c El Boletín de Seguridad se encuentra en el sitio web del CSB, en https://www.csb.gov/file.aspx?DocumentId=5933. LECCIÓN CLAVE Se debe capacitar a varios empleados para que realicen tareas sencillas, como utilizar un dispositivo de apagado de emergencia. Un plan de acción de emergencia bien diseñado debe incluir procedimientos sencillos que los empleados suplentes puedan llevar a cabo en caso de que los empleados especializados no estén disponibles o no puedan actuar durante la emergencia. La implementación eficaz de un plan de acción de emergencia debe incluir elementos como el uso del botón de parada de emergencia, si se puede acceder a él de forma segura, junto con simulacros periódicos para garantizar que todo el personal presente en las instalaciones comprenda claramente sus funciones en caso de emergencia, incluso si dichas funciones solo incluyen la evacuación segura.
87 Informe de Investigación La planta de Sterling no contaba con un procedimiento de paro a nivel de todo el sistema de refrigeración por amoníaco en caso de una liberación en interiores o exteriores. Por lo tanto, ningún trabajador estaba capacitado para activar los botones de paro de emergencia para detener el sistema de amoníaco, como recomienda ANSI/IIAR 7 [44, p. 39]. La noche del incidente, utilizar los botones de paro de emergencia de manera temprana podría haber minimizado la cantidad de amoníaco liberado y reducido la gravedad del incidente. En este caso, los botones de paro de emergencia eran fácilmente accesibles para el personal durante la evacuación e incluso antes de que esta comenzara. El CSB concluye que la planta de Sterling no contaba con un procedimiento de paro de emergencia a nivel de todo el sistema de amoníaco y no incluyó los botones de paro de emergencia en su Plan de Acción de Emergencia. Como resultado, nadie en el sitio fue designado ni capacitado para activar los botones de paro de emergencia la noche del incidente. Si personal seleccionado hubiera sido capacitado para utilizar los botones de paro de emergencia y lo hubiera hecho dentro de los primeros minutos del inicio de la liberación, la gravedad del incidente podría haberse reducido. El CSB no emite una recomendación específica a Cuisine Solutions sobre este punto porque la empresa ya está obligada a contar con procedimientos de paro de emergencia conforme a la norma PSMa. Confiar únicamente en la intervención humana a veces resulta ineficaz, como ocurrió en Millard Refrigerated Services y en Cuisine Solutions, y como lo demostró el incidente del 31 de julio de 2024 en la planta de Sterling. Las personas pueden dudar en activar un paro de emergencia o pueden no ser capaces de alcanzarlo durante una emergencia. Para liberaciones tóxicas, la mitigación inmediata tras detectar la liberación es clave para reducir las consecuencias, y dicha mitigación suele ser más rápida cuando es automatizada. Para mitigar el peligro en este incidente, Cuisine Solutions podría haber vinculado el sensor de amoníaco del colector común de alivio de Tank Farm 5 a la función de paro de emergencia, automatizando el paro del sistema. Dado que esta función ya existía para el sensor del colector común de la sala de compresores, Cuisine Solutions también podría haber incluido el sensor del colector común de Tank Farm 5. Independientemente de cualquier acción mitigadora automatizada incorporada en un sistema de refrigeración, el personal seleccionado aún debe estar capacitado para realizar de manera segura y manual un paro de emergencia. Un paro automatizado puede fallar o pueden ocurrir eventos imprevistos que no tengan una respuesta automática correspondiente.
a 29 C.F.R. § 1910.119(f)(1)(i)(D) LECCIÓN CLAVE Las empresas deben asegurarse de que implementan plenamente todos los elementos y requisitos de PSM en sus programas, y garantizar que se subsanen cualquier deficiencia. LECCIÓN CLAVE Cuando se instalan, las medidas de emergencia automatizadas pueden acelerar la respuesta ante una liberación, minimizando así la cantidad liberada y las consecuencias de una fuga en un sistema de refrigeración por amoníaco.
88 Informe de Investigación
El CSB concluye que la planta de Sterling no contaba con un paro automatizado del sistema de refrigeración por amoníaco en caso de una liberación de amoníaco y dependía de la intervención humana, la cual no ocurrió durante el incidente ni la evacuación. El CSB recomienda que el sitio de Sterling de Cuisine Solutions actualice su Plan de Acción de Emergencia utilizando guías como la Guía de Tareas Críticas del IIAR para la Planificación de Emergencias en Sistemas de Refrigeración por Amoníaco. Como mínimo, el plan actualizado debería: a. Implementar el uso de paros de emergencia, según corresponda; y b. Incluir requisitos para realizar simulacros anuales de liberación de amoníaco que incluyan a todo el personal en el sitio (incluidos empleados corporativos). Los simulacros anuales deben incluir la práctica del uso de paros de emergencia, cuando corresponda.
89 Informe de Investigación 5 CONCLUSIONES 5.1 HALLAZGOS Análisis técnico
- Aunque las válvulas de alivio de presión de emergencia de Tank Farm 5 probablemente excedían
la frecuencia de reemplazo o prueba de 5 años, no haberlas probado o reemplazado a tiempo no fue causal del incidente.
- La liberación de amoníaco fue consecuencia de la apertura de una válvula de alivio de presión de
emergencia en el tambor de compensación del Intercambiador de Calor 5 debido a un evento de sobrepresión, y la válvula de alivio de presión de emergencia funcionó según lo diseñado y previsto en este evento.
- La liberación de amoníaco fue consecuencia de un evento de sobrepresión, y una salida cerrada o
restringida en el tambor de compensación del Intercambiador de Calor 5, combinada con una alteración del proceso, probablemente inició el evento. Sin embargo, sin datos del proceso disponibles para su análisis, no pudo determinarse la causa específica de la alteración del proceso.
- La liberación de amoníaco no se vaporizó completamente en la descarga a la atmósfera, ya que el
modelado de dispersión de una liberación solo de vapor no coincide con las observaciones de la nube de amoníaco durante el incidente.
- La liberación de amoníaco contenía aerosol líquido, lo que provocó una nube de amoníaco que se
abatió rápidamente y alcanzó el nivel del suelo. Es probable que la nube a nivel del suelo contuviera concentraciones IPVS de amoníaco en zonas por las que transitaron los trabajadores durante la evacuación, incluso fuera de algunas puertas de salida de emergencia de la planta.
- La cantidad liberada fue de aproximadamente 275 libras, con base en la tasa de alivio prevista
para un escenario de alivio con líquido, que fue el que más se asemejó al evento real.
- Aunque la liberación ocurrió en el lado oeste del edificio, los efectos de estela del edificio
probablemente contribuyeron a la presencia de olores a amoníaco a nivel del suelo a lo largo de la ruta de evacuación en el lado este del edificio.
- La noche del incidente, la liberación de amoníaco contenía aerosol líquido procedente del tambor
de compensación del Intercambiador de Calor 5, probablemente debido a (1) sobrellenado con líquido en ebullición, (2) arrastre de líquido causado por un alto nivel de líquido y una caída súbita de presión cuando se abrió la válvula de alivio de presión de emergencia, o (3) espacio de vapor insuficiente para el desprendimiento vapor-líquido, o una combinación de estos factores. Como resultado, la liberación de amoníaco, que contenía aerosol líquido, permitió que concentraciones IPVS alcanzaran el nivel del suelo cerca del edificio y de las rutas de evacuación.
90 Informe de Investigación
- La noche del incidente, el líquido en la descarga de alivio fue el factor más crítico para las
condiciones IPVS a nivel del suelo, y es probable que cambios factibles en la velocidad de descarga, orientación y elevación no hubieran evitado que las concentraciones IPVS alcanzaran el nivel del suelo.
- Cuando hay líquido presente en la descarga de alivio, la velocidad de descarga, una orientación
de descarga vertical hacia arriba y una mayor elevación pueden ser insuficientes para superar la densidad de una liberación bifásica de amoníaco y para evitar concentraciones inseguras de amoníaco a nivel del suelo. Alivio atmosférico bifásico
- ANSI/IIAR 2 no contempla posibles escenarios de sobrellenado con líquido, arrastre de líquido o
alivio por liberación de aerosoles, y no proporciona a los usuarios orientación de diseño ni requisitos para prevenir líquido o aerosol en descargas a la atmósfera.
- Si ANSI/IIAR 2 hubiera identificado escenarios potenciales y requerido una evaluación de
posibles eventos de sobrellenado con líquido, arrastre de líquido o liberación de aerosoles, la probabilidad del incidente de la planta de Sterling podría haberse reducido. Descarga a una ubicación segura
- ANSI/IIAR 2 no garantiza que no haya daño a las personas para posibles escenarios de
sobrellenado con líquido, arrastre de líquido o alivio por aerosoles, y no proporciona a los usuarios orientación y requisitos eficaces para determinar con precisión el potencial y las consecuencias de líquido o aerosol en descargas de alivio.
- ANSI/IIAR 2 no exige salvaguardas para mitigar una liberación de líquido o aerosol a la
atmósfera en escenarios de alivio y no proporciona a los usuarios orientación sobre la descarga de aerosoles a una ubicación segura.
- Si bien ANSI/IIAR 2 contiene varios requisitos sobre orientación, elevación y ubicación de la
descarga de alivio, estos requisitos pueden no ser suficientes para asegurar que las corrientes de alivio de amoníaco se descarguen a una ubicación segura. Se requiere un análisis de dispersión para determinar el impacto potencial en rutas de evacuación y receptores públicos para escenarios de alivio a la atmósfera.
- El diseño de la tubería de descarga a la atmósfera de la planta de Sterling puede no ser suficiente
para mitigar condiciones IPVS a nivel del suelo y asegurar la descarga a una ubicación segura. Como lo demostraron el incidente y el análisis de dispersión del CSB, se requiere un análisis de dispersión para determinar el impacto potencial en rutas de evacuación y receptores públicos para escenarios de alivio a la atmósfera, incluidos escenarios de alivio con líquido o aerosol y efectos de estela del edificio.
91 Informe de Investigación
- Cuisine Solutions no proporcionó mitigación para alivio de amoníaco con líquido o bifásico en
Tank Farm 5. Si hubieran existido salvaguardas mitigadoras eficaces, Cuisine Solutions podría haber logrado evitar daños a las personas.
- Sin datos de proceso más extensos del sistema de refrigeración en un historiador de datos del
proceso, la planta de Sterling podría experimentar una alteración del proceso no detectada, similar a los eventos que condujeron al incidente. La falta de dichos datos de proceso disponibles para el monitoreo del desempeño puede ocultar problemas graves de control del proceso, dificultar la investigación de un incidente o cuasi-incidente y aumentar la probabilidad de un incidente recurrente. Preparación para emergencias
- El Plan de Acción de Emergencia del sitio de Sterling no siguió la guía del IIAR ni abordó
adecuadamente posibles liberaciones de amoníaco fuera del edificio, incluidas rutas de evacuación y puntos de reunión alternativos basados en la dirección del viento, mangas de viento visibles, distancia adecuada para asegurar que los puntos de reunión sean seguros, consideración de una posible estrategia de refugio en sitio o equipo de protección de escape de emergencia para la evacuación. Como resultado, durante el incidente, algunos empleados evacuaron a través de la nube de amoníaco o se reunieron en el punto de reunión designado demasiado cerca de la liberación, lo que provocó la inhalación de gas amoníaco tóxico.
- Aunque la decisión de evacuar se tomó dentro de un minuto después de que apareció una nube
visible, la comunicación de las instrucciones de evacuación fue ineficaz, en parte porque no existía una alarma de evacuación para alertar a todos los empleados al mismo tiempo sobre la orden de evacuar. En su lugar, la radio y el boca a boca comunicaron la noticia de la evacuación y las instrucciones sobre por dónde salir del edificio. Esto prolongó la evacuación y provocó que algunos evacuados salieran del edificio en dirección a la liberación.
- Si bien los simulacros de emergencia de la planta de Sterling abordaban un incendio en el sitio,
no abordaban una liberación de amoníaco. Durante el incidente, muchos evacuados utilizaron la salida más cercana tal como lo hacían en los simulacros, lo que en algunos casos los llevó a evacuar a través de la nube de amoníaco.
- La planta de Sterling no contaba con alarmas locales ni con otra indicación audible o visual en
Tank Farm 5 donde ocurrió la liberación ni en las puertas de salida de emergencia adyacentes a Tank Farm 5, y algunos empleados desconocían la ubicación de la liberación y evacuaron hacia la nube de amoníaco durante el incidente.
- La planta de Sterling no contaba con un procedimiento de emergencia para un paro del sistema de
amoníaco a nivel de toda la instalación y no incluyó los botones de paro de emergencia en su Plan de Acción de Emergencia. Como resultado, nadie en el sitio fue designado ni capacitado para activar los botones de paro de emergencia la noche del incidente. Si personal seleccionado hubiera sido capacitado para utilizar los botones de paro de emergencia y lo hubiera hecho dentro
92 Informe de Investigación de los primeros minutos del inicio de la liberación, la gravedad del incidente podría haberse reducido.
- La planta de Sterling no contaba con un paro automatizado del sistema de refrigeración por
amoníaco en caso de una liberación de amoníaco y dependía de la intervención humana, la cual no ocurrió durante el incidente ni la evacuación. 5.2 CAUSA El CSB determinó que la causa del incidente fue una sobrepresión en un recipiente que liberó una nube tóxica de amoníaco a través de una válvula de alivio de presión de emergencia que se abrió cerca del estacionamiento de empleados. La nube de amoníaco contenía un componente líquido significativo, lo que provocó que gran parte de ella descendiera rápidamente al nivel del suelo, exponiendo a los trabajadores durante la evacuación. Contribuyó al incidente la falta de descarga de esta válvula de alivio de presión de emergencia hacia una ubicación segura y la ausencia de controles de ingeniería o administrativos—como un paro automatizado de emergencia del sistema de refrigeración—que pudieran haber minimizado la presencia de líquido o aerosol en la liberación de amoníaco. La preparación insuficiente para emergencias en la planta de Sterling de Cuisine Solutions—incluido el Plan de Acción de Emergencia del sitio, que no aseguraba que los trabajadores pudieran evacuar de forma segura ante una liberación de amoníaco en exteriores, la falta de simulacros eficaces y la falta de un paro de emergencia eficaz—contribuyó a la severidad del incidente.
93 Informe de Investigación 6 RECONMEDACIONES Para prevenir futuros incidentes químicos y con el fin de impulsar la excelencia en seguridad química para proteger a las comunidades, a los trabajadores y al medio ambiente, el CSB emite las siguientes recomendaciones de seguridad: 6.1 INSTITUTO INTERNACIONAL DE REFRIGERACIÓN TOTALMENTE NATURAL (IIAR) 2024-03-I-VA-R1 Actualizar ANSI/IIAR 2 para incluir orientación destinada a prevenir o mitigar descargas atmosféricas con líquido o bifásicas provenientes de sistemas de alivio de presión de emergencia, como la orientación contenida en la Norma API 521, Pressure-relieving and Depressuring Systems. Como mínimo, la orientación debería: a. Identificar escenarios de riesgo, tales como recipientes de compensación horizontales y otros recipientes que contengan líquido saturado con poco espacio de vapor; b. Abordar consideraciones de diseño y controles para reducir la probabilidad de que los escenarios identificados deriven en sobrepresión o falla de equipos y para asegurar el desprendimiento vapor-líquido (la separación del vapor y el líquido) durante el alivio de presión en los escenarios identificados; y c. Exigir salvaguardas mitigadoras en los casos en que no pueda garantizarse de manera confiable el desprendimiento vapor-líquido durante el alivio de presión. Esto también debería incluir sistemas alternativos de disposición cuando corresponda. 2024-03-I-VA-R2 Actualizar ANSI/IIAR 2 para incluir un requisito de evaluación que determine si los dispositivos de alivio de presión de emergencia descargan hacia una ubicación segura, por ejemplo mediante un análisis de dispersión. 6.2 CUISINE SOLUTIONS, INC., SITIO DE STERLING 2024-03-I-VA-R3 Reducir la probabilidad o mitigar las consecuencias de descargas atmosféricas con líquido o bifásicas del sistema de alivio de presión de emergencia de la refrigeración por amoníaco en la planta de Sterling. Como mínimo:
94 Informe de Investigación a. Identificar escenarios de liberación con líquido o bifásicos, en particular para tambores de compensación horizontales y otros recipientes que contengan líquido saturado con poco espacio de vapor; b. Implementar controles de ingeniería para reducir la probabilidad de escenarios de alto nivel de líquido, sobrellenado o sobrepresión por ebullición; y c. Implementar controles de ingeniería para mitigar las consecuencias de estos escenarios cuando su probabilidad no pueda reducirse a un nivel aceptable, por ejemplo mediante sistemas de control de presión de emergencia, tambores separadores atmosféricos (atmospheric knockout drums) o sistemas de paro automático. d. Contratar a un tercero competente para auditar los sistemas de alivio de presión. La auditoría deberá asegurar que (i) se hayan identificado todos los escenarios de alivio relevantes, (ii) los controles de ingeniería preventivos y mitigadores aborden adecuadamente los peligros y (iii) los controles de ingeniería se mantengan de manera tal que funcionen correctamente cuando se requieran. 2024-03-I-VA-R4 Implementar un historiador electrónico de datos de proceso y un sistema de gestión para asegurar que los parámetros críticos del proceso se recopilen, se supervisen y se almacenen. El sistema debe estar disponible para los técnicos de refrigeración a fin de que puedan monitorear el sistema de refrigeración y responder a, y analizar, alteraciones del proceso. 2024-03-I-VA-R5 Actualizar el Plan de Acción de Emergencia del sitio de Sterling de Cuisine Solutions utilizando orientación como la Critical Task Guidance for Ammonia Refrigeration System Emergency Planning del IIAR. Como mínimo, el plan actualizado debería: a. Abordar por separado las liberaciones de amoníaco en interiores y exteriores, incluidos los distintos tipos de alarmas y las respuestas correspondientes; b. Especificar claramente las rutas de evacuación y los puntos de reunión apropiados, incluidos los alternativos; c. Proporcionar orientación sobre el uso de mangas de viento para mantenerse a barlovento de una liberación durante la evacuación; d. Implementar estrategias de refugio en sitio, equipo de protección de emergencia y paros de emergencia, según corresponda; y e. Incluir requisitos para realizar simulacros anuales de liberación de amoníaco que incluyan a todo el personal presente en el sitio (incluidos los empleados corporativos). Los simulacros anuales
95 Informe de Investigación deben incluir escenarios separados de liberación de amoníaco en interiores y exteriores y abordar el uso de mangas de viento para ayudar a determinar rutas de evacuación, rutas de evacuación alternas, puntos de reunión y la consideración de la decisión de refugiarse en sitio. Además, los simulacros deben poner a prueba cada alarma de evacuación, el equipo de protección de emergencia y los paros de emergencia, cuando corresponda. 2024-03-I-VA-R6 Agregar una o más alarmas específicas para liberaciones de amoníaco, de modo que los trabajadores puedan responder adecuadamente a una liberación. La señal distintiva de cada alarma deberá documentarse en el Plan de Acción de Emergencia actualizado y podrá incluir múltiples alarmas y respuestas diferenciadas, como una para refugio en sitio y otra para evacuación.
96 Informe de Investigación 7 LECCIONES CLAVE PARA LA INDUSTRIA Para prevenir futuros incidentes químicos y con el fin de impulsar la excelencia en seguridad química para proteger a las comunidades, a los trabajadores y al medio ambiente, el CSB insta a las empresas a revisar las siguientes lecciones clave:
- Las empresas deben asegurarse de medir y almacenar datos de proceso de modo que, cuando
ocurra un incidente o una alteración del proceso, puedan analizar los datos, determinar las causas y realizar cambios para detener la alteración o prevenir otro incidente. La imposibilidad de acceder a dichos datos de proceso puede ocultar problemas graves de control del proceso. Los empleados no pueden responder a una alteración del proceso ni prevenir futuras si no pueden ver cómo se desarrolló dicha alteración. Investigar un incidente sin datos de proceso suficientes dificulta la investigación y hace más probable que se repita un incidente.
- Si bien un análisis de dispersión no relaciona la nube visible con la nube tóxica, dicho análisis,
cuando se combina con un video de la nube visible, muestra claramente que gran parte de una nube tóxica de amoníaco también puede ser invisible. NO se acerque a una nube de amoníaco sin el equipo de protección personal (EPP) adecuado.
- Los efectos de estela de edificaciones (building wake effects) y otras consideraciones complejas
de flujo también deben evaluarse en los análisis de dispersión, cuando corresponda, para asegurar una descarga segura a la atmósfera y una evacuación segura cuando sea necesaria.
- En los sistemas de alivio de refrigeración por amoníaco, la fracción líquida en una liberación en
aerosol, la velocidad de descarga, la orientación de la descarga y la elevación de la descarga están estrechamente interrelacionadas y deben estudiarse en cualquier caso de alivio atmosférico para asegurar que las válvulas de alivio de presión de emergencia descarguen de manera segura a la atmósfera.
- Las alarmas distintivas o las alarmas específicas para determinados escenarios de liberación
permiten que los trabajadores respondan adecuadamente y con rapidez ante una liberación. Los distintos escenarios de liberación deben documentarse en el Plan de Acción de Emergencia y pueden incluir múltiples alarmas y respuestas diferenciadas, como una para refugio en sitio y otra para evacuación.
- Se debe capacitar a múltiples empleados para realizar tareas simples, como el uso de un
dispositivo de paro de emergencia. Un Plan de Acción de Emergencia bien diseñado debe incluir procedimientos simples que empleados de respaldo puedan ejecutar en caso de que el personal especializado no esté disponible o quede incapacitado durante la emergencia. La implementación eficaz de un Plan de Acción de Emergencia debe incluir elementos como el uso del botón de paro de emergencia cuando se pueda acceder a él de manera segura, junto con simulacros periódicos para asegurar que todo el personal presente en el sitio comprenda claramente sus funciones en una emergencia, aun cuando dichas funciones se limiten a una evacuación segura.
97 Informe de Investigación
- Las empresas deben asegurarse de implementar plenamente todos los elementos y requisitos del
PSM en sus programas y de que cualquier brecha sea abordada.
- Cuando estén instaladas, las acciones de emergencia automatizadas pueden acelerar la respuesta
ante una liberación, minimizando así la cantidad liberada y las consecuencias de una liberación del sistema de refrigeración por amoníaco.
98 Informe de Investigación 8 REFERENCIAS [1] Cuisine Solutions, Inc., "About Cuisine Solutions," 2024. [Online]. Disponible en: https://mycuisinesolutions.com/pages/about-cuisine-solutions. [Accessed 26 September 2024]. [2] Cuisine Solutions, Inc., "Industries We Serve," Cuisine Solutions, 2024. [Online]. Disponible en: https://cuisinesolutions.com/industry/?. [Accessed 27 September 2024]. [3] Cuisine Solutions, Inc., "Our Global Presence," Cuisine Solutions, 2024. [Online]. Disponible en: https://cuisinesolutions.com/our-global-presence/. [Accessed 26 September 2024]. [4] U.S. Department of Labor, Occupational Safety and Health Administration (OSHA), "Occupational Safety and Health
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102 Informe de Investigación
Consejo de Investigación de Seguridad Química y Peligros de los Estados Unidos Miembros del Consejo de Investigación de Seguridad Química y Peligros de los Estados Unidos
Steve Owens Presidente
Sylvia E. Johnson, Ph.D. Miembro
FD06380 | 2002_美国_Motiva_Enterprises_Sulfuric_Acid_储罐爆炸-_Motiva_Enterprises_Sulfuric_Acid_Tank_Explosion.pdf
分类:06_境外及港澳台调查报告 | 年份:2002 | 地域: | 严重程度: | 场所: | 起火原因:燃气/爆炸 | 来源格式:pdf
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1 UNITED STATES OF AMERICA
CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
- + + + +
PUBLIC MEETING: MOTIVA ENTERPRISES LLC INVESTIGATION
- + + + +
Wednesday, August 28, 2002
- + + + +
The Board met in the Christiana Ballroom of the Wilmington/Christiana Hilton Hotel, 100 Continental Drive, Newark, Delaware, at 9:00 a.m., Carolyn Merritt, Chairman, presiding.
BOARD MEMBERS PRESENT:
Carolyn Merritt Chairman Gerald V. Poje, Ph.D. Member Isadore (Irv) Rosenthal, Ph.D. Member Andrea Kidd Taylor, Dr., P.H.MSPH Member John Bresland Member
Charles Jeffress Chief Operating Officer Christopher Warner General Counsel
INVESTIGATIVE TEAM MEMBERS PRESENT:
David Heller Lead Investigator Michael Morris Investigator Don Holmstrom Recommendations Specialist
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2 C O N T E N T S
AGENDA ITEM PAGE
Opening Statements
Carolyn Merritt, Chairman ....................3
Senator Joseph Biden ........................11
Congressman Michael Castle ..................24
Secretary Nicholas DiPasquale ...............31
CSB Presentation
Background ..................................45
Incident ....................................49
Key Findings ................................58
Root and Contributing Causes ................84
Recommendations ...................................89
Public Comments ...................................98
Board Discussion and Vote ........................114
Closing Statements and Adjourn ...................120
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CHAIRPERSON MERRITT: Thank you everyone for being here. The meeting will come to order. Welcome to this public meeting of this U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board, the CSB. I'm Carolyn Merritt and I'm Chairman.
With me today are my fellow Board members, Dr. Andrea Taylor, Dr. Irv Rosenthal, Dr. Gerald Poje, Mr. John Bresland. Also with us this morning is the Agency's Chief Operating Officer, Charles Jeffress and its General Counsel, Christopher Warner and members of the staff.
This is my first public meeting with the CSB as Chairman and it's a privilege for me to be here. John Bresland and I were just confirmed by the U.S. Senate on August 1st. This also marks the Board's first meeting in the State of Delaware. Unfortunately it's a sad event that makes this meeting necessary. As all of you know, on July 17th last year, a serious explosion occurred at the Motiva Oil Refinery in Delaware City.
The explosion occurred as workers with welding and burning equipment were attempting to repair a catwalk above a 415,000 gallon storage tank
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The finding of an important regulatory hole sets our work apart from other agencies. The CSB was specifically established by Congress to study the overall system of chemical safety regulation and management. The regulations we consider today will, I hope, emphasize how important it is to properly implement and adhere to safety procedures in our manufacturing facilities.
The cost of not implementing effective accident and release prevention programs is very high indeed.
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A severe accident can cause unacceptable consequences, loss of life, impact on the environment, and heavy financial cost to the companies. Companies that are predictive, preventive and proactive can limit such losses. The Chemical Safety Board has the job of investigating after the fact to identify the causes of these losses. Predominantly we find that these accidents could have been avoided if management systems had been more effective.
There has been a tremendous level of interest in this accident nationally but especially within the State of Delaware. The Jeffrey Davis Above-Ground Storage Tank Act passed on June 20th is one measure of this heightened attention to the importance of safety issues. I commend Governor Minner, State Senator McBride, and the Delaware State Legislature for their leadership on this issue and I look forward to ongoing cooperation between the CSB and the state government in helping to make this law as effective as possible.
Present today at the hearing are Senator Joseph Biden, Congressman Michael Castle and Nicholas DiPasquale, Secretary of Natural Resources and Environmental Controls.
Also present
Brian Bushweller, State Director for Senator Thomas Carper.
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The people of Delaware, I believe, are resolved that there be no repetition of the Motiva accident.
Congressman Castle, Governor Minner, Secretary DiPasquale, we of the Chemical Safety Board share your strong resolve. These accidents are avoidable. We hope to count on your enthusiastic support in seeing that our recommendations through to swift action.
Whatever recommendations we do adopt this morning, we will carefully track to completion over the coming months. Industry associations, unions and regulatory agencies have an important role in reducing catastrophic accidents through their oversight and advocacy. The circumstances that caused the accident probably exist elsewhere as we are holding the hearing on these events today. Prudent companies and unions will learn from the Motiva events and take the findings of cause and carefully examine their own sites to see if they can prevent this from happening there.
If they find some lapses, they can take steps to correct the problem now and avoid similar catastrophes. They can save lives, prevent damage to the environment, and protect the financial well-being of their own companies.
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Following opening remarks this morning, our format today will be first a presentation by the investigators of the central findings and conclusion on the cause of the Motiva accident. We'll then have an opportunity for Board questions. And then we'll proceed to the staff recommendations and we'll also be followed by Board questions. If time available we will then open the floor to entertain comments, but not questions, from the public and we would ask you to limit your comments to three minutes.
If the Board satisfied, we'll move then to vote and approve the overall report. If approval by the Board of the report, it will be available shortly following on our website which you can look up at www.chemsafety.gov. If you're a member of the public who wishes to offer a verbal comment, please register at the sign-in desk and your name will be called in due course but we reserve the limit -- we reserve the right to limit comments based on time.
With that, I'd recognize other Board members for any brief opening remarks. Dr. Poje?
DR. POJE: Yes, thank you, Carolyn. Thank you for that introduction to today's proceedings. But first I would like to publicly welcome you and John Bresland to the Chemical Safety Board. Prior to your
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8 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 arrival, the CSB had been absent a chair for more than two and a half years. This month also marks the first time ever that a full five-member Board has met in session. Both actions are major milestones in the evolution of the Chemical Safety Board.
I'm excited about your entry into the agency and thankful for the actions of President Bush to nominate and the U.S. Senate to confirm you to your positions. Modesty denies you the opportunity to present yourselves, so let me.
Carolyn Merritt was most recently the Senior Vice President for Environment, Health and Safety at IMC Global, Incorporated in Northbrook, Illinois. In 1994, she was a senior project manager with RMT/Jones and News, Incorporated, a major environmental consulting firm in Houston, Texas. From 1988 to 1994, she was with Champion International Corporation, first as a manager of solid and hazardous waste and then as a manager of environment, health and safety.
Mr. John Bresland, a native of Northern Ireland, you'll hear that in his comments, became a U.S. citizen in 1983 and most recently he worked as President of Environment and Safety Risk Assessment, LLC, a New Jersey based process safety consulting
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Turning to today's session, Motiva's spent sulfuric acid failure, while unique in the annals of the Delaware City Refinery, part of a larger legacy of major tragedies involving tank failures. On January 2nd, 1988, the Ashland Oil Facility outside Pittsburgh, Pennsylvania, failed catastrophically, spilling a tidal wave of millions of gallons of fuel oil over the dikes and into the Greater Ohio River drainage and threatening the water supplies for millions downstream.
On October 16th, 1995, the Pennzoil Refinery in Rouseville, Pennsylvania became engulfed in a major fire and explosion that killed five and caused serious injuries. Parallel to the Motiva incident were deficiencies in vessel design, integrity and maintenance programs, problems in the hot works activity and material containment problems. Assuring
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CHAIRPERSON MERRITT: Thank you, Dr. Poje. Dr. Taylor?
DR. TAYLOR: No other comments other than just to welcome you again, to the Board and to welcome everyone here.
CHAIRPERSON MERRITT: Thank you. Dr. Rosenthal?
DR. ROSENTHAL: Likewise, welcome aboard, Carolyn and John. Good to have you and looking forward to working with you.
CHAIRPERSON MERRITT: Mr. Bresland?
MR. BRESLAND: Madam Chair, like you, I'm also a new appointee to the Chemical Safety Board. I'm very honored to have been given this opportunity. This my first public meeting of the Board. I've been working in Washington for approximately three weeks,
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CHAIRPERSON MERRITT: Thank you. At this time, I'd like to introduce Senator Joseph Biden. He a Senator from Delaware. He was elected at age 29 in 1972 and re-elected every six years since then. He's a graduate of the University of Delaware and Syracuse University Law School. He has a long-standing interest in environmental issues. Last month as Chairman of the Judiciary Committee, Subcommittee on Crime and Drugs, he held a hearing on whether the Federal Government has the necessary tools to enforce our environmental laws.
Senator Biden, we appreciate your appearance with us today and look forward to your statements.
SENATOR BIDEN: Madam Chairman, thank you and it was a pleasure to be able to vote for you --
CHAIRPERSON MERRITT: Thank you.
SENATOR BIDEN: -- to become the Chair of this Board which as reflected in the statements of some of your colleagues, -- has always been important but increasingly focused on by the public at large.
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I was on site at a large chemical complex, a series of complexes and Mr. DiPasquale pointed out that one of the problems that we all face as a nation here the infrastructure of many of these operations are very old and very under-maintained. And we see in the absence of a Superfund fund being in existence, we see in sharp relief, not only the financial consequences of that but the health consequences and I
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I must say, as a citizen, not as a chemist or safety expert, reading your report and other reports from the state, there seems to be -- it would be easy to draw conclusions that may not be warranted without my fully being aware of the quote "other arguments", but it's not my function here to do that. My function , as I see it, to determine whether or not there anything in a positive sense that the United States Government, the United States Senate,
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Many of us, in our personal experiences, know what that like under different circumstances and when the Board disbands, when this over, when everything gone, Mary still has five children and there still a serious, serious, serious hole in their lives, emotionally, physically and financially. And so, I know how seriously you take your charge and I just want to make it clear that there are those of us and I don't speak for any other senator or congressman, but I think you'll find that we're all in very strong support of your vigorous oversight here and us needing to be told what you need, what you need
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Mr. Jeffress an experienced hand. He knows his way around and he knows sometimes that administratively it takes a lot longer to get something done than it may be if it gets nudged legislatively and so that's -- I'm not here to tell you what to do. I'm here in part to tell you what I think I should be doing to be positive and I know it's not appropriate necessarily for you to comment on that now, but I would welcome, you know, constructive input as to whether or not you think what I'm suggesting makes sense or doesn't make sense.
I have the -- I have the good fortune of having had the number 2 person at EPA, Carol Browner and then the acting director of EPA as a former staffer and an advisor to me know, Mr. McCabe, Michael McCabe. I've tried my best to take this as seriously as possible but we would encourage your input if you have any recommendations for what we shouldn't do. There's an old bad joke, you know. I'm here from the Federal Government, I'm here to help you, you know, what I mean. We don't always help even though we intend to help.
Now, let me very briefly again, express my deepest sympathies to Mary and to her children and I
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Now, I'd also like to express my concern for the continued health problems suffered by eight workers injured in the tank explosion as well as my admiration, quite frankly, as you have observed for the heroism they showed in risking their lives during this incident. We showed it's not just fire persons and policemen and others who engage in heroic acts. It's ordinary people taking care of their mates, trying to figure out how to do the right thing, and they were heroic.
I also want to thank all of you members of the Board for coming here this morning and convening the entire panel here. It's important to us and we appreciate it. We understand that it's substantively important but the gesture equally as important to us.
Now, I've read the report, Madam Chair, and quite frankly, I was deeply troubled by the Board's finding. I was particularly disturbed with the report's conclusion that Motiva's own engineers
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In spite of these reports, Motiva did nothing even though Tank 393 was emptied three times prior to the explosion, the last time just three months before Jeffrey Davis was killed and his colleagues were injured. Most of the recommendations being made by the Board relate to things Motiva itself can do to prevent future tragedies. I call on Motiva's management to fully completely implement those recommendations as soon as possible. As far as I'm concerned, these recommendations, these policies, procedures and practices are so basic that they should have been in place long before 2001 and I say that not as an expert but just has hopefully a mildly informed citizen reading a report and understanding a little bit of the background.
We've heard a lot lately about corporate responsibility as it relates to accounting practices.
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Since July 17th, 2001 I've received through my staff, regular updates from both OSHA and from EPA. And I want to thank them both publicly for their responsiveness and their availability, to their ongoing investigations into the explosion which occurred in Tank 393. Although OSHA and EPA have brought to my attention many issues surrounding the events of that day, it the Chemical Safety Board's work which really brings all of this together. In light of the Board's report, I've instructed my staff to do two things; first, to determine whether or not OSHA safety standards can be expanded to include not only sulfuric acid, the substance at issue here in this incident, but any other chemical compounds that can result in similar catastrophic events.
Mr. Jeffress knows better than anyone that it was an administrative ruling and quite frankly, I,
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Well, rather than just go back and deal with your recommendation of making sure it's covered and that can be done administratively but as Charles will tell you, it could take a couple of years that route, we want -- I personally, and I don't know about Congressman Castle, but I'd like to see this moved more rapidly. But in the process, I'd also like to seek the expertise of the committee in question to determine whether or not there are other substances. I am not an engineer, I am not a chemist, but are there other substances that reasonably should be covered, that OSHA has the ability to inspect for and regarding. And so my staff has that effort underway with the appropriate committee staff and experts in the Senate and I will personally, with your permission, we have a letter draft for you asking for any additional recommendation you may have of what we should and should not do relative to additional chemicals if there are any. I'm not looking to over-
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Let me explain briefly. As I read the current regulations, the compound involved in this incident, sulfuric acid, not on OSHA's list of covered chemicals. OSHA defines a catastrophic release as, "A major uncontrolled emission, fire or explosion, involving one or more highly hazardous chemicals that presents a danger to employees in the workplace", end of quote. I think the Motiva explosion qualifies as a catastrophic release and yet, let me repeat, the compound involved in this incident not on OSHA's list to be covered by -- list of covered chemicals.
And we need to, I think, make sure it and explore whether there's anything else being left out that should be included in my view. Secondly, I've instructed my staff to look at how the Federal Government can help, if it can help, if it's beneficial, and I personally think it may be, to states implementing regulatory control over above- ground storage tanks, similar to what Delaware has just done this past June. If this means that the best way to prevent these disasters in the future through
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I know my business Delaware, but my business and our business also the national safety, the safety of all Americans, and the question that I'm asking for the appropriate committee to investigate whether or not there should be a national standard relative to above-ground storage tanks like Delaware has, as you so accurately pointed out, Madam Chair, expeditiously adopted. The Board's report says the Motiva put off inspecting Tank 393 in order to comply with EPA's order to inspect 18 oil tanks on the property, this despite the fact that Tank 393 apparently had serious defects that needed to be addressed, including the holes on top of the tanks and things that were obvious to even a layman's eye had they been in a position to walk around and on top of
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We need to prevent situations where corporate managers put off inspections and repairs of tanks not subject to regulation even though they present a serious risk in order to comply with existing laws that cover only some tanks. That to me not an excuse to say the law required me to look at these tanks and that was a regulation; it didn't require me to look at these tanks in the same way, so I put off looking at these tanks.
I don't find that as a rational excuse. Let me conclude by saying corporate responsibility does not end with the filing of financial disclosure. Corporations have a responsibility to repeat myself, to keep their workers and the public safe. And I want to thank the Board again for being here today, for doing such a thorough job, for allowing us to speak and I hope that -- and I can't believe they won't -- that Motiva does the right thing and fully implements that Board's recommendation.
The fact of the matter that I think that we are going to find ourselves, as a consequence of an aging infrastructure, as a consequence of increasingly difficult problems relating to the confusion that exists as a consequence of vast mergers, as a
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But, again, I thank you for your work. I thank you for being here and I truly appreciate the opportunity of being able to address you. Thank you.
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CHAIRPERSON MERRITT: Thank you very much for your comments and we look forward to working with your staff on these very important issues. And also, I wasn't able to be introduced to Mary Davis before we started. I'd like to thank you for being here and offer our condolences to your family and to yourself on the loss of your husband and father from the Board.
At this time I'd like to introduce Congressman Castle.
Congressman Castle has a distinguished career in public service. He has been a congressman from Delaware for the past 10 years. Prior to that, he was member of the Delaware House and Senate and in 1980 he was elected Lieutenant Governor and in 1984 Governor. He was re-elected in 1988. As Governor, he developed an environmental legacy program to address environmental issues in the 1980's.
Congressman Castle, thank you for coming this morning and I know that you have a continuing interest in the incidents that we are considering today. Please proceed with your statement.
CONGRESSMAN CASTLE: Thank you, Madam Chairwoman. I'd like to thank the Chemical Safety Board for being here and for all your interest in this matter.
The explosion of Tank 393 at Motiva on
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This was a preventable accident which occurred in large part because of lax corporate safety standards. Motiva was not adequately setting or enforcing maintenance and safety rules at its facility before this accident occurred. Since then, Motiva has been trying to deflect the blame. But when it comes to the bottom line, these excuses do not hold water. A man died and others were injured because of poor corporate performance and critical safety issues.
After the tragic accident last year, the U.S. Chemical Safety and Hazards Investigation Board, a federal agency for which I strongly support an increase in funding and its involvement in this case, was called in to investigate the causes and make recommendations for change. The Board does not have regulatory authority, only the power to investigate and power to recommend. CSB's findings are a strong
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I have read the CSB's report and the response prepared by Motiva. In summary, Motiva's assertions that it adhering to general industry guidelines on tank safety and maintenance are unconvincing. The accident did not happen just because a particular contract welding crew did not follow basic safety procedures as Motiva would have us believe. It was an accident waiting to happen because the tank facility was not being adequately maintained and the larger safety and maintenance plan inadequate.
While Motiva's response focuses on some of the safety steps that must be taken by its contract crews working around the tanks. I think Motiva continues to miss the overall point that the CSB makes and that Motiva's overall safety and maintenance plan and execution for this facility inadequate. It clear that Motiva has a history of non-compliance with federal environmental laws and regulations at its
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Let me give you some examples. First, Motiva should have done more to detect problems with the tanks. As you will learn, after the tanks leaked and were reportedly repaired, Motiva had three opportunities to conduct an internal inspection of these tanks, which they did not do. In fact, the inspection of Tank 393 was put off until January 2002, six months after the accident which claimed the life of Jeffrey Davis and injured eight others.
Second, Motiva should have sought outside expert help to improve the safety of the tanks. Motiva missed an opportunity to bring in experts to help design the safety systems for the tank when it was converted to at tank that would hold a more flammable substance, spent sulfuric acid. These experts could have designed tank systems that would have not leaked flammable vapors.
Third, Motiva should have done more to warn the welding crew about the potential danger of the work on the tank. An opportunity to warn Jeffrey Davis and the welding crew in the work -- in the work permit about the presence of highly flammable vapors
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Finally, Motiva apparently ignored warnings it had about the tank from other workers. An opportunity was missed when an employee wrote, an "Unsafe Conditions Report", about the tank when he refused to weld near it. Yet, his report did not lead to safety improvements for the tank.
As I said, earlier, the industrial area near Delaware City has been the victim of various environmental tragedies. In fact, something very similar occurred when I was governor in terms of chemical leaks at Formosa Plastics. As a result we shut them down in October of 1985 and one year later they came back and now are achieving lower emission levels than both state and federal level requirements and have proven themselves a good corporate citizen.
This a clear example of how tough regulations produce acceptable results. We will soon hear about the recommendations form the Chemical Safety Board about what needs to be done. But I would like to share some of my own remedies with you. For all the reasons I cited above, I believe that changes
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Motiva one of the largest refiners and distributors of oil and gasoline in the country. It owned by two of the largest oil companies in the world, Shell Oil and Aramco. There are not excuses. Aramco and Shell are big corporations which absolutely have top notch safety precautions in place.
Two, Motiva and their parent companies must admit to and correct their existing problems and work together with the community to correct and flaws. DNREC and the EPA cannot be full time police officers. Motiva, Aramco and Shell must take more responsibility and improve Motiva's performance.
Three, EPA should pursue its civil litigation on Motiva's violation of federal pollution laws to a logical end, which may result in restitution and fines but also hopefully will result in determining a future course of action to prevent this from happening again. Motiva should cooperate with DNREC at all times to fully disclose what happening at Motiva to make Motiva a good corporate neighbor to
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And fifth and finally, if Motiva unable or unwilling to remedy their problems, DNREC and the EPA must take whatever steps are necessary to obtain all safety and environmental compliance. As I lay out my thoughts, I want all of you to know that it not my intention to judge the activities of Motiva harshly or unfairly, but through my reading and my history with the state and involvement with this facility, I believe they are warranted.
The remedies I have proposed will hopefully help Motiva resolve its problems and that exactly what my comments aim to do, help Motiva become a better corporate citizen and employer in our state. The future up to Motive and they hold it solely in their hands. Finally, I'd like to thank the Chemical Safety Board for coming to Delaware today to share their recommendations and findings with all of us. The Delaware community greatly appreciates your effort to insure worker safety and the safety of our environment and the public at large.
CHAIRPERSON MERRITT:
Thank you,
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He was appointed by former Governor Thomas Carper and reappointed by the current Governor Ruth Ann Minner. He has served for the past 15 years in management positions with responsibility for the administration of federally delegated environmental programs dealing with the regulation of air, water, pollution, waste management and hazardous substance cleanup both in Delaware and in Missouri. Secretary DiPasquale, we welcome you and look forward to your comments.
SECRETARY DiPASQUALE: Thank you, Madam Chair and I appreciate the opportunity to provide comments on the Chemical Safety Board report. I'll try not to be duplicative and there a few points that I want to try to elaborate on hopefully to the benefit of the Board.
And you've pointed out, I've been serving as Secretary since April of 1999 and I have served in
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In my remarks this morning, I'd like to summarize the actions that the state has taken in response to the July 17th, 2001 incident at Motiva and provide some general context for those remarks with respect to corporate responsibility as well as the limitations on our environmental laws, which I think might need to be addressed.
With respect to the state response to the tank incident the governor demanded that Motiva agree to undertake a third party audit of its mechanical integrity programs at the refinery and to implement recommendations for improvement, findings consistent with your own. DNREC also has filed a civil complaint in Federal Court against the refinery for environmental impacts resulting from the tank collapse including air quality and hazardous waste violations. EPA likewise, filed a federal action for Clean Water Act violations and we have moved that those two suits be joined in Federal Court.
The General Assembly passed as several speakers have mentioned, passed Governor Minner's legislative initiative regulating above-ground storage
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As you probably know, the Delaware Department of Natural Resources and Environmental Control has a long history of regulatory oversight of the Motiva Delaware City Refinery. That oversight ranges from permitting, air emissions and waste water discharges, to regulating the transfer storage and disposal of solid and hazardous wastes. We also regulate the management of extremely hazardous substances at the facility, a program that's consistent with the risk management program under the Federal Clean Air Act.
The refinery holds more operating permits from our agency than any other industrial facility in the state. The facility has also consistently violated many of our environmental laws and regulations over many, many years since it originally started operation. Having said that, the findings of the Chemical Safety Board are consistent with and reinforce the observations of the Department of Natural Resources and Environmental Control with respect to the mechanical integrity issues at the refinery.
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We recently reviewed the nature of those violations and we've estimated that approximately 70 percent of the environmental violations at the refinery during the past six to seven years were directly attributable to the lack of an effective maintenance and repair program for industrial process equipment. I'd like to point out and I will later in my testimony that the environmental laws are not structured to regulate those industrial process equipment. Typically, we pick up violations at the end of a discharge pipe or at the end of a smoke stack.
As Senator Biden pointed out, the financial scandals of recent months have raised questions about corporate integrity and responsibility regarding accounting and reporting practices. I think similar questions can be raised about the corporate responsibility for environmental compliance as well. In the first instance, such practices put shareholders' financial health at risk in the latter, the public's physical health. Fortunately this behavior involves only a small fraction of the corporate community. Unfortunately, I would include Motiva's Delaware City Refinery in that group.
There a myth that compliance among large
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We've found that corporate mergers and acquisitions can create incentives to delay maintenance and repairs and other needed capital investments. Clearly this the case in the petroleum refining industry today in general and with this facility in particular. In response to concerns about maintenance, repairs and mechanical integrity of the Delaware City Refinery, Governor Ruth Ann Minner took the unprecedented step of demanding that Motiva pay for a third party operations and maintenance expert with substantial hands on experience in refining to review Motiva's mechanical integrity programs,
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If they don't abide by those provisions, I think it's her intent to shut this facility down as difficult as that may be not only for the economy and for continued provision of gasoline and other fuels but also for the workers that work at the plant and the contractors that work there. But her resolve unmistakable. She has made it very clear to them that if they don't begin complying with the environmental laws of this state, they will not be allowed to operate.
The goal of the evaluation to insure public health and safety and protect the environment by determining if the refinery has minimized risks of operation by appropriately taking into consideration the applicable industry standards and good engineering practices for maintenance, equipment repair, inspection, testing and replacement.
In summary, the scope of work being
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We intend, certainly to hold that information confidential because it such, it's protected under state and federal law but we want the company to show us, to demonstrate to us that they're making the capital investments that need to be made in order to operate that refinery safely.
Recommendations that result from the review for improvements, the refinery's mechanical integrity programs will be part of a legally binding agreement between the state and the refinery and will include stipulated penalties that will be imposed
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With a few important exceptions, the nation's environmental laws do not reach into industrial processes. They set standards for air emissions and water discharges at the end of the pipe or the top of the smoke stack. Two very notable exceptions are the Resource Conservation and Recovery Act whose provisions are considered preventative in nature, doing things to keep accidents or keeping releases from occurring, as well as the risk management program under Section 112(r) of the Federal Clean Air Act Amendments of 1990 which requires risk management planning, hazards assessment, emergency response planning and prevention programs for extremely hazardous substances.
The scope of these laws, however, relatively limited. RCRA only applies to hazardous wastes. So tanks and containers holding chemical products or intermediates are not covered. In the later instance, extremely hazardous substances are only a small subset of chemicals in use, albeit the ones that represent the greatest potential risk of catastrophic accidents, the origins of the law are the result of the Bhopal incident, as you well know, which
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But by and large the other laws do not impose requirements or standards for inspection, maintenance or repair of industrial process equipment and I think that's an important point. We need to get into the operations of these facilities. Their jurisdiction limited to requirements for the use of pollution control equipment. A release or exceedence has to occur before the enforcement action can be taken.
The explosion and sudden tank collapse at the refinery that resulted in the release of spent and fresh sulfuric acid illustrates gaps in both federal and state regulatory programs. The company admitted the tank had a history of corrosion problems. Work orders for repairs had been submitted but the work had not been initiated. The tank collapse and release killed one worker and injured eight others, caused widespread contamination at the facility, released over a million gallons of sulfuric acid contaminated with hydrocarbons to the land and water and resulted in the fish kill and other environmental damage.
The spent acid not considered a hazardous waste because it's reclaimed and reused as part of the process. Nor it considered an extremely hazardous
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I think Delaware has one of the most comprehensive programs in place and the regulatory requirements will flow from that. It's a fairly comprehensive program. We even regulate tanks between 250 gallons and 12,500 gallons. We require them to at least register, tell us what's in the -- what's contained in those tanks, what they're made of, whether or not they're compatible with the structural material of the tank, with the assumption that if we find that there are certain classes of tanks within that category that need to be regulated, we'll be able to come back to the general assembly and subject them to further regulation.
Tanks above 12,500 gallons then are subject to nearly full regulation under the program with few minor exceptions. In response to the Motiva collapse, along with other releases from above-ground tanks, Governor Minner proposed and the General
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The legislation applies to tanks of certain minimum size containing circular regulating compounds so it's not just waste, it's a full panoply of chemicals that are in use currently in industry. Smaller tanks that are not subject to regulation must be registered with the Department so we can create a statewide inventory of those tanks. The legislation also requires tanks to be labeled so that emergency responders will be better informed as to the contents of tanks. DNERC will be able to conduct unannounced inspections of tanks and tank owners will be required to maintain inspection of tanks and tank owners will be required to make those records available to the Department.
Our agency currently working with an advisory group to craft the regulatory framework that we expect -- and we expect it completed in sooner than
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There are a number of federal and state laws that were violated due to the releases at Motiva and their impacts. As a result, the Department and EPA filed complaints in Federal Court in July. EPA's complaint alleges violations of the Clean Water Act and Delaware's complaint alleges violations stemming from unpermitted air discharges and operating hazardous waste facilities without permits. The state complaint also seeks to recover investigative and response costs incurred by the Department and to have the Court's mandate that Motiva develop and implement an environmental management to assist them in achieving compliance with the environmental requirements. We have pursued that in a number of enforcement cases and we found that having those systems in place, if companies choose to use them, helps them gain compliance.
In closing, I'd like to compliment the Board on its report and findings. The report direct
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If they continue this course, they will be shut down by this governor. I'm convinced of that. I appreciate the opportunity to speak with you this morning. I certainly want to work with the Board and the Department staff will certainly be available to have further discussions with you and I thank you for allowing me to speak today.
CHAIRPERSON MERRITT: Thank you. At this time, I'd like to thank Senator Biden and Congressman Castle and Secretary DiPasquale for their comments. I know you have other responsibilities and we appreciate
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At this time, I'd like to ask Charles Jeffress if he would proceed with the staff report.
MR. JEFFRESS: Thank you, Madam Chair. The Chemical Safety Board following an incident such as happened here in July of 2001 dispatches a team of investigators to the site to begin our investigation. That team represented here today. The leader of the team, the investigator in charge David Heller and David will be the primary presenter today of the report.
Also on the team investigator who will participate in the presentation Mike Morris and with them also on the team Don Holmstrom, the recommendation specialist from the agency who will present the recommendations.
The team goes on site to do their investigation. They continue with the interviews, a review of evidence. They then continue with research on incidents of this type, equipment of this type, processes of this type, what appropriate rules and best practices there are governing operations of this type. They develop a draft report among the staff and then present that report to the Board. Today what
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MR. HELLER: Thank you, Mr. Jeffress. Madam Chair, Board members, Mr. Warner. This morning, Mike Morris, Don Holmstrom and I will be presenting to you the results of the CSB's investigation of the July 17th accident at Motiva Enterprises Delaware City Refinery in Delaware City, Delaware. After an introduction of some background, Mike will present a summary of the incident. I'll then detail our key findings and our determination of root and contributing causes. We'll then take a short break.
We'll return. Don Holmstrom will present the recommendations arising from our investigation. There will be a number of opportunities for you to ask questions of us as we proceed through the presentation.
In addition to Mike and Don, the CSB team who participated in the field phase of the investigation and in the research and analytical work included Kevin Mitchell, Steve Wallace, Giby Joseph, Shannon Jones and Steve Selk. I'd also like to
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On July 17th, Jeffrey Davis, a boilermaker with the Washington Group International or WGI, Motiva's primary maintenance contractor, was killed when Tank 393, a spent sulfuric acid storage tank failed as the result of an explosion. The shell of the tank separated from its floor, releasing its contents. The ensuing fire burned for close to one- half hour. Eight contract workers were also injured.
Three other acid storage tanks lost their contents due to leaks caused by the force of the initial blast and the ensuing fire. In total, the EPA estimates that 1.1 million gallons of acid were lost to the environment in the incident and its aftermath and Motiva has estimated that 99,000 gallons of acid were released into the Delaware River.
Now, the Delaware City Refinery located on the river. It can process 140,000 barrels per day
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We'd like to spend some time talking you through the situation or the acid tank farm. These are the tanks in this tank farm. There's six tanks that were built in I think it was the late `70's and the picture up on the board here, on the screen here, shows the three west tanks, 396, 391 and 392. The tanks are about 47 feet in diameter, 32 feet tall to give you an appreciation for the size. They're about 20 feet across from each other in the east/west direction and about five feet apart in the north/south direction.
This a view taken from the northwest looking towards where 393 would have been. This 393 on its side, 394 in the background and 396 in front. You can see some of the fire damage on 394 and 396. Again, there are six tanks in the sulfuric acid tank farm. They provided storage for both fresh and spent sulfuric acid for the refinery's alkylation process and the tanks had a capacity of 415,000 gallons each.
Concentrated sulfuric acid used as a
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Now, to have an explosion three conditions are required; fuel, oxygen and a source of ignition and these are the three sides of the fire triangle. Take one away and an explosion cannot occur. Now, these conditions came into alignment on July 17th,
- The tank normally contains sufficient fuel but
the very nature of spent sulfuric acid, a condition not well understood by those working that day.
And inerting system was not doing its job and allowed air, which oxygen, to enter the tank. The purpose of an inerting system to reduce the concentration of flammable vapors and air in the vapor space of a vessel below the point at which a mixture can sustain combustion. And finally, hot work, burning and welding to cut metal which generated sparks, was being conducted around the tank with holes due to corrosion. And these holes provided a pathway for the sparks to meet the flammable atmosphere inside
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MR. MORRIS: Thank you, David. Madam Chair, Board members, Mr. Jeffress, Mr. Warner, the July 17th incident was preceded by a few important events, but before we get into that I would like to show you a couple slides to give you an idea of what was up and down on the catwalk. The slide up here looking south from a tank from above Tank 393, this area looking south toward Tank 395.
This the grating that we'll be talking about in the catwalk sections. You can see the stairs in the back. Those are going down Tank 395. This slide looking south from above Tank 396, from there, looking down to Tank 392. And again, you can see the catwalk sections and the grating sections. Work that was being done up there that day and the previous days was sections of this catwalk that were corroded were being cut out and replaced with new sections. How they did it was they would cut out a section and then they would immediately replace that section with a new section so they would not leave any holes.
A couple of -- again, the corroded catwalk above the acid storage tanks was what the assignment
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That operator went onto write an unsafe condition report outlining the hazards that he believed existed in the acid tank farm. The time line for the July 17th event, the beginning of the shift, four workers were assigned the catwalk job. They went to the acid unit to try and obtain a hot work permit for that day. Around 7:50 a.m. acid unit management issues a hot work permit. Workers begin carbon arc gouging on the grating directly over Tank 396, in this area. Now, I'd like to explain what carbon arc gouging . It's a method of cutting. It uses and electric arc generated between the tip of a carbon rod and the piece of work. It generates high heat and melts the metal and then a stream of high pressure air, streams down the carbon and blows away the metal
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Work in the morning was on this section of grating in this area. They replaced -- they would cut out these sections and then replace them and then between 12:00 and 12:30, they broke for lunch. Now, at 12:30 they returned. The grating that they cut out in the morning, they stacked in this area right here. And when they returned from lunch, the workers lowered the grating down, the cut-out grating, and they stacked it along the north wall inside the dike.
Around 1:30 two workers resumed carbon arc gouging on the catwalk above Tank 393. What they were doing at this time, since they replaced this catwalk section in the morning, they were beginning work over here and their thinking was to work back towards Tank 396 for the afternoon work. Upon doing this, sparks either entered holes in the roof of Tank 393 or they contact fumes escaping from those holes and this triggers an explosion, a blast which ignites vapors, triggering an explosion and lifts Tank 393 off the ground, separates the shell from the tank floor and sends it 40 feet to the north landing across the dike wall and releasing the contents of its sulfuric spent acid.
Jeffrey Davis was killed in the collapse
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This a map of the Delaware City Refinery, in this area. This the Delaware River. Another point of reference the Red Line Creek to the north and this the Delmarva Power and Light Channel. The release of acid went in several directions. One direction -- this the acid tank farm. One direction that it took was to the south. It entered the oily water sewer system of Motiva's waste water treatment and it made its way underground to the waste water treatment plant in this area and then was released and made its way into the Delaware River. Also, sulfuric acid was released to the east and this acid made its way into the storm water sewer. The storm water sewer runs underground and discharges into the Delmarva Light Channel. This was a significant portion of the
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Also acid release flowed to the northwest around these ash ponds and made its way into a tributary of Red Line Creek in this area. At this time I will be able to answer any questions that the Board may have.
CHAIRPERSON MERRITT: Yes, are there any questions from the Board?
DR. POJE: Yes, I have one. Yeah, if you could clarify for me, Mike, a couple of points; one that the work began at 7:50 in the morning. What was your estimate temperature then and temperature around 1:30 or so?
MR. MORRIS: The actual temperature was, the low that day in the morning was 71 degrees and it increased to 85 degrees in the early afternoon.
DR. POJE: Part of my concern there would be the release of vapors in a much higher temperature might be much greater than in the morning.
MR. MORRIS: Correct.
DR. POJE: The second issue the diking area. Can you describe for me what the nature of the dike was, what size release was it designed to
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MR. MORRIS: Sure. The dike wall around these six acid tanks designed to contain 100 percent of the largest tank inside of the dike. So it could contain 110 percent of any of these tanks, since they were all the same size. The type of release that occurred on the 17th was a catastrophic release, which the dike not built or designed to contain something like that. Dikes are usually built to contain a small leak, a steady leak, nothing with this catastrophic amount in this short amount of time.
DR. POJE: Just one more clarifying point; you did say that the tank, when it had a degradation in it, released off of its base and was propelled for some distance beyond where it had originally stood. How far was that distance?
MR. MORRIS: It was approximately 40 feet.
DR. POJE: And what was the distance between 393 and 394 and the distance between 393 and 396?
MR. MORRIS: The distance between the tanks north and south was approximately five feet and I believe the distance between the tanks east and west was 19 to 20 feet.
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DR. POJE: I'm presuming there's no real analysis that says it couldn't have gone in the west direction or in the south direction if it was propelled off of that base.
MR. MORRIS: Correct, it was -- it just happened to go to the north.
DR. POJE:
So we
are
another happenstance to be had of a failure that wasn't even more monumental than the one that occurred that day.
MR. MORRIS: Correct.
MR. BRESLAND: Mike, the employees who were working at the time, were employees of which company?
MR. MORRIS: They were employees of Washington Group International, a contractor that the primary maintenance contractor of Motiva.
MR. BRESLAND: And how long had they been working at the facility?
MR. MORRIS: Each individual worker?
MR. BRESLAND: Well, as I understand there were four workers working on or around the tanks during that day.
MR. MORRIS: Correct.
MR. BRESLAND: there kind of a general time frame of how long --
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MR. MORRIS: The range of the four workers was I believe one worker had been there pretty much consistently throughout his career for over 20 years. Another one of the workers was there throughout his career for 15 years. Two of the other workers were apprentices or journeyman, apprentices, I believe, and they had been there a short time, maybe one to two years, not consistently in that plant but as projects would come up, they would come in and do the work and then they would go to other jobsites.
MR. BRESLAND: And there was a burning and welding procedure in operation in the plant, which I assume we'll get to later on. Had they been trained in that procedure?
MR. MORRIS: Yes, the workers that come in from Washington Group routinely go through a half a day of training of the Motiva safety practices, policies and procedures. They're shown video tapes and they are given -- they are fitted for respirators at that time and go through a long list of requirements before they are permitted to work.
MR. BRESLAND: Okay, thank you.
MR. MORRIS: Thank you.
CHAIRPERSON MERRITT: Are there any other questions?
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DR. ROSENTHAL: Yeah, just one question. You said the distance between the I guess east/west of 393 and 396 was approximately 19 feet?
MR. MORRIS: Correct.
DR. ROSENTHAL: And the catwalk was in that in between area? Where was the catwalk located?
MR. MORRIS: That catwalk was in this area between the tanks and it touched every one of the tanks, connected them and gave access to the roofs of the tanks.
DR. ROSENTHAL: So in other words, if you worked on the catwalk on one side of the tank, you weren't very far from the other tank.
MR. MORRIS: No, definitely not. The maximum distance here 19 feet and the height of the catwalks also about 32 feet which puts them right on top of the tank roofs.
DR. ROSENTHAL: Yeah, in other words, it's very difficult to isolate sources of ignition when you're working on one tank from another tank.
MR. MORRIS: Correct, it would have to be a critical thing to do. It would take a lot of planning.
DR. ROSENTHAL: Okay, thank you.
MR. MORRIS: Thank you.
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CHAIRPERSON MERRITT: Are there any other questions?
MR. MORRIS: At this time Dave Heller would like to overview the key findings of the report.
CHAIRPERSON MERRITT: Following Dave's presentation, then we'll take questions and a break.
MR. HELLER: Thanks, Mike. We identified quite a few key findings, there are 15 in number to walk you through here. The first key finding an explosion in the vapor space of Tank 393 generated sufficient pressure to separate the tank's floor to shell joint. The explosion, classified as a weak deflagration, most likely occurred when either a spark from the maintenance work contacted flammable vapor coming out of one of the holes in the tank or a spark physically went through one of the holes into that vapor space of the tank.
Our second key finding covers a number of regulatory issues but first some background. First, we talk about OSHA's Process Safety Management standard, that's 1910.119 in the Federal Regulations. The Process Safety Management standard or PSM, it's a systematic approach to safety in the prevention of catastrophic incidents. And the standard details 14 elements of good safety management practice. The
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59 1 2 3 4 5 6 standard requires adherence to these elements for processes containing a specific list of hazardous substances, including flammables. Now, the key points are sulfuric acid not covered by the PSM standard. Flammables above a threshold quantity of 10,000 pounds are covered. However, in 1995, a judge ruled in a decision called the Meer decision that PSM coverage does not extend to storage tanks -- to stored flammables in atmospheric tanks even if the tanks are connected to a process that covered by the standard. 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25
Now, OSHA has not challenged this decision and atmospheric tanks or low pressure tanks not designed to withstand any buildup of internal pressure. Now OSHA did not issue any citations to Motiva under the PSM standard in the citations they issued following this incident, and that leads us to our second key finding.
Motiva did not consider the acid tank farm covered by the requirements of the OSHA PSM standard. If Motiva had followed the good process safety management practices for the tank farm processes and equipment, practices such as mechanical integrity and management of change, the incident would likely not have happened. Now, mechanical integrity a system that covers the design and maintenance of equipment
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To complete our regulatory findings, I'd like to acknowledge the recently enacted Jeffrey Davis Above-Ground Storage Tank Act. And the State of Delaware found that sulfuric acid tanks also fell outside of the coverage of the state safety process management regulation, so as a result of this incident and others, the state enacted the Jeffrey Davis Act and it's designed to control the installation, operation, and maintenance repair of above-ground storage tanks. The purpose of the legislation to provide for the safe containment of petroleum and other regulated substances in tanks that exceed 12,500 gallons in capacity.
DNREC, the Department of Natural Resources and Environmental Control in Delaware now developing the regulations under the Act to address these issues; maintenance, inspection, upgrade, closure of the vessels, along with regulations for the cleanup of spills and releases that might occur.
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Our third finding, Tank 393 and other acid tanks had a history of leaks. There was an internal inspection of the tank done in 1994. No internal inspections were done after that as we've heard brought up already by our speakers. But in 1998 there was a shell leak, there were two leaks in 1999, two leaks in 2000 and another leak in May of 2001. All these leaks were repaired except for the leak in May of 2001. This a photo of the unrepaired leak. Now, we believe this leak was about three inches in width initially. After the incident, it expanded to about 21 inches we believe from the force of the blast of the tank coming off its foundation.
This slide shows the series of carbon patches that were installed on the tank over the years to repair these leaks. There's one you can barely see down here, a circular one here, another one here, and a rectangular one here. Here's that three-inch leak and finally one you can barely see the corner of on the top. Now, these leaks were all in a vertical row on the tank and they were all in the western, southwestern, western side of that tank. It's an area where there was a level gauge and air bubbler that would contribute a little bit to that corrosion and also it's an area that would have received the most
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I'd like to show you two other holes. This was a hole that was under insulation. It was initially about two and a half inches in diameter but it was discovered after the incident. It was about 14 inches long. That increase in size was due to corrosion. Again it was under the insulation at the time of the incident but it's representative of the kind of problems that the tank was having in that vapor space and the holes that were up there.
And finally, a hole that we'll be talking about more as I guess the presentation on the inerting system, there had been a nozzle on this hole and it had corroded off. It was about a one and a half inch hole now, and the hose that supplied the carbon dioxide inerting gas to the tank was dropped into this hole through about a three-quarter inch hose, so there's a little play around all the sides of that hose. There were a number of other holes. There was a hole that was under the roof to shell seam, about a five-inch diameter hole and there was also a number of other spots. There was a gauge hatch that operators would drop down a gauge tool to see what the level in the tank was that didn't close tightly. Again, those
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Now, beyond the Project 393 other tanks in the acid tank farm had leaks also. 394, 391 and 395 were sister tanks in the acid tank farm here with the
- 395 was replaced in 1995 because of corrosion.
The two other tanks listed there, 320 and 398, were tanks that were also in sulfuric acid service that were over in the alkylation unit of the refinery and also 320 was replaced, again, as recently as five years before the incident.
Our next key finding, Motiva's tank inspectors recommended internal inspection of Tank 393 as soon as possible, in 1999, 2000 and 2001. Now the tank inspectors were certified under the American Petroleum Institute, their standards. 653 their standard for inspection of storage tanks. We'll be talking about that standard in a little more detail. Now, Motiva did not act on these recommendations to have the tank inspected. It's likely that this inspection would have identified the serious localized corrosion occurring inside the tank that resulted in the holes. They had deferred that inspection a number of times. Tank 393 was emptied three times between April of 2000 and April 2001. Each of these occasions
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It requires some juggling of inventories and acid movements, but there was no evidence that Motiva looked at alternatives for managing its acid inventories in order to conduct this inspection. Out six key finding, that design and implementation of the sulfuric acid tank inspection program was inadequate. Now, in 1994 in the last internal inspection, inspectors had recommended based on their measurements and the thickness readings that the next internal inspection be conducted in 1996 and it was never conducted.
There was another opportunity that Motiva had to determine where the leaks were and this was to do a full external inspection. Now, an external inspection could be done while the tank in operation and it requires the removal of insulation to expose areas for observation and to do thickness readings but again, it's done from the outside and it's -- you know, the tank still running. So again, it's an
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Now, for concentrated sulfuric acid, the National Association of Corrosion Engineers or NACE International, they specify an inspection period of five years for an internal inspection and two years for an external inspection. Instead, Motiva was using the American Petroleum Institute's guidelines of scheduling internal inspections for tanks every 10 years and externals every five years and again, they weren't conducting those inspections on Tank 393. They were hoping to adhere to this standard but again, 393 never got these inspections.
Now, API's tank standards are not written for sulfuric acid tanks, they're written for hydrocarbon storage in general but they're used by industry for tanks, for most tanks. Continuing on with some more information on this finding, the tank standard 653, the API standard, it requires that flaws and deterioration be evaluated and a determination made of fitness for the intended service. Tank inspection intervals need to be modified based on a service history and that can be evidence of corrosion in the tank in question or evidence of corrosion in related tanks, again, you saw the corrosion in the
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Obviously, this was evidence of deterioration in the tanks. Motiva's tank inspectors attempted to meet this requirement of the tank inspection standard and in their repeated calls for an internal inspection. It's clear that the holes in the vapor space of a tank containing a flammable atmosphere render it unsuitable for that service.
Our next finding; management stated in the interviews with the Chemical Safety Board that they did not consider Tank 393 to constitute an eminent danger to safety or the environment. They stated in interview, their belief that patching the leaks allowed the tank to operate safely even though inspectors noted that repairs were temporary and that an internal inspection was required to insure vessel integrity. They also believed that lowering the liquid level in the tank below the leak point and manage the hazards, they were focused, the plant was, in the hazards of sulfuric acid and stopping leaking of acid out of the tank and they didn't take into consideration the flammable vapors in the tank.
Now, Tank 393, our next finding, was converted from fresh to spent acid service with minimal engineering support. Now, fresh acid 99
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They installed an inerting system, they installed a combination pressure and vacuum vent to maintain tank pressure and they installed a flame arrester on this -- under this vent in case there was a problem. However, Motiva did no engineering and they did not issue an engineering request to their contractors to -- for engineering support in the work order for the conversion of the tank from fresh to spent acid. The sizing of the inerting flow requirements for normal and upset conditions was inadequate and the carbon dioxide flow was insufficient to maintain the non-flammable atmosphere in the tank. And the tank lacked a weak seam roof or other emergency venting provisions which likely would have prevented it from separating at the floor and catastrophically releasing its contents.
Our finding number 10 that Motiva did not use it's management of change practices to review the conversion of Tank 393 from fresh to spent acid
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Secondly, as part of a management of change system, there no process hazard review conducted to assess the safety of the proposed change. A process hazards review or process hazards analysis another process safety tool in which a multi- functional team reviews the hazards of a proposed change.
And finally, there was no pre-start-up safety review. A pre-start-up safety review another tool. Again, it's used after the change constructed. A team goes out to review the physical aspects of the change and if there's any changes to procedures or operating instructions, to insure the project method design and intent. And here, it's possible that the
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Our next finding, the vapor space contained flammable vapors and this was a given from the nature of spent sulfuric acid. Remember the fire triangle we looked at, this one of the requirements to have that explosion in the vapor space. On the second side of the triangle, the vapor space was not adequately inerted. The carbon dioxide flow was insufficient to keep the internal atmosphere below the flammable range. I'd like to take you through a little diagram of the inerting system.
Now, initially the refinery inerting Tank 396 and they set it up with a carbon dioxide inlet going through a pressure reducing valve into the tank was all right, but when they decided to inert 393, as we saw earlier, they took this three-quarter inch hose and ran it from this system for 396, piggybacked it over to 393. And because of the length of the hose, about a 50-foot standard length of hose and the small diameter, it was not able to pass enough carbon dioxide to put enough into the tank to keep the atmosphere below the flammable point. And again, we saw that the tank, the hose was dropped through a hole. There was room around that hole for air to get
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You saw the holes, evidence of the holes again, places where carbon dioxide could leak out, air could get in. And I think a final point was that there was on instrumentation -- there was no way for the operators to really assess if the system, the inerting system was working properly whether there was enough carbon dioxide in the tank to keep it below the flammable range.
Now, our next finding that Tank 393 exhibited severe localized corrosion beyond that considered normal in sulfuric acid service. Sulfuric acid corrosive. And when you design a tank for sulfuric acid, you typically design it with what they call corrosion allowance, some extra thickness in the metal so as that tank goes through the normal corrosion cycle, that one way we still have got all the life and integrity of the tank. But what we saw
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So at that liquid level where the water would gather either from rain water or from moisture in the atmosphere coming in through the holes, that's where we were seeing the extreme localized corrosion. Corrosion leads to holes, leads to more water getting into the tank, more corrosion.
The Unsafe Condition Report, our next finding, detailing holes in Tank 393 and 396 was submitted to management on June 27th, 2001. That was about 20 days before the incident.
Motive investigated but it did not take any actions to correct the deficiencies or implement temporary safeguards such as banning any hot work in the vicinity of the holes. Now, the operator had submitted this report after he had gone up on the cat walk to try to issue a hot work permit for the work that was being done and he obtained readings of
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Our final key finding that Motiva allowed hot work to be performed in the vicinity of a tank with holes in its roof and shell. Work should not have been authorized. Motiva was aware of the condition of the tanks and the fact that they contained material that contained flammable vapors. Workers should not have been allowed to burn or weld near the tops of the tanks. However, once the work was authorized, no precautions were taken for retesting or continuous monitoring of the area around the work. Motiva did not take other steps that could have been used to minimize the risks.
Contract workers were not aware of the hazards they faced and there was no communication between Motiva and the contractors as work methods and work locations were changed. We'll be going on to the root and contributing causes, but first, let me ask you if at this point you have questions.
CHAIRPERSON MERRITT: Yes, Dr. Taylor.
DR. TAYLOR: I want to go back to the issuance of the hot work permit and get some clarification.
MR. HELLER: Sure.
DR. TAYLOR: And I have two questions
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MR. HELLER: Right, to issue a hot work permit, you -- the field operator went up on the cat walk and took readings for sulfur dioxide and for flammables and they were negative, there were not readings so they were able to issue the hot work permit at that time.
DR. TAYLOR: Was that above both tanks or above Tank 396 or how do they do that?
MR. HELLER: Typically, the operators would go up there and they would take readings around the hole catwalk area, not just the one --
DR. TAYLOR: And on the day of the incident they did monitor.
MR. HELLER: Yes.
DR. TAYLOR: And I guess my second question then related to that what the common practice in industry concerning retesting areas where hot work performed?
MR. HELLER: Industry going more and more to -- first of all, one option continuous monitoring,
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Another method to do some retesting and retesting done if the operator, if the workers leave the area and come back, conditions could change while they're away from the area eating lunch or whatever. So retesting another option.
DR. TAYLOR: And the workers did leave and come back for lunch and then they came back.
MR. HELLER: The workers went for lunch and they came back, yes.
DR. TAYLOR: And there was no monitoring.
DR. POJE: Dave, I'm interested in a couple of aspects. One the bigger picture issues and then we'll get into something more narrow. Now, the Board, throughout our history of investigations has focused in on best practices as defined by the industry itself, frequently going to the Center for Chemical Process Safety, asking questions about what -- how does one define working around very hazardous materials and define best practice. So that has led
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Can't you give me some insights as to what kinds of approaches towards process safety management were deficient in this area? I think you've identified a few but I want you to synopsize where you've been.
MR. HELLER: Well, again, hot work one of the elements of process safety management. One of the first things that need to be done with a hot work permit to assess the area, determine what the risks are and what the hazards are. And in other standards, such as the OSHA standards for burning and welding, if there are hazards, you have to take steps to control the hazards. In this situation, we don't think the hazards could have been controlled because of the presence of all these holes on the tank.
Options are to take the work down and do the welding away from the area, wasn't possible for a cat walk which was obviously up there in place.
DR. POJE: But I also worry about the other big issue which mechanical integrity and that certainly a central issue in this whole incident, getting towards repairing work that has been corroded
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MR. HELLER: Right. Mechanical integrity programs should be predictive and should be proactive in trying to determine what problems are on a tank. Again, that's where you do your inspections, you take your tank out of service, you get the full picture. Programs and companies that have a mechanical integrity program, all their tanks are listed. There's voluminous data bases of all the tanks and all the inspection reports and a means to follow up on issues that are identified and take action where necessary and also to cross-check between various areas of similarity from different parts of a facility to see if there's any common issues that need to be addressed.
DR. POJE: So part of the Board's issues here, really, are framing what best practice from a private sector vantage point but then how does that best practice get framed in federal responsibilities through the Occupational Safety and Health Administration in this case and you're telling us that this an incident in which the company and OSHA did not consider the application of process safety
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MR. HELLER: Right, these tanks were not considered covered. They did do a number of the elements of process safety, again, there was some attempt at doing some management of change when earlier tanks had been converted.
There was procedures and so forth, all things required by process safety management, but the rigorous control of these tanks was not there.
DR. POJE: And then if you could clarify one step further, while federal regulations can speak to the big picture or what needs to be done in a certain set of elements, sometimes the practice of implementing the elements, mechanical integrity, might fall then to a private sector standard program that defines how to do things and why. Give us a little background on the API and the NACE activities here that speak to this issue of the tank's integrity and role and responsibilities for inspection on that.
MR. HELLER: The API standard used by vast parts of the industry to inspect their tanks. It's very comprehensive on how to inspect. There's checklists in the standard, what to look for and how to make repairs and it's quite comprehensive, but the key thing that they wanted to determine the frequency
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DR. POJE: But in this case, there are two different standard organizations and they're not consistent with their recommendations.
MR. HELLER: NACE was looking specifically at concentrated sulfuric acid. Again, NACE a technical organization and metallurgists and corrosion engineers. And their work and their frequencies, the five years for the internal inspections, two years for externals, followed by a lot of companies that do handle spent and fresh sulfuric acid.
DR. POJE: So in this case, NACE has very specific focus on sulfuric acid tanks and the API 653 focused more generally on --
MR. HELLER: It's focused more generally with the caveat that you have to, you know, take a look at your specific situation and modify those inspections based on what you're actually seeing.
DR. POJE: And does the API standard focus just on tanks that have flammable materials in it or does it also encompass things like spent sulfuric acid
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MR. HELLER: I think they're generally written for hydrocarbon tanks but really the API standard for construction of atmospheric storage tanks in general and most folks apply those inspection guidelines to all their tanks, not just the hydrocarbon tanks.
DR. POJE: We have a flammable incident here so --
MR. HELLER: Yeah.
CHAIRPERSON MERRITT: Andrea?
DR. TAYLOR: I just have one other question. Can you explain why the OSHA PSM standard does not cover tanks such as the tank involved in the incident?
MR. HELLER: We believe that OSHA's initial intent in the Process Safety Management Standard was to cover these tanks. They're inter- connected to a process that covered by the standard, but again, through the years, through the Meer decision and through the 21 Akzo-Noble decision another issue, this area has been muddied and it's an area we think needs to be refocused and brought under control. 22 23 24 25
CHAIRPERSON MERRITT: Are there other
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MR. BRESLAND: Yeah, I've got a couple of questions for you, David. Talking about Tank 393, as I understand it, it contained spent sulfuric acid with approximately one percent insoluble organics which we would assume would be floating on the top of the tank, and that would give you perhaps if the tank had about -- let's say the level of the tank was approximately 30 feet, you'd have three or four inches of organic layer floating on top and this may be a little bit outside the scope of your investigation, but if there are holes in the tank and you have this organic floating layer, would that give cause to an environmental compliance issue of release of VOCs?
MR. HELLER: We didn't look into the amount of emissions that could possibly be coming out of the tank. Again, the amount of organics in the tank in that layer was really never determined. Just, you know, the very nature of sulfuric acid, it doesn't take much to have a flammable atmosphere in that tank.
MR. BRESLAND: Still talking about the tank and the holes in the tank, that -- what's general industry practice when it comes to operating storage tanks which have identified holes in them caused by corrosion?
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MR. HELLER: In my experience, if you have a tank like that, you would -- you'd probably do an assessment and determine what needs to be done and I think in this situation, the determination would be to take to it out of service and get those holes repaired. Now, at a minimum to make sure that no work was being done in the vicinity of those tanks during the time it takes to get that tank down and ready.
MR. BRESLAND: Okay, thank you.
DR. ROSENTHAL: I have just one question, Dave. Was there a system in place, you know a formal system, that identified deviations from standards safety reports, identified them, assigned someone to follow them to completion, and noted where the required actions or recommended actions were actually completed?
MR. HELLER:
Yeah, there was a recommendation tracking system that covered the recommendations that came out of various tank inspection reports and those recommendations went to the unit management. It also went sometimes to higher management and what we found was that there was no one in really control with oversight to take the piece that here we have a tank with holes in it and here we have a production issue of inventory. There's no one
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DR. ROSENTHAL: I mean, yeah, there was not a closure date that was -- the recommended action was either completed or formally reviewed and signed off on.
MR. HELLER: I can't recall if the recommendations included completion dates, recommended completion dates.
DR. ROSENTHAL: All right, thank you.
DR. POJE: I have just one other issue that I wanted to raise with you, Dave. I was very happy to hear Mr. DiPasquale talk about the state's efforts, particularly in regards to the new Above- Ground Storage Tank Act that works, obviously, for the State of Delaware but it's not likely to cover other facilities in other states. And Motiva's domain includes four other major -- or three other major facilities and there are many others who use spent sulfuric acid tanks. I also was struck by the fact that EPA in May of 2000, conducted a very explicit public sector review of tank integrity but their focus was narrowed down to the oil containing tanks and they made some urgent recommendations that needed to be
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Unfortunately that blinded -- they were blinded perhaps by policy or regulatory reach into looking at spent sulfuric acid tank. that your analysis, that the EPA program restricted to the -- in the spill prevention control counter-measures program just to the oil?
MR. HELLER: Right. EPA went in and under the spill prevention counter-measures control program and it's really an oil pollution prevention program looking for spills and leaks from oil tanks. Again, they did find significant problems. Three tanks they asked to be taken out of service immediately. This in the year 2000, tanks that had never had an internal inspection since they had been built in the mid- 1950's.
DR. POJE: I think this will bear some vigilance on the part of this Board as we think about the coverage of above-ground storage tanks and roles of federal agencies.
CHAIRPERSON MERRITT: Are there any other questions? Then I think at this time I'd like to thank you, Dave, and -- oh, we're going to do root
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MR. HELLER: We identified three root causes and two contributing causes for the incident. Our first root cause that Motiva did not have an adequate mechanical integrity system to prevent safety and environmental hazards or address safety and environmental hazards in the deterioration of sulfuric acid storage tanks. Again, a repeated recommendation of the tank inspectors that Tank 393 be taken out of service as soon as possible for an internal inspection were unheeded.
A leak in the shell of Tank 393 in May of 2001 was not repaired. Instead the tank level was lowered below the leak point and the tank was allowed to remain in service. Management failed to recognize the eminent hazard posed by the holes in Tank 393 and did not promptly initiate repairs or take the tank out of service.
Our second root cause, Motiva's engineering management and management of change systems inadequately addressed the conversion of tanks from fresh to spent sulfuric acid. No engineering was done to size the inerting system for Tank 393 and as a result, the inerting flow was insufficient to
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Our third root cause finding that the Motiva hot work program was inadequate. Again, hot work should not have been authorized in the vicinity of Tank 393, but then once hot work was authorized, Motiva did not take steps to minimize the hazards such as by requiring continuous flammable monitoring.
We also identified two contributing causes, the first one being that Motiva Refinery System for investigating unsafe condition reports, informing workers about such reports and tracking the satisfactory resolution of issues was inadequate. Three weeks between submittal of the unsafe condition report and the incident, Motiva investigated, did some communications but did not correct the deficiencies and did not implement any temporary safeguards.
And our second contributing cause that Motiva Enterprises' corporate management oversight system failed to detect and hold Motiva Refinery management accountable for deficiencies in its mechanical integrity, engineering management and
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They did not question the deferrals or inquire into the basis of these deferrals. And those are our causes. Any questions at this point?
CHAIRPERSON MERRITT: Yes, Andrea.
DR. TAYLOR: Just one quickly, it goes back to the Unsafe Condition Report, you said that management did investigate after the Unsafe Condition Report was filed. Was there a report of what to do or the next steps they would take or what happened?
MR. HELLER: A member of the plant safety department, an inspector went up and looked at the situation and wrote on the back of the Unsafe Condition Report about the problem with the fumes up there and the hazards, and this information was passed to the area management. And area management was in the process of putting together a team to address a wider range of problems in the acid unit.
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They added this to that list of problems. The report gets communicated to area management safety and health department, again, that's how this inspector got involved, and the union management safety committee.
DR. TAYLOR: So they were in the process but had not necessarily -- hadn't taken any action on what improvements could be made. They were still investigating a total.
MR. HELLER: Right.
DR. TAYLOR: Okay.
DR. ROSENTHAL: I have one quick just matter of fact. You say that the corporate system failed to detect these systems. Did they have a system in place, do you know? Were there corporate audits being performed?
MR. HELLER: We did obtain some of the corporate auditing results and they were -- there was some work done in the plant for process safety management audits. Again, they didn't look at this area specifically.
DR. ROSENTHAL: So the system was in place, it just was not functioning to what we think were reasonable standards. Thank you.
CHAIRPERSON MERRITT: Any other questions?
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(A brief recess was taken.)
CHAIRPERSON MERRITT: I'd like to announce at this time, also that if there are any others who would like to make a comment, you still may register out at the registration desk. We also have provided power point copies of the presentation and also copies of the executive summary. If anyone would like to have one, they are available. And we thank you for that. And with that, Charles, I'll turn it back over to you and --
MR. JEFFRESS: Thank you, Madam Chair. Now, for the final portion of the staff report are the recommendations coming out of our findings and the root causes and contributing causes. The staff has prepared recommendations for the Board to consider, to people involved and others with impact on this incident. Don Holmstrom, our lead recommendation specialist, here to make the presentation on the recommendations.
MR. HOLMSTROM: Madam Chairman, Board member, Mr. Jeffress, Mr. Warner, I will present the
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Board recommendations begin the process that eventually saves lives and protects the environment. The CSB recommendations program not only participates in the development of Board recommendations but also just as importantly, advocates for tracks and helps insure that successful adoption of recommendations. Board recommendations are issued and closed only by a vote of the Board.
The first recommendation today
a recommendation to the Occupational Safety and Health Administration, OSHA. Insure coverage under the Process Safety Management Standard, 1910.119, of atmospheric storage tanks that could be involved in a potential catastrophic release as a result of being inter-connected to a covered process with 10,000 pounds of flammable material.
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90 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22
I would note to the Board that under current OSHA definition, a process means any activity involving highly hazardous chemicals including the use, storage, manufacturing, handling for the onsite movement of such chemicals or combination of these activities. For purposes of the OSHA definition, any group of vessels which are interconnected and separate vessels which are located such that a highly hazardous chemical could be involved in a potential release shall be considered a single process.
The PSM standard applies to a process which involves flammable liquid or gas on site in one location in a quantity of 10,000 pounds or more, with the exception of flammable liquids stored in atmospheric tanks or transferred which are kept below their normal boiling point without the benefit of chilling or refrigeration. The question arises about inter-connected tanks containing flammables.
OSHA, early on, took the position that such tanks were covered by the process safety management standard.
Subsequent decisions, as indicated earlier in the presentation, such as the Meer decision and other interpretations took the position that such tanks were not covered. This recommendation seeks to insure coverage by OSHA of 23 24 25
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The next recommendation to the Delaware Department of Natural Resources and Environmental Control or DNREC. Insure that regulations developed for the recently enacted Jeffrey Davis Above-Ground Storage Tank Act require that facility management take prompt action in response to evidence of tank corrosion that presents hazards to personnel or the environment. The Jeffrey Davis Act requires DNREC to among other things, develop tank performance standards, corrective action regulations to prevent releases from above-ground storage tanks.
The next recommendation to Motiva, the Delaware City Refinery. Implement a system to insure accountability for mechanical integrity decision making that includes review of inspection reports by subject area experts, such as metallurgists, or equipment design engineers to insure adequate analysis of failure trends and suitability for intended service.
Establish a planning system to insure timely repair of equipment. The Center for Chemical Process Safety Publication Plant Guidelines for Technical Management of Chemical Process Safety Chapter 3, accountability objectives and goals,
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The next recommendation to Motiva Delaware City Refinery, review the design of existing tankage that contains or has the potential to contain flammables to insure that at a minimum, inerting systems are installed where appropriate and are adequately sized and constructed. Emergency venting provided.
The next recommendation to Motiva Delaware City Refinery, insure that management of change reviews are conducted for changes to tank equipment and operating conditions such as tank service and contents, tank peripherals, such as inerting and venting systems.
The next recommendation to Delaware City Refinery, Motiva, revise the refinery hot work program to address the circumstances that require the use of continuous or periodic monitoring for flammables. The final recommendation to Motiva Delaware City Refinery, upgrade the refinery's Unsafe Condition Report system to include the following; designate a manager with decision making authority to resolve issues, establishment of a mechanism to elevate attention to higher levels of management if issues are not resolved in a timely manner, identification of a
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The next recommendation
to Motiva Enterprises, LLC. Conduct periodic audits of storage tank mechanical integrity and design, Unsafe Condition Reports, hot work, management of change and accountability for these systems at Motiva Oil Refineries. Share the findings with the workforce. Another recommendation , communicate the findings and recommendations of this report to the workforce and contractors at all Motiva Refineries.
The next recommendation to the American Petroleum Institute. Work with NACE which the National Association of Corrosion Engineers, international to develop API guidelines to inspect storage tanks containing fresh or spent sulfuric acid at frequencies at least as often as those recommended by NACE. The American Petroleum Institute, API an oil industry trade association. It membership consists of approximately 400 companies and covers all aspects of oil and natural gas industry including exploration, production, through to refining and
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The next recommendation to the American Petroleum Institute revise API tank inspection standards to emphasize the flammable liquid storage tanks with roof or wall holes or thinning beyond minimum acceptable thickness are an eminent hazard and require immediate repair or removal from service.
The next recommendation to the American Petroleum Institute, insure that API recommended practices address the inerting of flammable storage tanks such as spent sulfuric tanks, include circumstances when inerting recommended, design of inerting systems, including proper sizing, appropriate inerting medium, instrumentation, including alarms.
The next recommendation
to NACE International.
NACE stands for the National Association of Corrosion Engineers. Work with the American Petroleum Institute to develop API guidelines to insure that storage tanks containing fresh or spent sulfuric acid tanks are inspected at frequencies at least as often as those recommended by NACE. NACE was established in 1943 and develops corrosion prevention and control standards. NACE International
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The next recommendation to PACE, the Paper Allied Industrial Chemical and Energy Workers International Union Local 2-898. Work with Motiva management on the design and implementation of an improved Unsafe Condition Report program. The final recommendation concerns the communication of findings to the following organizations; the Building and Construction Trades Department of the AFL-CIO, American Petroleum Institute, NACE International, National Petrochemical and Refiners Association, Paper Allied Industrial Chemical and Energy Workers International Union. The recommendation communicate the findings and recommendations of this report to your memberships.
That concludes the presentation on the staff recommendations. Are there any questions?
DR. ROSENTHAL:
I look at the recommendations and find them generally in order but I have one question and that your recommendation to Motiva. You don't treat with the closure on those recommendations. that my understanding, when you say in light of the findings, that's Motiva Enterprises
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MR. HOLMSTROM: Yeah, we don't currently have any language concerning the insuring, tracking and closure of the recommendation.
DR. ROSENTHAL: Thank you.
CHAIRPERSON MERRITT: Are there any other questions?
MR. BRESLAND: Yeah, I have one. Looking at the recommendations that were made to the American Petroleum Institute, the second recommendation to revise API time inspection standards to emphasize that flammable liquid storage tanks with roof or wall holes or thinning beyond minimum acceptable thickness are an eminent hazard and require immediate repair or removal. The implication on this to me that it only applies to tanks that hold organic liquids or refinery products. I would think it would be more clear in the -- especially in this particular case to include a statement that would mean that it would also apply to tanks like the spent sulfuric tank which has a floating liquid, a floating organic liquid on top of it and organic vapors in the vapor space of the tank.
MR. HOLMSTROM: That sounds like a very reasonable suggestion.
CHAIRPERSON MERRITT: How would you reword
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MR. HOLMSTROM: I think instead of flammable liquid, we would include language that addresses the -- or coverage of tanks that have a flammable vapor space.
DR. ROSENTHAL: I believe that's a substantive change more than an editorial change.
CHAIRPERSON MERRITT: Okay, all right, so then we can bring that up when we call for a vote.
DR. ROSENTHAL: Yes.
DR. POJE: And I'm presuming in response to Dr. Rosenthal's comment that you're not and staff wouldn't be in disagreement about taking action beyond the auditing into the implementation of the auditing recommendations.
MR. HOLMSTROM: I think that insuring a tracking and implementation of the audit recommendations an improvement to the recommendation.
CHAIRPERSON MERRITT: Okay, are there any other questions? Then at this time, I would like to open the floor to those who have registered to comment. There still time, if you would like to still register for comment, please do so. I may have difficulty reading your name. We'd like you to
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First, we had Marianne McGonagle. I'm sorry if I've mispronounced that.
Please
McGonagle. If you would, please, stand, say your name and come to the mike and tell me who you are affiliated with or what your interest .
MS. McGONAGLE: Good afternoon and thank you for coming here to Delaware to hold this first meeting outside of Washington. My name Marianne McGonagle and for 15 years, until about two months ago, I conducted oversight of the state agencies for the General Assembly, so I'm aware of the very good and very thorough analysis of the Motiva incident that your report has indicated here and the very strong wording on the findings and I'm here to totally support the findings as a member of the public. I'm speaking on behalf of myself but and also the fact that you did make the information available. We ran into a little problem when I first came here and the executive summary was denied to the members of the public but I thank you for releasing the information during the break.
In light of some of the findings, I had
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So I believe to my mind and there may be something that I'm missing, but to my mind, the report does not accurately address the protections for the workers and what they do when they are -- when some of these conditions are noted and here in Delaware we had some people from the refinery who came and spoke on the radio with their voice muffled who were very critical of Motiva and what happened in -- the actual workers, the people who actually do that work, were very aware of what was happening at Motiva. And you know, we don't always have this thorough follow- through on behalf of the workers. And in my own position as an oversight analyst for the General
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We have lots of regulations in place but we don't always have the money to adequately compensate for the services and I'm aware, having done these reviews, that sometimes we skimp on safety in the State of Delaware. And again, thank you for opening this up, for a wonderful report and for including the public in the process and also I want to say that I met the wife of one of the workers and we really owe these people a debt of gratitude, the men who are left with these terrible memories of this horrible accident. Thank you.
CHAIRPERSON MERRITT: Thank you, Ms. McGonagle. Mr. John Flaherty. Please introduce yourself, tell me who you are representing.
MR. FLAHERTY: Madam Chair, my name John Flaherty. I'm a lobbyist for Common Cause of Delaware. It's a non-profit, non-partisan citizen lobby organization dedicated to government reform and accountability. I'd like to echo what Ms. McGonagle said. In addition, I would like to commend the Board
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So one of the speakers talked about Motiva being a scourge on the state and I have to agree with that. Their history of contempt for the laws and contempt for the safety of the workers I think unbelievable, but I would like to thank you all for coming here and bringing this to light here today, thank you.
CHAIRPERSON MERRITT: Thank you, Mr. Flaherty. Next, Mr. Alan Muller.
MR. MULLER: My name Alan Muller. I represent an organization known as Green Delaware which primarily and environment and public health advocacy organization and I would like, first of all, to echo the comments of the previous folks and thank you for being here today. This the first time I've encountered the Chemical Safety Board and I find the entire event very interesting.
My reaction to what I've seen, I'm satisfied that you have characterized the accident
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You heard a number of observations this morning from Delaware elected officials and I believe they were made in good faith, but they don't necessarily accurately characterize the nature of Delaware's political culture which
one that historically has been overwhelmingly subservient to industrial interests and particularly to the petrochemical industry and the history that I've observed and I've lived in Delaware since 1960, that the state able to respond to a dramatic event that receives media attention but the ability of the state to follow through with regulatory initiatives less impressive and because of that, we would look for remedies based on federal regulatory programs of a compulsory nature that hopefully would not be delegated to the states.
Secondly, it's no secret that the petrochemical industry and particularly the refining industry, will continue to conduct aggressive legal and political initiatives against improved -- programs
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So the big picture that there's a very well demonstrated need for an aggressive program to bring this industry under more comprehensive supervision and I can't always do that but I can certainly echo Secretary DiPasquale's comments in that regard. I think it would not be inappropriate to note that Secretary DiPasquale not going to be in his position for very much longer and it seems very likely to me that his successor will be less aggressive than he has been in paying attention to Motiva.
Now, with regard to your recommendations, there very little said there about the issue of secondary containment or diking systems. And I think that the history of tank failures shows that it's not unusual for them to be of a catastrophic nature and the requirement that the impoundment have a volumetric capacity of 110 percent of the single largest tank clearly inadequate. Similarly, the provision of drainage systems negate the effectiveness of the dike
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Thirdly, on that point, it's clearly necessary in my view to consider the dynamics of a tank failure. In other words, we don't want the contents sloshing over the dike. So I would like to see your recommendations upgraded in that regard and I'd certainly be happy to talk to your staff about it in more detail.
With regard to inerting systems and let me go to the precise wording, if I may, this your item 2 which begins on page 11, you make reference to inerting systems installed where appropriate and adequately sized and constructed. There's no mention in here of the need to keep them in continuous operation which might seem like an obvious point but the history of this whole episode suggests the need to belabor things that should be obvious.
Similarly, I don't see any specific mention in here of the need to insure that a tank
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Now, with regard to the organizations that you recommend to be involved in this, I see no mention of the public.
I see mention of industry organizations. I see mention of unions. What about an organization such as ours, what about local emergency planning committees whose existence mandated by other federal statutes and so on and so forth, particularly, although we certainly think that the employees' unions should be involved, there are two problems there, one of which that I frankly think there's been a certain reign of terror maintained in which people fear for their jobs and consequently the labor organizations have not been as aggressive as they might have been on safety issues. I think it's been mentioned that many of the dirtiest and most dangerous jobs tend to be assigned to contractors who may or may not have either effective representation or even necessarily an effective management chain of
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So I may be talking more than I ought to be talking and I'll pipe down but I would suggest that you make an effort to revise your recommendations so as to include a broader participation, so thank you.
CHAIRPERSON MERRITT: Thank you for your comments. Next, Mr. Wally Kremer.
MR. KREMER: I represent the organization called CCOBH. It's a civic organization of 150 civic associations, 80,000 people in Northern Castle County.
CHAIRPERSON MERRITT: Did I pronounce your name correctly?
MR. KREMER: Yes, correct, thank you. I'm a chemical engineer with 41 years of industrial experience being responsible for and approving safety hazards review, risk analysis in the United States and all over the world. I commend you for coming to Delaware and I think your presentation was excellent. The total proceedings was carried out very well. And what I see so far in the report and the recommendations look good. As the previous gentleman said, there's probably some details and I would like to read it and spend some time with it and send in
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I do believe that all industry and all people from the COO to management to supervision to the individual worker need to be empowered, empowered when there a safety or health issue to right now it shuts down and then we decide what to do. And there are industries, companies in the industry that operate that way.
Secondly, there expertise and consultants that can be hired and can provide any knowledge that lacking and can help set up the appropriate system. And I recommend that companies -- the state should look at companies that are not appropriately performing, should be asked to hire those type people. I think the government needs to think about also their own industries. We have the Three-Mile Island incident which we reviewed quite a bit. There are facilities that need to have this information.
The last recommendation I think you ought to consider, I'd like you to do, with official cover letter, transmit the final report to the CEOs of the appropriate petroleum, chemical and so forth industries and the appropriate plant managers. There's an old saying that I guess, I got in the Army, 10 percent of the people never get the word. So we
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I think this may serve as many other cases of one that people can learn from, universities could use it to teach safety and so forth. And again, thank you very much for coming to Delaware. We appreciate it and the first letters you send out please send to those companies, petroleum and chemical, just north of the Delaware border. Thank you very much.
CHAIRPERSON MERRITT: Thank you for your comments. Mr. John Kearny. And if I've mispronounced your name, please say it correctly.
MR. KEARNY: You did, it's John Kearny.
CHAIRPERSON MERRITT: Kearny.
MR. KEARNY: I'm a staff attorney with the Clean Air Council in Philadelphia and the Director of the Clean Air Council here in Delaware. The Clean Air Council founded in 1967 actually the oldest non- profit environmental organization in the region. I was motivated to come up at the last minute and just say a few brief comments basically on the recommendations.
First, I would like to commend you and thank you for coming to Delaware. It does mean a lot
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But I don't think that they went far enough. You know conspicuous by its absence are any recommendations to the EPA or any recommendations that any of these be implemented as regulations that are mandatory for Motiva and the other Motivas like -- refineries like Motiva around the country. Motiva a poster child of why these should be federal standards. This year alone they've had 40 upset reports filed to DNREC, that have amount in 3500 pounds of sulfur dioxide, 40 reports alone this year.
This company has been fined over 20 times by DNREC, EPA going back to 1989. Twenty times, they've been fined and it doesn't stop. It just continues and goes on and on and on. And it shows what voluntary regulation by industry does. It doesn't work. Your recommendations here, they're excellent but they need to be enforced industry-wide. They need to be enforceable industry-wide standards.
That would be my recommendation. I also
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That's what takes place when there's not federally mandated regulations on this industry. Letting the industry do it on a voluntary basis just does not cut it. I thank you for letting me comment.
CHAIRPERSON MERRITT: Thank you. At this time are there any other comments? Please state your name.
MR. FLAHERTY: Madam Chair, my follow-on comment which I forgot to mention was there were two
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CHAIRPERSON MERRITT: Thank you for that. Yes, sure.
SENATOR CONNOR: It's kind of nice when a big guy acknowledges a little woman. I appreciate that, John, very much, and please I apologize for my back. There are several members of workforce --
CHAIRPERSON MERRITT: Excuse me, for the record, would you please --
SENATOR CONNOR: I'm sorry, State Senator Dori Connor and I represent now with the redraw of the new districts, this facility now within my senatorial district.
CHAIRPERSON MERRITT: Thank you.
SENATOR CONNOR: Lucky me. Several members of the public that are attending today were
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I lost my husband to a health issue. I cannot imagine what this like for her and her family. My boys were 14 and 17. She has a 10-year old son. It's a terrible, terrible thing. I applaud you for coming here.
I applaud the panel for their recommendations and findings. Our hearts and thoughts have to be in your actual findings of what you're going to do and how the company itself going to rectify what happened.
It was a true labor of love to have worked so diligently on the Jeffrey Davis Above-Ground Storage Tank Bill, which came as a recommendation from one of the injured parties but it did not go quite as far as we would have liked. It a step in the right direction. Do I think there will be more oversight? As my one son might say, "You betcha". And I think
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CHAIRPERSON MERRITT: At this time we would accept written comments although we are going to bring this to a vote, I'll ask the Board whether we are ready to. We do have other opportunities to include many of your comments which are broader, possibly than this event as well, and broader regulatory recommendations. We heard some this morning from Senator Biden and from Congressman Castle and we hear those statements for recommendations, broader recommendations as well, and we have many opportunities to do that outside of this forum and in addition to this forum.
But we would accept all written comments
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MR. JEFFRESS: Board discussion.
CHAIRPERSON MERRITT: Yes, at this time I would like to ask the Board if there was anything in the comments that you feel that would postpone our bringing this report, recommendations to a vote.
DR. ROSENTHAL: No. My own feeling that a number of the suggestions and recommendations on changes are valid items of attention. However, I do not believe that following our practice of not making recommendations unless they were established reasonably well on explicit findings in the report would allow us to include some of these valid subjects and valid needs for actions into the recommendations on --
CHAIRPERSON MERRITT: At this time, yes.
DR. ROSENTHAL: -- this report. So to
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CHAIRPERSON MERRITT: Okay, there any other comment?
DR. POJE: I just would like to echo what Irv said, but also what you said, Carolyn. I believe that there opportunity here for the Board to also think about other matters that have been raised today that may bear some more deliberation and maybe some more research by the Board. But the matters before us, I think, are ripe. I think they are fair for us to consider right now and I certainly would support bringing it to action by the Board.
DR. ROSENTHAL: Yes, really once the issue raised, some of the members may have suggestions around these recommendations, so -- but I think the issue should be raised and I guess one of us has to make a motion.
CHAIRPERSON MERRITT: Yes, I would call for a motion.
DR. ROSENTHAL: I'll move that we open consideration for the adoption and approval of the recommendations of the report that were raised.
DR. POJE: I'll second.
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CHAIRPERSON MERRITT: there a second? Seconded by Dr. Poje. At this time, I'd like to open the floor to any comments with regard to the report or its recommendations. Is there anyone who has a comment?
DR. ROSENTHAL: Well, I think two issues were raised in the course of the recommendations. And I'd like to discuss one of them and that in recommendation to Motiva Enterprises LLC as Mr. Holmstrom acknowledged, it might be valuable to add on a sentence and I'd put it in after the report as the recommendation now reads, "In light of the findings of this report, conduct periodic audits of the storage tank, mechanical integrity and design, unsafe conditions report, hot work, managers in change and accountability of the systems at Motiva Oil Refineries.
I would like to suggest inclusion of the sentence as follows, "Insure the audit recommendations are tracked and implemented", and then of course, keep in the last sentence which share the findings with the workforce. So I would like to make that as a formal suggestion, subject, of course, to my Board members' agreement.
CHAIRPERSON MERRITT: All right, would you
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DR. ROSENTHAL: Yes, I would move that recommendation one to Motiva Enterprises LLC be modified to include the sentence "Insure the audit recommendations are tracked and implemented", period.
CHAIRPERSON MERRITT: Fine. there a second?
DR. TAYLOR: Second.
CHAIRPERSON MERRITT: Dr. Taylor seconds that. I'd like a voice vote, please, to accept that change.
(Voice vote.)
CHAIRPERSON MERRITT: Thank you. Everyone approves. I approve. Are there any others?
MR. BRESLAND: One other suggestion for a change and this, again, refers to the second recommendation that was made to the American Petroleum Institute regarding tank inspection standards. And I'd like to suggest that we change the wording of that recommendation to the following; "Revise API tank inspection standards to emphasize that storage tanks which may contain a flammable vapor with wall or roof holes or thinning beyond minimum acceptable thickness, are an eminent hazard and require immediate repair or
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DR. TAYLOR: So we're removing flammable liquid storage.
CHAIRPERSON MERRITT: Yeah, right, we're changing it to flammable vapor. Are there any comments on that? Do make that --
DR. POJE: I second that.
CHAIRPERSON MERRITT: Okay, second that and could we have a voice vote?
(Voice vote.)
CHAIRPERSON MERRITT: With those two changes then, the motion on the floor, could you read that.
MR. WARNER: The motion on the floor, Madam Chair,
to approve the CSB report and recommendations as presented with the following changes to the recommendations. To Motiva Enterprises LLC and to the American Petroleum Institute, the recommendations as currently revised by the Board now read as follows, "In light of the findings of this report conduct periodic audits of storage tank mechanical integrity and design, unsafe condition reports, hot work, management of change and
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The second change to the American Petroleum Institute and the second recommendation now reads as follows, "Revise API tank inspection standards to emphasize that storage tanks which may contain a flammable vapor with wall or roof holes or thinning beyond minimal acceptable thickness are an eminent hazard and require immediate repair or removal from service".
CHAIRPERSON MERRITT: Okay, this has been -- a motion has been made and seconded. Are there any other comments? Then I'd like to call for a vote.
MR. WARNER: Madam Chair, with your permission, Board Member Andrea Taylor, how do you say, approve or disapprove?
DR. TAYLOR: Approve.
MR. WARNER: Board Member Rosenthal?
DR. ROSENTHAL: Approve.
MR. WARNER: Board Member Poje?
DR. POJE: Approve.
MR. WARNER: Board Member Bresland?
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MR. BRESLAND: Approve.
MR. WARNER: Madam Chair?
CHAIRPERSON MERRITT: I approve. And the vote carried.
MR. WARNER: Motion carried, five, zero.
CHAIRPERSON MERRITT: This has been an important investigation for the Chemical Safety Board and I am pleased that it has reached a conclusion. I think the investigative and recommendation teams did an excellent job as has been stated by others who are not as biased as I am. This accident was rooted in three elements; maintenance and the mechanical integrity of the tanks, management of hot work performed in the area, and the management of engineering and process changes within the plant.
Had any one of these elements been handled more effectively, this accident in all probability would now have occurred. This a message not only for Motiva but for all the companies. Process safety procedures are best management practices. Motiva very likely will take or has taken measures to insure that an accident like this won't happen again. They have a compelling reason to act as you've heard. For Motiva, the cost of this accident has not only been the loss of life and eight injuries, and the environmental and
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The monetary cost also will run into the tens of millions of dollars. By comparison, the kinds of safety programs that could have prevented this tragedy are not very costly at all. So Motiva will act, but what about the other companies out there and across the country? For the companies that have not put in place effective safety programs, this a very concerning issue. This a theme that I intend to return to throughout my chairmanship. Implementing process safety programs not only save lives and protects the environment, it's good business.
Companies can directly benefit by adopting a broader view of process safety regulations and standards. It evident from the Chemical Safety Board report that Motiva's decision not to include the tank farm within its process safety program had tragic consequences.
The Chemical Safety Board's recommendation to the U.S. Occupational Safety and Health Administration that they seek a permanent resolution of this important issue. This change will save lives. The recommendation to expand the process safety management standard will establish a baseline
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Under the Clean Air Act OSHA will have a period of 180 days to consider this recommendation. I'll be working immediately to establish a dialogue with Secretary Henshaw on this matter and to bring it to a conclusion and with the other parties that are involved who have made recommendations and have had recommendations made to them.
The next public meeting of the U.S. Chemical Safety Board scheduled tentatively for Tuesday, September 17th, in Houston, Texas. The focus of that meeting will be another important industry- wide safety issue, the problem of controlling reactive chemical hazards. I'd encourage anyone with an interest to visit our website www.chemsafety.gov for the latest information on this meeting. Like today's session, this meeting on the 17th will be broadcast live and without charge on the Internet.
I'd like to thank the investigating team; Dave Heller, Mike Morris, for their excellent work and for their thorough presentation today and I would also like to recognize Don Holmstrom, who worked closely with the team on developing the safety recommendations and also gave an excellent presentation this morning.
Finally, I'd like to thank the CSB
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With that, if there no further comment, the meeting stands adjourned.
(Whereupon, at 12:06 p.m. the above- entitled matter concluded.)
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FD06381 | 2002_美国_first-chemical-corp-reactive-chemical-explosion.pdf
分类:06_境外及港澳台调查报告 | 年份:2002 | 地域: | 严重程度: | 场所: | 起火原因: | 来源格式:pdf
1 INVESTIGATION REPORT REPORT NO. 2003-01-I-MS OCTOBER 2003 (3 Injured, Potential Offsite Consequences) FIRST CHEMICAL CORPORATION PASCAGOULA, MISSISSIPPI OCTOBER 13, 2002 KEY ISSUES EVALUATION OF REACTIVE HAZARDS APPLYING LESSONS LEARNED LAYERS OF PROTECTION WORK PRACTICES FACILITY SITING COMMUNITY NOTIFICATION EXPLOSION AND FIRE U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
2
3 T his investigation report examines an explosion and fire that occurred on October 13, 2002, at the First Chemical Corporation facility in Pascagoula, Mississippi. The decomposition of mononitrotoluene inside a distillation column resulted in a runaway reaction and explosion, with potentially catastrophic offsite conse- quences. This report identifies the root and contributing causes of the incident and makes recommendations on evaluating reactive hazards, applying lessons learned, layers of protection, work prac- tices, facility siting, and community notification. The U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board (CSB) is an independent Federal agency whose mission is to ensure the safety of workers, the public, and the environment by investigating and preventing chemical incidents. CSB is a scientific investigative organi- zation; it is not an enforcement or regulatory body. Established by the Clean Air Act Amendments of 1990, CSB is responsible for determining the root and contributing causes of accidents, issuing safety recommendations, studying chemical safety issues, and evaluating the effectiveness of other government agencies involved in chemical safety. No part of the conclusions, findings, or recommendations of CSB relating to any chemical incident may be admitted as evidence or used in any action or suit for damages arising out of any matter men- tioned in an investigation report (see 42 U.S.C. § 7412 [r][6][G]). CSB makes public its actions and decisions through investigation reports, summary reports, safety bulletins, case studies, incident digests, special technical publications, and statistical reviews. More information about CSB may be found at www.csb.gov. Abstract Information about available publications may be obtained by contacting: U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board 2175 K Street NW, Suite 400 Washington, DC 20037-1848 (202) 261-7600 CSB publications may be purchased from: National Technical Information Service 5285 Port Royal Road Springfield, VA 22161-0002 (800) 553-NTIS or (703) 487-4600 Email: info@ntis.fedworld.gov For international orders, see: www.ntis.gov/support/ cooperat.htm. For this report, refer to NTIS number PB2004-101629 Salus Populi Est Lex Suprema People’s Safety is the Highest Law
4
5 EXECUTIVE SUMMARY............................................................ 11 1.0 INTRODUCTION.......................................................... 13 1.1 Background....................................................................... 13 1.2 Investigative Process.......................................................... 14 1.3 First Chemical Pascagoula Facility .................................... 14 1.3.1 Facility Description ............................................. 14 1.3.2 Proximity to Other Industrial Complexes and Residences ................................ 15 1.4 Mononitrotoluene Process................................................ 16 1.4.1 Manufacturing and Refining............................... 16 1.4.2 #1 MNT Distillation Column ............................ 16 2.0 DESCRIPTION OF INCIDENT .................................... 19 2.1 Pre-Incident Events ........................................................... 19 2.2 Incident Description.......................................................... 23 2.2.1 Day of Incident ................................................... 23 2.2.2 Area of Impact and Potential Consequences ...... 24 2.2.3 Emergency Response.......................................... 26 2.3 Reconstructive Analysis ..................................................... 26 2.3.1 Grid Search ........................................................ 26 2.3.2 Steam Control Stations ....................................... 27 2.3.3 Thermal Stability Testing .................................... 29 2.3.4 Vessel Integrity Testing ........................................ 33 3.0 ANALYSIS OF INCIDENT ............................................. 35 3.1 Reactive Chemical Hazard Management ......................... 35 3.1.1 Background on Mononitrotoluenes.................... 35 3.1.2 Hazard Evaluation for Batch Distillation Project................................................................. 35 3.1.3 Instrumentation for Batch Process ...................... 37 3.1.4 Procedures for Batch Process.............................. 37 3.1.5 Good Management Practices ............................. 38 3.1.6 Applying Lessons Learned .................................. 39 3.2 Monitoring and Instrumentation ....................................... 39 3.3 Safe Work Practices.......................................................... 41 3.4 Maintenance Program and Equipment Integrity ............... 44 3.4.1 Steam Valves ....................................................... 44 3.4.2 Distillation Column ............................................. 44 3.5 Overpressure Protection ................................................... 45 3.6 Control Room Construction and Location....................... 46 3.7 Process Information and Retention of Records ................. 49 3.8 Community Notification System ....................................... 50 Contents
6 3.9 Review of Previous/Similar Incidents ................................ 51 3.9.1 Pascagoula Facility .......................................... 51 3.9.2 Other Incidents ............................................... 51 3.10 Regulatory Analysis ........................................................... 54 3.10.1 Process Safety Management Standard ............ 54 3.10.2 Risk Management Program ............................. 55 3.10.3 Other Regulatory Standards ........................... 55 3.10.4 OSHA Investigation ........................................ 56 3.10.5 Previous CSB Recommendations on Reactive Chemicals ......................................... 57 3.10.6 Additional Good Management Practices......... 58 4.0 ROOT AND CONTRIBUTING CAUSES .................... 61 4.1 Root Causes ..................................................................... 61 4.2 Contributing Causes ........................................................ 63 5.0 RECOMMENDATIONS ................................................ 65 6.0 REFERENCES ................................................................ 69 APPENDIX A: Causal Factors Diagram....................................... 71 Contents (cont’d)
7 Figures 1 Facility Overview............................................................... 15 2 #1 MNT Distillation Column (C-501) and Related Equipment ..................................................... 21 3 Temperature at Column Bottoms, September 21–October 13, 2002..................................... 22 4 Aerial Map of FCC Facility ............................................... 25 5 Steam Line to Reboiler ...................................................... 27 6 Breach in Valve Seat for Bypass Line ................................. 28 7 DCS Readout of Steam Flow to Reboiler When System was Believed to be Isolated ........................ 29 8 Mononitrotoluene Induction Time–Temperature Data on Linear Scales ........................................................ 31 9 Damage to Control Room Roof and Door ........................ 47 Table 1 Condensed Event Timeline, September 7–October 13, 2002 ....................................... 19 Figures and Tables
8 ACC American Chemistry Council ANSI American National Standards Institute API American Petroleum Institute ARC Accelerating rate calorimeter ASME American Society of Mechanical Engineers ºC Degrees Celsius CCPS Center for Chemical Process Safety CFR Code of Federal Regulations CSB U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board DBB Double block and bleed DCS Distributed control system DNT Dinitrotoluene EPA U.S. Environmental Protection Agency ESD Emergency shutdown ºF Degrees Fahrenheit FCC First Chemical Corporation HSE Health and Safety Executive (United Kingdom) IChemE Institution of Chemical Engineers (United Kingdom) IEC International Electrotechnical Commission ISA Instrument Society of America LEPC Local emergency planning committee meta-MNT Meta-mononitrotoluene mmHg Millimeters of mercury MNT Mononitrotoluene MPC Mississippi Phosphates Corporation MSDS Material safety data sheet NFPA National Fire Protection Association ortho-MNT Ortho-mononitrotoluene Acronyms and Abbreviations
9 OSHA Occupational Safety and Health Administration para-MNT Para-mononitrotoluene PHA Process hazard analysis PNMC Para-nitrometacresol psi Pounds per square inch psig Pounds per square inch gage PSM Process safety management (OSHA) PSV Pressure safety valve RMP Risk management program (EPA) RP Recommended practice (API) SIS Safety interlock system SOCMA Synthetic Organic Chemical Manufacturers Association TNT Trinitrotoluene
10
11 A n explosion at the First Chemical Corporation (FCC) facility in Pascagoula, Mississippi, on October 13, 2002, propelled large fragments of debris offsite, several of which landed near crude oil storage tanks. The offsite consequences could have been catastrophic. Steam leaking through manual valves heated mononitrotoluene (MNT) inside a distillation column, which was shut down at the time of the incident and thought to be isolated. The column contained about 1,200 gallons of MNT, a potentially highly energetic reactive material when heated. The material decomposed over several days, resulting in a runaway reaction and explosion. Debris from the explosion caused a fire in an MNT storage tank that burned for almost 3 hours, and numerous smaller fires both onsite and offsite. Some of the debris—including one piece weighing over 6 tons—landed in an adjacent facility. FCC emergency responders fought the onsite fires, while local community firefighters fought small fires along the public roadway. The Jackson County Emergency Management Agency called a shelter-in-place for the local community. FCC personnel began air monitoring; later that morning, the U.S. Environmental Protection Agency (EPA) arrived onsite and also monitored air quality. The U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board (CSB) incident investigation revealed the following root causes:
The FCC Pascagoula facility did not have an adequate manage- ment system for evaluating the hazards of processing MNT, and did not apply lessons learned from hazard analyses of similar processes in the plant.
There was no system to ensure that the MNT column was equipped with sufficient layers of protection, including alarms, safety interlocks, and overpressure protection.
The system for ensuring consistent work practices when isolating equipment was ineffective.
The program to ensure the integrity of isolation valves in the steam line connected to the MNT column was inadequate. Executive Summary An explosion at the First Chemical Corporation facility in Pascagoula, Mississippi, on October 13, 2002, propelled large fragments of debris offsite, several of which landed near crude oil storage tanks. The column contained about 1,200 gallons of MNT, a potentially highly energetic reactive material when heated. Some of the debris—including one piece weighing over 6 tons— landed in an adjacent facility.
12 CSB also determined that neither the construction of the control room nor its proximity to the process was evaluated to ensure that employees would be protected from catastrophic events. Likewise, the system for notifying the surrounding community about chemical releases or other hazardous incidents was inadequate to ensure that local residents were informed and knew what steps to take. CSB makes recommendations to E. I. du Pont de Nemours and Company (which acquired the facility in November 2002); the Pascagoula facility; Jackson County, Mississippi; the American Chem- istry Council (ACC); and the Synthetic Organic Chemical Manufac- turers Association (SOCMA).
13 1.1 Background T he rupture of a 145-foot-tall distillation column (C-501)1 used to refine mononitrotoluene (MNT) caused the October 13, 2002, explosion and fire at the First Chemical Corporation (FCC) facility in Pascagoula, Mississippi. The column was thought to be isolated and in standby mode at the time of the explosion—approxi- mately 5:25 am—though it contained a significant amount of MNT. Debris from the explosion, including metal fragments and packing2 from the column, was scattered throughout the facility and propelled offsite. One large fragment of the distillation column punctured a nearby para-MNT storage tank and ignited its contents, which burned for almost 3 hours. A 6-ton column segment was hurled 1,100 feet and landed near a crude oil storage tank at a refinery across the highway. Flying glass injured three FCC employees, who were in the unit control room at the time of the explosion. All three employees received first-aid, and one required additional medical treatment.3 The FCC fire brigade fought the onsite fires, including the large para-MNT storage tank fire and numerous fires initiated by burning material on ejected column packing. Local community emergency responders provided backup and firefighting support for numerous small fires outside the facility. The sheriff’s department provided traffic control. FCC personnel, the U.S. Environmental Protection Agency (EPA), and the U.S. Coast Guard monitored the air around the facility. Because this incident had potentially significant offsite impacts and likely involved a reactive material, the U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board (CSB) launched an investigation to deter- mine the root and contributing causes, and to issue recommendations to help prevent similar occurrences. Introduction 1The #1 MNT still (C-501) was referred to as both the “still” and the “column.” These terms are used interchangeably throughout this report. 2Packing material was removable stainless-steel grating inside the column used to aid in the distillation process. 3This treatment was for an Occupational Safety and Health Administration (OSHA)- recordable injury. The rupture of a 145-foot-tall distillation column used to refine mononitrotoluene caused the October 13, 2002, explosion and fire at the First Chemical Corporation facility in Pascagoula, Mississippi. The column was thought to be isolated and in standby mode at the time of the explosion—approximately 5:25 am—though it contained a significant amount of MNT. A 6-ton column segment was hurled 1,100 feet and landed near a crude oil storage tank at a refinery across the highway.
14 1.2 Investigative In conducting its independent investigation, CSB examined physical evidence, interviewed current and former FCC employees, and reviewed company documents and scientific literature. CSB investiga- tors visited neighboring companies, including Chevron and Mississippi Phosphates Corporation (MPC), and surveyed the surrounding area in an effort to collect debris from the explosion. CSB contracted for testing of chemical samples and piping components, and also consulted with experts in the process and chemistry used at FCC. A community meeting was held on January 15, 2003, to gather information about the incident from local residents and interested parties. 1.3 First Chemical 1.3.1 Facility Description FCC is located on a 60-acre parcel east of Pascagoula, Mississippi, in the Bayou Cassotte Industrial Park. At the time of the incident, ChemFirst Inc., of Jackson, Mississippi—a member of the Synthetic Organic Chemical Manufacturers Association (SOCMA)—owned the facility. The plant employed 137 people and eight full-time contractors. E. I. du Pont de Nemours and Company (DuPont) was in the pro- cess of purchasing the FCC facility at the time of the incident and delayed the acquisition to review the consequent damage. DuPont officially acquired ChemFirst Inc. (the parent company of FCC) on November 6, 2002. The facility is a major producer of aniline4 and nitrotoluene interme- diates and derivatives used in a variety of industries. It is one of the largest producers of aniline, and the world’s second largest and only U.S. producer of nitrotoluenes. 4Aniline is an oily liquid from the aromatic amine family of chemicals, with the chemical formula C6H5NH2. Pascagoula Facility Process The facility is a major producer of aniline and nitrotoluene intermediates and derivatives used in a variety of industries.
15 Figure 1. Facility overview. (Note: The crane is attached to the column damaged in the explosion.) Large bulk storage tanks for raw materials and finished products, warehouses and maintenance areas, control rooms and other office facilities, and the main office complex are located onsite (Figure 1). One building near the ruptured column housed the process area control room, locker room, offices, and a quality control laboratory. 1.3.2 Proximity to Other Industrial Complexes and Residences The FCC facility is bordered by the following:
To the south, MPC, a fertilizer manufacturer—A large ammo- nia storage tank is located onsite; in addition, MPC also owns a large gypsum pile north of FCC.
16
To the east, a Chevron refinery—Several crude oil storage tanks are located approximately 500 feet from the FCC property line. A highway and a rail spur are also located to the east of FCC.
To the west, 0.25 mile, the Bayou Cassotte, a shipping route for businesses—A residential area is located to the west of the bayou. 1.4 Mononitrotoluene 1.4.1 Manufacturing and Refining MNT is used in the production of dyes, rubber chemicals, and agricul- tural chemicals. It is an aromatic5 nitro compound that is made by reacting toluene with nitrating acid, typically a combination of nitric and sulfuric acids. At the conclusion of the nitration reaction, the product—at this point consisting of MNT, residual acid, toluene, and water—is sent to a separator, where the spent acid is concentrated and recycled. The rest of the product goes through a washing step and then flows to a toluene stripper to remove residual toluene. The resultant purified MNT liquid flows to a three-column distillation unit to separate the three isomers6 of MNT—ortho-, meta-, and para- MNT. 1.4.2 #1 MNT Distillation Column The vessel involved in the explosion, the #1 MNT distillation column (C-501), was the first of three distillation columns in the unit. It was 7 feet in diameter and approximately 145 feet tall. 5An aromatic compound contains six carbon atoms that are interconnected, sometimes referred to as a “benzene ring.” 6An isomer is two or more chemical compounds having the same atoms in the same proportion but differing in properties because of differences in molecular structure. There are three isomers of MNT. Process MNT is used in the production of dyes, rubber chemicals, and agricultural chemicals. The . . . purified MNT liquid flows to a three-column distillation unit to separate the three isomers of MNT—ortho-, meta-, and para-MNT.
17 During normal operation, the column ran under vacuum to facilitate the separation process. Temperatures ranged from around 350 degrees Fahrenheit (°F) at the bottom of the column to near ambient at the top. Two steam-heated reboilers7 supplied heat. Eight tem- perature indicators were positioned throughout the column, though they were not equipped with alarms. A pump removed material from the bottom of the column (predomi- nantly para- and meta-MNT), which was sent to a second distillation column for separation of the isomers. This material might also be circulated back to C-501. A reflux pump removed liquid (predomi- nantly ortho-MNT) from the top collector tray; the liquid flowed through a cooler and was either sent to storage or returned to the top of the column. The column was filled with stainless-steel packing material to aid in the distillation process. The facility central steam plant provides 300-pounds-per-square- inch-gage (psig) steam to the reboilers. The steam line to each reboiler is a 3-inch line with inlet and outlet manual block valves and a flow control valve in series. A bypass line around the control valve contains a manual block valve. 7A reboiler for a distillation column is a heat exchanger that generally has process material flowing through one side and a heating medium, such as steam, flowing through the other side. When steam is used, it heats the process material—which, in turn, warms the material in the bottom of the vessel, causing the components with lower boiling points to vaporize.
18
19 2.1 Pre-Incident Events F ive weeks before the incident, on September 5, 2002, the Pascagoula FCC facility experienced problems with the sulfuric acid concentrator upstream of the MNT unit. FCC decided to shut off the feed to the MNT distillation columns, including the #1 MNT column (C-501), on September 7 (Table 1). 2.0 Description of Incident 8“Total reflux” means that steam continued to be fed to the reboilers, but no fresh feed flowed to the column. Although material was continuously recycled through the column, no product was removed and sent to storage. C-501 contained approximately 1,200 gallons of MNT at the time; the column was left on total reflux.8 Due to low product demand, the decision was made not to start up the columns in the MNT unit until work associated with the plant-wide shutdown (scheduled for early October) was completed. The 1,200 gallons remained inventoried in the column, and the manual valves remained closed. There was no followup audit of isolation of the column prior to commencing the longer term shutdown. Table 1 Condensed Event Timeline, September 7–October 13, 2002 Date (2002) Event Sept 7 Feed to distillation column shut down; column left on total reflux Sept 22 Fire in hydrogen unit; steam isolation valves closed Sept 27 Vacuum broken on distillation column Sept 29 Entire facility shut down for maintenance turnaround Oct 5 Plant boilers brought back online Oct 5–13 Temperature steadily increases at column bottom Oct 13 Distillation column wall breached; seconds later, at 5:25 am, column ruptures FCC . . . shut off the feed to the MNT distillation columns, including the #1 MNT column (C-501), on September 7. C-501 contained approximately 1,200 gallons of MNT at the time.
20 It was believed that the September 22 fire in the #2 hydrogen unit could have affected steam production for the facility. Operators quickly attempted to isolate the heat sources to columns that were not considered priority at the time, such as columns on reflux (includ- ing C-501). For both steam stations, operators closed the manual valve to the reboilers, downstream of the control valve (shown as valve 2 in Figure 2). The manual valve in the bypass line (valve 1) was normally left in the closed position. The distributed control system9 (DCS) sent a signal to the control valve (valve 3) to close. For the next 5 days, the valves on the steam line remained closed; however, DCS information reviewed after the incident indicates that the temperature in the base of the column did not fall below 300°F. The temperature would have been expected to decrease to around ambient if no heat was being added. On September 27, in preparation for maintenance on the reflux cooler, unit operators broke the vacuum in C-501 (i.e., pressurized the column) by injecting nitrogen into the system. Nitrogen feed was provided through a tubing connection to the top head vapor discharge line. Because the pressure gauge measured only the degree of vacuum on the column and had a range of 0 to 200 millimeters mercury (mmHg), there were no data to verify that the vacuum was fully broken.10 Operations personnel did not actively monitor the temperature. Figure 3 shows a chart of the DCS data for the bottom two temperature indicators. 9A distributed control system is an automated system used to control and monitor a chemical process. 10Failure to fully break the vacuum in the column likely led to air being introduced, which was not subsequently purged. The presence of air can increase the reaction rate of MNT, as discussed in Section 3.0. It was believed that the September 22 fire in the #2 hydrogen unit could have affected steam production for the facility. For the next 5 days, the valves on the steam line remained closed; however, . . . the temperature in the base of the column did not fall below 300°F. The temperature would have been expected to decrease to around ambient if no heat was being added. Operations personnel did not actively monitor the temperature.
21 Figure 2. #1 MNT distillation column (C-501) and related equipment. Valve Key Bypass valve Outlet block valve Flow control valve Inlet block valve Steam stations are identical 1 1 O-MNT to storage CWS CWR Internal (chimney) tray #1 MNT column (C-501) Shell and tube reboiler P/M-MNT to storage/ C-502 Relief valve To collection tank To steam eductors 300 # steam supply FIC Flow controller 2 3 4 Reflux pump Reflux cooler 2 3 4 * * Normal liquid level Shell and tube reboiler
22 (Note: Thermocouple TT-5037 [the top line shown for 10/11/2002] was at the bottom of the vessel, and TT-5039 was above the reboiler inlet line.) Figure 3. Temperature at column bottoms, September 21–October 13, 2002. On September 29, the plant steam boilers were shut down for scheduled maintenance. The temperature in C-501 cooled to near ambient. Power was lost to DCS on October 1 and restored the next day; the hard drive on the control system was lost on October 3 and restored the following day. No DCS data are available for these times. Maintenance on the boilers was completed on October 5, and the system was brought back online. The temperature of the material in the bottom of the column increased to approximately 415°F by mid- morning. Column bottoms temperatures 9-21 through 10-13 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 9/16/02 9/21/02 9/26/02 10/1/02 10/6/02 10/11/02 10/16/02 Date Temp (F) TT5037 TT5039
23 2.2 Incident 2.2.1 Day of Incident The temperature of the material in the #1 MNT column (C-501) continued to rise following the boiler startup on October 5, until it reached over 450°F on the morning of October 13. There is no evidence that the temperature was being monitored by operations.11 The higher temperature at the base of the column likely vaporized some material, which was carried up the column and accumulated on the chimney tray at the top. On the morning of October 12, a high-level alarm for the tray actuated; it was silenced by the operator, but no further action was taken. Early on October 13, an operator in the area of C-501 heard rumbling, which was followed by an increasingly loud sound de- scribed as being similar to a relief valve venting.12 Operators in the area noticed material venting at a high velocity from an apparent horizontal breach in the upper half of the column; it was described as smoke or steam or “snow.” One eyewitness described the material as “blowing to the east,” toward the Chevron facility. One operator left the control room to investigate and quickly deter- mined that the only safe action was to return. He instructed two other operators to stay inside the control room, which was located only about 50 feet from the base of the column. According to eyewitness testimony, a few seconds to minutes later, the column ruptured. The force of the explosion knocked down the three operators who were standing just inside the control room door; they received cuts and abrasions from shattering glass. One operator said he saw a fireball move past the door. The explosion propelled the top 35 feet of C-501—both the vessel head and approximately 30 feet of the cylindrical shell—offsite. All the structured packing inside the column was ejected, and burning Description 11No alarms were associated with the temperature indicators. 12CSB examined the relief valve and downstream tank after the incident and determined that the valve did not open. The temperature of the material in C-501 continued to rise following the boiler startup on October 5, until it reached over 450°F on the morning of October 13. The explosion propelled the top 35 feet of C-501—both the vessel head and approximately 30 feet of the cylindrical shell—offsite.
24 residue on the packing material inside the column was also blown out and offsite. A large column sidewall fragment hit a storage tank approximately 500 feet away, resulting in a fire in and around the vessel. The tank held more than 2 million pounds of para-MNT. The cooling tower for the unit was also struck by debris and caught fire. The pressure of the explosion damaged a number of buildings onsite, including the control room. Almost all of the acoustical drop ceilings in the control room and adjacent laboratories and breakrooms collapsed. The roof was extensively damaged, cinderblock walls were cracked and distorted, and the exterior doors were buckled and glass broken. An administration building located over 400 feet from C-501 was significantly damaged, including impact from a piece of shrapnel that punctured the cinderblock wall adjacent to an office. Roll-up doors and corrugated siding on a number of additional steel- frame construction buildings were damaged. 2.2.2 Area of Impact and Potential Consequences The explosion propelled large fragments from the vicinity of the column. A piece of shrapnel struck a pipe rack directly above a 500,000-pound anhydrous ammonia tank onsite. A 6-ton piece of column sidewall was hurled approximately 1,100 feet onto Chevron property; it landed an estimated 50 feet from a 250,000-barrel crude oil storage tank. A valve and portions of piping were also found on Chevron property as much as 1,700 feet from the column. Within this radius of potential impact were several pieces of equip- ment that contained flammable and toxic material, including tanks and piping. As previously discussed, a crude MNT storage tank at FCC (which contained para-MNT) was hit by shrapnel and caught fire. There were a number of other potential receptors, including chlorine cylinders and sulfuric acid tanks. If debris had hit this equipment, it is likely that the incident would have caused significant secondary releases of material. (See Figure 4 for an aerial map of FCC and the surrounding area.) A large column sidewall fragment hit a storage tank approximately 500 feet away, resulting in a fire in and around the vessel. The tank held more than 2 million pounds of para-MNT. A piece of shrapnel struck a pipe rack directly above a 500,000-pound anhydrous ammonia tank onsite. A 6-ton piece of column sidewall was hurled approximately 1,100 feet onto Chevron property.
25 Figure 4. Aerial map of FCC facility. (Circle shows an approximate 2,000-foot radius from the #1 MNT column [C-501], the area of the debris search.)
First Chemical
MPC Chevron
#1 MNT column (C-501)
26 2.2.3 Emergency Response Following the explosion, the operators gathered and accounted for each employee. They then used water monitors and other firefighting equipment to put out the small fires caused by burning debris. Local firefighters extinguished fires along the public highway. The largest fire was in the para-MNT storage tank. All fires were extinguished by 8:30 am on October 13. Wind blew the black smoke from the facility in an easterly and southeasterly direction over Chevron property and the Gulf of Mexico. The Jackson County Emergency Management Agency called a shelter- in-place13 for nearby residents, and a no-fly zone was established for 1 mile around the facility. 2.3 Reconstructive To assist in determining the causes of the explosion in the #1 MNT column (C-501), the CSB investigation team analyzed various aspects of the explosion and factors leading up to it. CSB commissioned a geographic grid search for pieces of the vessel, and also tested the steam control stations and chemical samples. 2.3.1 Grid Search FCC contracted out the initial search for explosion debris. The contractor found light fragments (e.g., aluminum packing and strap- ping) mainly to the south and east, up to 0.7 mile from the facility; a portion of this material landed on a Chevron storage tank due south of the column. Heavy fragments were concentrated mainly in a large storage tank farm to the east, also on Chevron property. The largest piece of debris was a section of the top of the column, which weighed 13A shelter-in-place is called to minimize potential exposure to chemicals. The steps include going inside a secure enclosure such as a house, closing all windows and doors, turning off ventilating equipment to prevent chemical ingress, and monitoring local television or radio stations for further instructions. Analysis The Jackson County Emergency Management Agency called a shelter- in-place for nearby residents, and a no-fly zone was established for 1 mile around the facility.
27 approximately 13,500 pounds. It was found about 1,100 feet from the base of C-501. The 7-foot-diameter head of the column was not found during these searches. In November, FCC again used the contractor for a search of two cooling water ponds located on Chevron property. Magnetometers were used; the head of the column was not found, though several other large pieces were recovered. Among the items were a large section of grating, a 4-foot-long section of 1-inch piping, and two valves—one weighing 50 to 60 pounds. In an effort to locate additional physical evidence, including the head of the column, CSB investigators searched a used equipment area on MPC property in December. CSB also commissioned a contractor to search areas not covered previously within a 2,000-foot radius of the column. The entire search area covered over 81 acres.14 2.3.2 Steam Control Stations CSB examined the means by which heat could have been applied to the MNT that remained in C-501 after it was shut down. Separate supply lines carried steam to the two reboilers at the base of the column. Manual valves downstream of the control valves in both lines and both bypass lines were closed on September 22, as con- firmed by log entries, interviews, and the as-found position of the valves. In addition, the flow control valves had been commanded closed from DCS. CSB tested both valve stations to determine if they had leaked and the likely cause. Each station consisted of four valves, as shown in Figure 5. CSB contracted to have the steam stations tested in the as-found condition of the valves to determine leak rate. Test data showed that the manual valve in the bypass line for one of the stations was leaking significantly, over 180 pounds/hour. Corrosion and erosion caused a breach in the valve; and the steam flow caused holes to form in the seat of the valve, one of which is shown in Figure 6. 14The column head and other associated debris were never located. Figure 5. Steam line to reboiler. (The numbered valves represent: [1] manual valve in bypass line, [2] outlet block valve, [3] automatic flow control valve, and [4] inlet block valve.) CSB examined the means by which heat could have been applied to the MNT that remained in C-501 after it was shut down.
4 2 3 1
28 Examination of the other steam station indicated that it leaked as well. Although the manual valve in the bypass line (i.e., valve 1 in Figures 2 and 5) did not appear to leak, the facing on the outlet block valve (downstream of the flow control valve) was severely scored from corrosion products and debris in the system. Because the flow control valve was not intended to be a tight shut-off valve, it is likely that steam leaked through the main branch. Based on examination of the outlet-blocking valve for that station (i.e., valve 2), it is believed that debris and particulates may have prevented the valve from seating properly. The steam system was moist—meaning that it contained liquid as well as steam vapor, which contributed to additional erosion and corrosion of the piping system. These results verify that steam likely leaked through manual valves and continued to heat material in C-501, even though the valves were in the closed position. These findings are consistent with DCS data, which indicate that there was flow through the line when the valves were closed and believed to be isolating the steam source from C-501 (Figure 7). DCS data, though exhibiting an erratic pattern, indicate even higher flow rates than were found during CSB testing. Although the regis- tered flow rates indicated in the DCS data may not be correct, they illustrate that flow was occurring in the system at a time when the column was believed to be isolated. Figure 6. Breach in valve seat for bypass line. [Test] results verify that steam likely leaked through manual valves and continued to heat material in C-501, even though the valves were in the closed position.
29 2.3.3 Thermal Stability Testing The chemistry of nitrotoluenes has been studied for a number of years. Nitrotoluenes may decompose when exposed to high tem- peratures instantly or to elevated temperatures for an extended time. The decomposition mechanism generates gases, which can build pressure if the material is confined. C-501 was shut down with 1,200 gallons of material in the base and exposed to heat for an extended time. CSB investigators theo- rized that a thermal decomposition of MNT caused the explosion. To verify this theory, CSB arranged for testing of fresh MNT samples collected upstream of C-501. (Because of the incident, there was no Figure 7. DCS readout of steam flow to reboiler when system was believed to be isolated. Nitrotoluenes may decompose when exposed to high temperatures instantly or to elevated temperatures for an extended time. C-501 was shut down with 1,200 gallons of material in the base and exposed to heat for an extended time. CSB investigators theorized that a thermal decomposition of MNT caused the explosion. 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 10/4/02 10/5/02 10/6/02 10/7/02 10/8/02 10/9/02 10/10/02 10/11/02 10/12/02 10/13/02 10/14/02 Date Flow (pounds/hour) Flow in FV505A Flow in FV505B
30 material to sample in the column itself.) The feedstock samples contained all three isomers of MNT. They were representative of the MNT that would be expected to be in the column, except that they contained approximately 3 percent toluene, which would have been removed from the feedstock by the toluene stripper prior to entering C-501. Because of the low amount of toluene present, the samples were tested as received. No other contaminants were found in the samples. Adiabatic calorimetry testing was conducted on the samples.15 The initial test used the heat-wait-search method, in which the sample temperature is increased until reaching an exotherm, after which the sample is allowed to self-heat under adiabatic conditions. This test was used to determine the temperature at which decomposition begins. The MNT sample showed an exotherm beginning at 273 degrees Celsius (ºC [523°F]), with maximum rates of temperature and pressure rise of 1,500°C/min and 100 bar/min. The adiabatic calorimeter was also used to perform induction time16 measurements between 240° and 265°C (464° and 509°F). The values were extrapolated to estimate the induction times under conditions similar to those at FCC. Between 415° and 454°F—roughly the temperature range of MNT column bottoms during several days prior to the explosion—the induction time for self-heating would have decreased from about 35 days to just over 1 day, respectively, as shown in Figure 8. The column bottoms temperature was measured at 454°F a few hours before the explosion. Thus, the induction data are consistent with a self-heating reaction. 15Adiabatic calorimetry is a chemical testing technique that determines the self-heating rate and pressure data of a chemical under near-adiabatic conditions. (“Adiabatic” refers to any change in which there is no gain or loss of heat to the environment.) This measurement technique estimates the conditions for, and consequences of, a runaway chemical reaction. 16Induction time is the amount of time that a material must be held at a certain tempera- ture before an exotherm (in this case, a decomposition) is observed. Materials may decompose if they are exposed to their “onset” temperature (lowest temperature at which decomposition activity is observed), or if they are held at an elevated (but lower) temperature for an extended time. Between 415° and 454°F—roughly the temperature range of MNT column bottoms during several days prior to the explosion—the induction time for self-heating would have decreased from about 35 days to just over 1 day, respectively. The induction data are consistent with a self-heating reaction.
31 Figure 8. Mononitrotoluene induction time–temperature data on linear scales. These results are consistent with information found in literature concerning the decomposition of MNT. In a paper presented at an Institution of Chemical Engineers (IChemE) symposium, the authors note that a number of incidents occurred when MNT was heated to excessively high temperatures or held at more moderate temperatures for an extended time (Harris, Harrison, and MacDermott, 1981). The latter phenomenon is referred to as the “induction effect.” For large batches of material (on the order of the amount in C-501 prior to the incident) that are exposed to temperatures between 401° and 419°F, a violent decomposition will occur within 8 to 25 days. This is consistent with conditions at FCC prior to the incident. In a Journal of Loss Prevention Process Industries article, Chen and Chai-Wei (1996) note that the decomposition of MNT occurs in two phases. Phase one is a slower self-heating initiated at 284°F, and phase two is an accelerated self-heating initiated at 392°F. For large batches of [MNT]. . . that are exposed to temperatures between 401° and 419°F, a violent decomposition will occur within 8 to 25 days. 0 10 20 30 40 400 425 450 475 500 Temperature, F Induction Time, days
32 As part of its investigation of the incident, DuPont also considered the possibility of an additional decomposition that involved material on an internal tray toward the top of the column. The material was thought to be mostly ortho-MNT because it had a lower boiling temperature and was the isomer most likely to accumulate in the upper part of the vessel. According to DCS data, the tray lost its contents within a matter of seconds just before the explosion. DuPont attributed this loss to the tray being damaged by a pressure impulse due to decomposition in the base of the column. The predominantly ortho-MNT contacted fouling residue when it spilled onto the packing below. DuPont tested the solids in the residue—which contained enamine, azo, and azoxy groups—and determined that they significantly lowered the onset decomposition temperature. The presence of air in the column, as well as pressure, was also determined to make the material more reactive. DuPont determined that the following factors contributed to a secondary decomposition in the top part of C-501:
The MNT on the top tray was the more reactive isomer, ortho- MNT.
The presence of solids on the packing lowered the onset temperature of decomposition.
Air was introduced into the column during maintenance work.
The column was kept under pressure rather than being kept under vacuum after maintenance. As part of its independent investigation, CSB reviewed the results of the DuPont investigation. Additional evidence in literature suggests that the factors present could have caused a more energetic reaction. In his book Distillation Operation, Kister (1990) notes a previous incident in which MNT was held at 150°F and air was introduced. A previously unknown exotherm set in, causing an explosion. Duh et al. (1997) note that ortho-MNT is more unstable than the other isomers, as represented by a lower onset temperature and a higher heat of reaction. Although it cannot be stated conclusively that a secondary explosion occurred in the top of C-501, it is a plausible explanation for the burst of energy that separated the vessel. (See the causal factors diagram in Appendix A.) DuPont tested the solids in the [fouling] residue . . . and determined that they significantly lowered the onset decomposition temperature. The presence of air in the column, as well as pressure, was also determined to make the material more reactive. Although it cannot be stated conclusively that a secondary explosion occurred in the top of C-501, it is a plausible explanation for the burst of energy that separated the vessel.
33 2.3.4 Vessel Integrity Testing To determine if thinning of the column wall may have been a causal factor in the incident, CSB investigators examined the upper portions of C-501 and found that the metal had thinned to only 30 percent of its original thickness—most likely due to external corrosion under the insulation. This finding raised the possibility that vessel integrity was a factor in the incident. The design drawing17 and nameplate for C-501 show the design pressure as 15 pounds per square inch (psi).18 When thermal stability testing was performed, the pressure in the test chamber reached approximately 240 psi before the testing equipment shut down, indicating that the pressure in the vessel likely exceeded this value. The thermal stability testing contractor calculated that the ultimate pressure generated inside C-501 due to decomposition could have been as high as 3,800 psi. Even if the vessel wall was not thinned, the column could not have withstood this pressure. CSB concluded that the vessel would eventually have ruptured even if there was no degradation of wall thickness. 17MNT Tower (AS-501) Aniline Plant, First Chemical Corporation, Pascagoula, Mississippi, Dwg. No. E1552-305A. 18The design pressure for vessels generally includes a safety factor. A vessel is expected to withstand a somewhat higher pressure than design before failing. The thermal stability testing contractor calculated that the ultimate pressure generated inside C-501 due to decomposition could have been as high as 3,800 psi. CSB concluded that the vessel would eventually have ruptured even if there was no degradation of wall thickness.
34
35 A mong the factors contributing to the incident at FCC are the following:
Inadequate understanding of the potential hazard of thermal decomposition in continuous processing equipment.
Insufficient instrumentation to allow monitoring and control of the process to prevent a catastrophic release.
Lack of a system to ensure isolation of heat sources.
Inadequate preventive maintenance, which allowed leaks in isolation valves. The consequences of this incident were also exacerbated by inadequate evaluation of the location and structure of the control room, and poor community notification. 3.1 Reactive Chemical 3.1.1 Background on Mononitrotoluenes The distillation column involved in the October 13 incident (C-501) separated three different isomers of MNT. Bretherick (1999) notes that explosions have occurred during fractional distillation to separate mixed nitrotoluene isomers when they were excessively heated or when materials were held at more moderate temperatures for an extended time. MNT may decompose explosively if heated above 190°C (374°F; Lewis, 1996). 3.1.2 Hazard Evaluation for Batch Distillation Project The isomers of MNT can be separated by either batch or continu- ous distillation. C-501 was part of a continuous process (i.e., MNT feedstock was continuously sent to it, and it was continually heated to separate the lower boiling material from the other isomers). 3.0 Analysis of Incident Hazard Management The isomers of MNT can be separated by either batch or continuous distillation. C-501 was part of a continuous process.
36 FCC personnel considered MNT to be stable when it was separated in the continuously operating stills. They could not recall any previ- ous incidents in which the temperature or pressure had rapidly increased in the MNT stills. In 1996, the Pascagoula facility decided to perform additional MNT isomer separation using a column that was already onsite (AS-310). The separation took place using batch technology, where a specific volume of material is pumped into the column in batches and then heated to the desired temperature until the appropriate amount of ortho-MNT is distilled. This batch distillation process involved a larger inventory of material than the continuous process and had not been performed previously at the site. FCC performed a process hazard analysis (PHA) of the equipment in the batch process in March 1996. The PHA included literature searches on the thermal stability of MNT, as well as data from previous incidents involving the material. As a result of this effort, operating limits were added to the procedures, and recommenda- tions were implemented that resulted in additional safeguards being added to the batch vessel. According to at least one data source documented in e-mails and interoffice memoranda, a safe distillation temperature was no more than 374°F (190°C). It was noted that this value agreed with accelerating rate calorimeter (ARC)19 work performed on behalf of FCC, where an onset of an exotherm20 was detected around 365°F for the material that would be charged to the batch still. The safe conditions under which to operate the still were set at °F, with a high temperature alarm at 400°F, and it was noted that “the poten- tial for an exotherm is always present, but if the heat is continuously removed from the material . . . self-heating is not allowed to propa- gate.” FCC commissioned two laboratories to conduct further thermal stability testing. In a memorandum summarizing those results, it was noted that nitrotoluene isomers are not expected to become thermally unstable unless heated past 250°C (482°F); and at an operating temperature of 370°F, there would be a “safety margin of over 19ARC is a measurement technique designed to provide temperature–time and pressure–time data of chemical decompositions. 20An exothermic reaction is characterized by the release of energy. In 1996, the Pascagoula facility decided to perform additional MNT isomer separation using a column that was already onsite (AS-310). The separation took place using batch technology . . . The safe conditions under which to operate the still were set at °F, with a high temperature alarm at 400°F, and it was noted that “the potential for an exotherm is always present, but if the heat is continuously removed from the material . . . self- heating is not allowed to propagate.”
37 100°F.” However, one of the laboratories presented the following caution in its report: . . . Lengthy exposure to high temperature, even below the exotherm detection point, can influence the behavior. These chemicals may therefore undergo decomposition at lower temperatures than those found in this study depending on their previous exposure history.” (Italics added for emphasis.) 3.1.3 Instrumentation for Batch Process In April 1996, a list was developed to ensure that the PHA recommen- dations were addressed prior to startup of the batch distillation. One of the recommendations was the addition of an interlock to stop the flow of the heating medium (i.e., hot oil) to the reboiler if the temperature in the column was too high. The column also contained an interlock that stopped hot oil flow to the reboiler if the pressure in the vessel was too high (i.e., represented by a loss of vacuum). 3.1.4 Procedures for Batch Process The procedures for performing distillation on the batch column (AS-310) contained notes under a section called “Safety Items.” Among these notes were the following:
“Any time the still pot bottoms temperature exceeds 400 degrees F shut down the hot oil flow and closely monitor the bottoms temperature.”
For operations personnel:
Do not allow the temperature in the still pot to exceed 395ºF for more than 1 hour due to “product breakdown.”
Do not “allow the heat to stay on the still pot if the desired vacuum is not available!” One of the recommendations was the addition of an interlock to stop the flow of the heating medium (i.e., hot oil) to the reboiler if the temperature in the column was too high.
38 3.1.5 Good Management Practices Managing chemical reactivity is a core competency of the chemical industry. The Center for Chemical Process Safety recently published Essential Practices for Managing Chemical Reactivity Hazards (CCPS, 2003). Although the design and operation of the MNT batch and continuous units at FCC predate this publication, many of the steps taken in the batch distillation of MNT were consistent with CCPS guidance and demonstrate the degree of diligence in place during process development. However, there was no system to apply evaluation results from the batch process to continuous processing equipment. No hazard analysis system was in place for the continuous MNT distillation columns because—in this older, ongoing production process—the potential hazards were not fully recognized. Good management practices recommended by CCPS include collecting, identifying, and testing for chemical reactivity hazards; assessing reactivity risks; identifying controls and management options; and reviewing and auditing the program. The FCC literature search focused on thermal stability; additional testing to confirm stability; conducting a PHA to evaluate risks; addressing recommendations, including adding interlocks to stop heat input based on high tempera- ture; and having explicit warnings in operating procedures—all critical items in an effective program. At the time of the incident, there was no high temperature interlock in place to shut off the heat source to the continuous MNT column (C-501), similar to the one that had been added to the AS-310 column. Also, the operating procedures for C-501 did not empha- size the cautions that were listed in the AS-310 procedures. C-501 processed a lesser volume of material than the batch column and had a successful operating history. Because of these factors, FCC took a different approach in hazard evaluation of the two processes and did not do a formal hazard evaluation of C-501. However, the operating practices associated with C-501—including leaving material in the column when the unit was shut down and not verifying positive isolation of the heat source—made the conditions in the vessel at the time of the incident similar to those in the batch column. . . . Many of the steps taken in the batch distillation of MNT were consistent with CCPS guidance . . . However, there was no system to apply evaluation results from the batch process to continuous processing equipment. At the time of the incident, there was no high temperature interlock in place to shut off the heat source to the continuous MNT column (C-501), similar to the one that had been added to the AS-310 column. The operating practices associated with C-501—including leaving material in the column when the unit was shut down and not verifying positive isolation of the heat source— made the conditions in the vessel at the time of the incident similar to those in the batch column.
39 3.1.6 Applying Lessons Learned CCPS (2003) notes that: Multiple facilities in an organization may have similar chemical reactivity hazards . . . or use similar technology to control the associated hazards. If so, it may be more efficient for a corpo- rate office or personnel to assume responsibility for some improvement activities . . . This can also facilitate communica- tion of incidents and best practices between facilities. Although this comment focuses on sharing best practices among different facilities, it also applies to different units or processes at the same facility. The MNT continuous unit processed the same material as the batch unit. If FCC had a program in place to proactively identify hazards in the continuous unit, or broadly applied knowledge acquired during hazard review of the batch unit, it is likely that additional hardware and administrative safeguards would have been implemented. This proactive approach of conducting evaluations when new information is acquired is preferable to conducting them only when existing equip- ment or procedures are changed. 3.2 Monitoring The #1 MNT column (C-501) processed material that could undergo decomposition. An important aspect of safely processing such material is to have appropriate instrumentation in the form of indicators, alarms, and active controls. Indicators and alarms warn operators of upsets. As another layer of protection, active controls—such as safety interlocks and emergency shutdown (ESD) systems—use the output from indica- tors to automatically correct problems. This instrumentation should be functional at all times, even when equipment is in abnormal operating conditions, such as extended shutdown. In Guidelines for Engineering Design for Process Safety, CCPS (1993a) notes that the concept of layers of protection applies to the design of control systems: “Facilities which process hazardous materials should be designed with multiple safety layers of and Instrumentation If FCC had a program in place to proactively identify hazards in the continuous unit, or broadly applied knowledge acquired during hazard review of the batch unit, it is likely that additional hardware and administrative safeguards would have been implemented. C-501 processed material that could undergo decomposition. An important aspect of safely processing such material is to have appropriate instrumentation in the form of indicators, alarms, and active controls.
40 protection.” CCPS reiterates that multiple layers are often necessary to achieve high levels of certainty that protection will be available when needed. Automatic action safety interlock systems (SIS) or ESD systems provide a layer of protection if primary barriers to failure— such as critical alarms, operator supervision, and manual interven- tion—do not correct a deviation. In some processes, it may be necessary to have a quench system to remove heat if the temperature rapidly increases. The interlock installed on the batch MNT distilla- tion column (A-310) in 1996 to stop hot oil flow to the reboiler in the event of high temperature is an example of an active control (Section 3.1). As discussed previously, FCC did not evaluate or fully understand the potential hazards of handling MNT throughout the continuous process, as reflected in the lack of instrumentation on C-501. Seven of the eight temperature indicators, positioned from the bottom to the top of the column, were functioning at the time of the incident. The indicators sent a DCS signal to the operator’s computer screens. However, unlike the batch distillation process, there were no alarms on the indicators—and there were no interlocks on the column, which would stop the heat input if the temperature was too high. Essential Practices for Managing Chemical Reactivity Hazards emphasizes that the basic process control system and protective safeguards must be designed, operated, and maintained to a high standard (CCPS, 2003). Analysis techniques to evaluate both the basic process control system and SIS are not only an issue in new construction, but also throughout active operation (CCPS, 1993b). ANSI/ISA-84.0121 notes that the following steps are necessary to determine the appropriate safety system level for instrumentation (including sensors, alarms, and shutdowns):
Conduct a PHA
Assess risks
Apply protective layers
Determine if further safeguards are required. 21This joint publication by the American National Standards Institute (ANSI) and the Instrument Society of America (ISA), Application of Safety Instrumented Systems for the Process Industries, provides guidelines on how to design, operate, and maintain safety-instrumented systems, such as high-temperature interlocks. Other industry standards include those of the International Electrotechnical Commission (IEC, 2003). Automatic action safety interlock systems or ESD systems provide a layer of protection if primary barriers to failure—such as critical alarms, operator supervision, and manual intervention—do not correct a deviation. FCC did not evaluate or fully understand the potential hazards of handling MNT throughout the continuous process, as reflected in the lack of instrumentation on C-501. Unlike the batch distillation process, there were no alarms on the indicators—and there were no interlocks on the column, which would stop the heat input if the temperature was too high. “Facilities which process hazardous materials should be designed with multiple safety layers of protection.”
41 ANSI/ISA-84.01 provides no specific guidance on these steps, noting that each company selects preferred tools for risk evaluation. When the batch column (AS-310) was brought online in 1996, FCC conducted a PHA and determined that an additional interlock was necessary to stop the flow of heating medium to the reboiler if the temperature in the vessel was too high. There was no evidence that a PHA was performed on C-501 or that consideration was given to the appropriate level of instrumentation. The last line of defense in protecting a column is often the relief device (Section 3.5). Having an evaluation system to determine the necessary level of instrumentation and control, similar to the one outlined in ANSI/ISP- 84.01, would have provided FCC with the opportunity to review its instrumentation for process monitoring and process control. Such a review would have helped to ensure that critical equipment was consistently instrumented throughout the facility—and may have led to the addition of safeguards on C-501, which would have de- creased the likelihood of the October 13 incident. 3.3 Safe Work Practices Effective training, standardized procedures for safe practices, and communication are essential to ensure that work practices are complete and consistent throughout a facility. As discussed in Section 3.1, FCC did not evaluate or fully understand the potential hazards of handling MNT throughout the continuous process, which was further demon- strated by the lack of an effective system to ensure safe work practices. Effective operating procedures should:
Address all modes of operation, including abnormal situations such as extended shutdowns for all foreseeable causes and startup after shutdown.
Specify the critical parameters to monitor (such as temperature), even when the column is shut down.
Provide information about the hazards of materials being processed, operating limits, and actions to take if limits are exceeded.
Specify how to accomplish critical tasks such as isolation. There was no evidence that a PHA was performed on C-501 or that consideration was given to the appropriate level of instrumentation.
42 The FCC procedure that guided operation of C-501 was entitled “#1 MNT Still/#2 MNT Still and Toluene Stripper.”22 It provided no cautions about the nature of MNT, potential instabilities of the material, or safe operating limits and the consequences of deviations. In contrast, the operating procedure for the MNT batch process23 included cautions and required operators to shut down the heat source if the temperature exceeded 400°F. The procedure for the batch process also included actions to take in the event of self- heating. The procedural section on emergency shutdown of C-501 applied to steam failure (presumably to the overhead eductors) or cooling water failure. No other situations—such as isolating the column due to upsets in other processing units, as happened on September 22— were discussed. In the case of steam failure, the instruction directed operators to “place the steam to the reboiler control valves in manual and closed position,” and “block in condensate return off each reboiler.” The flow valves were not designed to be tight shutoff valves. The instructions did not specify that the steam line to the reboilers should be double blocked and bled,24 even though operations personnel noted that they knew those were the steps necessary to isolate the line. In addition, the practice at the time of the incident did not include placing blinds in the steam line, which would have provided an additional degree of isolation. Although the normal practice was to leave material in the column during shutdown (unless it was to be entered for maintenance), the procedures did not provide any guidance on monitoring conditions in the column (including temperature) while it was shut down. From October 5—when the boiler was restarted—until the day of the 22#1 MNT Still/#2 MNT Still and Toluene Stripper, Document No. 1201.003-1003, Revision 11, FCC. 23AS-310 MNT Distillation, Document No. 1201.003-1702, Revision 6, FCC. 24Double-block and bleed (DBB) and blinding are two methods of isolating material. For DBB, two valves are closed and a drain is opened between them so that any accumulated material flows through the drain and not through the valve. A “blind” is a solid plate installed in piping to prevent material flow. The procedural section on emergency shutdown of C-501 applied to steam failure (presumably to the overhead eductors) or cooling water failure. No other situations . . . were discussed. The flow valves were not designed to be tight shutoff valves. From October 5—when the boiler was restarted—until the day of the incident, the temperature steadily rose and was well in excess of the 400°F limit specified in the batch distillation procedure.
43 incident, the temperature steadily rose and was well in excess of the 400°F limit specified in the batch distillation procedure developed in 1996. Along with procedures, communication about current conditions and training are vital to the safe and efficient operation of a process facility. Effective training teaches employees how to safely perform their jobs under normal and abnormal situations. CCPS (2003) notes that communication and training cannot be overlooked when developing programs to control chemical reactivity hazards: “All operating personnel should have a good idea of what will happen if . . . a process is operated in the wrong range.” Although level accumulation on the top tray of C-501 was not the cause of the decomposition reaction, a high-level alarm was received while the process was believed to be nonoperational. The alarm was acknowledged on the computer screen, but no further action was taken. Good practice includes evaluating alarms and determin- ing the reason for their activation. As noted in Section 3.1, the lack of a system to identify the hazards associated with MNT in the continuous process resulted in an inad- equate understanding of the sensitivity of the material to heat. When equipment is not operating—and heat is not being removed—MNT must be positively isolated from heat sources to keep the temperature from increasing. A comprehensive training program would have provided another opportunity to assess the hazards and communicate them to operations personnel. An effective system of safe work practices would have ensured that:
All necessary steps were followed for the isolation of equipment
The hazards of the material were communicated
The procedures codified relevant information. If the steam supply was effectively isolated from the column, the chain of events that led to this incident would not have occurred—even though C-501 was inventoried with material. In addition, if the temperature in the column had been monitored during the time the material inside was heating, operators may have been prompted to take corrective action. Although level accumulation on the top tray of C-501 was not the cause of the decomposition reaction, a high-level alarm was received while the process was believed to be nonoperational. The alarm was acknowledged on the computer screen, but no further action was taken. The lack of a system to identify the hazards associated with MNT in the continuous process resulted in an inadequate understanding of the sensitivity of the material to heat. If the steam supply was effectively isolated from the column, the chain of events that led to this incident would not have occurred—even though C-501 was inventoried with material.
44 3.4 Maintenance Maintenance activities complement operations and contribute to process safety by ensuring the mechanical integrity of equipment. Maintenance planning and implementation are integral to the safe and efficient operation of process systems. Corrosion, erosion, and fatigue can cause failures in equipment and result in process fluids inadvertently entering equipment or being released. The importance of preventive maintenance to process safety man- agement cannot be overemphasized. (CCPS, 1995c). An effective preventive maintenance program establishes inspection frequencies for process equipment that is vulnerable to such conditions as corrosion, erosion, and fatigue. 3.4.1 Steam Valves The MNT system maintenance practices at FCC were less than adequate. There was no evidence that the reboiler steam supply valves had ever been evaluated to determine what maintenance activities were necessary to ensure proper function. Post-incident testing of critical steam isolation valves determined that the valve seats leaked a significant amount of steam, even when the valves were in the closed position. This uncontrolled and unrecognized steam flow contributed to the failure of the #1 MNT column (C-501). 3.4.2 Distillation Column Interviews with FCC facility personnel revealed that they thought the operating temperature of C-501 was sufficiently high to prevent the accumulation of moisture under external insulation and corrosion of the carbon steel surface. Because of this assumption, FCC did not monitor the condition of the steel. However, the C-501 operating procedure25 stated that the mid-bed operating temperature is “about 300°F” and the top of the column is “about 140°F.”26 25#1 MNT Still/#2 MNT Still and Toluene Stripper, Document No.1201.003-1003, Revision 11, FCC. 26Below 140°F, the moisture is expected to vaporize. Program and Equipment Integrity Post-incident testing of critical steam isolation valves determined that the valve seats leaked a significant amount of steam, even when the valves were in the closed position. This uncontrolled and unrecognized steam flow contributed to the failure of C-501. CSB found significant external surface corrosion under the upper areas of C-501, including one area where the wall was degraded to 30 percent of its original thickness, with a corresponding reduction in pressure capacity.
45 CSB found significant external surface corrosion under the upper areas of C-501, including one area where the wall was degraded to 30 percent of its original thickness, with a corresponding reduction in pressure capacity. Although the thinned wall did not cause the incident, it is evidence of inadequacy in the FCC inspection and maintenance program at that time. 3.5 Overpressure The #1 MNT column (C-501) was designed, fabricated, and tested in accordance with the American Society of Mechanical Engineers (ASME) pressure vessel code; it had a nameplate rating of 15 psig. A 3-inch nominal pressure safety valve (PSV-502) attached to the over- head vapor line, with a set pressure of 15 psig, provided overpressure protection. Industry literature and test data show that MNT—if exposed to high temperatures—may violently decompose and generate large volumes of vapor. The PSV must have adequate flow capacity to limit the maximum pressure in a column caused by a runaway reaction. Determining the relief valve size on a reactive chemical system is complex and requires physical test data on reaction kinetics and flow characteristics. Laboratory test results of MNT are required to deter- mine if the vented contents are a pure gas, a pure liquid, or a combina- tion of both—commonly known as two-phase flow. In the absence of effective safeguards to prevent a runaway reaction, such as safety interlocks and safety work practices (discussed previ- ously), FCC relied on the PSV for C-501 to provide protection in the event of a thermal decomposition. CSB determined that the capacity of the PSV was inadequate to prevent overpressurization and catastrophic failure of the column. Protection Industry literature and test data show that MNT—if exposed to high temperatures—may violently decompose and generate large volumes of vapor. FCC relied on the [pressure safety valve] for C-501 to provide protection in the event of a thermal decomposition. CSB determined that the capacity of the PSV was inadequate to prevent over- pressurization and catastrophic failure of the column.
46 As part of thermal stability testing, the CSB contractor estimated that a vessel the size of C-501, with a design pressure of 15 psi, would—if placed on the overhead vapor line—require a 58-inch-diameter relief valve. This excessively large size would call for alternate methods of overpressure protection, including increasing the number or altering the location of relief devices.27 Because FCC had no documentation on the design basis for the installed PSV on C-501, CSB was unable to determine the scenario used. The American Petroleum Institute (API) Recommended Practice (RP)-521, Guide for Pressure-Relieving and Depressuring Systems, notes that several scenarios must be considered in determin- ing the required capacity of a safety relief valve, including chemical reaction. API states that pressure relief considerations should include estimated vapor generation from both normal and uncontrolled conditions. When a pressure relief device cannot feasibly control pressure, other design strategies may be employed to prevent equip- ment damage, including automatic shutdown systems. If FCC had an effective system in place to evaluate the overpressure protection for C-501, it would likely have determined that the relief valve was inadequate. This determination could have led to a com- prehensive review of the overpressure protection scheme (i.e., loca- tion, size, and number of relief valves) and the addition of safeguards to prevent a decomposition reaction. 3.6 Control Room Shattering glass from the control room door injured three people in the control room at the time of the incident (5:25 am; Figure 9). The time of day was likely a factor in limiting the number of injuries. The control room for the aniline unit (including the MNT columns) was constructed of masonry block, with sheet metal on the roof and 27The location of relief devices, as well as their sizing, must be considered when evaluating overpressure protection for vessels. Kister (1990) notes that the vapor space at the bottom of a column, just below the packing supports, may be considered as a location for pressure relief devices. In one case, a low-positioned relief prevented overpressure when a device at the top of the column would have been ineffective. Construction and Location If FCC had an effective system in place to evaluate the overpressure protection for C-501, it would likely have determined that the relief valve was inadequate.
47 Figure 9. Damage to control room roof and door. sides. The building was located approximately 50 feet from the #1 MNT column (C-501). The explosion resulted in structural damage to the walls of the building and the roof (Figure 9). Several other buildings onsite were damaged, including the administration building, which was located approximately 450 feet from C-501. Facility siting guidelines—particularly those published by CCPS and API—cover the location and construction of control rooms in the chemical and petrochemical industries. API RP-752 (1995) was developed for facilities covered by the Process Safety Code of the Chemical Manufacturers Association (now the American Chemistry Council [ACC]). FCC was previously a member of CMA and was a member of SOCMA (which adopted the Process Safety Code) at the time of the incident. API RP-752 includes a step-by-step analysis, beginning with occu- pancy screening and proceeding to hazard identification, building evaluation, and risk management. It is applicable to both new and existing buildings. The guideline notes that some companies use a range of 200 to 400 personnel hours per week to determine when control room occupancy requires a higher level of analysis. The control room for the FCC aniline unit would typically have had occupancy well in excess of this range. The peak occupancy—or The control room for the aniline unit (including the MNT columns) was constructed of masonry block, with sheet metal on the roof and sides. The building was located ap- proximately 50 feet from C-501. Facility siting guidelines—particularly those published by CCPS and API— cover the location and construction of control rooms in the chemical and petrochemical industries.
48 number of personnel that may be exposed in a given period (e.g., such as at a production or safety meeting)—should also be considered. Another consideration for occupancy is the ability to evacuate a building, though API RP-752 notes that: Process materials that have the potential for runaway reac- tions or chemically or thermally induced decomposition may produce toxic, fire, or explosion effects with little or no warning . . . and . . . building evacuation may not be a viable option. API RP-752 lists components that may explode due to chemical decomposition as materials of concern. CCPS (1996) notes that processes of concern include those that have the potential for uncon- trolled chemical reactions. Methods of calculating the potential consequences of releases include TNT-equivalency, Multi-Energy, and Baker-Strehlow. Hazard evaluation tools, such as the Dow Fire and Explosion Index and the Mond Index, can be used to assist in prioritizing buildings. The last step in the guidance is to assess risk and determine the necessity for preventive or mitigative measures. Preventive measures include adding redundant instrumentation and emergency shutdowns, or altering process conditions or materials to reduce the potential for runaway reactions. Mitigative measures include eliminating or modifying windows in buildings, or reinforcing or otherwise modifying structures to withstand pressure. If FCC had performed such an analysis, it would have likely deter- mined that the location and structure of the control room presented a risk to occupants. This conclusion could have led to:
Preventive measures, such as adding instrumentation to columns processing highly energetic material.
Mitigative measures, such as removing windows and putting solid doors on the control room, reinforcing walls, or relocating the control room. . . . Processes of concern include those that have the potential for uncontrolled chemical reactions. Preventive measures include adding redundant instrumentation and emergency shutdowns, or altering process conditions or materials to reduce the potential for runaway reactions. Mitigative measures include eliminating or modifying windows in buildings, or reinforcing or otherwise modifying structures to withstand pressure.
49 3.7 Process Throughout the investigation, CSB reviewed procedures, testing data, and equipment files. However, some of the information provided by FCC was incomplete or in error. For example, no records were provided for the scenarios considered in sizing the relief valve on the #1 MNT column (C-501). Therefore, CSB was unable to draw conclusions as to failures in the design phase, except to note that subsequent testing of MNT demonstrated that the valve was not sized for a thermal decomposition, which was a valid consideration for this material. CSB also inquired about previous studies regarding the location and structure of the control room. FCC personnel stated that they believe a study was performed, but there was no documentation. CSB sought documentation to support exclusion of the MNT distillation area from requirements of the Occupational Safety and Health Administration (OSHA) Process Safety Management (PSM) Standard, 29 CFR 1910.119. Again, FCC personnel noted that the evaluation occurred, but there was no documentation. (See Section 3.10 for a discussion of regulatory analysis.) Upon request, FCC provided two material safety data sheets (MSDS) for MNT. The 1992 MSDS noted that MNT: “Decom- poses slowly at 392°F.” The 1998 MSDS did not include this warning, though it was produced after the MNT batch project, when testing and literature searches showed that MNT was susceptible to thermal decomposition (Section 3.1.2). The MNT continuous process was commissioned in the late 1960s, prior to the electronic storage of information. FCC personnel noted that much of the information was lost when people left the company (due to downsizing, resignations, or retirements) and during the sale of a portion of the facility to Albermarle, in which documents were taken offsite for review and in some cases not returned. Personnel also noted that a hurricane destroyed some files. A comprehensive information management system is essential to maintaining safe operations. Operations personnel must have access to reliable information on the safety of process material and equip- ment. Neither the MSDSs nor FCC operating procedures contained appropriate cautions about MNT. As noted in Section 3.1.6, there was no system in place to evaluate the hazards and apply lessons Information and Retention of Records Neither the MSDSs nor FCC operating procedures contained appropriate cautions about MNT. There was no system in place to evaluate the hazards and apply lessons learned from other processes.
50 learned from other processes. The lack of a comprehensive system to manage and distribute information, however, meant that even if the hazards had been evaluated and the potential results known, that information may not have been effectively communicated. 3.8 Community An effective community notification system alerts people to the fact that an incident occurred and informs them when the situation is over. As part of the notification system or educational campaign, people are instructed on the appropriate steps to take to protect themselves. CSB evaluated the emergency response and community notification system. This effort included a meeting with the local emergency planning committee (LEPC) and a community meeting with local residents. It also included surveying several industrial areas with residential neighbors to determine good practices in community notification and emergency response. The survey revealed multiple methods of communicating information about chemical incidents, including sirens and reverse 9-1-1 systems. Local residents in those areas had been trained on shelter-in-place procedures. CSB determined that the Jackson County public communication system was ineffective. A shelter-in-place was called, but it was not effectively communicated to local residents by the media—which is essential to ensure that appropriate actions are taken by residents and neighboring companies. There is also a need for improved commu- nity education and training on what steps to take in the event of a shelter-in-place. Although post-incident monitoring and analysis of wind direction indicated that the smoke moved away from residential areas, timely communication with residents would have decreased their anxiety. Numerous County, State, and Federal agencies and corporate neighbors responded to this incident, including local fire and police, the Chevron refinery fire department, the U.S. Coast Guard, and the County Sheriff. Police and fire personnel quickly closed Bayou Cassotte Industrial Road. The sheriff issued the order to shelter-in- place. The Federal Aviation Administration established a “no fly Notification System CSB determined that the Jackson County public communication system was ineffective. A shelter-in-place was called, but it was not effectively communicated to local residents . . .
51 zone” over the facility and surrounding area to safeguard aircraft. State and Federal EPA arrived onsite and established environmental monitoring stations outside the perimeter of the facility. The FCC night-shift supervisor assumed the role of onsite incident commander. He coordinated facility firefighting, accounted for employees, and directed ambulances to the three injured employees. FCC operators quickly shut down and isolated all process and plant utility units. Based on site interviews of first responders and unit operators, the response to the initial explosion and fire was rapid. 3.9 Review of 3.9.1 Pascagoula Facility FCC experienced an explosion and fire in a batch process under development for a third party in 1986. A runaway self-heating reaction in a process used to distill meta-chloroaniline overwhelmed equipment relief devices. The incident involved a runaway reaction and overpressurization of equipment in a column that had no provi- sions to mitigate a thermal runaway. The column was destroyed, and debris was propelled offsite. One of the recommendations was to perform hazard analyses of existing processes. FCC did not apply lessons learned from this event to the MNT distillation system. If a thorough review of the safety systems and overpressure protection for distillation columns had been conducted at that time, the inadequacies in column design and opera- tion may have been identified and actions taken to lessen the likelihood of the October 13 incident. 3.9.2 Other Incidents CSB reviewed incidents involving similar materials or similar causal circumstances. Each of the following incidents involved material that was held at temperatures thought to be safe, but which proved to be thermally unstable. Previous/Similar Incidents One of the recommendations [from a 1986 incident] was to perform hazard analyses of existing processes. FCC did not apply lessons learned from this event to the MNT distillation system.
52 Hickson & Welch Ltd, 1992 A September 21, 1992, incident at Hickson & Welch Ltd, Castleford, United Kingdom, killed five workers (Health and Safety Executive [HSE], 1994). It involved similar materials and also resulted in an explosive thermal decomposition. Workers attempting to clean a still used in an MNT distillation process applied steam to the still for 3 hours to soften accumulated sludge, which was rich in dinitrotoluenes and nitro cresols. HSE determined that the residue initiated a runaway reaction, which caused a deflagration and intense fire. Among the findings of HSE was that the sludge contained organic nitro compounds; it was known that exposing such compounds to high temperatures or to moderately elevated temperatures over an extended time could cause a thermal decomposition. HSE further found that upper manage- ment knew of these hazards from previous incidents at the plant. The company had in place a system of thermal stability testing that was intended to supply managers with the information necessary to safely operate the distillation plant. However, there was no attempt on the part of Hickson & Welch management to characterize the sludge material or the hazards related to its removal, specifically potential thermal instability. Union Carbide, 1972 On August 7, 1972, at a Union Carbide facility located in Institute, West Virginia, a transfer line containing dinitrotoluene (DNT)28 exploded (Bateman, Small, and Snyder, 1974). This event was followed by numerous other explosions and small secondary fires, resulting in one minor injury. The transfer line was a 300-foot-long, 2-inch pipeline located both above and below ground. It was fitted with steam jacketing to maintain a pressure of 15 to 20 psi. The knowledge at the time was that DNT could be safely transferred or held stagnant under the operating conditions thought to be present. Prior to this incident, the material had been held in the line for about 10 days. 28DNT is a mononitrotoluene with an additional nitro group added to the molecule. Among the findings of HSE was that the sludge contained organic nitro compounds; it was known that exposing such compounds to high temperatures or to moderately elevated temperatures over an extended time could cause a thermal decomposition.
53 The internal investigation concluded that one of the steam reduction stations controlling the heat addition malfunctioned, allowing super- heated steam to heat the material to about 210°C. Union Carbide personnel knew that DNT would violently decompose at tempera- tures above 270°C, but they believed that the steam temperature did not exceed 210°C. Numerous tests were conducted to investigate the time–temperature relationship. It was determined that slightly elevated temperatures over time influenced the stability of DNT. This finding resulted in the reduction of maximum operating temperatures, the reduction of holding times for DNT, and the addition of several continuous temperature measurements along the transfer line. American Cyanamid Company, 1969 In October 1969, an explosion occurred at an American Cyanamid Company plant in a process that produced para-nitrometacresol (PNMC), which was used in making pesticides (Dartnell and Ventrone, 1971). The explosion killed one worker, split the 3,000- gallon stainless-steel storage tank into five pieces, destroyed equip- ment within 25 feet of the tank, and started a small fire. The tank contained about 1,500 gallons of PNMC. The melting point of PNMC is 127°C; the temperature on the tank was maintained to keep the contents at 135°C. During design, pure PNMC was tested and showed no instability at temperatures as high as 200°C. The incident investigation found that the temperature of PNMC inside the tank was held at 154°C for 3 days prior to the explosion. Thermal stability testing performed post incident found PNMC to be unstable at temperatures above its melting point. In terms of temperature and time, its instability was directly related to the heat to which it had been subjected. The key conclusion was that new process streams must be tested under conditions that are present in actual process operations. The internal investigation concluded that one of the steam reduction stations controlling the heat addition malfunctioned, allowing superheated steam to heat the material to about 210°C . . . It was determined that slightly elevated temperatures over time influenced the stability of DNT. Thermal stability testing performed post incident found PNMC to be unstable at temperatures above its melting point. Collectively, these incidents demonstrate that aromatic nitro compounds—if held at elevated temperatures for an extended time— are susceptible to thermal decomposition and may react at temperatures lower than the predicted onset temperature.
54 Collectively, these incidents demonstrate that aromatic nitro com- pounds—if held at elevated temperatures for an extended time—are susceptible to thermal decomposition and may react at temperatures lower than the predicted onset temperature.29 3.10 Regulatory 3.10.1 Process Safety Management Standard The OSHA PSM Standard, Process Safety Management of Highly Hazardous Chemicals (29 CFR 1910.119), is intended to prevent or minimize the consequences of catastrophic releases of toxic, reactive, flammable, or explosive chemicals. These regulations apply to processes30 containing more than a threshold quantity of any one of 137 OSHA-listed “highly hazardous chemicals.” Chemicals are listed based on their toxic or reactive properties. Flammable substances are also covered as a class. Thirty-eight of the 137 chemicals are considered highly reactive based on a National Fire Protection Association (NFPA) instability rating of “3” or “4.” The PSM Standard does not list any MNT isomers as highly hazardous chemicals. MNT is also not considered flammable because it has a flash point greater than 100°F. MNT has an NFPA flammability and reactivity rating of “1”31 (NFPA, 1996; pp. 704-707). 29The onset temperature is that at which an instantaneous, generally violent decomposi- tion is expected to occur. 30OSHA defines a process as any activity involving a highly hazardous chemical, including any use, storage, manufacturing, handling, or onsite movement of such chemicals, or any combination of these activities. For purposes of this definition, any group of vessels that is interconnected, and separate vessels that are located such that a highly hazardous chemical could be involved in a potential release, are considered to be a single process (29 CFR 1910.119(b)). 31The NFPA hazard rating system is intended to provide basic information for firefighters and emergency responders. It rates fire, health, and reactivity on a “0” to “4” scale. The PSM Standard does not list any MNT isomers as highly hazardous chemicals. MNT is also not considered flammable because it has a flash point greater than 100°F. Analysis
55 The PSM Standard includes in the definition of “process” any group of interconnected vessels. MNT is made by reacting toluene with sulfuric and nitric acids. The material flows to an atmospheric storage tank to await separation in the toluene stripper and then to the distillation columns to separate the isomers. Toluene is consid- ered flammable according to the PSM Standard. However, FCC did not consider the MNT process to be covered by the standard because previous evaluations determined that less than 10,000 pounds of toluene was involved. Downstream of the atmospheric storage tank, the quantity of toluene did not exceed the 10,000- pound threshold.32 3.10.2 Risk Management Program EPA promulgated the Risk Management Program (RMP) regulation, Accidental Release Prevention Requirements (40 CFR 68), in 1996. It contains several process safety elements that are similar to the OSHA PSM Standard. However, among the differences is that the RMP regulation specifically lists flammables, while the PSM Standard treats them as a class of chemicals. FCC submitted risk management plans for “covered” materials that were onsite in threshold quantities (i.e., for ammonia, oleum (fuming sulfuric acid), and formaldehyde). MNT is not on the list of RMP- covered chemicals. 3.10.3 Other Regulatory Standards OSHA has established a standard on controlling hazardous energy (lockout/tagout)33 that applies to all industries and workplaces. Its purpose is to prevent unexpected energization, startup, or release of stored energy when personnel operate, service, or maintain 32This conclusion is based on an interpretation by an administrative law judge who ruled that PSM coverage does not extend to stored flammables in atmospheric tanks even if they are connected to a process. OSHA has not challenged this decision. U.S. Secretary of Labor v. Meer Corporation, OSHRC Docket No. 95-0341, 1995. 3329 CFR 1910.147, The Control of Hazardous Energy (lockout/tagout). MNT is made by reacting toluene with sulfuric and nitric acids . . . Toluene is considered flammable according to the PSM Standard. MNT is not on the list of RMP-covered chemicals.
56 machinery or equipment. The standard requires employers to establish an energy control program and apply lockout/tagout34 devices or energy isolation devices, or to otherwise disable such equipment. Although the Pascagoula facility had a program in place to comply with OSHA lockout/tagout requirements, the steam line was not positively isolated when the #1 MNT column (C-501) sat idle with material inside. 3.10.4 OSHA Investigation OSHA investigated the Pascagoula facility following the October 13 explosion and issued citations to FCC for the anhydrous ammonia unit, located near the MNT unit. OSHA made the following determinations:
The PHA was deficient because it did not identify “any previ- ous incident which had a likely potential for catastrophic consequences.”
A bleed valve in the ammonia unit had been left open during shutdown and was not identified as needing to be checked prior to startup, which resulted in a release of ammonia.
The PHA did not address appropriate detection methodologies to provide early warning of releases, nor did it consider the consequences of the failure of engineering and administrative safeguards.
FCC did not “establish and implement” mechanical integrity procedures for columns and piping to and from the anhydrous ammonia storage tank. 34OSHA defines “lockout” as the placement of a lockout device on an energy-isolating device, in accordance with an established procedure, to ensure that the energy-isolating device and the equipment being controlled cannot be operated until the lockout device is removed. OSHA defines “tagout” as the placement of a tagout device on an energy- isolating device, in accordance with an established procedure, to ensure that the energy- isolating device and the equipment being controlled cannot be operated until the tagout device is removed (29 CFR 1910.147). Although the Pascagoula facility had a program in place to comply with OSHA lockout/tagout requirements, the steam line was not positively isolated when C-501 sat idle with material inside. The PHA did not address appropriate detection methodologies to provide early warning of releases, nor did it consider the consequences of the failure of engineering and administrative safeguards.
57 OSHA also issued a lockout/tagout citation under 29 CFR 1910.147, noting that the DBB energy-isolating devices called for in the com- pany shutdown procedures were not physically installed to control steam energy sources. 3.10.5 Previous CSB Recommendations on Reactive Chemicals In April 1998, CSB investigated the explosion and fire at the Morton International, Inc., facility in Paterson, New Jersey, which was caused by a runaway chemical reaction. CSB identified the lack of a reactive hazard management system as a key issue in that incident. Among the CSB recommendations to Morton were revalidating PHAs, evaluating pressure relief requirements, reviewing the need for alarms and safety instrumentation, and sharing process safety informa- tion with relevant units of the company (USCSB, 2000; pp. 59–60). CSB also made recommendations to both OSHA and EPA to issue joint guidelines regarding reactive chemical process hazards, and to participate in a CSB investigation of such hazards. That hazard investigation report, entitled Improving Reactive Hazard Manage- ment (USCSB, 2002), was presented to the Board at a public meet- ing in September 2002. The Board unanimously approved the recommendations to improve reactive chemical safety. Among these recommendations were that OSHA “. . . amend the Process Safety Management (PSM) Standard . . . to achieve more comprehensive control of reactive hazards” by:
Broadening the application of PSM.
Requiring that multiple sources be consulted when compiling process safety information.
Augmenting the PHA element to explicitly require an evaluation of reactive hazards (USCSB, 2002; p. 101).
58 CSB also recommended that EPA revise the RMP regulation (40 CFR Part 68) to explicitly cover catastrophic reactive hazards that may affect the public. Other recommendations were made to CCPS, ACC, and SOCMA to publish guidelines, expand the Responsible Care Process Safety Code, and develop a reporting system for reactive incidents (USCSB, 2002; pp. 102–104). The FCC incident serves to reemphasize the need to implement CSB recommendations from the reactive hazard investigation. This incident involved a thermal decomposition in a process that had not been properly evaluated. As noted in Section 3.1, in a 1996 evalua- tion of a different unit processing the same material, FCC included several of the essential elements for a comprehensive reactive chemi- cals program, such as testing and literature searches to determine the stability of the material and a hazard analysis with safety recommen- dations. However, FCC did not consistently practice this hazard evaluation methodology, and there was no system in place to ensure that important hazard information was shared among different processing units. As noted in Section 3.1, good practice guidelines prompt facilities to evaluate hazards in highly energetic processes. If FCC had con- ducted such an evaluation of the continuous MNT distillation process, the potential hazards would have been better understood and preemptive actions could have been taken in the areas of work and maintenance practices. 3.10.6 Additional Good Management Practices FCC was an active member of SOCMA at the time of the incident. In 1990, SOCMA adopted the chemical industry’s Responsible Care Process Safety Code initiative as its primary performance improve- ment program. Although not a regulatory requirement, Responsible Care represents the industry’s commitment to the continuous im- provement of environmental, health, and safety performance. The FCC incident serves to reemphasize the need to implement CSB recommendations from the reactive hazard investigation. In a 1996 evaluation of a different unit processing the same material, FCC included several of the essential elements for a comprehensive reactive chemicals program . . . If FCC had conducted such an evaluation of the continuous MNT distillation process, the potential hazards would have been better understood and preemptive actions could have been taken in the areas of work and maintenance practices.
59 35The Responsible Care elements referenced herein are those in place when the 2001 audit was performed. The elements have recently been revised. 36The code element regarding use of community awareness and emergency response to ensure that public comments are considered in design and safety was marked as “reassessing management practice implementation.” All active members are required to sign the Responsible Care Guiding Principles and to submit annual reports of their progress in imple- menting each of the codes, which include process safety and em- ployee health and safety.35 The Process Safety Code was designed to prevent fires, explosions, and accidental chemical releases. To implement the code, SOCMA active member companies are required to establish an ongoing safety program that includes measurement of performance, audits of con- formity, and a written safety policy. Companies also conduct safety reviews of all new and modified facilities before startup, have mainte- nance and inspection programs, and must document and have up-to- date safety information on process design and procedures. CSB requested the most recent Responsible Care audit performed by FCC prior to the incident and was provided with the self-evaluation audit for the Process Safety Code, conducted in February 2001. The code requires companies to have management practices in place to ensure, among other items—periodic assessment and documenta- tion of process hazards, complete documentation on the hazards of materials, and sufficient layers of protection to prevent a single failure from leading to a catastrophic event. Although all the code elements except one were marked as having a management practice in place,36 the CSB investigation uncovered significant gaps in these areas, as previously discussed. As part of the reactive hazard investigation, CSB also recommended that ACC expand the Responsible Care Process Safety Code to emphasize the need for safe management of reactive hazards (USCSB, 2002; pp. 103–104).
60
61 4.1 Root Causes 1. The FCC Pascagoula facility did not have an adequate system for evaluating the hazards of processing mononitrotoluene (MNT) in its continuous process and did not apply lessons learned from hazard analyses conducted on similar processes in the plant.
Nitrotoluenes are unstable and decompose energetically under high-temperature conditions. The facility did not have a formal system to evaluate the thermal instabilities of process- ing this material. FCC had never completed a formal hazard analysis for the continuous MNT unit to evaluate the specific hazards of handling this material, including leaving it in equipment for an extended time during shutdown, short- and long-term shutdown procedures, and response to deviations from normal operating conditions.
The facility became aware of the hazards of allowing MNT to be exposed to elevated temperatures for an extended time during a batch project in 1996, but the lessons learned (includ- ing operating considerations and the addition of safety inter- locks) were not applied to the existing MNT columns.
Because a formal hazard evaluation was not performed and the potential hazards were not understood, process safety informa- tion—including MSDSs and standard operating procedures— did not provide adequate warnings of the potential thermal instability of MNT. 2. FCC did not have a system to ensure that the #1 MNT column (C-501) was equipped with sufficient layers of protection to prevent a catastrophic release.
C-501 did not contain critical alarms, such as high temperature alarms, to warn of deviations from safe operation.
C-501 did not have safety interlocks to shut down the heat source to the column in the event of high temperature and to return the process to a functionally safe state.
C-501 did not have appropriately designed overpressure protection in the event of a thermal decomposition of MNT. 4.0 Root and Contributing Causes
62 3. The Pascagoula facility had no effective system for ensuring consistent work practices when isolating equipment.
Such a system would specify correct procedures and ensure that all necessary steps are followed. Although personnel stated that proper isolation included double blocking and bleeding the steam line to C-501, these steps were not specifi- cally included in the procedures and were not followed prior to the incident.
Operating procedures for C-501 did not contain warnings or cautions concerning process chemicals and the consequences of deviations from operating limits.
Operating procedures did not contain instructions on how to perform an emergency shutdown for all foreseeable causes, to ensure proper isolation, or to continue monitoring critical parameters while the column was shut down.
Work practices at the time of the incident did not include blinding the steam line, which would have isolated the line from the column.
Training of operations personnel did not include information on the hazards of leaving MNT at elevated levels for an extended time, which would have further emphasized the necessity to ensure proper isolation of heat sources to the column when heat was not being removed. 4. FCC did not have an adequate program to prevent leakage from isolation valves in the steam line connected to the #1 MNT column (C-501).
The steam supply valves had not been evaluated to determine what maintenance activities were appropriate to ensure proper function.
Post-incident analysis revealed that corrosion and erosion caused the leakage in two manual valves in the steam line to the reboilers.
63 4.2 Contributing 1. FCC did not have a system to evaluate the structural integrity of the control room or its proximity to the process.37 The control room for the MNT unit—which had windows and was not reinforced to withstand overpressure—was located approximately 50 feet from the #1 MNT column (C-501). Three employees who sought refuge in the control room at the time of the incident were injured by broken glass. 2. Jackson County did not have an effective system to alert resi- dents about potentially catastrophic incidents and appropriate responses.38 The explosion and fire caused significant concern among residents in the surrounding community. Concussion damage was observed offsite, and debris from the column was thrown offsite. The community notification system did not adequately warn residents that an incident was ongoing, explain how to shelter-in-place, or let them know when the emergency had subsided. Causes 37Although the siting of the control room did not cause the incident, it contributed to its consequences, including onsite injuries. 38Although the ineffectiveness of the community notification system did not cause the incident, it contributed to its consequences, including anxiety within the local community.
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65 E. I. du Pont de Conduct audits to ensure that the First Chemical Pascagoula facility addresses the issues detailed below, under “DuPont–First Chemical Pascagoula Facility.” Communicate results of these audits to the workforce. (2003-01-I-MS-R1) DuPont–First Chemical 1. Establish a program for conducting process hazard analyses of processes involving reactive materials. (2003-01-I-MS-R2) 2. Evaluate the need for layers of protection and install appropriate safeguards, such as alarms and interlocks, to reduce the likelihood of a runaway reaction and catastrophic release of material. (2003-01-I-MS-R3) 3. Review and revise as necessary procedures for units that process highly energetic material, effectively communicate the updated procedures, and train workers appropriately. Revised procedures should include (2003-01-I-MS-R4):
Specific steps for isolation of energy sources.
Warnings and cautions concerning process chemicals and consequences of deviations from operating limits.
Critical operating limits and guidance when the limits are exceeded.
Instruction on how to perform a shutdown for all foreseeable causes, to ensure proper isolation, and to continue monitoring critical parameters (such as temperature) while the column is shut down; in addition, review conditions under which mate- rial must be deinventoried (such as during extended shut- downs). 4. Conduct a facility-wide survey of pressure vessels to ensure that all equipment that processes reactive materials has appropriate overpressure protection. (2003-01-I-MS-R5) 5.0 Recommendations Pascagoula Facility Nemours and Company
66 5. Identify equipment critical to safe operation of processes contain- ing reactive materials. Upgrade the maintenance program and establish inspection schedules to ensure the integrity of such equipment. (2003-01-I-MS-R6) 6. Survey and take appropriate action to ensure that buildings occupied by plant personnel are of adequate construction and are located so as to protect people inside in the event of an explosion in equipment processing reactive materials. (2003-01-I-MS-R7) Jackson County 1. Update the community notification system to (2003-01-I-MS-R8):
Immediately alert residents in the Moss Point community when an incident occurs that could affect their health and safety.
Determine when a community response should be initiated.
Communicate the nature of the incident and the appropriate response by residents.
Alert residents when the incident is over (i.e., the all-clear has sounded). 2. Conduct an awareness campaign to educate residents on the proper steps for a shelter-in-place and orderly evacuation. (2003-01-I-MS-R9) Board of Supervisors Emergency Management Agency Planning Committee Local Emergency Jackson County Jackson County
67 American Chemistry 1. Amend the Technical Specifications guidelines in the Responsible Care Management System to explicitly require facilities to identify findings and lessons learned from process hazard analyses and incident investigations in one unit and apply them to other equipment that processes similar material. (2003-01-I-MS-R10) 2. Ensure that ACC members understand the audit requirements of Responsible Care and accurately identify and address gaps in facility process safety programs. (2003-01-I-MS-R11) 3. Communicate the findings of this report to your membership. (2003-01-I-MS-R12) Synthetic Organic 1. Amend the Technical Specifications in the Responsible Care Management System to explicitly require facilities to identify findings and lessons learned from process hazard analyses and incident investigations in one unit and apply them to other equip- ment that processes similar material. (2003-01-I-MS-R13) 2. Ensure that SOCMA members understand the audit require- ments of Responsible Care and accurately identify and address gaps in facility process safety programs. (2003-01-I-MS-R14) 3. Communicate the findings of this report to your membership. (2003-01-I-MS-R15) Council (ACC) Association (SOCMA) Chemical Manufacturers
68 By the U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD Carolyn W. Merritt Chair John S. Bresland Member Gerald V. Poje, Ph.D. Member Isadore Rosenthal, Ph.D. Member Andrea Kidd Taylor, Dr. P.H. Member October 15, 2003
69 American National Standards Institute/Instrument Society of America (ANSI/ISA), 1997. Application of Safety Instrumented Systems for the Process Industries, ANSI/ISA-84.01-1996, March 15, 1997. American Petroleum Institute (API), 1997. Guide for Pressure- Relieving and Depressuring Systems, API RP-521, Fourth Edition. API, 1995. Management of Hazards Associated With Location of Process Plant Buildings, API RP-752, First Edition, May 1995. Bateman, T. L., F. H. Small, and G. E. Snyder, 1974. “Dinitrotoluene Pipeline Explosion,” Proceedings of the 8th Annual Loss Preven- tion Symposium, American Institute of Chemical Engineers (AIChE), Vol. 8, pp. 117–122. Bretherick, Leslie, P. G. Urben, and Martin J. Pitt, 1999. Bretherick’s Handbook of Reactive Chemical Hazards, Sixth Edition, Vol. 1, Butterworth-Heinemann. Center for Chemical Process Safety (CCPS), 2003. Essential Practices for Managing Chemical Reactivity Hazards, AIChE. CCPS, 1996. Evaluating Process Plant Buildings for External Explo- sions and Fires, AIChE. CCPS, 1995a. Chemical Reactivity Evaluation and Application to Process Design, AIChE. CCPS, 1995b. Guidelines for Evaluating Characteristics of Vapor Cloud Explosions, Flash Fires, and BLEVEs, AIChE. CCPS, 1995c. Guidelines for Safe Process Operations and Mainte- nance, AIChE. CCPS, 1993a. Guidelines for Engineering Design for Process Safety, AIChE. CCPS, 1993b. Safe Automation of Chemical Processes, AIChE. 6.0 References
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71 Appendix A: Causal Factors Diagram Vessel design prior to commissioning 3-inch relief valve put in place Column not equipped with high-temperature interlocks Vessel commissioned System to consider pressure generated due to thermal decomposition LTA System to evaluate hazards & determine appropriate layers of protection LTA PHA performed, required additional temperature interlock to be added to batch column Testing & literature searches performed to determine stability of MNT Batch distillation of MNT in vessel AS-310 began in 1996 Systems in place to apply lessons learned to existing equipment LTA No equivalent safeguards were put on existing MNT stills causal factor management system deficiency KEY LTA = less than adequate 1968 timeline event editorial comment 2
72 C-501 shut down C-501 left on 100% reflux & vacuum H2SO4 concentration problems upstream Feedstock to C-501 was lost Reflux meant steam was fed to reboiler, but no feed was going to C-501; material distilled in column, overhead material condensed & returned to column 9/7/02 9/6/02–9/22/02 Decision made to shut down C-501 Decision made to leave MNT stills shut down due to low product demand C-501 left on reflux Fire in hydrogen unit 9/22/02 9/5/02 2
73 Drained reflux cooler for maintenance of tube Vacuum on column broken System in place to evaluate hazards LTA 9/26/02 9/27/02 Air infiltration into column Reboiler manual steam isolation valves closed Only one valve closed; system not double blocked & bled Blinds not installed in main bypass lines System to ensure consistent work practices when isolating equipment LTA Work practices did not prompt employees to verify isolation Mgmt decision to leave C-501 shut down MNT feedstock left inventoried in column No procedure to deinventory column System in place to evaluate hazards LTA 9/22/02 3 4
74 No purge to rid C-501 of air Entire facility shut down for maintenance turnaround 9/29/02–10/5/02 Power lost, DCS down 10/1/02 DCS power lost & restored next day; DCS hard drive lost 10/3 & restored 10/4 4 5 Presence of air causes MNT to decompose at lower temperatures Inadvertent steam flow through reboiler Boilers brought back online Turnaround completed, steam put back online; valves on reboiler to C-501 still closed Leak in manual valve in bypass line in steam line to reboiler System to ensure block valves in steam lines would not leak LTA 10/5/02 Corrosion in valves in steam line 5 6 Temperature increase on C-501 bottom w/ no response 5:24 am System in place to evaluate hazards & apply lessons from 1996 PHA LTA MNT slowly decomposed & heated up from 415º F to 454º F No system to monitor equipment thought to be shut down
C-501 equipped only w/ temp indicators; no alarms or interlocks Chimney collection tray high-level alarm acknowledged No further action taken 10/12/02 10/13/02
75 Pressure impulse results in chimney tray being damaged & wall being breached Runaway decomposition reaction Spilling of tray contents of O~MNT onto fouled packing, decomposed rapidly C-501 wall breached 5:25 am C-501 rupture 5:26 am Collector tray rapidly loses contents Witnesses observe white gas venting, loud noise, ground shaking C-501 head launched; another piece of debris hits utility line, knocking out power High pressure develops Vapor cloud ignites Damage to onsite structures due to overpressure Fouling catalyzes reaction, resulting in rapid decomposition 6 7
76 Shrapnel hits para-MNT tank Pieces of column propelled offsite Volunteer fire department fights fires offsite para-MNT tank catches fire Onsite fire brigade fights fires 6-ton piece lands on Chevron property near crude oil storage tank 1,100 feet away Burning packing causes small fires offsite/onsite Control room damaged Windows on control room door damaged, resulting in minor injuries to three employees inside System for evaluating control room location & structure LTA Control room proximate to unit; not structured to withstand impact 7 8
77 Onsite packing fires extinguished Shelter-in-place called Fire from para- MNT tank & all other fires extinguished about 8:30 am Community notification system LTA Local community not educated on how to shelter-in- place; also not aware of all-clear Not effectively communicated to local community & adjacent facilities 8
78
79
80
FD06382 | 2002_美国_third-coast-industries-petroleum-products-facility-fire.pdf
分类:06_境外及港澳台调查报告 | 年份:2002 | 地域: | 严重程度: | 场所: | 起火原因: | 来源格式:pdf
U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD INVESTIGATION REPORT REPORT NO. 2002-03-I-TX MARCH 2003 (Destruction of Facility) THIRD COAST INDUSTRIES FRIENDSWOOD, TEXAS MAY 1, 2002 KEY ISSUES FIRE CONTROL CONSENSUS STANDARDS FIRE CODES PETROLEUM PRODUCTS FACILITY INCIDENT
2
3 Abstract Information about available publications may be obtained by contacting: U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board Office of Prevention, Outreach, and Policy 2175 K Street NW, Suite 400 Washington, DC 20037-1848 (202) 261-7600 CSB publications may be purchased from: National Technical Information Service 5285 Port Royal Road Springfield, VA 22161-0002 (800) 553-NTIS or (703) 487-4600 Email: info@ntis.fedworld.gov For international orders, see: www.ntis.gov/support/ cooperat.htm. For this report, refer to NTIS number PB2003-102364. . Salus Populi Est Lex Suprema People’s Safety is the Highest Law T his investigation report examines a petroleum products facility incident that occurred on May 1, 2002, at the Third Coast Industries facility in Friendswood, Texas. A fire of relatively small magnitude destroyed the entire facility, which blended and packaged motor oils, hydraulic oils, and engine and other lubricants. This report identifies the root and contributing causes of the incident and makes recommendations on fire control, consensus standards, and fire codes. The U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board (CSB) is an independent Federal agency whose mission is to ensure the safety of workers, the public, and the environment by investigating and preventing chemical incidents. CSB is a scientific investigative organi- zation; it is not an enforcement or regulatory body. Established by the Clean Air Act Amendments of 1990, CSB is responsible for determining the root and contributing causes of accidents, issuing safety recommendations, studying chemical safety issues, and evaluating the effectiveness of other government agencies involved in chemical safety. No part of the conclusions, findings, or recommendations of CSB relating to any chemical incident may be admitted as evidence or used in any action or suit for damages arising out of any matter mentioned in an investigation report (see 42 U.S.C. § 7412 [r][6][G]). CSB makes public its actions and decisions through investigation reports, summary reports, safety bulletins, safety recom- mendations, case studies, incident digests, special technical publica- tions, and statistical reviews. More information about CSB may be found at www.chemsafety.gov.
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5 Contents EXECUTIVE SUMMARY............................................................ 9 1.0 INTRODUCTION.......................................................... 11 1.1 Background....................................................................... 11 1.2 Investigative Process.......................................................... 11 1.3 Third Coast Industries Facility .......................................... 12 1.4 Flammable and Combustible Liquids................................ 14 1.5 Bulk Storage ...................................................................... 15 1.6 Warehouse Storage.......................................................... 17 1.7 Blending and Packaging Operations ................................. 17 2.0 DESCRIPTION OF INCIDENT .................................... 19 2.1 The Incident..................................................................... 19 2.2 Fire Origin Theories ......................................................... 22 2.3 Fire Spread Mechanisms .................................................. 22 2.3.1 Rupture of Drums ............................................... 23 2.3.2 Failure of Blend Tanks ........................................ 24 2.3.3 Failure of Tank Wagon ...................................... 24 2.3.4 Liquid Pool Fire at Tank Farm ............................ and Warehouses ................................................ 25 3.0 ANALYSIS OF INCIDENT ............................................. 27 3.1 Fire Protection Analysis ..................................................... 27 3.2 Fire Origin and Detection................................................. 28 3.2.1 Fire Origin .......................................................... 28 3.2.2 Initial Fire Detection ........................................... 28 3.3 Fire Spread ....................................................................... 29 3.3.1 Rupture of Drums ............................................... 30 3.3.2 Location of Tank Wagon and Blend Tanks ........ 30 3.3.3 Lack of Proper Drainage or Spill Containment ... 31 3.3.4 Tank Design, Condition of Tank Farm Dikes,...... and Location of Storage Tanks ........................... 31 3.3.5 Warehouse Firewalls ......................................... 33 3.4 Water for Manual or Automatic Fire Suppression ........... 33 3.5 Consensus Fire Codes ...................................................... 35 3.5.1 NFPA Flammable and Combustible ................... Liquids Code ...................................................... 35 3.5.2 Other Consensus Fire Codes ............................. 35 3.5.3 Third Coast Adherence to Fire Codes............... 36 3.5.4 NFPA 30 Issues .................................................. 37 3.5.5 International Fire Code Issues ............................ 38 3.6 OSHA Flammable and Combustible Liquids Standard .... 38 3.7 County Adoption of Fire Codes ....................................... 40
6 Contents (cont’d) 4.0 ROOT AND CONTRIBUTING CAUSES..................... 43 4.1 Root Causes...................................................................... 43 4.2 Contributing Cause .......................................................... 44 5.0 RECOMMENDATIONS ................................................ 45 6.0 REFERENCES................................................................. 49 APPENDIX A: Causal Factors Diagram ....................................... 51
7 Figures and Tables 1 Layout of Third Coast Industries Facility ........................ 13 2 Third Coast Facility, Prior to Fire ................................... 14 3 Third Coast Storage Tank Farm..................................... 16 4 Peak Hours of Fire, Early Morning, May 1, 2002 ......... 21 5 Fire at Approximately 7 am, May 1, 2002 ..................... 21 6 Drums Located at Packaging Line 4 ............................... 23 7 Collapsed Blend Tanks Located Near Warehouse 1 ..... 24 8 Remains of Tank Wagon, Front End in Foreground...... 25 9 Failed Storage Tanks....................................................... 26 10 Remains of Warehouse .................................................. 26 11 Section of South Dike Wall, Storage Tank Farm ............ 32 Figures Table 1 Flammable and Combustible Liquids Classification ....... 15
8 Acronyms and Abbreviations AIChE American Institute of Chemical Engineers API American Petroleum Institute BATF Bureau of Alcohol, Tobacco and Firearms (U.S. Department of the Treasury) BOCA Building Officials and Code Administrators, Inc. CCPS Center for Chemical Process Safety CFR Code of Federal Regulations CSB U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board EPA U.S. Environmental Protection Agency °F Degrees Fahrenheit FM Factory Mutual Insurance Company (FM Global) gpm Gallons per minute IAFF International Association of Fire Fighters ICBO International Conference of Building Officials ICC International Code Council IFC International Fire Code ILMA Independent Lubricant Manufacturers Association IRI Industrial Risk Insurers NACo National Association of Counties NACD National Association of Chemical Distributors NASFM National Association of State Fire Marshals NFPA National Fire Protection Association NVFC National Volunteer Fire Council OSHA Occupational Safety and Health Administration PPC Petroleum Packaging Council RIMS Risk and Insurance Management Society TCEQ Texas Commission on Environmental Quality (formerly TNRCC) TNRCC Texas Natural Resources and Conservation Commission VFD Volunteer fire department
9 Executive Summary I n the early morning hours of May 1, 2002, a fire erupted at the Third Coast Industries Friendswood facility, located in an unincor- porated area of Brazoria County, Texas. The facility—which blended and packaged motor oils, hydraulic oils, and engine and other lubricants—was inadequately designed and protected to prevent the spread of fire. Firefighters arrived at the scene within minutes, but had insufficient means to fight the fire, which burned for more than 24 hours. The fire consumed 1.2 million gallons of combustible and flammable liquids, and destroyed the site. One hundred nearby residents were evacuated, a local school was closed, and significant environmental cleanup was necessary due to fumes and runoff. No employees or firefighters were injured during the incident. The U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board (CSB) and the Bureau of Alcohol, Tobacco and Firearms (which conducted an independent investigation for fire cause) were unable to deter- mine the fire’s initiating event. However, the fact that a fire of relatively small magnitude could not be controlled, and led to loss of the facility and community impacts, warranted investigation. The CSB incident investigation revealed the following root causes:
Third Coast did not conduct an adequate fire protection analysis to ensure implementation of fire protection measures. A thorough analysis of fire detection and suppression, bulk and warehouse storage of flammable and combustible materials, containment and drainage, and warehouse construction would have identified specific means of better protecting the facility.
The Third Coast facility fire suppression system was inadequate for detecting and warning of fire or smoke or for stopping fire spread. Key deficiencies were insufficient onsite fire water, no manual or automatic suppression systems, and no smoke/fire detection equipment or alarms.
The Third Coast facility lacked adequate control measures to limit the spread of the initial fire:
A tank truck containing combustible material was located too close to blending and packaging equipment. The [Friendswood] facility . . . was inadequately designed and protected to prevent the spread of fire. Key deficiencies were insufficient onsite fire water, no manual or automatic suppression systems, and no smoke/fire detection equipment or alarms. The facility did not have adequate containment or drainage to control the spread of burning liquid pools.
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The facility did not have adequate containment or drainage to control the spread of burning liquid pools.
Warehouse buildings were not constructed to minimize the spread of fire.
Brazoria County had no laws or regulations that required Third Coast to comply with established fire codes. CSB makes recommendations to Third Coast Terminals, the National Fire Protection Association, the International Code Council, and Brazoria County. Recommendations are also made to communicate the findings of this investigation to the Petroleum Packaging Council, Independent Lubricant Manufacturers Association, American Petro- leum Institute, National Association of Chemical Distributors, National Association of Counties, International Association of Fire Fighters, National Volunteer Fire Council, National Association of State Fire Marshals, and Risk and Insurance Management Society. Brazoria County had no laws or regulations that required Third Coast to comply with established fire codes.
11 1.0 Introduction 1.1 Background A t approximately 1:00 am on May 1, 2002, a fire erupted at the Third Coast Industries blending and packaging facility in an unincorporated area of Brazoria County, near Friendswood and Pearland, Texas. Firefighters arrived at the scene within minutes, but had insufficient water to fight the fire and decided to let it burn. The fire consumed more than 1.2 million gallons of combustible and flammable liquids1 and destroyed the site. More than 180 firefighters and support personnel responded to this incident, and nearly 24 hours was required to bring the fire under control. No employees or firefighters were injured. Several neigh- boring buildings were destroyed, 100 residents were evacuated, and a local school was closed for the day. Environmental remediation activities, involving removal of contaminated soil and cleanup of nearby homes, continued for many days. Because of the serious nature of this incident—the destruction of a business and consequent loss of employment, potential harm to firefighters and neighbors, and environmental consequences—the U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board (CSB) launched an investigation to determine root and contributing causes and to issue recommendations to help prevent similar occurrences. Because the uncontrolled spread of fire was the key issue, the CSB investigation focused on those factors that led to total destruction of the facility. Neither CSB nor other investigative agencies were able to determine the fire’s initiating event. 1.2 Investigative CSB investigators arrived at the site on the evening of May 1. The U.S. Environmental Protection Agency (EPA) and the Texas Commis- sion on Environmental Quality (TCEQ) controlled the active fire scene. (At the time of the incident, TCEQ was the Texas Natural Resources and Conservation Commission [TNRCC].) The Bureau of Alcohol, Tobacco and Firearms (BATF) was also on scene and conducted an investigation into the cause and origin of the fire. 1 By CSB estimates: 735,000 gallons of liquid in bulk storage tanks and 530,000 gallons of liquid in containerized storage (drums and smaller packages). Process Because the uncontrolled spread of fire was the key issue, the CSB investigation focused on those factors that led to total destruction of the facility.
12 2 An unincorporated area does not fall under the jurisdictional requirements of a municipality. It is not “incorporated” into city/town limits. In conducting its independent investigation, CSB examined physical evidence, interviewed Third Coast management and hourly employ- ees, and reviewed relevant documents. However, a significant number of Third Coast documents were lost in the fire. CSB coordinated its work with the other organizations conducting investigations, including BATF, EPA, TCEQ, the Occupational Safety and Health Administration (OSHA), and the Pearland Volunteer Fire Department (VFD). CSB contracted with Dr. Robert G. Zalosh, Professor of Fire Protec- tion Engineering at Worcester Polytechnic Institute, Worcester, Massachusetts, for assistance in assessing the fire scene and analyzing factors that contributed to the fire spread. 1.3 Third Coast Third Coast Industries was located on West Clover Lane, in an unincorporated section of Brazoria County, near Friendswood and Pearland, Texas, approximately 18 miles southeast of downtown Houston.2 The company was formed in 1987 and began operations in 1988. Figure 1 shows the layout of the facility. Original operations, which consisted of blending windshield washer fluid and antifreeze, were conducted in warehouse 1. Warehouses and storage tanks were added over the years to accommodate new blending and packaging operations. Warehouses 2 and 3 were added during the 1990s. Warehouse 4A and several acres of land were acquired in the late 1990s. In 2000, an additional 7 acres was purchased, and warehouse 4B was added to the complex. At the time of the fire, Third Coast employed 100 people at the Friends- wood site. (The only other Third Coast facility—Third Coast Terminals—is located within the city limits of Pearland, Texas.) Figure 2 presents an aerial view of the site, showing nearby homes and businesses. Industries Facility
13 Third Coast blended and packaged windshield washer fluid; anti- freeze; motor oils; hydraulic oils; gear oils; greases; engine and engine part cleaners and solvents; and transmission, brake, and power steering fluids. These products were marketed under various Third Coast brand names. The facility also did business as a tolling opera- tion, blending and repackaging material for major oil and lubricant companies. Warehouse 1 Warehouse 2 Warehouse 3 Warehouse 4A Warehouse 4B Truck well Covered areas Truck scale Office area Dock New tanks (not in use) New tanks (not in use) Truck well Truck well Truck well North 100 feet Figure 1. Layout of Third Coast Industries facility.
14 1.4 Flammable and Approximately 98 percent of the materials at Third Coast were classified as Class IIIB combustible liquids, with flash points of 200 degrees Fahrenheit (ºF) or greater.3 The National Fire Protection Association (NFPA) and OSHA classify flammable and combustible liquids as shown in Table 1. Flammable liquids with flash points of 100ºF or lower can produce ignitable mixtures under ambient temperature conditions (summer or direct sun exposure); combustible liquids must be heated to generate sufficient vapors to produce an ignitable mixture. In either case, both a source of ignition and the presence of oxygen (air) are required to ignite the vapors. A number of consensus standards and codes specify practices for the storage and handling of flammable and combustible liquids. Organi- zations such as NFPA and the International Code Council (ICC) 3 Flash point is defined as the minimum temperature at which a liquid gives off sufficient vapor to form an ignitable mixture with air near the surface. Figure 2. Third Coast facility, prior to fire. Combustible Liquids Approximately 98 percent of the materials at Third Coast were classified as Class IIIB combustible liquids . . . 2003 GlobeXplorer, Eastman Kodak Company
15 develop consensus codes, while insurance companies such as Fac- tory Mutual (FM) and Industrial Risk Insurers (IRI) publish guidance on storage and handling. The OSHA Flammable and Combustible Liquids regulation (29 CFR 1910.106) is based on the NFPA stan- dard. 1.5 Bulk Storage Seventy-four storage tanks were in use at the time of the fire (Figure 3). Another 18 storage tanks were installed, but not in use. The tanks were divided among five diked areas. The rudimentary diking generally consisted of two courses of hollow masonry blocks. Although most of the tanks contained Class IIIB liquids, both raw materials and bulk finished products, the following liquids were also stored onsite:
In Tank 19: 4,400 gallons of methanol (flash point 52ºF), a Class IB material used in the production of windshield washer fluid.
In Tank 38: 3,500 gallons of mineral spirits, a Class II material (flash point 105ºF). Flammable IA Below 73 Below 100 Propane Flammable IB Below 73
100
Methanol Flammable IC 73–100 — Turpentine Combustible II 100–140 — Mineral spirits Combustible IIIA 140–200 — Automatic transmission fluid Combustible IIIB
200
— Motor oil Class Flash Point Boiling Point Examples Table 1 Flammable and Combustible Liquids Classification Range (ºF) Range (ºF)
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In Tanks 12 and 72: 9,500 gallons of a Class IIIA petroleum distillate (flash point 150ºF) and 1,050 gallons of an automatic transmission fluid (flash point 198ºF), respectively. CSB estimates that 735,000 gallons of bulk combustible and flam- mable liquids were stored onsite at the time of the fire. Class II liquid 71 64 70 63 69 62 68 67 66 65 56 57 9 10 12 11 58 59 60 61 48 53 54 55 52 51 50 49 45 43 46 44 41 42 31 32 33 35 36 39 40 37 34 38 6 5 4 1 3 2 7 8 15 17 14 18 16 20 21 19 24 23 22 25 27 26 30 29 28 W- 1 W- 2 74 72 73 Truck well Metal bldg Maint/office room Line 1 Line 2 Line 3 Line 4 Line 5 KEY Methanol storage Class IIIA liquid North Tank wagon Likely area of fire origin Class IIIB liquid 25 feet Warehouse 1 Figure 3. Third Coast storage tank farm.
17 Packaging Operations 1.6 Warehouse Four buildings at the Third Coast facility were used for product blending, packaging, and storage:
Warehouse 1: Three blending/packaging lines inside the building; one line just outside, under a roof (line 4, the most likely point of origin of the fire based on witness statements); plus an office and maintenance area.
Warehouse 2: One blending/packaging line; plus storage, mainly raw materials, and offices.
Warehouse 3: Two blending/packaging lines; plus storage, mainly finished product.
Warehouse 4: Two blending/packaging lines; plus storage, mainly finished product. Final products were packaged in various plastic and metal container sizes—55-gallon drums, gallons, quarts, and 8- and 12-fluid-ounce containers. At the time of the fire, CSB estimates that the Third Coast warehouses contained 530,000 gallons of packaged product, mostly Class IIIB combustible liquids. 1.7 Blending and The Third Coast facility contained 11 blending/packaging lines— eight located inside warehouse buildings and three located outdoors under cover. There were three lines for filling drums, each with the capacity to fill 400 drums per shift. Other fill lines included a 32- head filler for quarts of motor oil, a 16-head filler for brake fluid and antifreeze, an eight-head filler for containers ranging in size from 4 fluid ounces to 5 quarts, and a four-head pail filler. Storage At the time of the fire, CSB estimates that the Third Coast warehouses contained 530,000 gallons of packaged product, mostly Class IIIB combustible liquids.
18
19 O n the evening of April 30, 2002, 12 Third Coast employees worked an evening shift. In the warehouse 1 area, two workers packaged motor, hydraulic, and gear oils into quart contain- ers and 5-gallon pails. They left the site at approximately 11:30 pm. They told CSB investigators that they followed their normal routine of turning off lights and motors, and checking that the facility was locked and secure before leaving. At 1:05 am on the morning of May 1, the Third Coast contract security guard arrived at the facility. The guard’s normal routine was to arrive at 1:00 am and spend approximately 1 hour at the facility each night, checking to see that gates and doors were locked and that there were no obvious spills or unusual activity. At approxi- mately 1:20 am, he began his rounds, walking through warehouse 2 to the rear door, facing west. As he looked out the door, he ob- served a fire in front (east) of warehouse 1. The guard stated that the fire appeared to be located outdoors on a worktable at packaging line 4; the table was used for labeling and package closing. Upon viewing the fire, he immediately returned to the warehouse 2 office and called 911; he then returned to the door of warehouse 2. In his opinion, the fire was too intense for him to risk approaching it; flames extended to the ceiling of the metal awning over line 4. At 1:28 am, approximately 7 minutes after receiving the 911 call, the first emergency responder—the chief of the Pearland VFD—arrived on scene. The following description is based on the chief’s report: From a vantage point at the southeast corner of ware- house 2, the chief observed a ground level pool fire, 65 to 80 feet in width, to the east of warehouse 1. The fire engulfed two box trailers (containing empty drums) and a 6,000-gallon tank wagon (containing a synthetic motor oil that Third Coast was repackaging into smaller containers). The tank wagon was venting under pressure, and the vented material was burning. The chief reported hearing sounds of boiling and crackling, which are indicative of burning heavy hydrocarbon liquids. He also heard thuds and thumps (possibly containers expanding and venting) and small explosions (possibly the failure of smaller containers). As yet, there was no fire in the storage tank area, located to the north, or in the main warehouse buildings. The guard stated that the fire appeared to be located outdoors on a worktable at packaging line 4 . . . . . . The chief observed a ground level pool fire, 65 to 80 feet in width, to the east of warehouse 1. The fire engulfed two box trailers . . . and a 6,000-gallon tank wagon. 2.1 The Incident 2.0 Description of Incident
20 At this time, the chief called for mutual aid from the Friendswood and Alvin VFDs. He also requested that law enforcement evacuate residents of West Clover Lane and the next streets to the east and west of the Third Coast facility. As the chief moved north and attempted to enter the facility down the alleyway between warehouses 3 and 4, he heard two loud explosions from the tank farm area and backed away. Returning to the south end of the facility, he observed that the fire had greatly increased in size and intensity, with pressure and rupture noises much louder and stronger. He notified arriving units to stage at County Road 129, approximately 500 feet from the facility. Insufficient water was available to fight the fire. A maximum flow of 750 gallons per minute (gpm) was established through a tanker relay system using three portable dump tanks. Firefighters ran a firewater monitor to protect residential exposures on the east side of West Clover Lane. Based on the lack of water and the risk of environmen- tal damage due to runoff from contaminated firewater, the decision was made not to attack the fire. As the fire spread into the storage tank area, the liquid pool fire was also observed to be moving from the warehouse 1 area toward the front of the facility. This caused the fire to spread to a loaded box trailer and warehouse 2, and also across the southern property line into a neighbor’s garage and machine shop. Over the course of the next several hours, the fire engulfed the entire tank farm and spread through warehouses 2, 3, and 4 (Figures 4 and 5) The fire was allowed to burn until it was deemed to be of a manage- able size for the available water supply. Hand lines were then used, and firefighting foam was applied to extinguish the remaining fire spots. The fire was brought under control by midnight—23 hours after first being reported. The fire departments maintained fire watch and scene control until 12:30 pm on May 2, when they were re- lieved by a fire control contractor hired by Third Coast. The evacuated residents living on West Clover Lane, closest to the facility, were unable to return to their homes until May 4. On the south side of the facility, the fire destroyed both a small building and a small business on adjacent private property. Several homes required extensive internal and external cleaning to remove soot and smoke damage. Contaminated soil (2,420 cubic yards) classified by EPA Based on the lack of water and the risk of environmental damage due to runoff from contaminated firewater, the decision was made not to attack the fire. The fire was brought under control by midnight—23 hours after first being reported.
21 as nonhazardous industrial waste; soot/ash (10 cubic yards); and trees and debris (50 cubic yards) were removed from the site for disposal. Approximately 900,000 gallons of oily and nonoily liquid waste was also removed from the site. In July 2002, Third Coast entered into a Voluntary Cleanup Agree- ment with TCEQ for remediation of the fire scene. Third Coast has announced that it will not rebuild at this site. Figure 5. Fire at approximately 7 am, May 1, 2002. Mark Turvey, Friendswood VFD, Texas Figure 4. Peak hours of fire, early morning, May 1, 2002.
22 2.2 Fire Origin Based on the statements of the security guard and the first firefighters on scene, it is most likely that the fire started outside, directly adjacent to warehouse 1. After an exhaustive investigation, BATF ruled that the cause of the fire was “undetermined”—meaning that it could not conclusively state whether the fire was accidental or deliberately set. CSB identified a number of possible initiating events, but was unable to identify which of the following was most likely:
Flammable or combustible liquids contacting hot surfaces: Flammable liquids may have contacted hot surfaces, such as motors or light bulbs. Small quantities of flammable cleaning solvents were used around the packaging lines. In addition, if released under pressure as aerosols, combustible liquids act like flammable liquids.
Spontaneous combustion of solvent-soaked rags: Although Third Coast typically stored solvent-soaked rags in special rag containers, solvent-soaked material could spontaneously com- bust if mishandled.
Electrical fire: A consultant retained by Third Coast Industries identified an electrical short in an office area inside warehouse 1 as a possible point of fire origin. However, the CSB investiga- tion and witness interviews do not support this theory.
Arson or vandalism: The security guard was at the facility for only about 1 hour each night. Although the site is fenced, it is a large area. It could not be ruled out that someone entered the facility and deliberately set a fire, though the guard did not see anyone inside the plant. 2.3 Fire Spread Based on firefighter observations, examination of the fire scene, and Third Coast information on the materials present onsite at the time of the fire, CSB identified three mechanisms that contributed to the rapid spread of the fire: Mechanisms Theories After an exhaustive investigation, BATF ruled that the cause of the fire was “undetermined” . . .
23
Rupture of drums of combustible liquid at packaging line 4, outside warehouse.
Failure of blend tanks.
Failure of combustible liquid tank wagon. In the initial stages of the fire, it is likely that the first materials involved were small containers of combustibles and flammables located in and around warehouse 1. On the night of April 30, Third Coast employ- ees had been packaging motor oil, hydraulic oil, and gear oil in quarts and 5-gallon pails. In addition, small amounts of methyl ethyl ketone and other flammable solvents were used for cleanup and surface preparation at the packaging lines. The initial small fire involving the smaller containers resulted in a pool fire, which provided the heat necessary to pressurize the drums of combustible liquids. It is likely that the drums ruptured and added fuel to the pool fire, which then spread, affecting the tank wagon and the blend tanks. This is the point at which CSB believes the Pearland Fire Chief observed the pool fire. 2.3.1 Rupture of Drums Approximately 10 drums of combustible liquid were located on and around packaging line 4, just outside warehouse 1 (Figure 6). The drums would have loosely surrounded the worktable, where the security guard observed the initial fire. Evidence indicates that these drums ruptured due to internal pressure and released their contents, which subsequently ignited. The sounds heard by the Pearland Fire Chief upon his arrival on scene were most likely caused by the drums rupturing. The drums at packaging line 4 were of standard metal construction without drum relief devices. This device is a plastic closure that melts during fire exposure and remains open, allowing pressure to vent. It is an option for flammable and combustible liquid containers. The drum relief device protects the container from failure, which would release the entire contents, and also helps prevent the risk of drums rocketing into the air and causing damage when they fall. Empty drums were found on property surrounding the Third Coast site. Figure 6. Drums located at packaging line 4. The initial small fire involving the smaller containers resulted in a pool fire, which provided the heat necessary to pressurize the drums of combustible liquids. Evidence indicates that these drums ruptured due to internal pressure and released their contents, which subsequently ignited.
24 2.3.2 Failure of Blend Tanks Several 2,000-gallon blend tanks were located to the northeast of warehouse 1. The tanks were supported about 3 feet above ground by steel legs with no external fireproofing. As the pool fire surrounded this area, the legs buckled, and the tanks toppled and contributed their contents to the fire (Figure 7). Figure 7. Collapsed blend tanks located near warehouse 1. The blend tanks were located directly adjacent to the storage tank farm, separated by a low dike wall. In addition, numerous steel pipes from the storage tanks traversed the dike walls. Although valves were closed at the end of each pipe, the lines were typically not isolated with closed valves at the storage tanks. As the pipelines failed due to fire exposure, they released materials from the storage tanks that also contributed to the pool fire. 2.3.3 Failure of Tank Wagon An aluminum tank wagon containing a combustible liquid synthetic motor oil (flash point > 400ºF) was located within 6 feet of packag- ing line 4, where the security guard initially observed the fire. Third Coast was repackaging the material from the tank wagon into smaller containers for retail sale. The Pearland Fire Chief saw this tank wagon engulfed by the pool fire. The tank was venting, indicating that it was already being heated to a significant temperature. Several 2,000-gallon blend tanks were located to the northeast of warehouse 1. As the pool fire surrounded this area, the [tank] legs buckled, and the tanks toppled and contributed their contents to the fire. As the pipelines failed . . . they released materials from the storage tanks that also contributed to the pool fire.
25 In a fire of this type, aluminum rapidly weakens and melts. All that remained of the liquid compartment of the tank wagon after the fire were several pools of aluminum, as shown in Figure 8. The tank wagon’s load of fuel contributed to the ground fire, which flowed toward the storage tanks and the warehouses. Figure 8. Remains of tank wagon, front end in foreground. (Note pools of melted and resolidified aluminum.) 2.3.4 Liquid Pool Fire at Tank Farm and Warehouses The Third Coast facility lacked adequate drainage or containment to prevent liquids released from the drums, blend tanks, and tank wagon from flowing toward the rest of the facility or offsite. The dike wall on the south side of the tank farm, closest to the fire origin, was composed of two courses of hollow cinderblock. The cinderblock was broken in places and mortared joints were cracked, which allowed the burning liquid to enter the tank farm and begin pooling around the storage tanks. The intense heat from the fire caused the bulk storage tanks to fail, either by overpressure or collapse; the containerized combustible liquids stored inside burned and destroyed the warehouse buildings (Figures 9 and 10). The tank wagon’s load of fuel contributed to the ground fire, which flowed toward the storage tanks and the warehouses. The Third Coast facility lacked adequate drainage or containment to prevent liquids released from the drums, blend tanks, and tank wagon from flowing toward the rest of the facility or offsite. The cinderblock [wall] was broken in places and mortared joints were cracked, which allowed the burning liquid to enter the tank farm and begin pooling around the storage tanks.
26 Figure 9. Failed storage tanks. Figure 10. Remains of warehouse.
27 3.0 Analysis of Incident 3.1 Fire Protection T here is no evidence that Third Coast or its insurance company conducted formal fire protection analyses, consulted fire protection experts, or reviewed best practice publications, such as those of FM and IRI. The NFPA 30 Flammable and Combustible Liquids Code, though not a requirement in Brazoria County, states: The extent of fire prevention and control provided for tank storage facilities shall be determined by an engineer- ing evaluation of the installation and operation, followed by the application of sound fire protection and process engineering principles (NFPA, 2000; 2.5.4). Good practice would extend this evaluation to the entire facility, including materials handling and warehousing activities. The Center for Chemical Process Safety (CCPS) notes that consensus codes: . . . allow the building official to require a technical opinion or report identifying and developing alternate methods of construction or protection from hazards that are presented by the storage of hazardous material (CCPS, 1998; p. 69). As discussed in Sections 3.5 and 3.7, neither the State of Texas nor Brazoria County required that Third Coast comply with fire or building codes. However, a fire protection analysis, as required by fire codes applicable in many other localities, would likely have identified the shortcomings dicussed in this investigation report. Third Coast would have been able to evaluate how best to eliminate the hazards or mitigate the consequences of a fire. The most likely result would have been identification of the need for:
An onsite water supply for both manual and automatic fire suppression.
Fire detection equipment.
Improved drainage and containment of large liquid spills. In 2000, the Pearland VFD visited Third Coast to tour the facility and give firefighters the opportunity to observe fire hazards. The VFD assessment included the following observations of the site:
Construction type: nonprotected metal
Firewalls: none
“Water supply minimal, no fire protection systems in place.” Analysis . . . A fire protection analysis, . . . would likely have identified the shortcomings discussed in this investigation report. Third Coast would have been able to evaluate how best to eliminate the hazards or mitigate the consequences of a fire.
28 The preplan assessment also contained the following notes: “Was suggested to install early warning device as a minimum and fire suppression system. Also need water source!” There was no re- quirement for Third Coast to comply with these suggestions and no evidence that it responded to the assessment. 3.2 Fire Origin and 3.2.1 Fire Origin CSB and BATF were unable to conclusively determine the initiating event or the exact point of origin of the fire. However, based on the following facts and observations, it is most likely that the fire origi- nated outside of warehouse 1 on or near packaging line 4:
The security guard stated that the fire initially appeared to be located on a worktable at packaging line 4, outside the building.
Upon his arrival, the Pearland Fire Chief observed the pool fire in front of warehouse 1. He did not believe that the ware- house itself was involved in the fire at that time.
If the fire had originated inside warehouse 1, it is likely that this would have been readily apparent to the security guard and the firefighters. Warehouse 1 would have been seen as heavily involved in fire before the outside areas and packaging line 4 were affected. 3.2.2 Initial Fire Detection The Third Coast facility did not have automatic fire or heat detectors in operating or warehouse areas.4 Heat detectors are commonly used in flammable liquid processing areas and would have been activated if the fire originated outside warehouse 1. If the fire origi- nated inside the warehouse, or if fire or smoke traveled inside the 4 A laboratory area was equipped with an automatic Halon fire suppression system Detection . . . It is most likely that the fire originated outside of warehouse 1 on or near packaging line 4. The Third Coast facility did not have automatic fire or heat detectors in operating or warehouse areas.
29 building during the early stages of the fire, smoke or heat detectors would have been of value in preventing loss of the facility. FM Global Property Loss Prevention Data Sheets, a source of good practices for hazardous operations, state: Automatic fire detectors can provide early detection and warning of fire or smoke. They may be used to activate extinguishing systems or to initiate an alarm, or both . . . . Although fire detectors can be a valuable part of a property’s fire protection system, they are not considered a substitute for automatic sprinklers or other automatic extinguishing systems (FM, 2000a). Smoke and heat detection equipment can be set up to automatically notify a central alarm dispatch center or a local fire station. If the fire had been detected in its earliest stages, it is likely that the local fire department would have brought it under control before the release of large quantities of combustible and flammable liquids, which fed the fire. Fire trucks typically carry several hundred gallons of water and some firefighting foam, which likely would have been sufficient to extinguish a small fire. In addition, Third Coast had a number of 40-pound dry chemical fire extinguishers onsite that could have been used. Although the contract security guard stated that the fire was too intense for him to safely approach, it was initially con- fined to a small area. Regardless of the source of the initial fire, automatic fire detection equipment—coupled with an automatic suppression system in the area of the packaging lines in and around warehouse 1—would likely have controlled the fire and summoned the Pearland VFD to control and extinguish residual burning. 3.3 Fire Spread By the time firefighters arrived at Third Coast, the fire had escalated to the point where it could not be controlled with the limited water available. CSB determined that a number of deficiencies in the design and layout of the facility, as described below, contributed to spread of the fire. If the fire had been detected in its earliest stages, it is likely that the local fire department would have brought it under control before the release of large quantities of combustible and flammable liquids . . . Regardless of the source of the initial fire, automatic fire detection equipment—coupled with an automatic suppression system . . . would likely have controlled the fire and summoned the Pearland VFD to control and extinguish residual burning.
30 3.3.1 Rupture of Drums The Pearland Fire Chief’s initial observation of a pool fire surround- ing the box vans and the tank wagon indicates that the drummed material near packaging line 4 was likely the first large quantity of liquid involved in the fire. Steel drums exposed to a pool fire will typically rupture within 5 to 15 minutes due to the buildup of internal pressure. “The end result of a sealed drum exposed to fire is the violent failure of the container” (FM, 2000b). When the drums ruptured, their contents added more fuel to the growing fire and spread it faster. The drums at Third Coast were not equipped with relief devices in their top heads. Relieving style containers vent internal pressure without initially releasing the liquid contents. Although consensus codes do not require that metal containers be equipped with relief devices, fire sprinkler requirements are reduced if containers are so equipped. Although drum relief devices do not prevent ultimate failure and release of liquid contents when exposed to a long-duration fire, they do allow for longer retention of liquid. If the Third Coast drums had been equipped with relief devices, it is likely that they would have largely vented pressure rather than rupturing. 3.3.2 Location of Tank Wagon and Blend Tanks The tank wagon (which contained a synthetic motor oil for repack- aging) and several blend tanks were located very close to the operat- ing areas of warehouse 1. For Class III liquids, NFPA 30 and OSHA 1910.106 require that loading/unloading facilities be located at least 15 feet from tanks, warehouses, or other plant buildings. The tank wagon was stationed less than 6 feet from packaging line 4. NFPA 30 further states that “loading and unloading facilities shall be provided with drainage systems or other means to control spills.” An explanatory note adds: Steel drums exposed to a pool fire will typically rupture within 5 to 15 minutes due to the buildup of internal pressure. If the Third Coast drums had been equipped with relief devices, it is likely that they would have largely vented pressure rather than rupturing. The tank wagon . . . and several blend tanks were located very close to the operating areas of warehouse 1.
31 The intent of this requirement is to prevent the spread of uncontrolled, spilled liquid from traveling beyond the loading or unloading area and exposing surrounding equipment and buildings (NFPA, 2000; 5.6.4, A.5.6.4). This is exactly what occurred at Third Coast, with the additional complication that the liquid was burning. 3.3.3 Lack of Proper Drainage or Spill Containment The drums outside warehouse 1, the tank wagon, and the blend tanks were not located in a curbed area, nor was the drainage adequate to remove spills. As a result, once the drums began to rupture and release their contents into the fire, there was no means to prevent the pool fire from spreading to the tank wagon and the blend tanks. FM directs that such facilities: Supply loading and unloading stations with either curbing, drainage, grading, or a combination to direct a potential liquid spill to a collection location that is accessible to fire fighting and liquid recovery operations, but does not expose important buildings or facilities (FM, 2000c; p. 35). 3.3.4 Tank Design, Condition of Tank Farm Dikes, and Location of Storage Tanks The storage tank areas at Third Coast were not designed to limit the spread of fire. Because the tanks did not have relief devices suitable for external fire scenarios, they catastrophically ruptured and released their contents rather than venting to the atmosphere. NFPA 30 and OSHA 1910.106 require that aboveground storage tanks have emergency relief venting in the form of construction5 or a device 5 One form of construction used in tank design is a frangible roof, which is a weak roof-to- shell attachment that preferentially fails over other welded joints when subject to overpressure. Failure of the roof-to-shell joint provides a means to relieve overpressure and avoid a catastrophic failure of the tank and loss of contents. . . . Once the drums began to rupture and release their contents into the fire, there was no means to prevent the pool fire from spreading to the tank wagon and the blend tanks. Because the tanks did not have relief devices . . . they catastrophically ruptured and released their contents rather than venting to the atmosphere.
32 to relieve excess pressure caused by an exposure fire (NFPA, 2000; 2.2.5.2.1).6 The NFPA requirement applies to Class I, II, and IIIA tanks, and also to IIIB tanks if they are located in the same diked area as tanks storing Class I or II liquids. Class IIIB liquids are specifically exempt from the OSHA flammable and combustible liquids regulation. However, because 27 of the 69 tanks storing Class IIIB liquids at Third Coast were located in diked sections of the tank farm that also contained Class I and II materials, they were covered under OSHA 1910.106. The storage tanks were located within 1 foot of the dike wall; in the vicinity of the initial fire, the wall was composed of two courses of hollow masonry cinderblock. The wall was in poor condition and cracked in some spots (Figure 11), which facilitated spread of the pool fire. Because of the proximity of the tanks to the wall and processing areas, radiant heat from the pool fire would have heated the contents of the closest tanks. 6 OSHA 1910.106(b)(2)(v)(a). Figure 11. Section of south dike wall, storage tank farm. . . . Because 27 of the 69 tanks storing Class IIIB liquids at Third Coast were located in diked sections of the tank farm that also contained Class I and II materials, they were covered under OSHA 1910.106.
33 7 NFPA defines “fire resistance rating” as the time that materials or assemblies withstand a fire test exposure as measured per procedures in NFPA 251, Standard Methods of Tests of Fire Endurance of Building Construction and Materials. The warehouse walls at Third Coast were constructed of corrugated metal. It is likely that they would have lasted only 15 to 30 minutes before failing. “Manual fire suppression is not normally dependable as a primary fire protection strategy for chemical storage warehouses.” 3.3.5 Warehouse Firewalls NFPA 30 requires that warehouses storing Class IIIB materials have firewalls and fire doors with a 2-hour fire-resistance rating (NFPA, 2000, 4.4.2.1).7 The presence of more highly flammable materials raises the fire-resistance rating requirement to 4 hours. The firewall must also be designed to remain stable after collapse of the structure due to fire on either side of the wall. CCPS states that building fire separations: . . . increases the likelihood of control of a fire situation by exposing a limited area that is considered manageable by automatic and manual suppression efforts, or by a building’s containment/drainage design (CCPS, 1998; p. 89). The warehouse walls at Third Coast were constructed of corru- gated metal. It is likely that they would have lasted only 15 to 30 minutes before failing. As a result, the fire quickly breached the warehouse walls and moved through the facility. 3.4 Water for The lack of water onsite was a major factor contributing to loss of the Third Coast facility. In manual firefighting, hydrants provide water for fire hoses or monitor nozzles. In automatic firefighting, the heat from a fire typically activates sprinkler and deluge systems. CCPS states: Manual fire suppression is not normally dependable as a primary fire protection strategy for chemical storage warehouses. Fires may grow to uncontrollable size before effective manual response can be employed, and may pose severe risks to firefighters (CCPS, 1998; p. 113). CSB determined that if Third Coast had met the requirements of OSHA 1910.106, it is likely that the fire spread would have been limited to the warehouse 1 area. Manual or Automatic Fire Suppression
34 Third Coast was located more than 1 mile from the closest municipal source of water. The facility had small wells for potable water and for miscellaneous uses. One-inch water hoses were available to extinguish small fires. In addition, several types of fire extinguishers were located throughout the plant site. Firefighting water could have been made available in several ways. For example, a large storage tank or pond could maintain a water inventory for automatic suppression systems, such as sprinklers or deluge systems, and for fire hydrants. During the Third Coast fire, firefighters were able to maintain only a 750-gpm flow of water, which was used mainly to protect houses and structures outside the fenceline. This water flow was provided by fire trucks relaying water from the distant hydrants to portable water tanks. The Pearland Fire Chief estimated that 7,500 gpm would have been required to attack the fire. OSHA, NFPA, and consensus fire codes do not require manual or automatic fire suppression if certain limitations are met with respect to:
Amount of flammable or combustible material stored.
Location of storage with respect to other storage areas and buildings.
Construction of facility.
Location of facility with respect to fencelines and other occu- pancies. These limitations are the least stringent for Class IIIB materials. However, because of warehouse construction, proximity of fencelines, and amount of material stored, Third Coast did not meet these requirements and additional fire suppression measures should have been in place. Environmental impacts from the runoff of contaminated firefighting water are always a concern; there is commonly a tradeoff between aggressively applying water and allowing the fire to burn. One of the factors considered during response to the Third Coast fire was the consequence of firewater runoff reaching water drainage ditches; Third Coast did not have adequate provisions for containment of such foreseeable contaminants. . . . Firefighters were able to maintain only a 750-gpm flow of water, which was used mainly to protect houses and structures outside the fenceline. This water flow was provided by fire trucks relaying water from the distant hydrants to portable water tanks. OSHA, NFPA, and consensus fire codes do not require manual or automatic fire suppression if certain limitations are met . . . However, because of warehouse construction, proximity of fencelines, and amount of material stored, Third Coast did not meet these requirements and additional fire suppression measures should have been in place.
35 Third Coast Industries was not obligated by State or County regulations to abide by NFPA or other relevant consensus fire or building codes. Third Coast Industries was not obligated by State or County regula- tions to abide by NFPA or other relevant consensus fire or building codes. However, these codes are used in most other states and localities to provide a basis for designing and operating facilities to prevent and mitigate fires. 3.5.1 NFPA Flammable and Combustible Liquids Code NFPA 30, Flammable and Combustible Liquids Code, covers:
Bulk storage of liquids in tanks and similar vessels.
Storage of liquids in containers and portable tanks in storage areas and warehouses.
Handling of liquids in manufacturing and related operations and processes (NFPA, 2000). NFPA 30 was first written as a model municipal ordinance in 1913, as “Suggested Ordinance for the Storage, Handling, and Use of Flammable Liquids.” It was changed to a code in 1957. NFPA develops and modifies its standards through a consensus process; standards are revised on a 3- to 4-year schedule. 3.5.2 Other Consensus Fire Codes Many jurisdictions within the United States have adopted other model building and fire codes developed by one of the following regional organizations:
Building Officials and Code Administrators, Inc. (BOCA Na- tional Fire Code).
Southern Building Code Congress International, Inc. (Standard Fire Prevention Code).
International Conference of Building Officials (ICBO Interna- tional Building Code).
Western Fire Chiefs Association (Uniform Fire Code). 3.5 Consensus Fire Codes
36 In 2000, the BOCA, Southern Building Code Congress, and ICBO merged to establish the International Code Council (ICC). Its primary objective is to develop a single set of comprehensive model construction codes. ICC developed the first edition of the Interna- tional Fire Code (IFC), which some jurisdictions have begun to adopt, though many still enforce one of the older regional codes listed above. The IFC relies heavily on NFPA 30 for technical fire protection requirements. Flammable and combustible liquids make up one part of the fire codes, which also cover residential, mercantile, and various special occupancies, such as hospitals and dormitories. In 2003, the NFPA fire prevention code (NFPA 1) and the Uniform Fire Code will be merged to form a new NFPA 1, the Uniform Fire Code. In comparing NFPA 30 and the IFC, the CSB fire prevention con- sultant found the requirements for flammable and combustible liquids to be roughly comparable. 3.5.3 Third Coast Adherence to Fire Codes As detailed in Section 3.7, no State or County regulations required Third Coast to abide by NFPA 30 or any other fire code. However, NFPA 30 and other consensus fire codes represent good practices in the area of fire prevention. As detailed above, CSB identified signifi- cant areas where the Third Coast facility fell short of these good practices:
No fire prevention analyses were conducted. Any such analy- ses would likely have identified the need for both automatic detection and onsite water to control hazards associated with the flammable and combustible liquids inventory, as well as effective liquid drainage and containment.
There was no source of water for manual or automatic fire suppression.
The site had inadequate drainage and curbing in the location of the packaging line, tank wagon, and blend tanks at warehouse 1. The IFC relies heavily on NFPA 30 for technical fire protection requirements. The site had inadequate drainage and curbing in the location of the packaging line, tank wagon, and blend tanks at warehouse 1.
37
Storage tanks were inadequately designed and sited.
Warehouse walls did not meet fire-resistance ratings. If the Third Coast facility had complied with good fire protection practices, it is likely that the fire spread would have been limited to the warehouse 1 area. 3.5.4 NFPA 30 Issues Third Coast was not legally obligated to comply with NFPA 30. However, it is the key code for flammable and combustible liquids in the United States and serves as the basis for many other consensus fire and building codes—and for the OSHA Flammable and Com- bustible Liquids standard (1910.106). In the course of this investigation, CSB identified several aspects of NFPA 30 that should be studied to determine if changes are war- ranted to mitigate or prevent incidents of this type:
NFPA 30 does not specify requirements for fire detection, which are particularly applicable to facilities without automatic fire suppression. Better fire detection at Third Coast might have provided firefighters with enough time to contain the small initial fire.
Although NFPA 30 allows for reductions in automatic sprinkler requirements if relief devices are used, it does not require them. However, the use of relief devices on the Class IIIB liquid containers at Third Coast would likely have prevented their explosive rupture, thus slowing the spread of the pool fire.
NFPA 30 exempts Class IIIB liquids from many of the storage requirements imposed on more flammable liquids. However, once ignited, Class IIIB liquids pose the same fire threat as lower flash point liquids, as exemplified by the fire spread at Third Coast. If the Third Coast facility had complied with good fire protection practices, it is likely that the fire spread would have been limited to the warehouse 1 area. Better fire detection at Third Coast might have provided firefighters with enough time to contain the small initial fire. . . . The use of relief devices on the Class IIIB liquid containers at Third Coast would likely have prevented their explosive rupture, thus slowing the spread of the pool fire. . . . Once ignited, Class IIIB liquids pose the same fire threat as lower flash point liquids . . .
38 8 29 CFR 1910.106(a)(18)(ii)(b). 3.5.5 International Fire Code Issues As similarly stated above for NFPA 30, CSB believes that certain aspects of the IFC affecting Class IIIB liquids should be studied. Specifically:
Because the chapter on Flammable and Combustible Liquids references NFPA 30 extensively, the code should be revised to reflect NFPA 30 updates.
Like NFPA 30, the IFC exempts Class IIIB liquids from certain storage requirements; however, if ignited, these liquids pose the same fire threat as lower flash point liquids. 3.6 OSHA Flammable Flammable and Combustible Liquids, 29 CFR 1910.106, is the key OSHA standard related to the protection of workers from fire haz- ards at Third Coast. It was promulgated in 1974, based on the 1969 version of NFPA 30, and has not been substantially modified since that date. This standard specifically exempts Class IIIB combustible liquids from coverage: “This section does not cover Class IIIB liquids. Where the term Class III liquids is used . . . it shall mean Class IIIA liquids only.”8 The 1969 version of NFPA 30 has been significantly revised, most recently in 2000. OSHA determined that 1910.106 requirements were applicable to Third Coast because it stored and handled Class I, II, and IIIA liquids—both in bulk and containerized storage. OSHA chose not to issue a violation because the fire did not expose employees to risk, and not all of the legal elements required for issuance of a violation were present. However, OSHA did warn Third Coast that 1910.106 was applicable. . . . The [IFC] code should be revised to reflect NFPA 30 updates. OSHA determined that 1910.106 requirements were applicable to Third Coast because it stored and handled Class I, II, and IIIA liquids— both in bulk and containerized storage. and Combustible Liquids Standard
39 Third Coast fell short of compliance with 1910.106 in the following areas:
Storage tanks: Spacing, pressure relief for external fires, dike construction and capacity, and fire resistance for elevated tank support structures.
Operating areas: Spill containment and drainage, and separa- tion distance for tank wagon unloading.
Warehousing: Spacing between buildings and bulk storage, and between buildings and adjoining property and firewalls.
Water: Availability of water to supply hose streams, foam equipment, and automatic sprinklers, as indicated by opera- tional and storage hazards. Although NFPA 30 has undergone significant changes since 1969, based on full-scale fire tests to determine how to best extinguish flammable and combustible liquid fires, and on investigation of fire incidents, OSHA currently has no plans to revise 1910.106. The following Class IIIB liquid storage issues are addressed by con- sensus codes, but are not addressed in 1910.106:
Bulk storage tanks
Minimum distances from bulk storage tanks to the nearest side of any public way or nearest important building on the same property.
Minimum shell-to-shell spacing requirements between bulk storage tanks.
Liquid warehouse storage
Maximum height and quantity (gallons) for piles of storage containers. These specifications vary depending on whether the piles are protected by fire sprinklers.
Fire-resistance ratings for internal and external walls of rooms and buildings storing Class IIIB liquids.
Engineering evaluation
Evaluation of the installation and operation of tank storage facilities and application of fire protection and engineering principles. Third Coast fell short of compliance with 1910.106 in the following areas: Storage tanks Operating areas Warehousing Water Although NFPA 30 has undergone significant changes since 1969 . . . OSHA currently has no plans to revise 1910.106.
40 9 In 2003, Pearland will convert to the IFC. 10 SB10, an Act relating to the authority of certain counties to adopt and enforce a fire code, 75th Legislature. Despite the problems inherent in an out-of-date regulation, CSB determined that full compliance with the requirements of 1910.106 would in all probability have controlled the spread of fire to the rest of the Third Coast facility. However, compliance with the current version of NFPA 30 (or compliance with an updated OSHA stan- dard) would have provided an enhanced ability to prevent the spread of fire. OSHA is aware that 1910.106 is out of date and does not reflect improvements in fire safety science and technology, as put forth in the current version of NFPA 30. Although Third Coast was covered under 1910.106, OSHA is also aware that many similar facilities may contain Class IIIB materials exclusively and not come under 1910.106 coverage—and possibly pose grave risks to workers and the commu- nity. Although CSB concerns with 1910.106 are not directly material to the Third Coast incident, CSB will inform the Assistant Secretary of Labor for OSHA of its position on the need to consider updating 1910.106. 3.7 County Adoption The Third Coast Industries Friendswood facility was not required to comply with fire codes. In Texas, fire and building codes are not enforced on a statewide basis. It is the responsibility of municipalities and counties to both adopt and enforce fire and building codes. Brazoria County has not adopted a fire code, though some munici- palities within the County have, notably Pearland. The other Third Coast facility, Third Coast Terminals, located within the City of Pearland, is required to comply with the Standard Fire Prevention Code (Southern Building Code Congress), which the city adopted as its local fire code.9 Before 1997, only counties in Texas with populations of more than 250,000 had the authority to adopt a fire code. In 1997, the Texas Legislature passed a law10 that allows suburban counties to adopt fire of Fire Codes . . . Compliance with the current version of NFPA 30 (or compliance with an updated OSHA standard) would have provided an enhanced ability to prevent the spread of fire. In Texas, fire and building codes are not enforced on a statewide basis. It is the responsibility of municipalities and counties to both adopt and enforce fire and building codes.
41 codes if they are adjacent to counties with a population of at least 250,000. As of the 2000 census, Brazoria County had a population of only 241,000; however, it is allowed to adopt a fire code because it is adjacent to Harris County (population: 3,400,000). The statutes connected with this law state that the fire code applies in unincorporated areas of a county and that it must: . . . conform to the Uniform Building Code or to a national fire code adopted by the Southern Building Code Congress, the National Fire Protection Associa- tion, or the Building Officials and Code Administrators International.11 In 1992, for example, Collin County (2000 census population: 491,000), northeast of Dallas, adopted the IFC. Upon passing an inspection and paying a fee, new businesses in unincorporated areas are issued a Certificate of Occupancy by the Collin County Fire Marshal’s office. Counties generally charge fees for inspections and permits to offset fire code administration and enforcement costs (Todd, 2001). If a fire code had been in place in Brazoria County during construc- tion of the Third Coast facility, it is likely that the specified level of protection would have been sufficient to reduce the severity of the Third Coast fire, thus allowing firefighters time to respond and limit the damage. A fire code would have called for a fire protection analysis and action to address the identified hazards, through means such as:
Ensuring the availability of water
Installing fire suppression systems
Reducing inventories of combustible liquids
Increasing spacing between piles of materials
Constructing fire-resistant walls in warehouse buildings
Isolating and controlling bulk storage areas. 11 Texas Statutes, 233.061(c)(1). If a fire code had been in place in Brazoria County during construction of the Third Coast facility, it is likely that the specified level of protection would have been sufficient to reduce the severity of the . . . fire, thus allowing firefighters time to respond and limit the damage.
42
43 4.1 Root Causes 1. Third Coast did not have a management system in place to identify or analyze serious fire hazards that could affect the plant, its employees, the surrounding community, or the envi- ronment. Third Coast did not adequately analyze fire hazards or institute fire protection measures to reduce the likelihood that a small fire could spread and destroy the facility, endanger the public, and damage the environment. A thorough fire protection analysis would likely have identified the need for both automatic fire detection and onsite water for fire suppression, as well as effec- tive provisions to contain spilled chemicals that could spread the fire. An analysis would also have identified the inadequate warehouse construction and problematic location of flammable and combustible materials. 2. Third Coast did not have adequate measures in place to contain or control fires that could reasonably be expected to occur, with resulting effects on the facility, the surrounding community, and the environment. More specifically:
The Third Coast facility had an inadequate system of fire suppression to control the small initial fire or to stop the fire from spreading.
Onsite fire water was insufficient to mitigate fire hazards posed by the inventory of flammable and combustible materials.
Manual or automatic suppression systems were absent.
Smoke/fire detection equipment or alarms were absent.
The Third Coast facility lacked adequate control measures to limit the spread of the initial fire. Specific deficiencies included:
A tank truck containing combustible material was located too close to blending and packaging equipment, and the area did not have adequate containment or drainage.
Blend tank legs were not insulated to prevent premature failure from fire exposure. 4.0 Root and Contributing Causes
44
No containment or drainage was available to control liquids that were released outside warehouse 1 during the initial phase of the fire—which allowed the fire to spread to the blend tanks and tank truck, and then to the storage tank farm and the other warehouse buildings.
Inadequate design and construction of diking around the storage tank farm allowed burning liquid to breach the dike and pool around the storage tanks.
Warehouse buildings were inadequately designed and constructed to mitigate fire hazards posed by the inven- tory of flammable and combustible materials.
Exterior building walls were not built as 2-hour firewalls, which would have slowed the spread of the fire and likely allowed firefighters to take more aggressive action.
Warehouse buildings were located too close to each other, and connecting offices and other rooms breached the separation between buildings. 4.2 Contributing Brazoria County had no laws or regulations that required Third Coast to comply with widely accepted fire codes. Cause
45 Third Coast Terminals Audit the Third Coast Terminals facility in Pearland, Texas, in light of the findings of this report. Take action to ensure that the facility’s fire suppression and control procedures meet the relevant requirements of NFPA 30 and OSHA 1910.106. (2002-03-I-TX-R1) National Fire Revise NFPA 30, the Flammable and Combustible Liquids Code, to address the following issues (2002-03-I-TX-R2):
For facilities that are not staffed around the clock, specify circumstances where automatic fire detection is needed.
Narrow exemptions for Class IIIB liquids.
Expand fire protection analysis requirements to include all areas of a facility where there may be flammable or combustible fire risks. International Code Revise the International Fire Code to address the following issues (2002-03-I-TX-R3):
For facilities that are not staffed around the clock, specify circumstances where automatic fire detection is needed.
Narrow exemptions for Class IIIB liquids.
Expand fire protection analysis requirements to include all areas of a facility where there may be flammable or combustible fire risks. County of Adopt a fire code, such as the NFPA Uniform Fire Code or the ICC International Fire Code, for application in unincorporated areas. (2002-03-I-TX-R4) Protection Association (NFPA) Council, Inc. (ICC) Brazoria, Texas 5.0 Recommendations
46 Communicate the findings of this report to your membership. (2002-03-I-TX-R5) Independent Lubricant Communicate the findings of this report to your membership. (2002-03-I-TX-R6) American Petroleum Communicate the findings of this report to your membership. (2002-03-I-TX-R7) National Association Communicate the findings of this report to your membership. (2002-03-I-TX-R8) National Association Communicate the findings of this report to your membership. (2002-03-I-TX-R9) International Association Communicate the findings of this report to your membership. (2002-03-I-TX-R10) National Volunteer Communicate the findings of this report to your membership. (2002-03-I-TX-R11) Petroleum Packaging Council (PPC) Manufacturers Association (ILMA) Institute (API) of Chemical Distributors (NACD) of Counties (NACo) of Fire Fighters (IAFF) Fire Council (NVFC)
47 National Association Communicate the findings of this report to your membership. (2002-03-I-TX-R12) Risk and Insurance Communicate the findings of this report to your membership. (2002-03-I-TX-R13) of State Fire Marshals Management Society By the U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD Carolyn W. Merritt Chair John S. Bresland Member Gerald V. Poje, Ph.D. Member Isadore Rosenthal, Ph.D. Member Andrea Kidd Taylor, Dr. P.H. Member March 6, 2003 (NASFM) (RIMS)
48
49 6.0 References Center for Chemical Process Safety (CCPS), 1998. Guidelines for Safe Warehousing of Chemicals, American Institute of Chemical Engineers (AIChE). Factory Mutual Insurance Company (FM), 2000a. Automatic Fire Detectors, FM Global Property Loss Prevention Data Sheet 5- 48, January 2000. FM, 2000b. Flammable Liquid Storage in Portable Containers, FM Global Property Loss Prevention Data Sheet 7-29, May 2000. FM, 2000c. Flammable Liquid Operations, FM Global Property Loss Prevention Data Sheet 7-32, September 2000. National Fire Protection Association (NFPA), 2000. Flammable and Combustible Liquids Code, NFPA 30. NFPA, 1999. Standard Methods of Tests of Fire Endurance of Building Construction and Materials, NFPA 251. Todd, Heather, 2001. “Up To Code,” County Magazine, Texas Association of Counties, Jan/Feb 2001.
50
51 Appendix A: Causal Factors Diagram Fire start inside wh #1 Electrical fire in maint area or spontaneous combustion of rags or aerosol and ignition source, or arson Fire inside leads to multiple container failure & creates pool fire, or wh #1 is completely engulfed and reaches drums outside Unlikely that wh #1 is completely engulfed based on witness testimony Unable to determine cause Security guard arrives 1:00 am Guard sees fire in front of wh #1 1:20 am Guard calls 911 1:21 am Pool fire spreads outside warehouses Fire starts outside wh #1 Fire spreads throughout area Electrical fire or spontaneous combustion of rags or aerosol and ignition source, or arson on or near fill station Containers fail and lead to pool fire OR OR Tank truck too close to production equipment No firewall on wh #1 Pearland Fire Chief on scene 1:28 am No control of flammable liquid spill inside wh #1 Flammables outside too close to wh #1 Tank truck of IIIB flammable involved Unable to determine cause
52 Liquid seen burning and flowing toward east (W. Clover Lane) Neighbors evacuated Facility too close to fence- line Fire spreads to wh #2 and tractor trailer on scale Fire spreads to tank farm and other whs No control of flammable liquids in outside process area No control of flammable liquids in outside process area Inadequate dike wall on tank farm Fire engulfs tank farm No fire protection measures in tank farm No fire protection analysis Event on the main timeline Key Causal factor Explanatory event
53
54
55
56
FD06383 | 2003_美国_CTA_Acoustics_粉尘_爆炸_与火灾-_CTA_Acoustics_Dust_Explosion_and_Fire__最终报告_2.pdf
分类:06_境外及港澳台调查报告 | 年份:2003 | 地域: | 严重程度: | 场所: | 起火原因:燃气/爆炸 | 来源格式:pdf
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1
U.S. CHEMICAL SAFETY
AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
- + + + +
PUBLIC MEETING
- + + + +
FINAL REPORT OF CSB ON
THE FIRE AND DUST EXPLOSIONS
AT THE CTA ACOUSTICS, INC., PLANT
CORBIN, KENTUCKY, FEBRUARY 20, 2003
- + + + +
TUESDAY, FEBRUARY 15, 2005
- + + + +
The Public Meeting of the U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board was held at 7:00 p.m., at the London Community Center, 528 South Main Street, London, Laurel County, Kentucky, Carolyn W. Merritt, Chairman, presiding.
APPEARANCES Chairman & CEO Carolyn W. Merritt Board Member John S. Bresland Board Member Gary L. Visscher General Counsel Christopher Warner
INVESTIGATION TEAM: Mr. William (Bill) Hoyle Investigations Supervisor
Mr. Mark Kaszniak Chemical Incident Investigator
Mr. Stephen J. (Steve) Wallace Chemical Incident Investigator and Recommendation Specialist
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2
PROCEEDINGS
Opening Statements by Chairman Carolyn W. Merritt ....................... 3
Staff Report by Investigator William (Bill) Hoyle .............................. 7
Presentation by Investigator Mr. Mark Kaszniak ................... 10
Questions by the Board ............................. 26
Key Findings, Root and Contributing Causes by Investigator William (Bill) Hoyle ..................................... 33
Questions by the Board ............................. 43
Recommendations by Investigator Stephen J. (Steve) Wallace .................................. 52
Questions by the Board ............................. 59
Public Comment by Mr. Guy Colonna .................. 61
Public Comment by Mr. Van Cook ..................... 64
Questions by the Board ............................. 65
Motions and Voting ................................. 67
Closing Comments by Chairman Carolyn W. Merritt ...................... 72
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P-R-O-C-E-E-D-I-N-G-S
(7:00 p.m.)
CHAIRMAN MERRITT: Good evening, and welcome to this public meeting of the U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board, known as the CSB.
I am Carolyn Merritt, and I am Chairman and CEO of the U.S. Chemical Safety Board. And with me this evening are our Board Members John Bresland and Mr. Gary Visscher. Also joining us tonight are our General Counsel Chris Warner and other staff members who have worked very hard to make sure that this meeting comes off and is possible. And for that, we thank them.
Before we begin, I would like to point out some safety features, since this is a meeting about safety, and information about this building. Emergency exits, should we need them, are here and when you came in. And that door right there leads to the outside. And the one in the back also is a fire exit.
If you would, please, if you have pagers or telephones, please put them on mute or turn them off so these proceedings are not disturbed. I thank
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Tonight the subject is the CSB's final report on dust explosion and fire at the CTA Acoustics facility in Corbin on February 20, 2003. Tragically, this incident took seven lives, and injured 37 others. It was the worst workplace disaster in Kentucky since 1989.
All of us at the agency offer our condolences to those who lost loved ones in this accident. To those who suffered injury, we wish you a full recovery.
Tonight's agenda will begin with a presentation of the staff report and recommendations, followed by questions from the Board. At that point, which should be about 8:20, there will be an opportunity for public comment, and all of you are encouraged to participate.
I do ask that you please keep your comments brief and relevant to the investigation. We can accept comments, but not questions.
If you plan on commenting, please register at the sign-in table in the front by about 8:00 o'clock, and I will call on you first.
Following public comments, the Board will
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Before we hear the staff report, I hope you would allow me to make a few personal comments. The tragedy at CTA occurred just three weeks after the Columbia Space Shuttle disaster that claimed the lives of seven astronauts. The Columbia investigation found that the incident was not a technical mystery, rather, it was a failure to address known hazards and to take corrective actions when warning events occurred during earlier launches.
Like the Columbia accident, the incident at CTA Acoustics was preventable. Unlike the astronauts who accepted the risk of a hazardous venture, CTA employees simply went to work that Friday, expecting to come home at the end of the day unhurt, just as we all do, but around them was the fuel for an explosion. At 7:30 a.m., on February 20, the conditions were in place for tragedy.
For almost two years the Chemical Safety Board has been investigating this incident at CTA Acoustics in an attempt to understand why it occurred, not to find fault, but in order to prevent similar instances from happening in the future.
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The purpose of this meeting tonight is to share that knowledge with you the public. And I thank you all for coming here tonight.
I will now recognize any of the Board Members who would like to have any opening statements. Mr. Bresland?
BOARD MEMBER BRESLAND:
Thank you, Chairman Merritt. I also would like to extend warm words of sympathy to the victims of this tragedy and to their loved ones.
This is my third visit to the Corbin area. The first time was to visit the damaged CTA facility and attend our first public meeting that was held in Corbin. The second time was to visit the replacement CTA plant. And I am here tonight for our final public hearing.
When we complete our presentation tonight, I hope you will leave with a better appreciation of what happened on that day two years ago. For those of you who are closely affected by the explosion, we hope you will find this information to be useful.
The goal of the CSB is to determine what happened and to make recommendations that will hopefully prevent future accidents like this.
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As you will hear this evening, the explosion here in Corbin is one of three similar accidents that we are investigating. Because of these three explosions, we have launched a general investigation of the issue of combustible dust explosions.
So, if any good can come out of the heartbreak and sorrow suffered by the workers and their families at CTA, we hope that in years to come we will not have to investigate accidents like this. We hope that we will not be visiting towns like Corbin and London to explain why a facility was destroyed and why so many lives were lost.
Thank you, Chairman Merritt.
CHAIRMAN MERRITT:
Thank you, Mr. Bresland. Mr. Visscher?
BOARD MEMBER VISSCHER: No, thank you.
CHAIRMAN MERRITT: Now I would like to recognize Mr. Bill Hoyle who is our lead investigator on the CTA acoustics incident. Bill will present the staff report.
Mr. Hoyle has been active in the chemical safety and incident investigation field for 22 years. He has extensive experience in incident
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STAFF REPORT BY INVESTIGATOR
WILLIAM (BILL) HOYLE:
INVESTIGATOR HOYLE: Thank you, Madam Chair and Board Members.
First, I want to acknowledge the hard work of the investigation team that prepared this report. They include Mark Kaszniak, Stephen Wallace, Francisco Altamirano, Giby Joseph, and Cheryl MacKenzie.
In our presentation this evening we will discuss a brief summary of the incident; we will have an overview of our findings; we will discuss combustible dust hazards; we will explain the production process; we will describe the incident, then our key findings, followed by the root and contributing causes, and finally, our recommendations.
At 7:30 a.m., on February 20, 2003, a fire and series of explosions occurred at the CTA. Seven employees were killed, 37 were injured. The neighborhood was evacuated as a precaution. And a 12- mile section of Interstate 75 was closed temporarily as a precaution.
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Ford Motor Company suspended operations at four assembly plants due to lack of acoustic insulation parts normally supplied by CTA.
We took this photograph the morning after the incident. The scene is typical of what we found. This incident was the worse workplace disaster in Kentucky in 14 years.
This was an avoidable tragedy, the result of the explosion of combustible dust -- a hazard that CTA and its raw material supplier were aware of, a hazard that Kentucky state inspectors and insurance inspectors never detected.
The dust that exploded at CTA came from phenolic resin powders manufactured by Borden Chemical in Louisville, Kentucky. Memos and minutes show that CTA managers knew of dust explosion hazard in the facility.
Dust from a similar Borden phenolic resin had exploded at a foundry in 1999, killing three workers. Borden knew about this incident, but did not inform its customers such as CTA that the resin dust could explode catastrophically.
Finally, numerous safety and insurance inspections of the CTA facility failed to detect the
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I want now to turn over the next portion of the presentation to Investigator Mark Kaszniak.
Mark joined the Chemical Safety Board after a 20-year career in the private sector as a health and safety specialist at IMC Global, Vigoro Corporation, and Morton International. He also worked for eight years for OSHA, the Occupational Safety and Health Administration.
Mark holds a bachelor of science in chemical engineering, and he is also a certified fire and explosion investigator.
PRESENTATION BY
INVESTIGATOR MARK KASZNIAK:
INVESTIGATOR KASZNIAK: Thank you, Mr. Hoyle.
In order to understand what happened at the CTA Acoustics facility on February 20, 2003, let me first explain a little bit about combustible dusts and their fire and explosion hazards.
Most organic materials, many metals, and even some inorganic materials, when finally divided into small particles and disbursed into the air, will either burn or explode if they contact a sufficiently
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Some examples that may be familiar to you from news sources are coal mine explosions due to coal dust and grain elevator explosions from grain dust.
Like all other fires, a dust fire occurs when a fuel, in this case a combustible dust like phenolic resin, comes in contact with an ignition source in the presence of oxygen.
As you know, the air we breathe provides sufficient oxygen in order to sustain a fire. This is called the fire triangle, which may be familiar to many of you. And removing any one of these elements eliminates the possibility of that fire.
A dust explosion requires the simultaneous presence of two additional elements: dust suspension and confinement. A suspended dust burns more rapidly, and confinement allows pressure to build up, thus, resulting in an explosion. This is called a dust explosion pentagon.
Again, if any one element of this pentagon is not present, a dust explosion will not occur. Thus, as you can see, dust explosions are more rare than dust fires, because they require more
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What we intend to show in this presentation is that based on our investigation of the fire and explosion patterns and eyewitness statements, that three combustible dust explosions occurred at the CTA facility, along with the combustible dust fire.
Another feature of combustible dust explosions that I would like to bring to your attention is the fact that they often occur in a series, cascading rapidly through a facility. This is because combustible dust generally settles in elevated locations, on flat surfaces throughout the facility.
Then some event, either an initial explosion or some other event lofts the dust into the air where it creates a cloud. If this cloud is then ignited by a suitable ignition source, the dust will explode. As the pressure waive produced from this explosion moves faster than its flame front, the pressure wave shakes loose the dust from the building surfaces and the flame following it then ignites this, producing a series of explosions where there is suspension and confinement.
While examining the CTA facility, CSB noticed and observed powdered material that was burned
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As a result of this, CSB collected 42 samples from the facility, which had them examined by an independent testing laboratory. This nationally- recognized laboratory sampled these materials and tested them for their explosive properties using a variety of standardized tests.
The results of these tests demonstrate that in the presence of a suitable ignition source, that the phenolic and fiberglass resin combinations will explode when suspended in the air in adequate concentrations.
The video clip that I am about to show you demonstrates some of the explosive potential of the black phenolic resin that was being used at CTA. A small amount of this resin, a couple of teaspoons, has been placed inside the container on the table. The lab technician is about to place a lighted flame at the open top of the container. A blast of compressed air supplied by the hose entering the container will then be used to loft the phenolic resin towards the flame. And then, you will see and hear
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There he is lighting the flame. He is now going to pressurize the air. And then, the air will be injected in the container. This test will repeat in slow motion.
As you can see, the dust visibly flashed. If there had been containment present, there would have been an explosion with using only two teaspoons of this particular phenolic resin.
At the time of the explosions at the CTA facility, there was much more of this dust present on the building rafters and inside the plant.
As previously explained by our Board, the fire and explosions that occurred at CTA were the second of three combustible dust explosions that CSB is currently investigating. The first CSB explosion occurred at the West Pharmaceutical Services in Kinston, North Carolina. This explosion occurred on January 29, 2003, and involved the polyethylene dust, which is also a plastic dust.
As a result of that explosion, six employees died, and 38 others were injured.
The third explosion occurred at the Hayes Lemmerz facility in Huntington, Indiana, on
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CSB will be presenting the results of this investigation at some point in the near future.
What I would like to do now is describe the CTA production process, followed by a detailed description of the fire and explosion that occurred on February 20, 2003.
The CTA Acoustics plant manufactures acoustic insulation products for industrial and automotive uses. The photo on the right shows some of CTA's automotive acoustic insulation products. These products are formed to specifics to shapes during their use and are used as hood liners and other in areas inside the engine compartments of automobiles and light trucks.
The plant that the explosion occurred at was built in 1972 by the Certain Teed Corporation, who operated it and maintained it for 20 years, before it was acquired by CTA in 1992.
At the time of the incident, 561 employees were employed by CTA at the facility.
This is a simplified plant layout of the
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Most of the fire and explosion damage was in the production area of the plant. This is where the four production lines labeled on the diagram as Lines 401, 402, 403, and 405 manufactured the acoustical insulation products using the phenolic resins.
Lines 401 and 402 were used to manufacture industrial acoustic insulation products primarily used for duct liner for heating, ventilating, and air conditioning systems. The duct liner came off the lines in rolls. These rolls were then coated on Line 416. No phenolic resin was used on Line 416, and so, it was not damaged in the fires and explosions.
Lines 403 and 405 were used to make the automotive acoustic insulation products.
These products came off the production lines in pelts and were hung on racks. Later, these pelts would be moved into the molding department, where they would be formed to their final shapes.
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Significant fire damage was found in the raw materials roll and pelt storage areas of the facility. Both the maintenance department and the offices were also damaged by the pressure waves generated by the explosions as they vented through the facility.
Three raw materials:
fiberglass, plastic sheeting known as facing, and phenolic resin powder were used to manufacture the industrial and automotive acoustic insulation products at CTA. Only the phenolic resin, however, was a combustible dust. The consistency of this phenolic resin was like that of talcum or baby powder.
The phenolic resin came in the facility in 2000-pound bags called super sacks. A super sack was suspended above a feed hopper on each processing line. A screw conveyor attached to this feed hopper then transported the resin powder to the resin feeder.
Two types of phenolic resin were used in the facility called natural and black. The black resin contained two percent carbon black to produce the desired color for the automotive products. The natural was used on the industrial lines for the HVAC duct liner. Several thousand pounds of phenolic resin
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Through interviews with employees and analysis of fire and explosion patterns, CSB determined that the initial dust explosion occurred on Line 405. To help you understand how the phenolic resin cloud was generated and how it subsequently exploded, let me explain how the raw materials were produced on this processing line through the aid of this diagram.
Various types of fiberglass were fed into the line by land line feeders, which were then moved into a picker, which opened up the fiberglass and separated out. Another series of conveyors then moved the fiberglass into the resin feeder. At the resin feeder, phenolic resin was metered in on top of the fiberglass. And in the mat former, this phenolic resin was sucked down into the mat to create a resin- impregnated fiberglass mat.
The material that didn't get sucked up in the mat ended up going up through the four vertical pipes and into what is known as the bag house, which was on the roof. The bag house separated out the fine fibers and fiberglass from the air stream, and
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19 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 deposited it in the bottom of the bag house.
Daily cleaning crews then removed this material from the bag house by processing it on a conveyor, through a shoot, through an air lock, where it was deposited into a box on the floor in the blend room. This box would be removed by a forklift truck when it was full.
As the mat exited the mat former, facing was applied above and below the mat to sandwich it before it went into the curing oven. In the curing oven, hot air circulated around this sandwich construction, binding the fiber, namely, heating the fiberglass, heating the resin up so that it partially melted to stick both the facing and the fiberglass together into a firm fiber pad. The firm fiber pad then exited the curing oven, was cut and shaped to size, suspended in the racks, and then later processed in the molding department.
The combustible dust explosions and the fire occurred while the processing lines at the CTA facility were being cleaned, not while they were being operated. Compressed air, chimney sweeps, and metal tools were used by operators to clean excess resin and fiberglass from the processing lines at the beginning
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20 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 of each shift.
These materials were then dumped onto the plant floor, and then swept up with brooms, and placed in a dumpster for disposal. Fans were used to blow dust generated during these cleaning operations away from the operators. The result was that combustible dust disbursed and settled on flat surfaces throughout the facility.
During its investigation, CSB noted a number of pre-incident events that created conditions that led up to the fire and explosions on February 20,
- First, the Line 405 bag house was operating
inefficiently, creating excessive dust inside the plant.
When this bag house was not operating properly, employees told CSB the phenolic resin dust blew out the base of the mat former and into the facility.
Second, the Line 405 oven door was open because the oven was running too hot. This was due to a malfunctioning temperature controller that operators had been having problems with for the past several weeks. As no spare controller was available at the facility, the oven doors were being opened in order to
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Third, there has been a history of small fires in the ovens. Pieces of phenolic resin and fiberglass broke off the edges of the mats as they passed through the oven and accumulated inside. These pieces, subjected to the continued heat of the oven, would overheat, and then ignite, resulting in a fire. These fires were normally extinguished by operators using garden hoses and portable fire extinguishers.
On the morning of the incident, the day crews arrived at the facility and began routine cleaning of the processing lines. During this cleaning, the Line 405 crew discovered a plugged area in the ducts leading to the bag house. They removed this plug by breaking it up with a stick and using compressed air. These cleaning activities, coupled with other cleaning activities on the plant floor, created a dust of phenolic resin inside the plant.
Meanwhile, combustible dusts that had previously built up inside the curing oven, overheated and ignited, causing a fire to occur inside this oven. The fire was not discovered by the line operators because they were busy cleaning the line elsewhere.
Then, the dust clog created by the
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As shown in this overhead figure diagram of Line 405, the first explosion occurred inside the oven in the relatively confined area between the oven and the firewall. The location of this explosion was confirmed by interviews with eyewitnesses in the plant and examination of the explosion damage by CSB.
The firewall across the aisle from the Line 405 oven was partially collapsed. The force from this explosion also shook the facilities, suspending dust into the atmosphere. Employees told CSB that as the dust fell on them from above, the lights of the facility then went out.
When the first explosion occurred, flames shot up into the bag house from the process below. Two employees on the plant roof cleaning the bag house were burned. This photo of the Line 405 bag house shows the fire damage that the bag house sustained. And you can see that on the right side of the photo. This is the area where the employees were working at the time.
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A second dust explosion occurred in the confined area above the Line 405 blend room when the falling suspended dust was ignited by the fireball from the first dust explosion as shown in this side diagram of Line 405. The force from the second explosion damaged nearby firewalls and the roofs of both the blend room and the plant. Four employees were injured near Line 405 by these two explosions. Three of these employees were seriously burned, and one later died.
This photo shows the explosion damage at the end of Line 405. As you can see in the foreground, the firewall has been knocked down from the force of the explosion. Also, notice the metal panels above the blend room were blown out, as well as portions of the roof.
This overhead diagram of the production area shows the first and second explosions at Line
- After the second dust explosion, a fireball,
indicated by the red arrow, traveled along the ceiling to other processing lines. These three events happened in quick succession, leaving little time for employees working in various parts of the production area to escape.
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When the fireball reached Line 403, it moved into the blend room. Six employees working on this line were severely burned. Four of them later died.
Portions of the fireball continued moving over Line 403, into Line 402. Three employees were burned in the narrow aisleway between Lines 402 and 401. Two of these people later died.
Next, a third explosion occurred in the Line 401 blend room. Three employees working in the blend room were severely injured, while two others received minor injuries. Another 30 employees in other areas of the plant were injured. These injuries varied from first-degree burns, fractures, cuts, bruises, and smoke inhalation from the fire and the force of the explosions.
What you are about to see are three computer simulations developed for the CSB. They show the three combustible dust explosions and the fire spread that occurred at the CTA facility on February 20, 2003. These simulations were used by CSB to evaluate hypotheses concerning the development of the explosions and the spread of the fire. The computer simulation is shown on a scale drawing of the
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The first simulation is an overhead view. The roof of the facility has been made translucent so that you can see what is going on inside the plant, along with what is going on on the roof. The model follows the visible combustion products produced as the explosions occur and as the fire spreads.
There is the initial explosion, followed by a secondary explosion over 405, leading down to 403, across the roof, down to 402, 401, where it then dissipates in the other end of the facility.
This second simulation is an eye-level view from a vantage point between Lines 405 and 403, as if you were standing inside the plant. Again, the roof of the facility has been made translucent so you can see what is going on inside the plant, as well as what is happening on the roof.
Initial explosion going over Line 405, across the roof to Line 403, and then into the rest of the facility.
The final simulation picks up where the last explosion left off. Again, same parameters as
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There is the explosion passing through 403, onward to 402, to 401, and then dissipating out into the other end of the facility.
So how can combustible dust fires and explosions be prevented?
As part of its investigation, CSB examined the standards that are applicable to these hazards. CSB found previously- existing standards published by the National Fire Protection Association, or NFPA.
You may already be familiar with the NFPA which develops codes and standards to reduce the loss of life and property. These safety standards are present in our everyday life. Take, for example, this auditorium. NFPA standards were used to determine the location of the exit signs and the size of the door openings and their placement around the facility.
NFPA standards are widely adopted by regulatory agencies such as OSHA and state and local authorities. The primarily safety standard pertaining to this investigation is the NFPA 654, which is the standard for preventing fire and dust explosions from
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NFPA 654 addresses dust explosion prevention for industrial facilities such as CTA through safe design, construction, housekeeping, and other practices.
The standard was originally developed back in 1943 to prevent dust explosions in the process in the plastics industry, but this was later expanded to include all combustible dust industries.
As you will hear in a moment, during the discussion of the key findings, use and enforcement of NFPA 654 by state agencies and the companies involved would have prevented this incident.
At this point, we would like to turn it back to the Board for questions regarding the fires and explosions.
CHAIRMAN MERRITT:
Thank you, Mr. Kaszniak. At this time are there any Board questions? Mr. Bresland?
QUESTIONS BY THE BOARD:
BOARD MEMBER BRESLAND: Mr. Kaszniak, can you compare the energy of this explosion or the dust, the combustible dust involved in this explosion,
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INVESTIGATOR KASZNIAK: Sure. The phenolic resin dust is more energetic from an explosion severity standpoint than the polyethylene dust that was used at West Pharmaceutical. It is also more energetic than coal dust that is typically found in coal dust, as well as corn starch, which is typically used in some of the grain elevator facilities. So this dust was slightly more energetic than corn starch.
BOARD MEMBER BRESLAND: In your last slide you talked about the National Fire Protection Association, NFPA, and their code number 654, and you suggested that had the facility complied or used 654 in their operation design, it might have prevented this accident. Can you enlighten us on that as to some examples of what changes would have taken place in the process if they had used the examples set in NFPA 654.
INVESTIGATOR KASZNIAK: Well, NFPA 654 contains a number of features too lengthy to describe
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One is the design criteria and the standard. The standard has certain criteria for minimizing flat surfaces in elevated areas, such as on beams and pipes and things like that. If the flat surfaces would have been eliminated in the CTA facility, the dust would have had no place to settle in the higher parts of the facility.
There are also extensive standard operating procedures listed in NFPA 654 for cleaning practices employed at the CTA for proper cleaning practices for facilities that have combustible dust.
As I noted in my presentation, CTA used a variety of methods such as sweeping and using compressed air, along with fans, to clean the combustible dust from the processing areas. All these practices are not recommended by NFPA 654.
NFPA 654 recommends vacuuming as the technique for removing combustible dusts. Any technique that stirs up the combustible dust as you are trying to clean it obviously creates more of a hazard.
BOARD MEMBER BRESLAND: And how would,
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INVESTIGATOR KASZNIAK: There are two primary mechanisms for application of NFPA 654. One is adoption by state and local fire codes. Here, building facility officials would adopt 654 to apply to specific facilities. And then, when the facilities are designed or modified, those code requirements would be applied.
The other area would be, of course, for the Occupational Safety and Health Administration or the Kentucky Office of Safety and Health to adopt 654 as a workplace safety standard.
BOARD MEMBER BRESLAND: And what is the current status in the state of Kentucky?
INVESTIGATOR KASZNIAK: The state of Kentucky has adopted 654 as part of its fire codes, but due to the long period of time that this facility has existed, those standards were not applicable to this facility when the facility was constructed. So the facility was what is known as grandfathered from those requirements.
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As for the OSHA standards, neither federal OSHA or the state of Kentucky have adopted NFPA 654 as a standard for industrial dust explosion prevention.
BOARD MEMBER BRESLAND: I have no more questions.
CHAIRMAN MERRITT: Mr. Visscher?
BOARD MEMBER VISSCHER: Thank you, Madam Chair. Just a couple questions about the presence of the dust that you have described. You've describe it as dust, at least with regard to the secondary explosion and the kind of rolling fireball, as being present on flat surfaces. In your investigation, was the dust visible or primarily invisible to the employees? Were they aware that the dust was there? Both the management and employees.
INVESTIGATOR KASZNIAK: The dust was present at the facility. CTA had a cleaning program for cleaning the floor level of the plant on a regular basis, as well as cleaning the processing lines.
Unfortunately, some of the dust settled in the upper areas of the plants on rafters and on beams, and these were not cleaned as frequently as the processing lines were cleaned. So the dust would have
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But as Mr. Hoyle will present in the key findings, it does not take a great quantity of dust in order to create a dust explosion hazard, especially when it is disbursed over a wide area.
BOARD MEMBER VISSCHER: So the dust that fueled this explosion and fireball was primarily in the rafters and sort of along the ceiling line, the roof line?
INVESTIGATOR KASZNIAK: Well, at the CTA facility there are various I-beams and building roof trusses that support the roof and horizontal pipes, and ductworks from the ovens, and a lot of different horizontal pipes that are up high in the facility, as well as the areas on top of the blend rooms where dust could accumulate. These areas are above eye level, and thus, not subject to the normal cleaning requirements.
BOARD MEMBER VISSCHER: You mentioned just kind of in passing that the bag house was not operating efficiently. To what extent was that a
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INVESTIGATOR KASZNIAK: Well, the bag house itself during the operation of the plant when it wasn't operating efficiently -- and we are not saying it was operating inefficiently all the time, but at least the day prior to the explosion and other periods that we can document, there were periods of inefficient operating at the facility.
When it was operating that way while the production lines were being run, dust would emanated out of the mat former, and thus, contribute to that which was being suspended in the air. To the point where this dust would settle on elevated surfaces, it was contributory to the dust in the facility.
The other means of, you know, the dust getting into the facility was the fact that during the cleaning process itself they were using improper methods for cleaning, and thus, they were generating this dust during the cleaning itself, and putting it into higher areas of the facility by using compressed air, dry sweeping, and the like.
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CHAIRMAN VISSCHER: Thank you.
CHAIRMAN MERRITT: In your presentation you talked about a fire in the oven. I understand from the report that this oven is a forced-hot-air oven, and that there actually isn't a flame in the oven. Can you explain to me again how this material or how an open flame would have occurred in the oven.
INVESTIGATOR KASZNIAK: Yes. You are correct -- this is a forced-air oven. The flame is heating the air up in the air intake exhaust, so there is no flame normally present in the oven.
However, as this sandwiched mat went through the oven, it is in a very fragile condition until it gets heated and fuses together. It is basically fiberglass fibers with phenolic resin on top of it being fed through on a conveyor.
As it gets fed through the facility, parts of this mat stick onto that conveyor, and the edges in particular, come off, and they stick on the conveyor or they fall to the bottom of the oven, creating accumulations.
The oven is designed as a single pass- through device, meaning that the mat goes through once, becomes firm, and then it is cut into place.
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There is also a lubricating oil used on this conveyor, which then mixes with this material as well. And as a result, the material stays in the oven for prolonged periods of time, continually heating, until it overheats, and then bursts into flames.
We noted several, in the history of the plant, several small fires that occurred inside the oven, you know, on a regular basis. And as a result, these would normally be put out by the operators as they were watching the processing lines. In this case, everybody was busy cleaning elsewhere, and there was nobody watching the oven, which was still on at the point where this line was being cleaned.
CHAIRMAN MERRITT: Okay. Thank you. If there are no other questions, then, I would like to introduce Mr. Hoyle who will talk about the key findings.
KEY FINDINGS, ROOT AND
CONTRIBUTING CAUSES BY
INVESTIGATOR WILLIAM (BILL) HOYLE:
INVESTIGATOR HOYLE: The investigation
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First, combustible phenolic resin dust fueled the fire and explosions. We ruled out natural gas leaking as a cause of the fire and explosions. We examined blast and fire patterns, as well as conducted many interviews, and all of these clearly establish that the facility had experienced a dust fire and explosions.
We examined the natural gas system because natural gas fueled the ovens. We conducted tests of the piping and the components of the natural gas system to ascertain was there any leak that could have released natural gas into the facility. And our testing concluded that there was no leak into the facility.
In addition, the operators working the line that day, none of them when we interviewed them reported smelling natural gas, which has an odor in it and is easily detected.
Second, the Line 405 was operated with the oven doors open due to a malfunction of temperature control equipment. Combustible material inside the oven caught fire, and the flames then
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As Mark has explained, we determined that the incident initiated on Line 405. This determination is consistent with the conclusion of investigations conducted independently of ours, those conducted by the Bureau of Alcohol, Tobacco, and Firearms, as well as the Kentucky State Fire Marshall.
Here is a picture of the open oven door on Line 405. This door is approximately four feet by four feet in diameter. As has been explained, fire is not normally present in the oven. However, there was a history of small fires associated with this oven. We have already explained that those are normally put out, but on the morning of the incident, there was no one stationed at the oven, because they were cleaning the line, who would have detected it and put it out. In fact, there were a number of water hoses and fire extinguishers situated in close proximity to the oven because of the frequent fires.
Third key finding: Lack of effective firewalls and blast-resistant physical barriers allowed the fire and explosions to spread to non- production areas of the facility.
We have here a picture of a collapsed
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Fourth:
Borden Chemical did not explicitly communicate the explosive hazard of phenolic resins to CTA. Material safety data sheets provided by Borden to CTA noted that the material was combustible, but they did not warn that the phenolic resin could explode.
Borden's material safety data sheets referred customers to the combustible dust safety standard NFPA 654. However, CTA did not have a copy of that standard and was not aware of its requirements.
Fifth:
Borden Chemical did not communicate to CTA the safety lessons from the 1999 Jahn Foundry dust explosions that involved a similar Borden phenolic resin powder. In that incident, three employees were killed, nine others were injured.
This is a picture of the Jahn Foundry. After this incident, a task force at Borden drafted a "Dear Customer" letter to warn their phenolic resin
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Borden also planned to send a copy of the joint Massachusetts OSHA and State Fire Marshall Investigation Report into that incident, but that report would be attached to the letter. Borden never sent the letter or the report to their phenolic resin customers -- including CTA.
In addition, Borden did not modify their material safety data sheets for phenolic resin powder to explicitly warn of the explosion hazard.
Six: CTA management was aware of the explosive potential of dust, but did not implement effective measures to prevent explosions or communicate the explosion hazard to the general workforce.
Company memos and minutes of meetings from 1992 through '97 showed discussions about the explosive potential of dust in the facility. The CTA fire brigade training manual warned of fire and explosion potential when dust accumulates. Job safety analyses on line-cleaning activities warned against cleaning with compressed air, as it would suspend the dust in the air and create a dangerous situation.
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Next: Inefficient bag house operation and improper production-line-cleaning activities disbursed combustible dust and deposited it on elevated flat surfaces where it accumulated.
Interviews with many employees revealed that the area around the production lines was very dusty during the cleaning activity. In addition, the Line 405 bag house was not operating efficiently and was releasing excessive dust into the facility, in particular, the night before the incident.
The combustible dust safety standard NFPA 654, warns against use of compressed air for cleaning, because it actually increases the risk of fire and explosions. It was so dusty during the line- cleaning activity that operators used large room fans to blow the dust away from them.
Eight: Lack of housekeeping on elevated flat surfaces allowed the combustible dust to build up to unsafe levels.
As Mark has explained, this included I-beams, ductwork, pipes in the top of the blend rooms. It does not take very much dust to trigger powerful explosions.
NFPA 654 states that dust layers of one-
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We found in our investigation burned material on flat surfaces, but because of the extensive fire and explosion damage, as well as the use of fire water to put out the fire, we were not able to determine the thickness of the dust layer in the facility that was present at the time of the fire and explosion. However, we did observe several inches of dust material buildup on the top of the Line 405 blend room.
Next:
The Kentucky Office of Occupational Safety and Health conducted wall-to-wall inspections of the facility in 1989, '93, and 2000, but did not issue citations regarding combustible dust hazards.
As was said earlier, federal OSHA, as well as Kentucky Occupational Safety and Health, have a comprehensive safety standard to address combustible dust in the grain industry. However, neither have adopted a combustible dust safety standard to apply comprehensively to industrial facilities.
The fire marshall: Now moving from the
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The fire marshall conducts annual inspections of high-occupancy facilities.
That includes daycare centers, nursing homes, schools, and other similar locations. However, the state fire marshall does not routinely inspect industrial facilities such as CTA.
This leads to our next key finding: The Kentucky State Fire Marshall's office had not inspected the CTA facility since it was constructed in 1972.
And our final key finding: Despite frequent inspections, none of CTA's insurers identified phenolic resin dust as an explosion hazard in the last eight years since 1995.
F.M. Global, one of CTA's insurance carriers, conducted five inspections in the two years prior to the incident, but did not detect the combustible dust hazard.
Next, I am going to present the root and contributing causes that we identified in our
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A root cause is typically a management system failure such as faulty design or inadequate training that leads to an unsafe act or condition. A major incident usually has multiple root causes, and removing any root cause prevents the incident from occurring.
A contributing cause is typically a management system deficiency that increases the likelihood of the severity of an incident.
The first root cause: CTA management did not implement effective measures to prevent combustible dust explosions. Management did not communicate the explosive hazard of the phenolic resin dust to its employees. CTA did not obtain or use the combustible dust safety standard NFPA 654, which was referred to them in the Borden Chemical Material Safety Data Sheet.
Second: CTA cleaning and maintenance procedures for production lines did not prevent the accumulation of unsafe levels of combustible dust.
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As we have described already, the cleaning methods actually increased the dispersion of dust, and then the housekeeping program did not keep it from building up.
Third: The CTA incident investigation program did not ensure that all oven fires were investigated and that the underlying causes were identified and resolved.
We have already explained there were frequent fires in the ovens, but not all of these fires were investigated by CTA management. And their underlying causes were not identified, and corrective actions to prevent them from happening in the future were not taken.
There were a number of fire reports on Line 405 in the months prior to the incident. And in several cases, there were no recommendations to prevent future fires.
Next: Certain Teed's building design and CTA's building modifications did not effectively address the fire and explosion hazards associated with combustible dust. Although not a legal requirement in 1972 when CTA built the facility, the combustible dust safety standard NFPA 654 was available to provide
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Moving now to contributing causes. First: The Borden Chemical product stewardship program did not explicitly convey to CTA the explosive hazards of phenolic resin powder.
Product stewardship refers to a chemical manufacturer's activities to promote the safe use of their products by their customers. This was not adequate in the case of Borden Chemical and CTA.
The Line 405 oven lacked fire detection devices and automatic sprinklers. As Mark explained, combustible material accumulated in the oven, caught on fire, and then ignited.
Third, CTA did not have effective procedures for evaluating the hazards associated with the non-routine operating conditions on Line 405. Operating the oven with a malfunctioning temperature controller and with the doors open was a non-routine situation. However, the hazards of operating in this manner were not recognized, nor were they controlled.
This concludes the presentation of the
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QUESTIONS BY THE BOARD:
CHAIRMAN MERRITT: Thank you, Mr. Hoyle. One of the things you just said is that CTA built the building. Is that correct? Or was that building built prior to CTA's ownership?
INVESTIGATOR HOYLE: I believe I said Certain Teed. Certain Teed built and designed the building in 1972, and then operated it for the next 20 years.
CHAIRMAN MERRITT: And then it was purchased by CTA?
INVESTIGATOR HOYLE: Yes, it was bought by CTA in 1992.
CHAIRMAN MERRITT: Okay. Thank you. Do the other Board Members have questions?
BOARD MEMBER VISSCHER: Just briefly.
CHAIRMAN MERRITT: Mr. Visscher?
BOARD MEMBER VISSCHER: Thank you. Briefly, if you would explain a little bit with regard to following up on the Chairman's question there about the building and why it did or did not follow or have the building modifications that addressed those issues
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INVESTIGATOR HOYLE: Right. In 1972, the NFPA 654 code did not apply to the construction of the CTA facility, because at that time the standard only applied to the plastics industry, not to automobile parts manufacturing. It later was expanded in its scope to apply to industrial facilities of whatever type that handled combustible dust.
But nonetheless, this was a facility designed to use phenolic resin powder, which is a combustible dust, and it is necessary to design that in a safe manner. And the NFPA 654 was available and would have provided good guidance in the design of the facility that would have prevented the spread of the fire and the explosions if it had been used. However, it was not a legal requirement at the time of construction.
BOARD MEMBER VISSCHER: But it would be at the present time, I take it.
INVESTIGATOR HOYLE: If the plant were to be built, --
BOARD MEMBER VISSCHER: Today.
INVESTIGATOR HOYLE: A new facility was built handling combustible dust today, that would be a
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BOARD MEMBER VISSCHER: Thank you.
CHAIRMAN MERRITT: One of the things that we do at CSB is to try to identify how this might be prevented in other places. And in your comment, then, if other industries or other people who are using combustible dust now who may have facilities were to look at the 654, then what we are saying, if they would do that and apply the standard, whether it applies to their facility or not, those are good guidelines for preventing this accident from happening again. Is that correct?
INVESTIGATOR HOYLE: Absolutely. That would be one of the conclusions of our investigation.
CHAIRMAN MERRITT: Thank you. Mr. Bresland?
BOARD MEMBER BRESLAND: I have a couple of questions about material safety data sheets or MSDS's. But perhaps before I ask those questions, could you just take 30 seconds to educate us and the audience on what a material safety data sheet is. I have one in front of me here, but maybe there are people in the audience who might not understand exactly what it is and what it is supposed to do.
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INVESTIGATOR HOYLE: Very good. These are safety information sheets that are provided by the manufacturers of hazardous chemicals to the customers, to the purchasers of those materials or to the users. And they lay out the hazards of the material, which may be reactivity, may be flammability, may be a toxic hazard. And it will specify what are the hazards and what are the precautions that a facility and employees need to take to protect themselves. And these are widely used in industry, and are actually a requirement under the Hazard Communication Standard of the Occupational Safety and Health Administration.
BOARD MEMBER BRESLAND: Are those the MSDS from Borden for the particular products or the raw materials that were used at the CTA facility? What does it say about explosions and explosion hazards?
INVESTIGATOR HOYLE: Okay. The material safety data sheet for the phenolic resin powder used on Line 405 prepared by Borden Chemical does state that the dust from the material is a combustible dust. And it furthermore refers the customer, in this case CTA, to use the guidelines in NFPA 654.
As I've said earlier, CTA did not have a
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BOARD MEMBER BRESLAND:
Now, I understand from your presentation that there was an explosion at the Jahn Foundry in 1999, involving a similar material made by Borden, and Borden considered making some changes, or they considered putting out another communication about the hazards of the material. What happened to that? Was it ever sent out? Or if not, do you know why it wasn't sent out?
INVESTIGATOR HOYLE: Well, an internal task force at CTA [sic] developed a "Dear Customer Safety Correspondence Letter," and it planned to attach an investigation report to send to their phenolic resin powder customers.
Members of that task force, when interviewed, explained that they sent the plan and the letter to their legal counsel, internal legal counsel, but the letter and report were never sent to the customers.
CHAIRMAN MERRITT: You, I think, mis- spoke. You said CTA did the material safety data
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INVESTIGATOR HOYLE: It was Borden. I meant to say Borden. My apologies.
BOARD MEMBER BRESLAND: So this material was involved in an explosion in 1999. The material safety data sheet today, the most recent one, what does it say about explosive hazards of this material?
INVESTIGATOR HOYLE: Subsequent to the 1999 explosion, the task force at Borden considered modifying the material safety data sheet and to examine whether more explicit warnings would be desirable. However, they did not recommend changes to the material safety data sheet. And at the time of the incident at CTA, the material safety data sheet had not been modified to call more attention to the explosion hazard, even after the 1999 incident at Jahn Foundry.
BOARD MEMBER BRESLAND: In your opinion, is the MSDS missing an important piece of information?
INVESTIGATOR HOYLE: Yes. In fact, you will hear shortly Steve Wallace will be speaking about that. But, yes.
One of our conclusions is that the warnings on the MSDS were inadequate.
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BOARD MEMBER BRESLAND: Because when I look at your root and contributing causes, I am somewhat concerned about the fact that a contributing cause relates to the Borden MSDS, but it is not a root cause. And I think perhaps we could think about maybe moving in the direction of being a root cause rather than a contributing cause. But we can talk about that a little later.
INVESTIGATOR HOYLE: Okay.
BOARD MEMBER BRESLAND: By coincidence, I just received this week's copy of Chemical and Engineering News, which is the magazine of the American Chemical Society. And there is a three-page article on material safety data sheets. Just one quick quotation from the article.
The person who is quoted in the article says -- and he is an expert on MSDS's, and has written articles for the scientific journals about MSDS's. He said: "No MSDS is better than a wrong MSDS."
So one with incorrect information or missing information is worse than not having an MSDS at all, in his opinion.
CHAIRMAN MERRITT: I have a question about the housekeeping issue. One of the things you
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INVESTIGATOR HOYLE: Okay. Well, the elevated surfaces near the roof were supposed to be cleaned twice a year during a plant shutdown. However, based on our review of documents and interviews in the case, we have found that the schedule had been -- the actually cleaning of the elevated surfaces likely was not occurring as was intended. And in fact, it may not have occurred in some time, even though it was supposed to take place every six months.
CHAIRMAN MERRITT: In the analysis of work practices, were there any procedures that were recommended to be done, and were those procedures for doing jobs safely actually implemented at CTA?
INVESTIGATOR HOYLE: Can you give me an example of your question or paraphrase it.
CHAIRMAN MERRITT: Well, in a lot of instances companies use job hazard analyses to identify how to do a job safely.
INVESTIGATOR HOYLE: Okay. Okay.
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CHAIRMAN MERRITT:
Was this ever identified as a potential unsafe situation?
INVESTIGATOR HOYLE: In particular, there were job safety analyses of the use of compressed air for cleaning. And in one occasion that I mentioned earlier, one job safety analysis of the use of compressed air warned that this could, in fact, create a combustible or an explosive cloud of dust. It naturally warned that compressed air should not be used for cleaning. However, in our investigation, we found that compressed air was routinely used for cleaning in the facility.
CHAIRMAN MERRITT: And were the workers ever trained not to use compressed air because of the findings of this job hazard analysis?
INVESTIGATOR HOYLE: We did not find any evidence that they were trained to not use compressed air.
CHAIRMAN MERRITT: Thank you.
INVESTIGATOR HOYLE:
Let me next recommend our presenter for the recommendations of our investigation. Stephen Wallace, prior to joining the CSB, was a manager of Health and Safety for West Lake Chemical. He has a bachelor of science in chemical
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RECOMMENDATIONS BY INVESTIGATOR
STEPHEN J. (STEVE) WALLACE:
INVESTIGATOR WALLACE: Thank you, Mr. Hoyle. Good evening.
The tragedy that happened at CTA Acoustics did not have to occur. As part of this investigation, we have developed recommendations to prevent recurrence of this type of incident in the future.
Our recommendations are not based solely on legal requirements. They are based also on good industry practices.
I want to note that we have a complete package of recommendations to a number of recipients, because, as was mentioned earlier, there were a number of opportunities when these deficiencies could have been caught but were not.
In some cases I will summarize the recommendation.
But the full text of the recommendation is in the draft of the report.
So we would like to propose the
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We would like to propose that CTA Acoustics develop a comprehensive dust safety program using good practice guidelines such as NFPA 654, which is the standard for handling dust in this industry.
This is based on a number of findings that Mr. Hoyle just outlined. Principally, good practices were not built into the design of the plant. Modifications to the plant presented opportunities when these deficiencies could be caught, and they were not. And also, there were several warnings during the operation of the facility, and those opportunities to find these deficiencies were not utilized either.
Along with this recommendation, we have several subparts. Part of a comprehensive program will minimize surfaces where combustible dust could accumulate in the design or modification of the plant. It will also ensure that phenolic resin handling facilities are designed to prevent the spread of fires or explosions involving combustible dust.
We also recommend that CTA Acoustics prevent the unsafe accumulation and dispersion of combustible dust by frequently cleaning process areas, including the areas above production lines. And we
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We propose that they minimize the dispersion of combustible dust by using appropriate dust-cleaning methods and tools.
We further propose that they address the dangers of combustible dust and the prevention of dust explosions in their hazard communication training program. Many people will know this as the HazCom Program.
Based on the finding that the event likely occurred because there was a fire in the oven, we recommend that CTA Acoustics conduct hazard assessments of ovens to ensure that fire detection and suppression systems are adequate, and that they use such good practices as NFPA 86 to do so.
Based on the finding that a loss of control in the process resulted in unsafe operating practices, we propose that CTA Acoustics develop procedures to maintain safety during non-routine operations, such as operating the line with the oven doors open because the control system is not functioning properly. That was one of the most glaring examples of this that we found.
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We also propose, based on the finding that the fires were common, but the underlying causes were not identified and solutions proposed, we recommend that CTA Acoustics revise their investigation program, and that they ensure that the underlying causes of events such as fires are identified and that corrective actions are implemented. In some cases, the only resolution that was noted was that the fire was extinguished, but there was no proposal to prevent future fires.
Also, based on the finding that Certain Teed was involved in the initial plant design, we have two recommendations. First, we propose that they evaluate their facilities that handle combustible dust, and ensure that good practice guidelines such as NFPA 654 are followed. We want to prevent these type of incidents at facilities such as CTA and Certain Teed facilities.
And in order to pro-actively ensure that facilities with Certain Teed designs in the future are designed safely, we propose that they ensure that their company design standards incorporate good engineering practices to prevent dust explosions. And such good practices would, of course, include NFPA
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As we discussed, the Board found that phenolic resin used at the CTA facility was manufactured by Borden Chemical. To more effectively communicate this hazard, we propose the following recommendations.
We propose that Borden Chemical ensure that MSDS's or material safety data sheets for phenolic resins include, at a minimum, warnings that dust from these products can be
explosive
explicitly include that in the material safety data sheets.
Further, we propose that Borden Chemical develop and distribute educational material in addition to material safety data sheets to inform customers of the explosion hazard of phenolic resin dust, in addition to MSDS'S, additional educational materials to give even more context for this hazard for their customers.
Finally, to Borden Chemical, to prevent this type of incident in other facilities that use this material, we propose that they communicate the findings and recommendations of this report to their customers that purchase phenolic resin.
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As was noted previously, a number of organizations had some type of oversight role with this facility. The next list of recommendations will address some of those organizations.
First, to the Kentucky Office of Occupational Safety and Health we recommend that they develop and distribute an educational bulletin on the prevention of combustible dust explosions so that facilities in the state of Kentucky that are handling combustible dust will have some guidance from Kentucky OSHA on what to do.
It is important to note that Kentucky has its own occupational safety and health administration, and they have regulatory oversight for manufacturing facilities in Kentucky. They did conduct inspections at CTA prior to this explosion.
Based on the finding that Kentucky OSHA inspects manufacturing facilities, we propose that they enhance their training program for compliance officers on the recognition and prevention of combustible dust explosion hazards in particular.
The company that insured CTA at the time was Factory Mutual. Factory Mutual conducts audits of facilities that it insures. We propose that Factory
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The Kentucky Office of Housing, Buildings, and Construction has oversight responsibility for new and modified, significantly modified, facilities as part of the permitting process. To that end, we propose to the Kentucky Office of Housing, Buildings, and Construction that they incorporate the findings and recommendations of this report into the training for their staff.
Further, to allow facilities with combustible dust to be identified so that high-risk facilities of this type can be pro-actively inspected, we propose that the Kentucky office identify sites that handle combustible dust when facilities apply for new or modified construction permits, and that they then use that information to help prioritize establishments that will be inspected by the fire marshall.
And in the interest of sharing the lessons learned in a broader sense to these four organizations, the American Chemistry Council, formerly known as the Chemical Manufacturers
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Finally, as has been noted a number of times, this is the third incident that our Board has investigated involving combustible dust. This is the second one that has involved multiple fatalities.
I believe West Pharmaceutical had six fatalities, and this has had seven. These are tragedies which do not have to continue occurring.
The CSB has determined that a number of issues involved in these explosions and these incidents are common. And so, therefore, the Board has decided to conduct a comprehensive study of the problem of dust explosions. To that end, there will be a public meeting that will be held in Washington, D.C., in May of this year, at a time and date to be announced later.
And for anyone interested in attending or getting more information on that, you can find more information at our web site, which is simply www.csb,
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At this time, I think the Team and I would be glad to answer any questions about the recommendations.
QUESTIONS BY THE BOARD:
CHAIRMAN MERRITT: Yes. Thank you, Mr. Wallace. Do any of the Board Members have questions?
BOARD MEMBER BRESLAND: No.
BOARD MEMBER VISSCHER: Thank you.
CHAIRMAN MERRITT: I have one. Just kind of popped up in my thinking while you were talking.
Do we know what practices Borden is using at their own facilities with regard to these phenolic resins to prevent dust explosions?
INVESTIGATOR WALLACE: Well, I will answer that this way. We didn't do an investigation of Borden facilities. However, in conversations with them, it appears that they are using the good practices of 654. But again, I add the caveat that we did not do investigations at those facilities.
Borden was certainly aware of it because they put NFPA 654 on their MSDS's. So I am going to
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CHAIRMAN MERRITT: Just something that came across my mind, and wonder what they are using.
INVESTIGATOR WALLACE: It is a good question. Yes.
CHAIRMAN MERRITT: If there are no further questions, then, at this time we would like to turn to our public comment period. And if you have registered for a public comment, we would ask you to come forward.
Mr. Horowitz, did we have any registered for comments? I'm sorry. I've got it here. Thank you.
Mr. Colonna, if you would, please come to the podium. Speak your name and spell it, please, and then also tell us what your affiliation is.
PUBLIC COMMENT BY
GUY COLONNA:
Madam Chair, Members of the Board, my name is Guy Colonna, C/o/l/o/n/n/a. I am the assistant vice president for Chemical Engineering and Fire Protection Applications at the National Fire
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First, before I go too far, again, I would like to express my sympathies and condolences to this community in your loss, and inform you that my goal for being here, for NFPA's goal for supporting this activity, is the same as what the Chemical Safety Board is looking to do with having this public meeting. And that is to gain an understanding of the incident, the causal factors, and to be able to take that information, in my case, back to the committee, because the NFPA committee process, I, as staff, don't write these documents. We have a committee of experts. They are similar in backgrounds and talents. They have come from industry the same as the Safety Board staff and the Board Members. So they are gathered together and assembled onto these committees, and develop the 300 codes and standards that NFPA has in what is what is called a consensus process. And that process is open.
And we have recently, as a result of the Chemical Safety Board's interest in the number of dust
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So NFPA and the committee that develops NFPA 654 is committed to improving the content in that standard where it needs to be. So we are anticipating the results from the final report that is being presented here, so that the committee can examine those findings and compare them to the requirements in our current standard, and determine as demonstrated if there is any need for any changes to improve the requirements that are in there and establish the safe practices that are going to reduce the potential for the various conditions that Mr. Kaszniak identified as being required to have a dust explosion. They're fairly complex, and you have to have a number of things. And the provisions in NFPA 654 are developed in a way to reduce all of those factors from coming together.
The other aspect that I think you have
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And the goal there is to, I think, get to Mr. Wallace's recommendation to NFPA, which is that we do what we need to do through our membership to promote the awareness and of both the findings this incident, but also promote the awareness of NFPA 654 so that those industry operating those types of facilities can do what they need to do to not have the recurrence of this type of event.
So, thank you for the opportunity to be here.
CHAIRMAN MERRITT: Thank you very much. Next, we have Mr. Burman Hackard.
MR. BURMAN HACKARD: No comment.
CHAIRMAN MERRITT: I'm sorry? No comment. Are there any other members of the public who would like to speak at this time? Yes, sir. Please state your name and affiliation.
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MR. VAN COOK: Do you want me to go up here?
CHAIRMAN MERRITT: Please.
PUBLIC COMMENT BY
VAN COOK:
MR. VAN COOK: Yes. I am Van Cook, Executive Director for the Office of Housing, Buildings, and Construction for the State of Kentucky. I met with Mr. Wallace in our office. I also am a graduate of the University of Kentucky Engineering School.
And one thing that really glares at me is, from my knowledge of plant, they normally have a safety engineer or an engineering staff that are responsible for some of these duties. I haven't heard anything about did they have a safety engineer or an engineering staff at this facility.
CHAIRMAN MERRITT: Thank you. I would be glad to ask that question.
MR. VAN COOK: Okay. The other thing is, the State Fire Marshall's office is under my office. And in their defense, normally, when -- insurance inspectors, as you can see, every six months were doing this plant. The state fire marshall's
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So I think and one thing is, these plants are being inspected by people who have a vested interest because they are going to have to pay out the claims, that we always took those as, you know, as an expert. These people are trained as well as any people we have.
And in their defense, the state budget, as you know, is pretty tight, and we don't have enough inspectors right now to inspect all the facilities, but we talked to Mr. Wallace, and we are trying to identify these facilities. As of right now, we have no idea how many there are. And we are going to look at identifying these facilities and start inspecting them.
They have not been one of our priorities, because we haven't had any problems before. But we do appreciate Mr. Wallace coming up and talking to us about it.
QUESTIONS BY THE BOARD:
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CHAIRMAN MERRITT: Thank you very much. And if I could direct a question, then, to the Team. Could you explain whether there was or was not a safety staff and safety engineering at the CTA facility at the time of this incident?
INVESTIGATOR KASZNIAK: The CTA facility had a safety manager who was responsible for safety conditions at the plant. CTA also employed a number of engineers at the facility. Their duties were primarily confined to the development of the products that CTA was producing.
Again, this facility was an auto parts manufacturing operation and industrial products facility that was using the chemical as part of that processing. So the focus of the facility was not on safety engineering -- it was on manufacturing of their products.
CHAIRMAN MERRITT:
I have another question that might follow on that. If you were to get a material safety data sheet that said you had a combustible material, would that raise much concern with regard to looking -- you might get 25 material safety data sheets a month of products that you purchase. When you are looking through them as a
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INVESTIGATOR KASZNIAK: The material here was listed as a combustible dust, which is a term that is not defined outside the NFPA 654 standard. The OSHA hazard communication standard does not define combustible dust, and so the word "combustible" to CTA was taken at its ordinary meaning as something that would burn.
The lack of other explicit hazard warnings on the MSDS, you know, did not alert them to the explosive properties of the material. So CTA treated the dust like any other combustible material, as something that would burn. Which, they had good experience with; they had a lot of fires involving this material inside the ovens. And so, they were very aware of its combustible properties. It was the explosive properties that we found were lacking throughout the CTA facility.
MOTIONS AND VOTING:
CHAIRMAN MERRITT: Then, if there is no other public comment at this time, I would like to -- yes, I would like to ask whether or not one of the
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BOARD MEMBER BRESLAND: Before we get to that, Madam Chair, I would like to get back to the issue of contributing causes and root causes.
And as I said before, I do have a concern about the Borden MSDS and its role in possibly preventing an accident like this from happening. My issue here is that there was a Borden explosion in 1999 that killed three people. The MSDS back then and the current MSDS is not explicit about the issue of the explosibility of the material. And I feel that we will never know the answer to this question, but could I ask the question. Well, had there been a very explicit communication from Borden about the explosion and an explicit change in the material safety data sheet, would that have prevented the accident from happening? Or would have it gone in the direction of preventing it from happening?
Obviously, we won't know. We can never tell the answer to that question. But I guess my intuition and my gut feeling is that it certainly would have -- it should have made a difference if you got a letter saying, look, this stuff can explode, you
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So my thoughts on this would be -- and I would be willing to make a proposal that we change the number one contributing cause, which refers to Borden, to a root cause, which gives it a higher level of importance in the report in terms of signifying what we think were the reasons for this accident happening -- one of the reasons for the accident happening, not diminishing in any way, of course, the fact that there were issues around the CTA facility and the management of the CTA facility in the way that they handled the dust.
CHAIRMAN MERRITT: By Robert's Rules, I believe you would make that into a motion, and then we can discuss it if there is any discussion.
BOARD MEMBER BRESLAND: Well, the motion I would make would be to amend the report as currently written, the draft report, by deleting the first contributing cause in Section 12.2 of the report regarding Borden Chemical, and moving that language to Section 12.1, which refers to root causes.
CHAIRMAN MERRITT: Is there a second?
BOARD MEMBER VISSCHER: I second the motion.
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CHAIRMAN MERRITT: Thank you. Okay. Is there any discussion from the other Board Members with regard to this amendment?
BOARD MEMBER VISSCHER: Just briefly, Madam Chair.
CHAIRMAN CAROLYN MERRITT: Mr. Visscher.
BOARD MEMBER VISSCHER: Thank you. I want to clarify. I think what we are saying is that Borden was probably more familiar -- should have been more familiar, certainly, of the properties of the material than was CTA. And furthermore, it was familiar with the experience at the Jahn Foundry. And on that basis, it had some degree of obligation to education its customers. We maybe disagree a bit on whether the MSDS itself was technically compliant or not. And that is not really our role in any case.
But we do think that if Borden had emphasized more directly with customers such as CTA, it is likely, it is possible, that CTA might have paid more attention to it. So, in that sense, and with that purpose, I support the amendment to give it even more emphasis in this report.
CHAIRMAN MERRITT: Thank you. Then, I would like to read this, then. The motion would be to
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BOARD MEMBER BRESLAND: Yes.
CHAIRMAN MERRITT: Then, I would like to call for a vote. Board Member Bresland?
BOARD MEMBER BRESLAND: Yes.
CHAIRMAN MERRITT:
Board Member Visscher?
BOARD MEMBER VISSCHER: Yes.
CHAIRMAN MERRITT: And I also vote to approve that amendment.
At this time, then, I would like to call for a motion to accept the Investigation Report and the Recommendations. Is that motion proposed?
BOARD MEMBER BRESLAND: Okay. The motion I would propose would be that they approve the CSB Investigation Report as amended by the Board on February 16 [sic], 2005, Number 2003-09-1-KY, regarding a series of explosions and fires that
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CHAIRMAN MERRITT: Is there a second?
BOARD MEMBER VISSCHER: I second.
CHAIRMAN MERRITT:
Is there any discussion on this between the Board Members?
BOARD MEMBER VISSCHER: Only that the motion had the wrong date on it, I think. It's February 15.
CHAIRMAN MERRITT: February 15.
BOARD MEMBER BRESLAND: You're correct. Yes. Do I have to read it again? I'll do it.
CHAIRMAN MERRITT: Then, I will call the question. The motion has been made and seconded to approve the CSB Investigation Report as amended by the Board, on February 15, 2005, Number 2003-09-1-KY regarding a series of explosions and fires that occurred February 20, 2003, at the CTA Acoustics, Inc., Plant in Corbin, Kentucky.
With that, --
BOARD MEMBER BRESLAND: Call the vote.
CHAIRMAN MERRITT: Pardon?
BOARD MEMBER BRESLAND: Call the vote.
CHAIRMAN MERRITT: I will call the vote.
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BOARD MEMBER BRESLAND: Approve.
CHAIRMAN MERRITT:
Board Member Visscher?
BOARD MEMBER VISSCHER: Approve.
CHAIRMAN MERRITT: And I also approve it.
CLOSING COMMENTS BY
CHAIRMAN CAROLYN W. MERRITT:
CHAIRMAN MERRITT: With that action, then, that brings us to the close of this meeting.
Before we close, however, I would like to, on behalf of the Board, I would like to thank the entire CTA Investigation Team: Bill Hoyle, Mark Kaszniak, Francisco Altamirano, Giby Joseph, Cheryl MacKenzie, and Steve Wallace, for your excellent work on a very difficult and but a very high-quality report.
You have done a very thorough and comprehensive job and under very challenging circumstances. Thank you.
The full report on this incident will be available from our web site at csb.gov in the near future, along with a transcript and video recording of tonight's proceedings.
NEAL R. GROSS
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The incident at CTA was the deadliest that this Board has investigated in its seven-year history. Like other events we have examined, there are many opportunities to prevent this tragedy. It is important that when managers are aware of serious hazards, they take measures to control them, including changes to design and operations of their process, if necessary.
It is also essential that workers be fully informed about material hazards, and that it is the responsibility of management to do so.
In addition, warning events must be thoroughly investigated and their causes corrected. It is unsafe to have fires in a production area at any time. Investigating the recurring oven fires at CTA could have eliminated a major ignition source before tragedy struck.
Lastly, it is unfortunate that so many safety inspections of the plant failed to identify the dust hazard, which, in hindsight, seemed so obvious.
We recognize that inspectors at the federal, state, and local level often lack the regulatory tools and training to identify and cite combustible dust hazards. That is an important reason
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While our investigation of this event is now concluded, the tragedy at CTA still has important implications for national policy. My hope is that we will continue to learn from this disaster for a long time to come. And the Board commits to spread the lesson that was learned here so that it does not happen again. That is our debt to those who lost their lives here.
With that, this meeting is adjourned. Thank you all.
(Whereupon, the proceedings went off the record.)
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FD06384 | 2003_美国_IsotecSigma_Aldrich_Nitric_Oxide爆炸-_Isotec_Sigma_Aldrich_Nitric_Oxide_Explosion最终报告.pdf
分类:06_境外及港澳台调查报告 | 年份:2003 | 地域: | 严重程度: | 场所: | 起火原因:燃气/爆炸 | 来源格式:pdf
1 EXPLOSION AT BIOCHEMICAL FACILITY: LIQUID NITRIC OXIDE RELEASE ISOTEC a wholly owned subsidiary of Sigma–Aldrich Corporation Miami Township, Ohio September 21, 2003 KEY ISSUES:
Process Hazards Analysis
Incident Investigation
Land Use Management
Emergency Response NO. 2003-15-C-OH August 2004 Case Study U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD INSIDE . . . Incident 2 Nitric Oxide Hazards 5 Isotec Operations 6 Isotope Production 8 Incident Analysis 13 Lessons Learned 19 References 20 Introduction T his Case Study describes an explo- sion in a cryogenic nitric oxide (NO) distillation process at the Isotec facility in Miami Town- ship, Ohio. Remarkably, only one employee was injured. More than 2,000 local residents were evacuated for 24 hours.
2 O n Sunday, September 21, 2003, at about 7:30 am, the Isotec on-call system operator received an automatic pager alert indicating an alarm condition in a cryogenic nitric oxide (NO) distilla- tion unit.1 Arriving at the facility at about 7:50 am, he observed reddish-brown gas venting from the distillation unit vacuum pump exhaust—which indicated a breach in the column piping within the vacuum jacket. Nitric oxide—a toxic gas—was vent- ing to the atmosphere and reacting with air to form nitrogen dioxide (NO2), also a toxic gas. The responding employee immedi- ately notified his supervisor, who called the 911 dispatcher. Isotec management and Sigma–Aldrich, the parent company of Isotec, were then notified. The reddish-brown gas cloud was observed drifting southwest from the site and slowly dissipating. By 8:15 am, employees secured the leak by closing the vacuum pump suction valve. Shortly thereafter, the vapor cloud was no longer visible. The operations manager and the other five Isotec employees believed they could safely remove the nitric oxide from the N3 distillation column and vacuum jacket, and proceeded with the necessary preparations.2 Their position was based on successful application of the same strategy to a column mal- function on September 18, 1998. Distillation column N4 (same design as N3) had developed an NO leak into the vacuum jacket and vented nitric oxide from the vacuum exhaust.3 While closely monitoring pressure and temperature, opera- tors successfully emptied the nitric oxide from the column and vacuum jacket. Once the September 21 leak was secured, personnel began installing temporary tubing to empty the nitric oxide in the malfunctioning column. Concurrently, they closely monitored the pressure inside the column, which was behaving as in 1998 when column N4 leaked nitric oxide. The pressure stabilized at no more than 130 pounds per square inch (psi)—well below the vacuum jacket calculated burst pressure of 1,645 psi. Isotec personnel noted that the 1 Cryogenic fluid is a liquid with a boiling temperature below -150 degrees Fahrenheit (ºF [-101 degrees Celsius (ºC)]) at atmos- pheric pressure. 2 For simplicity, the distillation columns referred to in this Case Study are N1, N2, N3, N4, N5, and N6 (i.e., the Main Column, CONO, TNO, NO4, NO5, and NO6, respec- tively). 3 Although damaged column N4 was in- spected, Isotec never located the source of the leak or determined the cause of failure. 1.0 Incident Description CSB Investigation Reports may be purchased from: National Technical Information Service 5285 Port Royal Road Springfield, VA 22161- 0002 (800) 553-NTIS or (703) 487-4600 Email: info@ntis.fedworld.gov For international orders, see: www.ntis.gov/support/cooperat.htm. CSB publications may be downloaded at www.csb.gov or obtained by contacting CSB at the above address.
CSB Case Studies summarize incident investigation data and present conclusions based on CSB analyses. They do not discuss root and contributing causes or make safety recommendations–unlike the more comprehensive CSB Investigation Reports. U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board Office of Investigations 2175 K Street NW Suite 400 Washington, DC 20037-1848 202-261-7600 www.csb.gov
3
condenser was “vigorously venting nitrogen vapor,” which indicated increased heat load in the column. At 10:15 am—with no warning—a violent explosion destroyed the distillation column, the blast con- tainment structure, and nearby buildings (Figure 1). Windows were blown out of the main office build- ing, about 140 feet from the explo- sion; and glass shards lacerated the hand of an Isotec employee. No other injuries were reported. Small chunks of concrete and metal shards were propelled as far as 1,000 feet and fell on adjacent property. Three houses north of the facility were struck by debris, causing minor damage to two roofs and a picture window. A large steel panel from the blast containment structure struck and dislodged a 52,000-pound gaseous carbon monoxide (CO) storage vessel, pushing it about 10 feet off its foundation (Figure 2). A second steel panel severely damaged adjacent equipment (Figure 3). A ruptured fill line vented CO gas, which then ignited and burned for about 1 hour, until the vessel was empty (Figure 4). As a precaution, the fire depart- ment requested that the police evacuate a 1-mile radius to protect the community from metal shards or other debris in the event that the CO vessel exploded. The evacua- tion order was lifted after 24 hours.
52,000-pound, 42-foot-tall CO vessel pushed 10 feet off foundation (right arrow) by blast panel (left arrow) Figure 2 Figure 1 20-foot-diameter, 8-foot-deep crater and structural damage caused by NO process unit explosion
4
Figure 4 CO gas venting from ruptured fill line (arrow) on displaced vessel
Figure 3 Blast containment structure damaged by steel blast panel . . . The fire department requested that the police evacuate a 1-mile radius to protect the community from metal shards or other debris in the event that the CO vessel exploded.
5 2.0 Nitric Oxide Hazards A t ambient conditions, nitric oxide is a colorless, odorless gas. The vapor is highly toxic and is an irritant to the pulmonary tract. Nitric oxide quickly reacts with air in the atmosphere to produce more stable nitrogen oxides, including NO2, which presents similar health hazards. The presence of a reddish-brown gas with strong odor (i.e., NO2) is a clear indication of NO release. Liquid nitric oxide is a cryogenic fluid. Hazards associated with handling cryogenic fluids include freezing and frostbite on exposed human tissue. Special handling is required to prevent injury. In liquid and solid form, nitric oxide is an unpredictable, highly shock- sensitive explosive. System design and operating procedures to minimize the possibility of liquid NO detonation are not well understood.4 Isotec management personnel recognized the toxic hazards of gaseous nitric oxide and the human tissue freezing hazards associated with handling cryogenic liquids. They were also aware that solid and liquid nitric oxide are considered high explosives, but concluded that the probability of explosion in their application was low. Discussions with Isotec management and review of documents confirmed that the Los Alamos National Laboratory (LANL) provided operating history and explosion hazard studies to Isotec when it acquired the distillation technology in the mid 1970s. In 1982, Isotec experienced one explosion involving liquid nitric oxide, which was attributed to impurities or system plugging. It was thought that this incident was similar to a 1975 LANL explosion. In 1995, Isotec experienced a second incident in another distilla- tion column. Although the Isotec investigation team concluded that a detonation had occurred in the distillation column assembly, they were unable to recover the damaged section to identify the cause or exact location of the failure (Section 5.1). 4 In the mid 1960s, National Aeronautics and Space Administration (NASA) studies deter- mined that liquid nitric oxide may generate damaging explosions. The U.S. Department of Energy (DOE) Los Alamos National Laboratory (LANL)—developers of the NO distillation technology in use at Isotec— operated a system from 1963 until the late 1970s. In 1975, a small explosion was attributed to the detonation of liquid/solid nitric oxide in a small system device. As part of the LANL investigation, the U.S. Bureau of Mines determined that “liquid NO is com- parable to nitroglycerin in sensitivity to weak shock waves” (Ribovich, Murphy, and Watson, 1975; pp. 275–287).
In liquid and solid form, nitric oxide is an unpredictable, highly shock- sensitive explosive.
6 S igma–Aldrich Corporation, doing business as Isotec, is a multinational life science and high technology company headquartered in St. Louis, Missouri. Sigma– Aldrich purchased the Isotec facility (Figure 5) in 2001 from Matheson Gas Products. Isotec has manufactured chemical products for the diagnosis of disease and for scientific and genetic research since 1979. It was the first company to apply cryogenic distillation technology5 to the commercial production of stable isotopes6 —carbon-13 (13C), nitro- gen-15 (15N), and oxygen-18 (18O). The Isotec facility is located 12 miles south of Dayton and 0.5 mile west of Interstate 75, on an 11-acre parcel in Miami Township, Ohio. Over the past two decades, the adjacent land use has changed from rural farmland to established resi- dential development; more than 500 homes are located in the surround- ing area. 3.0 Isotec Operations 5 LANL developed isotope separation using NO distillation technology. Isotec acquired the technology for commercial use. 6 An isotope is one of two or more atoms of the same atomic number but with different numbers of neutrons, thus with a different mass number. A radioactive isotope is an atom containing an unstable nucleus that decays—emitting alpha, beta, or gamma rays—until stability is reached. The stable end product is a nonradioactive isotope of another element. Isotec employs about 75 full-time personnel working on an 8-hour, 5-day schedule. Ten employees are involved in distillation unit operations. The distillation units separate the stable NO isotopes (containing 15N and 14N) from high-purity liquid nitric oxide in specially designed columns. Two NO distillation units—N3 and N6—were operating at the time of the explosion. Two other NO distillation units were installed but not operational.
The distillation units separate the stable NO isotopes . . . from high-purity liquid nitric oxide in specially designed columns.
7
Isotec facility (residential areas north, across Benner Road [top left], and adjacent to south property line) Figure 5 . . . The adjacent land use has changed from rural farmland to established residential development; more than 500 homes are located in the surrounding area.
8 4.1 Process Description N O isotope enrichment is a continuous distillation process that concentrates enriched stable isotopes. The NO process—which operates 24 hours a day, 7 days a week (Figure 6)—is described below: 1. Nitric oxide is generated by reacting sulfur dioxide, nitric acid, and water in the NO boiler. The nitric oxide is then com- bined with isotope-depleted nitric oxide from the distillation column. The dryer and purifier remove water and impurities. The nitric and sulfuric acid waste generated in the boiler is neutralized and discharged to the sewer. 2. High-purity NO gas from the purifier feeds the main column—a 300-foot-tall, multipipe assembly sealed inside a 16-inch-diameter insulating vacuum jacket (Figure 7). The column piping and vacuum jacket are stainless steel. NO tubing, instrument tubing, and wiring—and electric power wir- ing to the boiler—are routed through the top and into the vacuum jacket. The assembly is suspended in an 18-inch- diameter carbon steel well casing below ground. 4.0 Isotope Production 7 At ambient pressure, nitric oxide boils at -241°F (-152°C) and freezes at -262°F (-163°C). 8 Because nonisotope-containing molecules have a lower molecular weight than isotope- containing molecules, they boil at a slightly lower temperature. The nonisotope- containing NO molecules vaporize and rise to the condenser. The isotope-containing molecules remain in liquid form at the bot- tom of the distillation column. A condenser on top of the column and an electric reboiler at the bottom control the NO tempera- ture for proper distillation.7 The condenser uses liquid nitrogen and liquid oxygen for coolant. Ten percent isotope-enriched nitric oxide is extracted and con- verted into other products in a different area of the facility. 3. Stable isotope-enriched nitric oxide feeds the high-enrichment column located in the center of the main column. A separate condenser is mounted on top, and a separate electric reboiler is located at the bottom. The high- enrichment column operates under the same principle as the main column.8 The 97 percent stable isotope- enriched nitric oxide is removed from the bottom of the high- enrichment column through stainless-steel tubing. It is converted into other products in another area of the facility. High-purity NO gas from the purifier feeds the main column— a 300-foot-tall, multipipe assembly sealed inside a 16-inch-diameter insulating vacuum jacket.
Nitric oxide is generated by reacting sulfur dioxide, nitric acid, and water in the NO boiler.
9 Stable isotope- enriched nitric oxide feeds the high-enrichment column located in the center of the main column.
NO distillation process flow diagram Figure 6 Nitric oxide boiler Sulfur dioxide Nitric acid Water Dryer Main NO column High- enrichment column Isotope- depleted NO Isotope- depleted NO 10% enriched NO 97% enriched NO Nitric acid and sulfuric acid waste treatment Vacuum jacketed column assembly, in belowground well casing Purifier 0.3% enriched NO
10
NO distillation column configuration Figure 7
Reboilers
Condensers
Mylar “super insulation”
Vacuum pump
Main column 2-inch- diameter assembly
Vacuum jacket
High- enrichment column
Instrumentation, power, nitric oxide tubing Ground level
11 4.2 Safety Systems 4.2.1 Chemical Hazards The NO distillation units incorporated NO detectors and alarm systems. These systems and temperature and vacuum jacket pressure alarms were integrated into an automatic dialing pager system to alert key personnel of a process upset. Unit controls were automated—the column went into full reflux (closed system recirculation) in the event of an automatic shutdown signal due to a system upset condition. Opera- tors would then evaluate the system status to determine what followup action was necessary to return the system to normal operation or to safely terminate all process opera- tions. 4.2.2 Physical Hazards Nitric Oxide Explosion As discussed in Section 2.0, liquid nitric oxide is an unpredictable, highly shock-sensitive explosive. Passive protective devices are the primary means of minimizing the effects of an NO explosion.9 9 A passive protective device/configuration requires no physical action by the system and no human intervention. Examples in- clude physical fire barriers, dikes around storage tanks, and engineered blast shields. The Isotec distillation system design incorporated two passive protective elements: The portion of the column installed in the well casing below ground to accommodate its extreme length provided a high level “shielding.” The exterior blast shield struc- ture (Figure 8)—installed in response to similar LANL upgrades—was intended to protect employees and equip- ment in the unlikely event of an NO detonation in the aboveground equipment. The exterior blast containment structure was an open-top, four-wall rectangular carbon steel plate con- figuration. Each wall was fabri- cated using two unreinforced 0.5-inch-thick plates spaced about 4 inches apart. The gap between the plates was filled with sand; the wall panels were welded at the corner joints using structural steel angle shapes. Although Isotec management reported that the shield was based on an LANL design, the Isotec structure omitted two key safety features: A heavy steel wire mesh top to capture debris. A wide top-to-bottom labyrinth opening in one wall to prevent pressure buildup, as depicted in Figure 9 and discussed in Section 5.2.3. The Isotec distillation system design incorporated two passive protective elements . . .
12
Blast shield around N6 distillation column, similar to N3 blast shield Figure 8
Labyrinth opening to release pressure and block projectiles Figure 9 10 CSB estimated the explosive energy of the vacuum jacket when pressurized with air to the burst pressure limit. Assuming that the jacket was filled with piping and insulation up to 90 percent (10 percent empty volume), the failure energy is equivalent to about 11 pounds of trinitrotoluene (TNT). Figure 9 Piping/Vessel Overpressure Pressure relief devices are designed to prevent mechanical equipment from overpressure damage by open- ing at a preset maximum pressure. The NO tubing attached to the distillation column was equipped with pressure relief devices. However, no pressure relief device was installed on the vacuum jacket (empty volume in excess of 400 cubic feet). Although the jacket was not intended to operate as a pres- sure vessel, it was equipped with a block valve—which, when closed, could result in significant pressur- ization. On the morning of the inci- dent, operators closed this valve to stop the NO release. 10 Although the jacket was not intended to operate as a pressure vessel, it was equipped with a block valve— which, when closed, could result in significant pressurization.
13 5.1 Prior Incidents T able 1 outlines the incident history of the Isotec NO distil- lation units. Isotec investigated each of these failures. However, the inaccessibility of damaged equipment in the belowground vacuum jacket and the limited ability to recover other evidence prevented conclusive identification of the causes of these incidents. If Isotec had been able to fully investi- gate each incident, the lessons learned would likely have prevented the catastrophic failure of the N3 distillation unit. 5.2 Failure Evaluation 5.2.1 Distillation Unit Failure The remains of the belowground distillation column and vacuum jacket were inaccessible for post- incident analysis because of damage and debris from the cave-in at the upper section of the well casing. Therefore, CSB was unable to determine the precise location of the column piping leak or the specific failure mechanism that caused the leak. Possible failure mechanisms include corrosion, fatigue cracking, or other degradation. 5.0 Incident Analysis Likewise, it was not possible to conclusively determine either the explosion origin inside the vacuum jacket or the cause of the shock load that initiated the explosion. Distillation column components ejected from near the top of the well casing provided strong evidence that the column piping experienced high temperature and extreme crushing pressure, most likely from a high-energy explosion in the vacuum jacket (Figure 10). The debris from the vacuum jacket consisted of small metal shards (Figure 11), indicating high-order explosive failure.11 11 NFPA 921 characterizes a high-order explosion as shattering of the structure, pro- ducing small, pulverized debris. Rapid rates of pressure rise splinter or shatter walls, roofs, and structural members; and the building is completely demolished. Figure 10 2-inch-diameter stainless-steel piping oxidized and crushed Distillation column components ejected from near the top of the well casing provided strong evidence that the column piping experienced high temperature and extreme crushing pressure, most likely from a high- energy explosion in the vacuum jacket.
14
Distillation Incident Incident Date Column ID (a) Description Status Table 1 Isotec Incident History, NO Distillation Units 1982 N1 (Main Column) Control system failure, nitric oxide frozen, small explosion in trap; unknown cause NO leak from column piping into vacuum jacket, small detonation 200 feet below ground; unknown cause NO leak from column piping into vacuum jacket; unknown cause NO leak from column piping into vacuum jacket, major detonation below ground; unknown cause Repaired, traps redesigned, returned to service, decommissioned 1995 Abandoned-in-place 1995 Leak contained, column stabilized, de-inventoried, column extracted and inspected, abandoned-in-place Column, associated equipment, adjacent buildings, blast containment structure destroyed 12/29/1995 9/18/1998 9/21/2003 N2 (CONO) N4 (N04) N3 (TNO) (a) Isotec designation in parentheses.
15 5.2.2 Failure Scenario CSB identified the following failure scenario from analysis of available physical evidence: A leak developed in the distilla- tion column piping, releasing nitric oxide into the vacuum jacket. NO gas vented to the atmosphere through the vacuum pump discharge. Loss of vacuum in the jacket seriously degraded its insulating capacity, thus increasing the heat load on the column. Closing the vacuum jacket isolation valve to stop the NO leak into the environment pressurized the vessel as the liquid nitric oxide began to boil. The maximum observed vacuum jacket pressure did not exceed 130 psi, which is well below the predicted failure pressure of the jacket. Nitric oxide continued entering the vacuum jacket through the leak in the pipe and detonated, crushing the column piping and bursting the jacket. A shock load of sufficient energy to detonate liquid nitric oxide could result from one of two mechanisms: v Rapid vaporization of liquid nitric oxide as it entered the vacuum jacket. v Collapse of a reboiler from pressure buildup in the vacuum jacket. 5.2.3 Blast Shield The rectangular blast shield struc- ture directed a significant quantity of small debris vertically up, most likely preventing serious injury to the employees and emergency responders in the vicinity. However, the total destruction of the structure caused major damage to the surrounding facility, including dislodging the CO vessel and rupturing the CO piping—which resulted in the community evacua- tion, as discussed in Section 1.0. A more effective blast shield struc- ture would have included a laby- rinth opening (Figure 9) and a steel wire mesh top similar to the LANL blast structure. This configuration would be much less likely to cata- strophically fail. A more effective blast shield structure would have included a labyrinth opening and a steel wire mesh top similar to the LANL blast structure.
Figure 11 Stainless-steel shard, likely from vacuum jacket
16 5.3 Process Safety Management CSB identified deficiencies in the implementation of process safety management at the Isotec facility. The Occupational Safety and Health Administration (OSHA) Process Safety Management (PSM) Standard (29 CFR 1910.119) was promul- gated in 1992 to prevent or minimize the consequences of catastrophic releases of toxic, reactive, flammable, or explosive chemicals. The NO distillation units were PSM- covered processes.12 Furthermore, process safety best practice guide- lines are available through trade and professional associations, such as the American Institute of Chemi- cal Engineers, Center for Chemical Process Safety. Effective process safety programs—regardless of whether they are a regulatory requirement—would most likely have prevented this incident or minimized its consequences. 5.3.1 Process Hazard Analysis The Isotec/Sigma–Aldrich process hazard analysis (PHA) team13 acknowledged that liquid nitric oxide presented an explosion hazard; how- ever, the team did not understand the significance of the risk to employees. Although at least two PHAs documented that detonation of liquid nitric oxide is a “credible scenario,” neither analysis comprehensively addressed the previous incidents involving NO detonation (see Table 1). The PHAs did not thoroughly review administrative and engineering controls or the consequences of postulated and actual failures. There was no system in place to track PHA findings and associated followup actions. 5.3.2 Incident Investigation Isotec management did not adequately investigate the two previous NO detonation incidents involving the other distillation units. Because the specific causes of the N4 column failure and NO release in 1998 were not determined, no appropriate corrective actions were implemented to prevent a similar failure in the N3 column—which is essentially identical to N4. There was no record of actions taken to apply lessons learned from the N4 incident, or the failure of column N2 in 1995, to the design and operation of the N3 distillation unit. 12 Each of the three operating distillation units contained approximately 500 pounds of nitric oxide. The OSHA PSM threshold for nitric oxide is 250 pounds. The U.S. Environmental Protection Agency (EPA) Risk Management Program (RMP) threshold is 10,000 pounds. 13 Sigma–Aldrich management reported that it participated in the 2001 PHA. Because the specific causes of the N4 column failure and NO release in 1998 were not determined, no appropriate corrective actions were implemented to prevent a similar failure in the N3 column . . .
Although at least two PHAs documented that detonation of liquid nitric oxide is a “credible scenario,” neither analysis comprehensively addressed the previous incidents . . .
17 5.4 Adjacent Land Use When the Isotec facility was con- structed in 1979, it was surrounded by farmland, with only a few houses located directly across Benner Road to the north. By September 2003, more than 500 homes, places of worship, and a municipal golf course were located in the immedi- ate vicinity. A 50-foot buffer on the south property line provides the only separation between the facility and residential areas. Zoning changes involving the undeveloped property around Isotec did not adequately consider the public safety risks posed by facility operations. In 1997, the township approved a zoning change that allowed residential develop- ment of a 40-acre tract adjacent to Isotec; however, Isotec opposed the change on the basis of public safety concerns.14 5.5 Emergency Response Shortly after the system alarm— but prior to the explosion—the NO venting was contained, and the gas cloud rapidly dissipated. The town- ship fire department on-scene incident commander, in consultation with the Isotec operations manager, decided that a community evacua- tion was not necessary at that time. Emergency responders remained at the scene while Isotec employees monitored the status of the distilla- tion unit and began planning activities for transfer of the nitric oxide out of the column. Two hours later, without warning, the column exploded. Immediately following the explosion, the incident commander, Isotec management personnel, city and township authorities, and the fire department discussed their con- cerns about the possibility of catastrophic failure of the 26-ton CO storage vessel that was damaged by the explosion. The incident commander ordered an evacuation of the community within a 1-mile radius.15 The evacuation affected more than 2,000 residents, a church, the golf course, and nearby businesses. Police officers went door-to-door notifying residents of the evacua- tion. The City of Miamisburg activated a new automatic dial-up system to place a voice notification to some city residents.16 The local television public access channel broadcast the evacuation notification. Network television channels dis- played a banner with the evacuation notice on the bottom of the screen. 14 The approved zoning change deleted two lots to increase the buffer between the Isotec facility and the development. 15 The 1-mile evacuation zone was based on the Emergency Response Guidebook recom- mendation for a CO railcar or tank truck (USDOT–Transport Canada, 2000). 16 The City of Miamisburg automatic call system is intended for locating lost children. It was used on a limited trial basis during the evacuation. Zoning changes involving the undeveloped property around Isotec did not adequately consider the public safety risks posed by facility operations.
18 A few weeks after the incident, CSB investigators collected observations from residents in the evacuation zone. Findings included: Some police officers conveyed extreme urgency to evacuate, while others only recommended evacuation. Some residents received no noti- fication to evacuate. Some residents were alerted of the order to evacuate by neigh- bors. Some residents were unclear about where to go, or what emergency shelters or other support services were available. 5.6 Post-Incident Activities CSB, Isotec/Sigma–Aldrich, and the city and township participated in community meetings to discuss the incident response. The city and township managers conducted sepa- rate post-incident critiques of their emergency plan response. The following key actions resulted: Isotec/Sigma–Aldrich informed CSB and the community that they would not restart NO distil- lation and would decommission the remaining NO unit, N6.17 The City of Miamisburg established an emergency response review committee composed of police and fire department personnel and the assistant city manager. The committee identified the follow- ing emergency response plan improvements: v Emergency operations exer- cises will be conducted with the school district and Miami Township. v One-hundred emergency frequency two-way radios will be provided to the local school district to improve communication with emer- gency responders. Miami Township post-incident activities included: v Approval of the construction and full-time staffing of a new emergency operations center adjacent to the fire department and township offices. v Review of available auto- mated telephone call-out systems for possible imple- mentation. v Review of the existing zoning code to consider: Requiring chemical companies to obtain a conditional use permit when operating in areas zoned for light industrial use. Expanding the buffer zone around light industrial areas. 17 Sigma–Aldrich reported that all nitric oxide has been removed from column N6 and that NO distillation has ceased at the Isotec facility. Isotec/Sigma– Aldrich informed CSB and the community that they would not restart NO distillation and would decommission the remaining NO unit, N6.
19 6.0 Lessons Learned 6.1 Process Hazard Analysis A lthough Isotec and Sigma– Aldrich PHA records acknowl- edged the explosive potential of the NO system, there was no written documentation that action had been taken to minimize this potential. A comprehensive PHA program thoroughly investigates all identi- fied hazards, documents and tracks actions taken to minimize the hazards, and evaluates safety systems design basis records (e.g., blast shielding and overpressure protection calculations) and process design information. 6.2 Incident Investigation Although Isotec experienced two previous NO distillation unit failures involving the detonation of liquid nitric oxide, the investigation records were incomplete. There was no record of the cause of the incidents and no documentation of corrective actions to prevent recur- rence. Incidents must be thoroughly investigated to identify causes and to implement corrective actions to prevent recurrence. Results of inci- dent investigations are key inputs to the PHA process. 6.3 Land Use Management Neither the township zoning process nor the township and city permit approval processes adequately con- sidered the hazards of preexisting industrial chemicals. Likewise, neither authority prescribed steps for addressing potential public consequences from the accidental release of chemicals. As part of the land use approval process, authorities should evaluate the public risk from preexisting chemical industry facility opera- tions. City and county jurisdictions should coordinate review activities. 6.4 Emergency Planning and Notification A number of residents were not in- formed of the evacuation in a timely manner; others received no notifi- cation. Information was sometimes inconsistent or incomplete, causing confusion among evacuees. Community emergency plans prepared by local governing authorities should include instruc- tions on evacuation protocols. Training should include simulated emergency drills and directly in- volve the public. Public awareness campaigns should be used to inform the com- munity of notification in the event of an emergency. As part of the land use approval process, authorities should evaluate the public risk from preexisting chemical industry facility operations.
Results of incident investigations are key inputs to the PHA process.
20 The U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board (CSB) is an independent Federal agency whose mission is to ensure the safety of workers, the public, and the environment by investigating and preventing chemical incidents. CSB is a scientific investigative organization; it is not an enforcement or regulatory body. Established by the Clean Air Act Amendments of 1990, CSB is responsible for determining the root and contributing causes of accidents, issuing safety recommendations, studying chemical safety issues, and evaluating the effectiveness of other government agencies involved in chemical safety. No part of the conclusions, findings, or recommen- dations of CSB relating to any chemical incident may be admitted as evidence or used in any action or suit for damages arising out of any matter mentioned in an investigation report (see 42 U.S.C. § 7412(r)(6)(G)). CSB makes public its actions and decisions through investigation reports, summary reports, safety bulletins, safety recommendations, case studies, incident digests, special technical publications, and statistical reviews. More information about CSB may be found at www.csb.gov. 7.0 References Center for Chemical Process Safety (CCPS), 1989. Guidelines for Technical Management of Chemical Process Safety, American Institute of Chemical Engineers (AIChE). Miller, Riley O., 1968. “Explosions in Condensed Phase Nitric Oxide,” I&EC Process Design and Development, Vol. 7, No. 4, October 1968, pp. 590–593. National Fire Protection Association, (NFPA), 2001. Guide for Fire and Explosion Investigations, NFPA 921. National Institutes of Health (NIH), 2004. Nitric Oxide, Human Health Effects, toxnet.nlm.nih.gov. Ramsay, John B., and W. C. Chiles,
- “Detonation Charac-
teristics of Liquid Nitric Oxide,” Proceedings of Sixth Symposium on Detonation, August 1976, pp. 723–728. Ribovich, John, John Murphy, and Richard Watson, 1975. “Detonation Studies With Nitric Oxide, Nitrous Oxide, Nitrogen Tetroxide, Carbon Monoxide, and Ethylene,” Journal of Hazardous Materials, Vol. 1, pp. 275–287. U.S. Army, 1990. Structures to Resist the Effects of Accidental Explosions, TM5-1300, November 1990. U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board (USCSB),
- Case Study: The
Explosion at Concept Sciences: Hazards of Hydroxylamine, No. 1999-13-C-PA, March 2002. USCSB, 2002. Hazard Investi- gation, Improving Reactive Hazard Management, Report No. 2001-01-H, December 2002. U.S. Department of Energy (USDOE), 2003. “Appendix E, Stored Energy in a Pressurized Gas Vessel,” Health and Safety Manual, Lawrence Berkeley National Laboratory, May 2003. USDOE, 2003. “An Explosion Test of a Shield to be Used by CNC-4 Around No Traps” (memo- randum from M. J. Urizar to T. R. Mills, November 5, 1975), Possible Low Order Explosion in the Nitric Oxide Distillation Plant, TA-46, Bldg. 88, LS-CP- 03-082, Los Alamos National Laboratory. U.S. Department of Transportation (USDOT)–Transport Canada,
- Emergency Response
Guidebook.
FD06385 | 2003_美国_Technic_公司_Ventilation_System爆炸-_Technic_Inc._Ventilation_System_Explosion__最终报告.pdf
分类:06_境外及港澳台调查报告 | 年份:2003 | 地域: | 严重程度: | 场所: | 起火原因:燃气/爆炸 | 来源格式:pdf
U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
INVESTIGATION REPORT
REPORT NO. 2003-08-I-RI AUGUST 2004
VENT COLLECTION SYSTEM EXPLOSION (1 Critically Injured, 18 Medical Evaluations, Community Evacuation)
TECHNIC INC. CRANSTON, RHODE ISLAND FEBRUARY 7, 2003
KEY ISSUES: • INCOMPATIBLE CHEMICAL MIXING • PROCESS SAFETY REVIEW • MANAGEMENT OF CHANGE • PREVENTIVE MAINTENANCE • EMERGENCY PLANNING AND RESPONSE
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Contents EXECUTIVE SUMMARY ..........................................................................................................................8 1.0 INTRODUCTION .........................................................................................................................10 1.1 Background....................................................................................................................................10 1.2 Investigative Process......................................................................................................................10 1.3 Vent Collection System Process Description.................................................................................11 1.4 Technic Inc. ...................................................................................................................................13 2.0 INCIDENT DESCRIPTION..........................................................................................................15 2.1 Employee Injuries..........................................................................................................................15 2.2 Facility Damage.............................................................................................................................16 3.0 INCIDENT RESPONSE................................................................................................................17 3.1 Employee Evacuation ....................................................................................................................17 3.2 Firefighting ....................................................................................................................................17 3.3 Decontamination of Exposed Employees ......................................................................................18 3.4 Community Evacuation .................................................................................................................18 4.0 VENT COLLECTION SYSTEM..................................................................................................19 4.1 Design, Permitting, and Installation...............................................................................................19 4.2 System Modifications ....................................................................................................................20 4.3 Loss Prevention Carrier Review....................................................................................................21 5.0 INCIDENT ANALYSIS................................................................................................................24 5.1 Explosion and Fire Analysis..........................................................................................................24 5.2 Chemical Reaction Analysis..........................................................................................................29 5.2.1 Shock-Sensitive Explosive Silver Compounds.................................................................31
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- 2.2
Silver Nitrate Reacting With Another Compound............................................................32 6.0 ANALYSIS OF SAFETY MANAGEMENT SYSTEMS.............................................................34 6.1 Process Safety Review for Projects ...............................................................................................34 6.2 Management of Change.................................................................................................................35 6.3 Process and Equipment Integrity ...................................................................................................37 6.4 Emergency Planning and Response...............................................................................................37 6.4.1 Facility Emergency Planning and Response.....................................................................38 6.4.2 Community Emergency Planning and Response..............................................................40 7.0 REGULATORY AND INDUSTRY STANDARDS ANALYSIS................................................41 7.1 Environmental, Safety, and Health Regulations............................................................................41 7.1.1 OSHA Process Safety Management .................................................................................41 7.1.2 EPA Risk Management Program......................................................................................41 7.1.3 OSHA Ventilation Standards............................................................................................42 7.1.4 Clean Air Act....................................................................................................................42 7.1.5 Emergency Planning and Community Right-to-Know Act..............................................43 7.2 Mechanical Code ...........................................................................................................................43 7.3 Consensus Standards......................................................................................................................44 7.4 Loss Prevention Guidance .............................................................................................................46 8.0 ROOT AND CONTRIBUTING CAUSES....................................................................................48 8.1 Root Causes ...................................................................................................................................48 8.2 Contributing Causes.......................................................................................................................49 9.0 RECOMMENDATIONS...............................................................................................................50 10.0 REFERENCES ..............................................................................................................................52 APPENDIX A: TECHNIC PRODUCTION AND PROCESSES .............................................................55
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APPENDIX B: CALORIMETRIC TESTING ..........................................................................................60 APPENDIX C: CAUSAL FACTORS DIAGRAM...................................................................................63
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Figures 1 Vent Collection System and Connected Processes........................................................................12 2 Aerial Photo of Technic Facility....................................................................................................14 3 Vent Collection System as of February 7, 2003 ............................................................................22 4 Sharp Fracture of 4-Inch Exhaust Duct Above Tank 8..................................................................24 5 Large Fracture of 10-Inch Branch Duct Above Mezzanine 2 Production Area.............................25 6 Depiction of Explosion and Fire Damage, February 7, 2003 ........................................................26 7 Remains of Acid Hood on Mezzanine 1........................................................................................27 8 Collapsed 36-Inch-Diameter Main Header at Scrubber Along East Wall .....................................27 9 Blistered Char Inside 36-Inch-Diameter Main Header Adjacent to Mezzanine 1.........................29 10 Solid Deposits in Main Header Duct .............................................................................................30 11 Layers of Protection in a Modern Chemical Plant.........................................................................38 A-1 Kestner Unit Exhaust Ventilation..................................................................................................56 A-2 Silver Nitrate Reactor on Mezzanine 1 With Open Tank Door.....................................................56
Tables 1 VCS Explosion and Fire Damage Detail .......................................................................................28
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Acronyms and Abbreviations ACGIH American Conference of Governmental Industrial Hygienists AgCN Silver cyanide AgNO3 Silver nitrate AIChE American Institute of Chemical Engineers AIHA American Industrial Hygiene Association ANSI American National Standards Institute ASTM American Society for Testing and Materials BOCA Building Officials and Code Administrators, Inc. CAA Clean Air Act CCPS Center for Chemical Process Safety CFD Cranston Fire Department CFR Code of Federal Regulations CSB U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board CWRT Center for Waste Reduction Technology DOT U.S. Department of Transportation DSC Differential scanning calorimetry EPA U.S. Environmental Protection Agency EPCRA Emergency Planning and Community Right-to-Know Act ºF Degrees Fahrenheit FEMA Federal Emergency Management Agency FM Factory Mutual Insurance Company GDC General duty clause (OSHA) ICC International Code Council IDLH Immediately Dangerous to Life and Health
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IPCS International Program on Chemical Safety ISO International Standards Organization LEPC Local emergency planning committee MOC Management of change NFPA National Fire Protection Association ORNL Oak Ridge National Laboratory OSHA Occupational Safety and Health Administration PSM Process Safety Management (OSHA) RI–DEM Rhode Island Department of Environmental Management RMP Risk Management Program (EPA) SARA Superfund Amendments and Reauthorization Act SCBA Self-contained breathing apparatus USFA U.S. Fire Administration VCS Vent collection system
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Executive Summary On Friday, February 7, 2003, at approximately 9:30 am, an explosion ignited a fire inside a vent collection system (VCS) at Technic Inc., a plating chemicals manufacturing and research facility located in Cranston, Rhode Island. One employee was critically injured. Eighteen other employees were transported to Rhode Island Hospital for medical evaluation. The vent collection system was severely damaged, and plant operations were interrupted for several weeks. In addition to evacuating plant employees, the Cranston Fire Department (CFD) ordered an evacuation of residents and businesses within 0.5 mile of the facility because of concern that cyanide salts and acids stored in the plant might combine to create toxic hydrogen cyanide gas. According to witness testimony, the incident likely began when an employee—suspecting the plastic ventilation duct to be clogged—tapped on it with a small hammer. The resulting explosion severely injured his eyes and face. The U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board (CSB) determined that the hammer blow likely initiated an explosive reaction of chemicals inside the duct. The CSB investigation determined the following root causes: • Technic did not conduct a process safety review to identify and evaluate the hazards associated with installing a vent collection system to handle the exhaust from multiple processes. Such a review would have likely included a process hazard analysis to identify and evaluate reactive chemical hazards. Competent reviewers would have evaluated and verified the design prior to and after installation. • Technic did not identify and evaluate the hazards created by changes to facility processes and equipment (i.e., management of change). Significant changes made to the vent collection system were not envisioned in the original design and significantly deteriorated its performance. Such
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modifications should have been accompanied by a design and engineering review, a process hazard analysis, and before-and-after performance testing to ensure that the system was operating as intended. In addition, the following contributed to the incident and its consequences: • Neither Technic nor CFD adequately planned for this type of emergency. • Technic did not have process and equipment integrity procedures or training to inspect or maintain the vent collection system. CSB makes recommendations to Technic Inc., the National Fire Protection Association, the American Industrial Hygiene Association, and the American Conference of Governmental Industrial Hygienists.
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- 0 Introduction
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Background A February 7, 2003, explosion and fire inside a vent collection system (VCS) at Technic Inc., in Cranston, Rhode Island, critically injured one employee, who suffered permanent eye damage and chemical burns to his face and upper body. Eighteen other employees were sent to the hospital for medical evaluations, and the fire department evacuated the surrounding community. Facility operations were interrupted for several weeks. The explosion and fire were caused by a violent chemical reaction inside the vent collection system, which was likely initiated when the employee tapped on a duct with a small hammer. The building where the incident occurred housed several chemical processes that were connected to the ventilation system. 1.2 Investigative Process The U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board (CSB) arrived at the facility on the evening of February 7. CSB investigators examined physical evidence, conducted interviews, and reviewed relevant company documents. Samples of residue chemicals from interior surfaces of the vent collection system and associated equipment were collected and analyzed. CSB coordinated its investigation with the Occupational Safety and Health Administration (OSHA), U.S. Environmental Protection Agency (EPA), and Rhode Island State Fire Marshal. The Rhode Island General Assembly passed a house resolution on February 26, 2003, requesting that CSB prepare a report of its findings regarding the Technic plant explosion. The report would contain the Board’s recommendations and proposed policy changes to avoid further mishaps.
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Vent Collection System Process Description The vent collection system was installed in conjunction with a 1990 plant expansion. The system consisted of interconnected polyvinyl chloride duct segments, gradually decreasing in diameter, suspended approximately 20 feet above the floor. The purpose of the collection system was to transport vapors, gases, and mists emitted from various processes to a scrubber, in compliance with EPA air emission standards (Section 4.0). The following processes connected to the vent collection system may have contributed to the incident (Figure 1): • Five silver nitrate solution batch reactors located on mezzanine 1. • The Kestner unit (a vessel used to manufacture silver nitrate solutions). • Four potassium silver cyanide solution batch reactors located on mezzanine 2. • More than 20 plating solution-mixing tanks/reactors located in the kettle room. • Two lump removal and packaging stations for silver cyanide and potassium silver cyanide powders located in the weigh room. • Eleven open surface tanks for gold/silver solutions in the metals reclaim areas. With the addition of vent ducts from over 20 process vessels from 1992 to 2003, the demand on the vent collection system increased significantly from the time of the plant expansion in 1990. These additions were designed and installed without engineering analysis. See Appendix A for detailed descriptions of the chemical processes and emissions.
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Kettle room Kestner unit Weigh room Technic Inc. 88 Spectacle Street Cranston, RI Metals reclaim areas Mezzanine 2 Mezzanine 1 Scrubber Tank 8 (Drawing not to scale or detail.) VCS ducts & direction of airflow 1990 expansion project Legend:
Figure 1. Vent collection system and connected processes.
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Technic Inc. Technic is a privately owned plating chemical and equipment manufacturing company founded in the 1940s. It is one of the largest volume producers of plating chemicals in the United States. Technic products are used for plating precious and nonprecious metals in the electronics and jewelry industries. In addition to the Cranston facility, Technic has four other U.S. facilities—located in Anaheim, California; Plainview, New York; Clearwater, Florida; and Pawtucket, Rhode Island. The Anaheim and Plainview facilities conduct plating research and development, while the Pawtucket and Clearwater facilities make specialty equipment for the plating industry. Technic also has facilities in Europe and Asia, and employs over 500 people worldwide. The Cranston facility employs 150 people, including several chemists. It supplies chemicals to over 1,000 customers in the United States and abroad. It is located in a mixed residential/industrial neighborhood alongside Rhode Island Route 10 (Figure 2). The facility includes two buildings, one of which houses the corporate offices and main research laboratories (1 Spectacle Street); the other houses the plating chemical manufacturing processes and related laboratories (88 Spectacle Street). The manufacturing building was expanded in 1990 to accommodate new production operations. The surrounding area included dwellings, businesses, and a recreational center 2 miles from the Technic facility.
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Figure 2. Aerial photo of Technic facility. N Spectacle Pond Route 10 1 Spectacle Street 88 Spectacle Street 1990 addition Guard station
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- 0 Incident Description
Manufacturing operations at Technic were significantly reduced on the day of the explosion. The production of silver cyanide salts had been temporarily suspended due to an employee absence. As a result, management had instructed employees to clean up their work areas. The employee who was severely injured told CSB investigators that he was cleaning on mezzanine 2 when he heard a whistling sound coming from the exhaust duct connected to tank 8. He said it sounded as if the duct was blocked. After tapping on the duct with a small hammer, he thought he heard some loosened material fall into the tank. However, because the duct still sounded blocked, he tapped on it again. An instant later—at approximately 9:30 am—the duct exploded, knocking him to the floor. Subsequent to the explosion, a fire involving accumulated combustible materials broke out inside the main vent header duct. The fire propagated through the main header duct to the branch ducts on mezzanine 1 and eventually consumed a plastic acid hood. According to the CFD report, the fire was knocked down by 11:34 am, and fire department personnel left the scene at 1:00 pm. 2.1 Employee Injuries Five employees were working in the production area at the time of the explosion, but only the person who tapped the pipe was injured. Chemicals from inside the duct struck his face and upper body. After trying to flush his face and eyes at two inoperable eyewashes, he made his way to a sink-mounted eyewash in the adjacent building, where he was able to splash water onto his face until emergency responders arrived. He told CSB investigators that he was wearing wrap-around safety glasses at the time of the explosion and that he removed them sometime shortly afterward. Emergency medical technicians from the Cranston Fire Department (CFD) arrived within 10 minutes of the explosion and began treating the victim. They cut off his shirt, washed his face and upper body with
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water, and used a saline-soaked cloth to remove chemicals and debris from his eyes, nostrils, and mouth. They did not flush his eyes with water because they were unable to determine from the employee, or other Technic personnel, exactly what chemicals he had been exposed to. Approximately 30 minutes after the first explosion, they decontaminated1 the victim and placed him in an ambulance for transport to Rhode Island Hospital. The ambulance crew irrigated his face and eyes for the duration of the transport. Although the hospital was only 4.3 miles away, the trip took 45 to 60 minutes due to snow-covered roads. After being decontaminated a second time at the hospital, the injured employee was treated for chemical burns to his face, neck, and eyes. He also suffered lacerations to his face, respiratory tract irritation, and a broken finger. He remained in the hospital for 14 days and was discharged with diminished sight in both eyes. His right eye required multiple surgical procedures and extended treatment over the next year. 2.2 Facility Damage The effects of the explosion and fire were largely confined to the vent collection system, with minor damage to connected equipment (acid hood, vent hood, scrubber). The CFD cut away a small section of the roof above the process area to access the smoldering fire beneath the roof deck. Section 5.0 presents a detailed analysis of the explosion and fire damage.
1 Decontamination involved stripping the employee’s remaining clothes and washing him with soap and water.
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- 0 Incident Response
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Employee Evacuation According to Technic employees working in the production building at the time of the incident, the fire was preceded by a series of loud explosions. Smoke started to fill the building, and the sprinkler alarm sounded. The administrative assistant called the CFD at approximately 9:34 am. Employees evacuated to the guard station (see Figure 2) for a headcount. Two people were missing. Management personnel, including one person with self-contained breathing apparatus (SCBA), entered the building to search for missing employees; they found no one and exited. 3.2 Firefighting Within 10 minutes of notification, CFD arrived on scene to find that the building’s sprinkler system was operating, and the fire was confined to the new addition. An incident command post was established at the corner of Spectacle and Russe Streets. CFD began fighting the fire from the exterior with hoses. Technic’s president approached the operations officer to introduce himself and began to discuss the situation; however, he was turned away because the officer was busy and did not recognize him as someone with pertinent facility information. The sprinkler system was operating when the firefighters arrived. However, it was turned off after some discussion among the firefighters, Technic management, and the Rhode Island Department of Environmental Management (RI–DEM) inspector because of concern that cyanide salt and acid might mix to form hydrogen cyanide, a toxic gas. The fire flared up again on mezzanine 1. CFD unrolled the hose from the truck parked in the street and put it in position at the overhead door on the east side of the storage shed on mezzanine 1. After testing the air for organic vapors, the CFD hazmat team entered the building and extinguished the smoldering fires inside the ventilation duct near the scrubber using portable
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extinguishers. The maintenance supervisor—wearing SCBA and accompanied by firefighters—then entered the building to shut down a process unit. 3.3 Decontamination of Exposed Employees The CFD hazmat team set up a decontamination station as a precaution. Eighteen Technic employees who may have been exposed to cyanide or other potentially toxic chemicals were decontaminated and transported to Rhode Island Hospital for medical evaluation. At the hospital, they were decontaminated a second time, examined, and released; no one exhibited any symptoms of chemical exposure. 3.4 Community Evacuation This incident occurred at mid-morning on a weekday, when many residents were away from their homes. However, because of concerns about smoke and potential cyanide gas moving in the general direction of the nearby community, the CFD incident commander directed the Cranston police to evacuate several businesses and residents downwind of the Technic plant. This decision was made approximately 15 minutes after CFD arrived on scene. At that time, the wind direction was from the northeast at 6 miles per hour. One dozen residents were bused to the Cranston Recreation Center, 2 miles away, in accordance with evacuation plans previously developed by the Region 8 Local Emergency Planning Committee (LEPC). The residents were sheltered for about 4 hours.
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- 0 Vent Collection System
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Design, Permitting, and Installation In response to Clean Air Act (CAA) emissions standards, in 1990 Technic began a project to design the vent collection system to collect process exhausts and transport them to a scrubber. Using process descriptions and information supplied by Technic, a design consultant created a preliminary VCS design package to collect gases, mists, and vapors.2 Although not accounted for in its design, the vent collection system also collected dusts. Duct size ranged from 36 inches in diameter at the entry to the scrubber to 4 inches at the process vessels. By interviewing the design consultant and reviewing relevant ventilation design information, CSB investigators determined that the initial design did not provide capacity for processes that were added at a later date. Additions to the vent collection system after the original construction included the following: • Ventilation ducts from the process reactors on mezzanine 1 • Plating tanks in the waste storage area • Grinding and packaging operations in the weigh room • Tanks in the kettle room • Tanks in the silver oxide area. In a cover memorandum accompanying the preliminary design package, dated December 21, 1991, the consultant asked Technic to clarify several process issues pertaining to hood design and airflow, and fire
2 The minimum transport velocity required for gases, vapors, and mists is 2,000 feet per minute. The Technic VCS design package indicated that the main header duct was designed to this standard.
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and explosion protection. According to the consultant, Technic did not respond; and the consultant had no further involvement with the project. Using the preliminary design information, Technic applied to RI–DEM for a minor source construction permit on October 24, 1991, for the new vent collection system and scrubber. It was approved on January 16, 1992. The approval letter advised Technic to notify RI–DEM in writing before making any significant physical or operational changes to the system or connected process equipment. Using information from the consultant’s preliminary design package, workers from the Pawtucket facility fabricated and installed the vent collection system because they had experience constructing and installing ventilation ducts for plating systems. Once the ducts were installed, a licensed sprinkler contractor added a water sprinkler system inside the larger-diameter duct sections in accordance with the City of Cranston mechanical code.3 4.2 System Modifications The minor source construction permit for the vent collection system included only the processes on mezzanine 2, the Kestner unit, the kettle room, the weigh room, and the metals reclaim areas. Technic had made a number of significant changes to the ventilation system since its installation in 1992. These modifications were not anticipated by the original design and construction permit4 and diminished the system’s performance capacity. Examples of significant changes include: • Connecting seven process reactors and an acid hood on mezzanine 1.
3 At the time the sprinklers were installed, the City of Cranston had adopted and was enforcing the 1987 edition of the Building Officials and Code Administrators, Inc. (BOCA), National Mechanical Code. 4 In reviewing files, CSB found no evidence of notifications to RI–DEM for proposed changes to the ventilation system. When questioned on this point, Technic management personnel explained that they believed the changes did not trigger the major modification requirement of RI–DEM air pollution regulations. CSB believed that the modifications were major.
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• Connecting dust-producing delumpers with simple filters and packaging equipment with an in- line baghouse in the weigh room.5 • Connecting additional process reactors and blend tanks in the kettle room. • Connecting hoods for the three plating tanks in the metals reclaim areas. • Removing the in-line baghouse for the delumpers in the weigh room in an attempt to increase the dust capture efficiency of the packaging equipment. Technic maintenance personnel made these modifications in-house without consulting ventilation design or engineering professionals, and without referencing good ventilation practice guidelines. The result was a diminished transport velocity that allowed substances to settle out and accumulate inside the vent collection system. Figure 3 depicts the vent collection system and its connected equipment as it was configured on the day of the explosion. This diagram is based on the original design drawings, with added observations and information obtained from CSB interviews.6 4.3 Loss Prevention Carrier Review In April 2001, the Technic loss prevention insurance carrier recommended the installation of additional sprinkler heads inside all VCS ducts of 10-inch diameter or greater. This recommendation was referred to senior management but no action was taken. The 10-inch branch duct connected to the acid hood on mezzanine 1—which was destroyed in the fire—did not have sprinklers. In addition, the carrier had also asked that any future VCS changes be submitted to its field engineering group for review and comment.
5 CSB was unable to determine the efficiency of these filtering devices or their capacity to prevent dusts from being deposited inside the vent collection system. The devices were added in 1992. 6 Only the original design drawings were available to CSB; the drawings had not been updated to include 11 years of modifications.
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Figure 3. Vent collection system as of February 7, 2003 (modifications to original design are shown by dashed lines).
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From April 2001 until the date of the explosion, additional kettles were added in the kettle room, and the baghouse in the weigh room was disconnected in an attempt to increase the duct capture efficiency of the packaging equipment. Discussions with the loss prevention carrier revealed that none of these modifications were submitted to the carrier for review.
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- 0 Incident Analysis
CSB investigated the explosion and fire damage, and analyzed chemical reactions to determine the origin and causes of the explosion and fire. 5.1 Explosion and Fire Analysis The explosion likely originated at the vertical exhaust duct connected to tank 8 on mezzanine 2 (Figures 1 and 3). This section of duct was shattered into small fragments that dispersed in all directions. Figures 4 through 8 show the extent of the explosion and fire damage to the vent collection system and its connected equipment. Table 1 outlines the sequence of events in the explosion and fire.
Figure 4. Sharp fracture of 4-inch exhaust duct above tank 8.
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Figure 5. Large fracture of 10-inch branch duct above mezzanine 2 production area.
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Kettle room Kestner unit Weigh room Technic Inc. 88 Spectacle Street Cranston, RI Metals reclaim areas Mezzanine 2 Mezzanine 1 Tank 8 (Drawing not to scale or detail.) Legend: Fire damage Acid hood Explosion damage Explosion damage Roof VCS junction box Start of fire damage VCS ducts & direction of airflow Damage to VCS ducts Damaged process equipment Fire & explosion damage area Scrubber
Figure 6. Depiction of explosion and fire damage, February 7, 2003.
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Figure 7. Remains of acid hood on mezzanine 1.
Figure 8. Collapsed 36-inch-diameter main header at scrubber along east wall.
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Table 1 VCS Explosion and Fire Damage Detail Location Damage Discussion Mezzanine 2 4-inch-dia vertical duct connected to tank 8 fractured and shattered (Figure 4) Explosion originated inside exhaust duct, initiated by hammer blow Mezzanine 2 10-inch-dia overhead horizontal branch duct connecting tanks 5, 6, and 7 (Figure 5) had a large crack at main header connection and sharp fractures where vertical ducts were attached Pressure from explosion traveled against airflow Mezzanine 2 4-inch vertical ducts connected to tanks 5, 6, and 7 blown off overhead horizontal branch duct Damage limited to western overhead branch duct Area between mezzanines 2 and 1 4-inch vertical duct connected to silver cyanide reactor blown off where it connected to horizontal branch header Pressure from explosion traveled against airflow
Area between mezzanines 2 and 1 Hole blown out of 90-degree elbow connecting 4-inch vertical duct to silver cyanide centrifuge Pressure from explosion traveled against airflow On roof, large-diameter horizontal branch duct to metals reclaim areas Roof junction box blown out on all sides Pressure from explosion traveled against airflow Mezzanine 1 Main header duct separated and collapsed (Figure 9) Second explosion in main header duct; subsequent fire melted duct; deposited solid material provided fuel for fire Mezzanine 1 Westernmost branch duct leading to tanks blown out at its connection to main header and in several other locations Force generated by second explosion blew out branch junctions upstream, against airflow Mezzanine 1 Portions of easternmost branch duct blown out at tank junctions (a) Force generated by second explosion blew out branch junctions upstream, against airflow Mezzanine 1 Plastic acid hood and its contents totally destroyed by fire (Figure 7) Fire traveled to acid hood, against airflow, and destroyed plastic hood and its combustible contents Above northern- most end of mezzanine 1 Firefighters opened this section of roof to extinguish fire Radiant heat from burning acid hood charred building roof Main header from mezzanine 1 to scrubber 50 feet of duct melted and collapsed (Figure 8); hazmat team opened section of duct to extinguish smoldering fire Duct contained large amount of deposited combustible material that continued to smolder and flare (a) CSB investigators were unable to examine a large portion of the branch duct connecting the acid hood to the main header because it was missing.
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The initial explosion likely ignited fuel (e.g., dusts or accumulated residue) inside the main header. The resulting flame moved downstream toward the scrubber, causing at least one additional explosion. The presence of shiny, blistered char inside the duct indicates that the fire burned intensely for an extended time (Figure 9).7 .
Figure 9. Blistered char inside 36-inch-diameter main header adjacent to mezzanine 1. The fire destroyed approximate 50 feet of the main header. No explosion or fire damage was identified upstream of mezzanine 2. 5.2 Chemical Reaction Analysis CSB examined all of the process areas connected to the vent collection system and the chemicals used in each area. Through years of accumulation of solids (Figure 10) and mixing, many materials could have resulted in violent reactions such as the one that caused this incident. CSB evaluated only a sample of
7 Char is a carbonaceous material that has been burned and has a blackened appearance. When char is shiny with interlaced cracks, it is commonly referred to as “alligator char.”
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those materials that are used in large quantities and might have accumulated in the collection system— silver nitrate, silver cyanide, sodium hydrosulfite, ammonium citrate, carbon (representing the many organic chemicals in the plant), and ammonia.
Figure 10. Solid deposits in main header duct. The injured employee was the only eyewitness who provided CSB with information pertaining to the initiating event—namely, that he tapped on the duct with a small hammer, and the explosion immediately followed. The CSB investigation focused on substances capable of reacting violently following the application of a relatively small amount of energy.8 In collaboration with a reactive chemical expert hired by CSB, OSHA analyzed more than 70 samples from locations inside the vent collection system and affected areas, and from the injured employee’s shirt. Two scenarios emerged that could account for the initial explosion:
8 Tapping of the hammer would produce significantly less energy than a lighted cigarette, electrical spark, or open flame.
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• A violent reaction of a shock-sensitive material • A violent reaction between silver nitrate and another compound. Although neither scenario can be conclusively identified as the initiating event, CSB asserts that the factors were present to support either reaction. Several other reaction scenarios were considered and discarded. The International Chemical Safety Card9 for silver nitrate states that it is a “strong oxidant” and “reacts violently with combustible and reducing materials,” forming “shock-sensitive compounds” (International Program on Chemical Safety [IPCS], 1993). Silver nitrate is routinely carried into the vent collection system together with combustibles and reducing materials. 5.2.1 Shock-Sensitive Explosive Silver Compounds This scenario examines the potential for the presence of shock-sensitive explosive silver compounds inside the vent collection system. These compounds are highly unstable materials—even a small amount of energy (e.g., the force created by a hammer blow) can cause detonation. • Compounds formed from silver nitrate and ammonia—“Many unstable silver compounds are known whose decomposition can occur spontaneously and explosively.” Renner (1993) lists two compounds—silver azide and silver amide—that could have been formed from silver nitrate
and ammonia.
Silver nitrate is produced daily on mezzanine 1 and in the Kestner unit. It is transferred to tank 8 before being used in potassium silver cyanide production.
9 International chemical safety cards are designed to supply workers with information on the properties of chemicals. They are authoritative documents written and extensively peer reviewed by internationally recognized safety experts.
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Ammonia is emitted from two plant processes. It is produced in the reactors on mezzanine 2 and during treatment of potassium silver cyanide solutions in the metals reclaim areas. Although a trace amount of silver azide was identified in one sample taken from inside the vent collection system, none was found in any of the ducts involved in the explosion or fire. Therefore, it is uncertain whether silver azide played a role in the initial explosion. The force of the explosion, subsequent pressure waves, and heat from the fire would likely have initiated and consumed any trace amounts of the substance. • Metallic silver and silver nitrate—Shock-sensitive explosive silver compounds can form interlinked mixtures of metallic silver and silver nitrate (Ennis and Shanley, 1991). Although elemental silver was found in several samples—and silver nitrate was routinely introduced into the vent collection system—analytical results did not identify any shock-sensitive metallic silver or silver nitrate compounds. 5.2.2 Silver Nitrate Reacting With Another Compound There is some evidence to support the possibility that silver nitrate reacted directly with another compound: • Silver nitrate is a known oxidizer and will react with organic compounds (National Fire Protection Association [NFPA], 1998). • Silver nitrate is present in the manufacturing process and likely in the vent collection system. • Various organic compounds have been introduced into the vent collection system over the years—many of which were in the form of dusts. Technic Inc.
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• Ammonium citrate and sodium hydrosulfite—compounds used in the manufacturing process in significant quantities—were tested with silver nitrate using differential scanning and accelerating rate calorimeters. In each case, it was determined that a hammer blow could initiate the reaction and produce the damage observed in this incident. (See Appendix B.) • Elemental silver was found in the vent collection system, though it is not used in the manufacturing process in a form likely to be deposited. Elemental silver is produced from the reaction of silver nitrate with another organic compound.
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- 0 Analysis of Safety Management Systems
Process safety management systems help ensure that facilities are designed, maintained, and operated in a safe manner (Center for Chemical Process Safety [CCPS], 1989). Although neither the OSHA Process Safety Management (PSM) Standard nor the EPA Risk Management Program (RMP) was applicable to the Cranston Technic facility, management systems are necessary to ensure that process safety procedures are followed. In comparing Technic management systems with CCPS and other industry guidance and standards, CSB concluded that safety management system failures were the underlying cause of the explosion and fire at Technic. CSB reviewed the following safety management systems: • Process safety review for projects • Management of change (MOC) • Process and equipment integrity • Emergency planning and response. 6.1 Process Safety Review for Projects Good engineering practices include the use of appropriate codes and standards. As part of the engineering process, formal documented process safety review procedures are necessary to ensure an effective safety management program and the application of good engineering procedures. Competent engineering and safety personnel must be involved to ensure that these procedures explicitly cover the identification and mitigation of hazards. Although the Cranston facility had the technical and operational personnel to conduct a process safety review, there was no system in place that required the review.
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An initial hazard review should be conducted during the early stages of a project to identify incompatible materials and the need to separate them. CSB found no evidence of such a review for the vent collection system, though the company asserts that there were several safety discussions during the VCS project. Because of the failure to follow a formalized process safety review procedure, Technic installed a vent collection system that: • Did not meet regulatory or industry good practice guidelines • Was not capable of being modified without degrading performance • Allowed incompatible chemicals to accumulate in the duct and mix. • Did not address the concerns of the insurance carrier and the ventilation design contractor. 6.2 Management of Change MOC is a system of managing process system changes (e.g., chemistry, equipment, procedures, or organization) to prevent catastrophic consequences. MOC allows for the identification of hazards so that they can be limited or mitigated. Even a minor process change may trigger a formal process hazard review to identify and evaluate its effects. Process hazards created by such changes must be documented and mitigated through engineering or work-practice controls. Technic did not conduct process hazard reviews in conjunction with process changes. Significant modifications made to the vent collection system over its 11 years of operation severely degraded transport velocity and introduced a host of chemicals—including dusts—that were not evaluated for compatibility. A process hazard review would likely have identified silver nitrate and organic compounds as incompatible, signaling the need for separate ventilation control systems.
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For example, the vent collection system was not designed with enough velocity to transport dusts generated in the weigh room to the scrubber; it was designed only for gases, vapors, and mists. In-house maintenance personnel installed filtering devices near the dust-generating equipment.10 However, the large amount of accumulated debris in the main VCS header—downstream of the weigh room branch duct—indicates that the filtering devices were either improperly sized or inadequately maintained. Process modifications and duct additions to the ventilation system over the years further deteriorated transport velocity—which was inadequate for dusts to begin with. The large amounts of dust that accumulated were available to react with other substances passing through the system and also provided fuel for the February 7 fire. In December 2002, OSHA cited Technic for employee overexposure to silver dusts in the weigh room. After receiving the citation, Technic attempted to eliminate these exposures by removing the baghouse that captured dusts generated during packaging and weighing. Technic management told CSB that the baghouse created a drag on the system; by removing it, they expected the capture velocity to improve enough to reduce employee exposure to within acceptable limits. This change did not trigger a process hazard review by Technic management. Silver levels in the silver recovery area—which handles effluent from the scrubber—immediately spiked, signaling a significant increase in silver-containing dusts being introduced into the vent collection system.11 This result was likely due to removal of the filters.
10 A baghouse was installed 10 to 15 feet downstream of the weigh room, and household heating system filters were installed approximately 5 feet downstream of the delumpers. 11 There is some controversy as to the relationship between disconnecting the baghouse and the spike in silver levels. The Technic waste treatment technician claims that he noticed the spike immediately, which was confirmed by Technic management. A review of the scrubber water treatment logs, however—though indicating a noticeable increase seemingly associated with disconnect of the baghouse—also reveals that in several periods while the baghouse was connected and in use, there were also spikes in silver effluent. It is worth noting that these spikes may have been due to inconsistent baghouse maintenance or other operator-related factors.
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Process and Equipment Integrity The objective of a process and equipment integrity program is to identify process and equipment defects that could result in a catastrophic failure. A comprehensive program will ensure the safe operation of processes and equipment throughout their life cycles. Technic had some elements of a process and equipment integrity program on other equipment, but there was no formal, scheduled, and documented inspection and preventive maintenance program for the vent collection system. Because the actual performance of the vent collection system was not measured, the facility had no baseline—other than theoretical values in the original design drawings—against which to measure VCS performance. The collection system had no inspection ports or cleanout doors, and it had not been cleaned since 1996. These design features—combined with a routine inspection and maintenance program—would have facilitated the detection and elimination of accumulated material that CSB observed and believes likely contributed to the initial explosion and fueled the fire. In summary, Technic had no established inspection, cleaning, or maintenance program for the vent collection system. 6.4 Emergency Planning and Response Facilities that handle highly hazardous materials should be designed with multiple layers of safety protection to ensure the safety of workers and the surrounding community (CCPS, 1995; Figure 11). On the day of the incident, the inner layers of protection at Technic failed (i.e., design and engineering, and process and safety controls), causing the facility to rely on mitigation and emergency response. Although the inner layers of protection offer more prevention than the outer layers, all layers are necessary.
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Figure 11. Layers of protection in a modern chemical plant. 6.4.1 Facility Emergency Planning and Response 6.4.1.1 Emergency Plan Emergency plans are mandatory under both OSHA and EPA12 regulations; generally accepted industry guidance is available from sources such as CCPS (1995). Prior to the incident, Technic had provided the municipal fire department (CFD) with an emergency plan for its facility. However, as the incident revealed, the plan did not stand well on its own and did not meet minimum regulatory requirements. Prior coordination and rehearsal by Technic and CFD would have revealed the plan’s shortcomings and likely improved response.
12 The OSHA standard for emergency action plans is codified at 29 CFR 1910.38(a)(2). EPA requirements are codified in the Emergency Planning and Community Right-to-Know Act of 1986 (EPCRA), 40 CFR 350–372. Community emergency response Plant emergency response Mitigation (e.g., sprinklers, chemical showers)
Safety controls and alarms
Design Process controls
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For instance, the emergency plan did not describe the exact quantities and locations of cyanides and acids, or the provisions taken by Technic to safeguard them. CFD may have responded less aggressively to the fire than it otherwise would have because the firefighters feared that hydrogen cyanide—an extremely toxic gas—could be generated if sprinkler water accumulating on the floor somehow allowed the mixing of cyanide salt and acids. The sprinkler system was perhaps shut off prematurely. If the plan had specified that hazardous materials were invulnerable to firefighting because they were separated or contained (as was the case at Technic)—or if the plan had been rehearsed or coordinated in advance— CFD may have taken more aggressive action sooner. Likewise, the emergency plan did not outline important roles and responsibilities—such as the Technic point of contact, the incident commander, the person responsible for notifications, or the person responsible for corrective action (e.g., shutting down critical processes and ensuring that all personnel are counted for). As discussed in Section 3.2, the CFD operations officer did not know who was in charge at Technic. Planning, coordination, and training can help minimize stress and confusion by removing uncertainty and improving confidence. 6.4.1.2 Search and Rescue The employee evacuation was disorganized and confusing, which resulted in unnecessary, hazardous actions by Technic employees. A preliminary head count revealed that two employees were missing. A supervisor donned SCBA and reentered the process building to search for them. This was in violation of established OSHA regulations pertaining to fire prevention and respiratory protection, as discussed below. OSHA considers search and rescue conducted during a fire to be advanced firefighting, which is addressed in the Fire Brigade standard (29 CFR 1910.156). Technic did not have a fire brigade, or the requisite equipment or training to carry out its functions. Technic personnel were trained only in the use of portable fire extinguishers to put out incident stage fires (29 CRF 1910.157). In addition, the procedures for the use of SCBA in firefighting situations—outlined in the OSHA Respiratory Protection
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standard (29 CFR 1910.134 (g) (3))—were not followed. These procedures require at least four persons (two to enter and two as standby) to be equipped with SCBA when entry is made into an unknown atmosphere (e.g., immediately dangerous to life or health [IDLH]) during firefighting. Periodic evacuation drills would have likely resulted in employees being accounted for and thus precluded unnecessary search and rescue efforts. 6.4.2 Community Emergency Planning and Response According to EPA, no one was exposed to hazardous substances. CFD initiated community evacuation at the first sign of any hazards, and all residents in the zone of danger were successfully evacuated to a point of safety. CFD prepared an annual emergency plan for Technic, which was carried on its fire trucks. The community emergency response was consistent with established guidelines (Federal Emergency Management Agency [FEMA], 2002). The Cranston Fire Chief is also chairman of the Rhode Island District 8 LEPC. The purpose of the LEPC is to plan and coordinate community protection against catastrophic chemical releases based on EPCRA requirements (see Section 7.1.5). The fire chief told CSB investigators that, based on Technic’s chemical inventory submissions, it is among the top 10 facilities of concern within District 8. Because of other priorities such as homeland security, the LEPC had not held public meetings in a year, was behind in its EPCRA-required community emergency response plan, and had never conducted an emergency response exercise with Technic. Specifically, the community plan lacked facility-specific information for an adequate emergency response, such as location of chemicals, hazards of mixing chemicals, and details on the containment and segregation of chemicals. The fire chief told CSB investigators that these deficiencies were due to a lack of funding, personnel, and computer equipment— and to conflicting national priorities for terrorism planning among some LEPC members (e.g., police, fire department, hospitals). The involvement of the LEPC and CFD in the planning process, as required, would have improved emergency response.
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- 0 Regulatory and Industry Standards Analysis
CSB reviewed environmental, safety, and health guidance applicable at the time (1992) Technic installed the vent collection system. The review included government regulations, local building and mechanical codes, and industry consensus standards (guidelines) relevant to the explosion and fire. CSB also looked at currently applicable guidance to determine if revisions are warranted. Only the guidance applicable to the Technic incident is discussed below. 7.1 Environmental, Safety, and Health Regulations 7.1.1 OSHA Process Safety Management The OSHA PSM Standard (29 CFR 1910.119) is a systematic approach to process safety and the prevention of catastrophic incidents. It requires adherence to 14 elements of good safety management for processes containing specific chemicals or flammables if they are present in quantities greater than 10,000 pounds. The PSM Standard does not apply to Technic because listed chemicals are not present at the required threshold quantities. 7.1.2 EPA Risk Management Program The EPA RMP is a product of the CAA Amendments of 1990. In many ways, RMP mirrors the PSM Standard. However, RMP focuses on protecting the public and the environment from offsite consequences, while PSM addresses consequences for workers. RMP does not apply to Technic because listed chemicals are not present at the required threshold quantities.
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- 1.3
OSHA Ventilation Standards Although OSHA has no general safety or health regulations that apply to vent collection systems, it does have specific ventilation regulations for dipping and coating operations.13 These regulations apply to the Technic metals reclaim areas, which are connected to the ventilation system. They require separate exhaust systems to prevent mixing of incompatible materials, as well as periodic inspection and maintenance. For other types of ventilation systems, OSHA relies on the general duty clause (GDC) to enforce safe use. This clause—found in Section 5(a)(1) of the Occupational Safety and Health Act, promulgated in 1970— requires employers to eliminate recognized hazards in their workplaces, even when there is no specific OSHA rule or standard. According to OSHA, employers must take whatever abatement actions are feasible to eliminate hazards. For the February 7 explosion and fire, OSHA cited Technic:14 • For its actions that created fire and explosion hazards within the vent collection system, under the GDC. • For not providing independent exhaust systems for tanks in the silver recovery area, under the dipping and coatings standard. 7.1.4 Clean Air Act Under authority of the CAA of 1970, RI–DEM administers a new source permitting program for air pollution sources like the vent collection system. This State program requires applicants to apply for a permit if they create a new source that generates any one of the EPA-listed hazardous air pollutants, or if
13 29 CFR 1910.123, Dipping and Coating Operations: Coverage and Definitions; and 29 CFR 1910.124, General Requirements for Dipping and Coating Operations. 14 Citations were issued on July 28, 2003, and settled on August 11, 2003.
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they intend to significantly modify an existing pollution source. The program focuses on compliance with air emissions regulations and does not address process safety hazards from incompatible chemical mixing. RI–DEM conducted a technical review of the design drawings—but only from the perspective of emissions reduction. RI–DEM also conducted a post-installation site visit, but did not attempt to identify process changes or minor variations between design and actual installation. 7.1.5 Emergency Planning and Community Right-to-Know Act The Superfund Amendments and Reauthorization Act (SARA), Title III, was enacted in 1986. EPCRA codifies EPA requirements—which call for each state governor to set up a State Emergency Response Commission, which establishes LEPCs. LEPCs are charged with developing community emergency response plans for incidents involving hazardous materials. They also routinely coordinate chemical release incident exercises and facility visits so that emergency response team members become familiar with the unique challenges of each facility. These activities help pinpoint plan deficiencies and promote confidence among team members and plant management. As noted in Section 6.4.2, the Rhode Island Region 8 LEPC has been delayed in implementing the requirements of its community emergency response plan. 7.2 Mechanical Code A mechanical code requires engineers and design professionals to incorporate safety features into the design, engineering, and construction of mechanical systems installed inside buildings. The State of Rhode Island had a mechanical code in effect when the Technic consultant designed the vent collection system, but the code did not prohibit incompatible reactive chemical mixing or require designers to
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ascertain whether such mixing might occur.15 The City of Cranston building department—the local agency that reviews and enforces the code—reviewed the Technic VCS design, but relied heavily on the permit review conducted by RI–DEM. Like RI–DEM, the city did not assess chemical compatibility. In 2002, the State of Rhode Island adopted a mechanical code that requires incompatible materials to be exhausted through separate exhaust systems.16 Although this requirement provides much needed guidance to designers and engineers, and to building department officials and building inspectors who review VCS designs and installations, it has not been applied retroactively. 7.3 Consensus Standards Consensus standards are voluntary compliance guidelines created by balanced working groups of interested and diverse experts and stakeholders. NFPA, the American National Standards Institute (ANSI), and the International Standards Organization (ISO) are examples of respected standard-making organizations. Although consensus standards are generally nonmandatory, they are often referred to (or adopted) in regulations and codes, and are used extensively throughout industry. Rhode Island has adopted the Uniform Fire Code (NFPA 1), which incorporates NFPA 91 and NFPA 654 by reference. There are currently four widely used consensus standards pertaining to vent collection systems: • NFPA 91, Standard for Exhaust Systems for Air Conveying of Vapors, Gases, Mists, and Noncombustible Particulate Solids: NFPA 91 applies to all exhaust systems—except those designed for combustible particulates—and is intended to provide life and property protection against fires and explosions. This standard specifically prohibits incompatible materials from
15 As noted in Section 4.1 of this report, Cranston used the BOCA National Mechanical Code, 1987 edition. 16 The Rhode Island Building Code Standards Committee adopted the International Code Council (ICC) International Mechanical Code on September 1, 2002. Section 510.5 addresses incompatible materials.
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being mixed. Other requirements of the standard are access doors in horizontal ducts every 12 feet; automatic fire extinguishing systems inside ducts; and testing, inspection, and maintenance of these systems at regular intervals (NFPA, 1999). NFPA 91 is deficient in that it does not reference appropriate methods for such evaluation, such as ASTM E-2012-0. • NFPA 654, Prevention of Fire and Dust Explosions From the Manufacturing, Processing, and Handling of Combustible Particulate Solids: NFPA 654 supplements NFPA 91 by specifically addressing hazards associated with systems that handle combustible dusts. It requires conformance with all the provisions of NFPA 91, in addition to preventive measures to eliminate the accumulation of materials in ducts and the propagation of explosions through the duct system (NFPA, 2000). • ANSI Z9.2, Design and Operation of Local Exhaust Ventilation Systems: ANSI Z9.2 applies to vent collection systems used to control employee exposures to harmful substances. It requires that separate exhaust systems be used when incompatible material mixing may result in health or explosion hazards, or destructive corrosion (ANSI, 1991). ANSI Z9.2 is deficient in that it does not reference appropriate methods for such evaluation, such as ASTM E-2012-0. • Industrial Ventilation: A Manual of Recommended Practice: This American Conference of Governmental Industrial Hygienists (ACGIH) manual is widely used to design and evaluate new and existing industrial ventilation systems. Although it instructs designers to take preliminary steps to ascertain toxicity, and physical and chemical characteristics, it does not specifically call for consideration of chemical compatibility (ACGIH, 2001). The mechanical code and some consensus standards underscore the need to identify incompatible materials. However, none of these resources outlines a method to conduct such analyses. The CSB hazard study Improving Reactive Hazard Management (USCSB, 2002) suggests using ASTM E 2012-00,
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Standard Guide for the Preparation of a Binary Chemical Compatibility Chart (American Society for Testing and Materials [ASTM], 2003). The ASTM guide provides a systematic method for determining whether two chemicals will react with one another under a stated scenario. If used during the planning and design phases, or in conjunction with a process hazard review, this particular binary evaluation system will often identify incompatibility hazards that would otherwise be missed. Although the method applies only to two materials, it can be adapted to include multiple materials. Moreover, in addition to providing a structure for incompatibility analysis, it documents the steps necessary to identify and evaluate hazards. It also can be used to demonstrate to regulatory agencies that such an analysis has been conducted. 7.4 Loss Prevention Guidance The Technic loss prevention insurance carrier published a property loss prevention data sheet that lists recommendations for industrial exhaust systems (FM Global, 2000). It addresses the following: • Transport velocities • Materials of construction • Sprinkler protection • Incompatible materials • Inspection and maintenance. Although this data sheet was not available during design and construction of the vent collection system, it was presented to Technic prior to the incident (April 2001) in support of a recommendation to install additional sprinkler heads in the VCS ducts. Receipt of the data sheet should have signaled the need to evaluate fire and explosion hazards by conducting a process safety review. Technic took no action,
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explaining to CSB that it believed the system was performing adequately. Emissions were being reduced to permit levels, and there had been no prior incidents that signaled potential safety hazards.
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- 0 Root and Contributing Causes
- 1
Root Causes
- Technic did not conduct a process safety review as a part of the engineering process to identify
and evaluate the hazards associated with installing a vent collection system to handle the exhausts from multiple processes. • The ventilation consultant hired to design the system posed several questions to Technic regarding the materials it intended to introduce into the system. Technic did not respond to these questions and did not use the consultant during the remaining phases of the project. • Despite having chemists on staff, Technic did not take advantage of their expertise in assessing process chemical compatibility. • Such a review would have likely included a process hazard analysis to identify and evaluate reactive chemical hazards. It would have also involved competent reviewers to evaluate and verify the design prior to and after installation.
- Technic did not identify and evaluate the hazards created by changes to facility processes and
equipment (i.e., management of change). • Technic maintenance personnel modified the vent collection system without applying good engineering practices. Significant changes were made to the vent collection system that were not envisioned in the original design and deteriorated its performance. Such modifications were not accompanied by a design and engineering review, a process hazard analysis, or before-and-after performance testing to ensure that the system was operating as intended. The relative effects of these modifications were not evaluated against baseline performance measurements.
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• Technic did not take advantage of the expertise and engineering review services of its loss prevention insurer. 8.2 Contributing Causes
- Technic did not have process and equipment integrity procedures or training to inspect or
maintain the vent collection system. The system was built without cleanout doors and was not capable of easily being inspected. It had not been cleaned since 1996.
- Neither Technic nor the Cranston Fire Department (CFD) adequately planned for this type of
emergency. • The emergency plan Technic provided to CFD did not include key facility information, and CFD was not familiar with the facility or its managers. This led to confusion and uncertainty during the response and likely accounted for the severity of the fire damage. • Neither Technic nor CFD had ever conducted a chemical release exercise. Technic was unable to account for all its employees, which led a supervisor to take risky actions to reenter the building.
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- 0 Recommendations
Technic Inc. 1. As a part of the engineering process, implement formal process safety review procedures for projects involving chemical processes—including the vent collection system. Incorporate a process hazard analysis, reactive chemical hazard evaluation, and design evaluation consistent with applicable codes and standards. (2003-08-I-RI-R1) 2. Implement a management-of-change program and ensure that reviews are conducted for any proposed changes to the vent collection system and its connected processes. (2003-08-I-RI-R2) 3. Implement a preventive maintenance program for the vent collection system that includes regular inspections training and troubleshooting. (2003-08-I-RI-R3) 4. Work with the Cranston Fire Department to improve the facility’s emergency response plan, including emergency response procedures and interface with the surrounding community. Submit the plan to the fire department for review. (2003-08-I-RI-R4) National Fire Protection Association (NFPA) Revise the appendix of NFPA 91, Standard for Exhaust Systems for Air Conveying of Vapors, Gases, Mists, and Noncombustible Particulate Solids, emphasizing the need to evaluate potential incompatibilities when dusts, fumes, or vapors are intermixed in vent collection systems to ensure that they do not result in fire or explosion hazards, or destructive corrosion. Reference appropriate methods for such evaluations, such as the ASTM E 2012-00 standard. (2003-08-I-RI-R5)
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American Industrial Hygiene Association (AIHA) Revise the appendix of ANSI Z9.2, American National Standard Fundamentals Governing the Design and Operation of Local Exhaust Systems, emphasizing the need to evaluate potential incompatibilities when dusts, fumes, or vapors are intermixed in local exhaust ventilation systems with common headers to ensure that they do not result in fire or explosion hazards, or destructive corrosion. Reference appropriate methods for such evaluations, such as the ASTM E 2012-00 standard. (2003-08-I-RI-R6) American Conference of Governmental Industrial Hygienists (ACGIH) Update the preliminary steps in the chapter on exhaust system design in the next revision of the Industrial Ventilation Manual, emphasizing the need to evaluate potential incompatibilities between dusts, fumes, or vapors that are likely to be intermixed in main header ducts of a ventilation system to ensure that they do not result in fire or explosion hazards, or destructive corrosion. Reference appropriate methods for such evaluations, such as the ASTM E 2012-00 standard. (2003-08-I-RI-R7) By the U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board Carolyn W. Merritt
Chair
John S. Bresland
Member
Rixio Medina
Member Gerald V. Poje, Ph.D.
Member
Gary Lee Visscher
Member August 20, 2004
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- 0 References
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APPENDIX A: Technic Production and Processes Appendix A describes the processes connected to the vent collection system and associated chemicals, and their status immediately prior to the explosion. A.1 Silver Nitrate Silver nitrate is produced using the Kestner unit (an enclosed vessel) and three jacketed batch reactors located on mezzanine 1. The vent collection system transports entrained silver nitrate, nitrogen oxides (NOx), nitric acid vapor, and water vapor. • Kestner unit: Interviews with employees revealed that during occasional process upsets, fumes from this distillation vessel overwhelmed the vent collection system and vented into the plant. In-house maintenance personnel connected the Kestner unit to the vent collection system as shown in Figure A-1. This unit was in full operation on the day of the explosion. • Mezzanine 1: Employees stated that on occasion dark red smoke overwhelmed the vent collection system and escaped through the loose-fitting tank access door into the plant (Figure A-2). On the day of the explosion, three batches of silver nitrate were being held on mezzanine 1 for future use, but none were being processed.
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Figure A-1. Kestner unit exhaust ventilation.
Figure A-2. Silver nitrate reactor on mezzanine 1 with open tank door (following explosion and fire).
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A.2 Silver Cyanide/Potassium Silver Cyanide Silver cyanide is produced in a reactor located on the ground level between mezzanines 1 and 2. This process is manually operated without any process alarms, interlocks, or automatic shutoffs. It produces very little gas or vapor because it is not heated and does not produce heat during the reaction; however, it is connected to the vent collection system. No silver cyanide was being produced on the day of the incident. Potassium silver cyanide is produced in three batch reactors on mezzanine 2. The solution used in this process is reused approximately 15 times. It is prepared for reuse by heating and evaporating in jacketed reactors. Evaporation concentrates the silver cyanide and reduces the batch volume so that more reactants can be added. As the solution nears the end of its usefulness, it starts to exhibit an ammonia odor that signals the need to discard it and mix up a new batch. Discarded solutions are taken to the metals reclaim areas for silver reclamation and treatment. This process generates silver cyanide, water vapor, potassium cyanide vapor, and ammonia vapor—all of which are extracted by the vent collection system. No batches of potassium silver cyanide were being processed or evaporated on the day of the explosion. A.3 Plating Solution Mixtures (Kettle Room) The kettle room is used to process made-to-order batches of some 1,700 different plating-related chemicals. It contains 20 jacketed process kettles, ranging from 60 to 1,000 gallons; and four product mixing and storage tanks, ranging from 500 to 1,000 gallons. Each of the kettles is used for a variety of batch recipes. All of the kettles and mixing tanks are connected to the vent collection system. The most common chemicals associated with the most frequently produced batches include ammonium citrate, sulfonates, ethers, aldehydes, aliphatics, amines, alcohols, and various salts and acids. On the day of the incident, three small batches of plating chemicals were being prepared in the kettle room.
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A.4 Other Connected Process Areas The following process areas are located in the older portion of the facility and were connected to the vent collection system during the 1990 expansion. A.4.1 Metals Reclaim Areas Technic recovers precious metals from various waste materials in two metals reclaim areas. These wastes include spent solutions and discarded electronic components from other Technic plants. In addition, Technic receives spent plating solutions that are classified and shipped as hazardous waste under EPA and U.S. Department of Transportation (DOT) guidelines. All tanks are equipped with exhaust hoods directly connected to the vent collection system. A.4.1.1 Silver Electroplating During the silver electroplating1 process, solutions are chemically treated with a formaldehyde solution to remove residual cyanide.2 Once the formaldehyde is added, the solution is heated to approximately 180 degrees Fahrenheit (ºF). The electrodes are then energized and the solution sits undisturbed overnight with the ventilation system running. Each morning, at the beginning of the shift, these solutions are pumped back into drums for disposal, and the silver is harvested from the copper cathodes. Technic performs silver electroplating daily in four to six tanks.
1 At Technic, electroplating is accomplished by passing a direct electrical current through the spent solution; the dissolved silver attaches to copper plates (cathodes) submerged in the solution. 2 Para-formaldehyde prills are a powdered form of formaldehyde added to cyanide-containing solutions to reduce the threat of generating hydrogen cyanide gas (which is extremely toxic) and to make the solutions less hazardous for disposal.
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A.4.1.2 Gold Precipitating Waste gold-plating solutions are chemically treated to prevent toxic gas generation and to precipitate the dissolved gold out of solution.3 Once pretreated, sodium hydrosulfite is added to the solution to activate the precipitation process. The solution is then allowed to sit overnight. At the beginning of the next shift, the reacted cyanide is skimmed off and the remaining solution is pumped into barrels for disposal. The gold is then pumped from the bottom of the tank. A high pH cyanide solution is used to strip the gold from plated electronic circuitry. This process creates potassium gold cyanide, which is then put through the gold precipitation process (described above) to recover the dissolved gold. A.4.2 Cyanide Salt De-lumping and Packaging (Weigh Room) Silver cyanide and potassium silver cyanide pastes produced on mezzanines 1 and 2 are dried in two ovens in this area.4 After drying to the consistency of caked powder, the materials are de-lumped in grinders and then poured into 55-gallon drums equipped with auger-type dispensers for packaging. The exhausts from the grinders pass through filters that exhaust to the vent collection system. The exhaust vents from the dispensers pass through an in-line baghouse (removed in December 2002) connected to the vent collection system.
3 Potassium hydroxide flakes are added to stabilize the pH of the solution and to prevent the generation of hydrogen cyanide and chlorine gases. 4 Oven exhausts are not connected to the ventilation system.
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APPENDIX B: Calorimetric Testing Under contract to CSB, ioMosaic Corporation, Salem, New Hampshire, conducted three accelerating rate calorimetry (ARC) tests to explore the stability and chemical reaction characteristics of silver nitrate with other organics that were present in the facility in large quantities and could have been present in the vent collection system: • Sodium hydrosulfite/silver nitrate, equimolar mixture. • Ammonium citrate/silver nitrate, equimolar mixture. • Carbon/silver nitrate, 1.5:1 molar ratio. The ARC was selected as a test instrument because of its ability to detect exothermic activity at low self- heating rates in a near-adiabatic test environment. The ARC test data indicate that the sodium hydrosulfite/silver nitrate was the most sensitive mixture. Small levels of self-heating were detected at 35 degrees Celsius (ºC), as evident by the ARC trace. Mixture 3 had the highest onset temperature (170ºC; less sensitive than mixture 1), but once initiated led to an actual explosion that destroyed the test cell. Mixture 2 onset was detected at 130ºC. The data clearly show that a violent reaction between silver nitrate and other organics can be initiated at temperatures as low as 35ºC. Although these tests were conducted in a near adiabatic environment, the results are directly applicable to the Technic vent collection system because the reacting materials could have been present in the system under inertial confinement.
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APPENDIX C: Causal Factors Diagram
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Blast knocks employee to floor of mezzanine 2 Employee is injured and staggers off mezzanine Employee seeks eyewash BRANCH A Employee injuries Employee moves to guard shack Waited until paramedics arrived Paramedics treat victim Employee gives statement to RI–DEM Told RI–DEM that hammer tapping produced explosion at tank 8 Employee transported to hospital Paramedics decontaminate victim, use saline-soaked cloth on face Medical treatment provided by paramedics LTA Eyes irrigated during entire transport, ~45 min Admitted for 14 days Permanent vision impairment Difficulty breathing Cyanide exposure Laceration/chemical burns to face One broken eyewash delays employee in flushing eyes, splashes water on eyes at sink in the laboratory
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FD06386 | 2003_美国_West_Pharmaceutical_服务_粉尘_爆炸_与火灾-_West_Pharmaceutical_Services_Dust_Explosion_and_Fire.pdf
分类:06_境外及港澳台调查报告 | 年份:2003 | 地域: | 严重程度: | 场所: | 起火原因:燃气/爆炸 | 来源格式:pdf
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1
UNITED STATES OF AMERICA
- + + + +
CHEMICAL SAFETY AND HAZARD
INVESTIGATION BOARD
- + + + +
PUBLIC UPDATE
- + + + +
WENDESDAY
JUNE 18, 2003
- + + + +
KINSTON, NORTH CAROLINA
- + + + +
7:00 p.m.
- + + + +
PRESENT:
CAROLYN MERRITT, CHAIRMAN
ANDREA K. TAYLOR, BOARD MEMBER
CHRIS WARNER, GENERAL COUNSEL
STEVE SELK, LEAD INVESTIGATOR
JOHNNIE BANKS, INVESTIGATOR
ANGELA BLAIR, INVESTIGATOR
LISA LONG, INVESTIGATOR
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C-O-N-T-E-N-T-S
Opening and Introduction ........................... 3
Opening Comments ................................... 6
Presentations
Steven Selk .................................. 7
Lisa Long ................................... 10
Angela Blair ................................ 14
Johnnie Banks ............................... 20
Jim Dahn .................................... 34
Public Comment .................................... 41
Adjourn ........................................... 52
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P-R-O-C-E-E-D-I-N-G-S
CHAIRMAN CAROLYN MERRITT: Good evening and welcome. This is a community meeting of the U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board, the CSB. My name is Carolyn Merritt and I'm chairman and CEO of the U.S. Chemical Safety Board. With me this evening are board member Andrea -- Dr. Andrea Kidd-Taylor; our chief operating officer Charles Jeffress; Chris Warner our general counsel, and lead investigator Steve Selk and others of our staff.
At this time I'd like to give a brief safety message. In the event of an emergency, exits are directly behind you, as well as these two doors, which lead directly outside. Also, if you have a cell phone, I hope you would be considerate to others around you and please turn your cell phone off so that we're not disturbed. Thank you.
Our subject this evening is the tragic explosion that occurred at West Pharmaceutical Services here on January 29. That explosion resulted in six fatalities, dozens of injuries, and much economic hardship to this area. We're holding this meeting tonight to brief the community on our initial findings to date and to hear from members of the public who have been affected by this event.
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The CSB investigators arrived here in Kinston the same day of the event, and since that time they have been conducting a far reaching investigation of the facts and circumstances surrounding this devastating event. Today marks their first official report back to this community, as we reach the expected midpoint of our investigation. Our goal at the Chemical Safety Board is to do everything that we can to make sure that an explosion like this doesn't happen again, either here in Kinston or elsewhere around the country. To do that we need to understand all of the causes of the accident. We approach this task with a sincere sense of urgency. On February 20, less than a month after the accident here, a similar explosion occurred at an automotive insulation plant in Corbin, Kentucky. That event led to seven deaths and numerous injuries.
After the investigators' presentation this evening, there will be an opportunity for the public to comment, as I know many of you here have been profoundly affected by this event and we will accommodate as many of you as possible. When the comment period begins, those who wish to comment should line up here near these microphones that are provided in the auditorium.
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(Instructions regarding comments were given in Spanish.)
We have a few procedures that I would like to talk to you about before the comment period. In view of the number of people here tonight, we ask that you limit your comments to three minutes. If you'd like clarification on anything that you've heard here tonight, we will try to accommodate brief factual questions for the investigators. Naturally, the team cannot field any questions concerning pending legal or regulatory compliance action. Those are not issues handled by the Chemical Safety Board. Our goal at the CSB is to determine the cause of accidents like this one and recommend actions to prevent recurrence, not to apportion blame or responsibility. I'd emphasize that the main purpose of the comment period is to hear from community members. If you're a journalist and you have specific questions about the investigation, please consult with one of the agency staff around the room after the investigation and we'll be happy to assist you.
Now before we begin, I would also like to introduce several distinguished guests here this evening. And if you would, I would appreciate it if you would stand if that would be all right. Mr. Oscar
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With that I'd like to turn the floor over to Dr. Taylor for brief comments.
ANDREA TAYLOR:
Thank you, Chairman Merritt. Good evening. I am from a small town in Alabama that reminds me a lot of Kinston. I arrived here the night of the explosion with our chairman and our investigation team. For several days after the event, I watched and observed how all of you came together to assist your fellow co-workers and friends. I had the opportunity to speak with many of the workers who had been there that day. I promised you the Chemical Safety Board was here for the long haul and that we would be back in Kinston to hear more from the community about your concerns and to update you on our preliminary findings. Well, as promised, this is that meeting.
I understand the impact that such an incident can have on workers and the entire community.
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On behalf of the board, I would again like to extend my condolences to the families who have lost loved ones and my regret to those workers who have sustained injuries as a result of this tragic event. As we begin this meeting, let us pause to remember the victims who many of you knew well: Faye Wilkins, William Gray, Alvin Butchgrant, James Byrd, Milton Murrell, and Kevin Cruise. Thank you.
CHAIRMAN CAROLYN MERRITT: Thank you, Dr. Taylor. With that I'd like to introduce Mr. Steve Selk who will begin our presentation this evening.
STEVE SELK: Thank you, Madam Chair, Dr. Taylor, and Mr. Warner. Good evening, ladies and gentlemen, and thanks for attending. We have two objectives for tonight. First, we want to give you an update on the progress of the investigation. And second, we are interested in learning about any comments, concerns, and ideas that you may have. The information we're going to present to you tonight is preliminary. It will remain that way until it is reviewed and voted on by all five members of the
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It is our conclusion that the blast was, in fact, an explosion of the polyethylene powder that was used as a nonstick coating for rubber sheeting made at the plant. During the production process, the plant ventilation system drew fine dust particles into the space above an unsealed suspended ceiling where it settled and built up. We have not yet been able to determine what ignited this dust. We're continuing to work on that.
We'll present the investigative data to you tonight in stages. It will begin with a brief familiarization that describes the type of manufacturing operation that was ongoing in the area where the explosion occurred. After that we will summarize what first-hand witnesses saw and heard. That will be followed by a description of the physical damage. We'll explain briefly how the pattern of damage leads to a determination of where the largest blast was centered. After we have gone over all these things, then we'll explain how the material that exploded came to accumulate to a hazardous level.
We have some of the material with us here
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Finally, we'll close with some remarks about the future course of the investigation and then turn things back to Chairman Merritt and Dr. Taylor so that the second part of the agenda, your comments and concerns, can be heard.
Before we begin the manufacturing familiarization, let me mention that the investigative team departed Washington and arrived at the West plant the day of the incident. Later we entered the accident site together with agents from the Bureau of Alcohol, Tobacco, and Firearms and with investigators from the state Occupational Health and Safety Administration. Within a week or so the accident was declared accidental. The Chemical Safety Board has a long- standing agreement with the Bureau of Alcohol, Tobacco, and Firearms that calls for the Chemical Safety Board to become the lead federal investigative agency in circumstances such as this.
Let me now introduce you to Lisa Long.
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LISA LONG: Good evening. I'd like to start the presentation tonight by giving some basic background information on the West plant and the manufacturing process that was involved in the January 29 explosion.
As many of you already know, the facility was divided into two operations. These were commonly referred to as the ACS side and the Kinston side. Both of these operations were housed in the Kinston, North Carolina, facility. On the ACS side, rubber materials were compounded or mixed for use as a raw material in the Kinston side or in other West facilities. On the Kinston side, the compounded rubber from ACS was molded into various final products, such as syringe plungers and intravenous filament used in drug delivery systems. The explosion on January 29 occurred in the ACS side of the plant. There were 255 West employees who worked at the site, and there were also eight full-time contract employees from Mega Force and 27 contract employees from IH Services.
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This diagram represents a simplified plant layout. In order to orient you properly, I've shown Rouse Road Extension here in the front of the plant. The main visitor entrance is right here (indicating). The employee break rooms are right here (indicating). This (indicating) is the Kinston side of the plant. The other half is the ACS side. The ACS tower is right here (indicating) and this is the ACS warehouse (indicating).
This is a 3-dimensional diagram of the West facility. Again, Rouse Road Extension runs in front of the plant. This is the Kinston side (indicating). And the ACS is in the back half. The ACS warehouse is right here (indicating) and the ACS tower is right here (indicating). The ACS process that I'm about to describe to you is housed in and around the tower. The mixers are on the upper levels of the tower and the mills and batchoffs are directly below them on the lower level.
West makes several different formulations of compounded rubber in ACS, and ACS has two redundant processing lines. This simplified schematic shows the flow through one of the processing lines. Most of the raw materials for the particular formulations being made are sorted and gathered in what was known as the
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When the mixing process was complete, a door at the bottom of the mixer would open and the compounded rubber would drop through a chute onto a mill located on the lower level. At the mill the rubber would be pressed into a flat sheet. After being processed on the mill, the flat sheet of rubber would be fed into what was commonly known as the batchoff. On the batchoff, the flat sheet of rubber would be fed through rollers and into a dip tank.
In the dip tank the rubber would be coated by what was called slab dip. Slab dip was a dispersion of polyethylene powder and water, and it looked like this that I have here, a white liquid. After being coated with slab dip, the rubber would travel over a system of rollers that passed in front
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Now the powders used in the ACS process produced dust. Both the ACS kitchen and the mixing area had dust collection systems that removed much of the dust from these areas. The batchoff system produced some dust when the fans blew the slab dip coated rubber dry. There was a local filter system at the batchoff but not a dust collection system.
On this diagram you may also notice a drop ceiling. This created a space between the ceiling and the floor above. Later tonight Angela Blair will be talking about the role this drop ceiling played in the incident. I would also like to note that during our investigation we learned that there were full-time cleaning personnel who helped to keep these areas very clean, and dust was not allowed to accumulate on the plant's visible working surfaces. This concludes my description of the process.
STEVE SELK: Thank you, Lisa. From the description that Lisa gave you, ladies and gentlemen,
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During the course of the investigation we conducted many interviews. The team also reviewed information gathered during interviews done by agents of the Bureau of Alcohol, Tobacco, and Firearms and the North Carolina State Bureau of Investigation. We learned that the event at West was a sudden one. There does not seem to have been any advance warning.
Angela Blair graduated with a degree in Chemical Engineering from Auburn University in 1982. She's a registered professional engineer. Angela will summarize for you the information we gathered from first-hand witnesses.
ANGELA BLAIR: Thank you, Steve. As Steve told you, the Bureau of Alcohol, Tobacco, and Firearms conducted screening interviews. They conducted 177 such interviews during the first week after the explosion. The Chemical Safety Board investigation team participated in that interview process and selected key witnesses for in-depth interviews. As of today, the Chemical Safety Board investigation team has interviewed 93 witness. These include hourly, salaried, and contract employees and neighbors of the
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Our first interviews took place the morning after the accident. We finished most of the employee interviews by the end of March, although some of the salaried employee interviews took place as recently as last month.
It seemed a very daunting task to determine what exactly happened on the morning of January 29, 2003, based on the mound of tapes and notes from nearly 300 interviews. Clearly, we needed a systematic approach. We identified key issues or areas of interest, such as how many explosions the witnesses heard, where they were, what their job was, and what was their knowledge of the ACS conditions on the morning of the accident.
We then summarized each witness's testimony around those key areas. We separated the people who were not on site at the time of the explosion from those who were and compared the information from the Chemical Safety Board interviews with the notes that we had from the ATF interviews.
Finally, we organized the 44 eyewitness accounts into charts to look for patterns and for corroboration. The graphic that I'm going to show you in a few minutes is the result of that analysis.
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We learned a great deal from the interviews my colleagues and I conducted. All of us greatly appreciate the cooperation of the employees and other witnesses, and we want to thank them for taking the time to talk with us. It's very important for investigators to hear firsthand accounts by people who were there when the accident happened, people who were at ground zero, so to speak. As I will show you on the diagram on the next slide, what the eyewitnesses saw or heard was very much dependent upon where they were at the time of the accident.
A few witnesses described a bright flash of light just prior to the explosion. While some employees experienced two distinct explosions, some only heard one, and a few heard nothing at all. For this last group of employees, they described a sudden plunge into darkness as the lights failed and then the ceilings and the walls started to collapse.
Through our interviews we began to understand the compounding process and the work flow at West. We heard of the working conditions and life at the facility. The management interviews gave us an understanding of the way decisions are made and how knowledge is shared within the company. These interviews will continue over the next few weeks.
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This is the same simplified layout diagram you saw in Lisa's presentation. I've taken the labels off to make it simpler to read, because it's going to get real busy here in a minute. After we analyzed the witness accounts, we started to see some patterns emerge.
Close to the center of the explosion witnesses described the bright flash just before the explosion. It's shown here as a yellow triangle. This larger red area is the location of people who heard two distinct events and also the locations of the most serious casualties for this accident. This even larger orange area shows where employees heard one large explosion. Within that area we match the employees who actually felt the concussion or shock of the explosion. This pink area, there, shows where the people were who actually did not hear anything. Now it's interesting that the people in the break room, up here on the top corner, in some cases heard nothing but they felt the shock wave, while the people in the smoke room actually heard the blast. The folks that were in this area colored in pink may have been standing directly next to or alongside of someone who heard the explosion. The people in -- it works when you don't want it to. The people on the far end of
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It's also important to note that we had, as I said earlier, cases of employees standing side by side who heard things differently. It's not unusual at all for witnesses to just a dramatic and sudden event to have completely different recollections of the details.
Now what conclusion do we draw from this diagram? That those closest to the explosion heard the event in greater detail. Lulls and distance muted the
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Out of all the witness statements, several key findings started to emerge. First, there was nothing unusual going on in that plant that morning. A seemingly normal workday suddenly erupted into chaos. Second, no single witness was able to describe seeing or experiencing the actual initiating event, although a few witnesses did hear an initial smaller explosion. Finally, we found that the testimony of the witnesses to be very consistent with the findings from the field observations that Johnnie Banks will be telling you about next.
STEVE SELK: Thank you, Angela. The explosion and resulting fire caused a great deal of damage to the West plant. The site remained dangerous for several weeks. Metal panels, concrete, and other items hung precariously from the building, sometimes fluttering in the wind and threatening to fall. The steel structure in the compounding area required stabilization and access through the debris was difficult. All this slowed the pace of the
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Johnnie Banks is also a member of the investigation team. Johnnie is a graduate of the University of California- Berkeley and worked for Chevron Corporation for many years where he developed a special interest in safety. Johnnie will go over the results of our damage assessment and identify the center of the explosion.
JOHNNIE BANKS: Thank you, Steve. Good evening, everyone. The next order of presentation I will provide some of our findings relative to the origins of the blast at West Pharmaceuticals and an overview of the most severe damage caused by the explosion and subsequent fire.
Prior to starting, however, I'd like to take a moment to preview some of the areas that I will be discussing. They are the mills and batchoff #1 and 2; the ACS warehouse, which is located in the lower right-hand corner of the diagram; the kitchen which is just to the right of the mill; the upstairs ACS, which also housed mixers #1 and 2 and which would normally be oriented directly over batchoffs 1 and 2. To provide a landmark, Rouse Road Extension is shown here (indicating), just to the west of the plant. And
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With that being said, I'm going to now describe some of the damage from the explosion/fire of January 29, 2003. One of the most stunning observations from this event in the analysis of physical evidence was that the blast caused the movement of the batchoff approximately several feet to the west. This machine weighed several tons. The green figure that just appeared in the diagram is meant to illustrate the movement of this machine. Masonry block walls surrounding the area to the east, to the north, and to the west sustained heavy damage, indicating extreme blast pressure. The force of the blast pushed these walls in an outward direction.
Piecing together these early findings combined with evidence observed at ground level of both mills, investigators conclude that there was a significant event that occurred in the immediate vicinity of mill batchoff #1. Right there (indicating). In examining the damage to structural steel and masonry block walls, the most severe forces were in these areas, indicating that the blast originated in this location with a blast pattern of
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Concrete slab flooring directly over the batchoffs between mixers 1 and 2 was pushed in an outward -- in an upward direction and gave way to an approximate four-foot opening between the concrete floor and the steel supported ceiling above the mill area. This allowed blast pressure to enter the upper reaches of the tower. Additionally, the highest number of employee casualties occurred at or near mill #1.
Three of the six fatalities were from injuries sustained in the area of batchoff mill #1, while a fourth was from injuries incurred near batchoff mill #2. Two more fatalities would result from injuries sustained in the areas east and west of the mill, in the kitchen and just south of the extruders.
A significant number of ceiling tiles were blown in a downward direction, ripping the hangers from their anchoring posts, which is consistent with blast pressure forces from above. Also, these tiles exhibited burn patterns and splattering predominantly on one side, the side facing the concrete floor above. Responses from interviews with employees further away from the mill areas recall the sound of rolling
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It is important to note that this type of feedback is consistent with the investigative team's theory of the nature of the explosion that occurred at West and what is known as blast wave movement where dust is involved. This sound and sensation was very likely the blast wave moving through the facility, seeking paths of least resistance.
The explosion affected virtually every corner of the facility. Even in the farthest reaches of the plant, damage was extensive, including broken windows in the break room and buckling of walls and doors on the opposite side of the plant. Additionally, off-site businesses and homes suffered varying degrees of damage. And at a nearby school, six picture windows were broken and several students sustained injuries.
The blast also progressed southward into the ACS warehouse. This activity caused material in the warehouse to catch fire. After the material in the ACS warehouse became involved, there were reports of explosions, as many as fifteen minutes after the initial blast shook the plant. This explosion could be the result of a propane tank on a forklift exploding.
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Earliest accounts from witnesses recall that the metal siding from the tower area of the ACS was blown off of the facility almost from the outset. As can be seen in this view, the damage was extensive. Debris from the blast was found as far away as two miles, and as mentioned earlier, virtually every portion of the plant was affected.
In this view of the area directly over the batchoff mill area, it can be seen that the steel frame underwent tremendous forces, causing it to bend in several key support areas. This indicates significant blast forces from within the building.
In summary, an examination of the equipment and evidence recovered at the scene yielded the following observations: A significant number of ceiling tiles were blown in a downward direction. These ceiling tiles and their anchors were ripped from their anchoring posts which suggests explosive forces from above the tiles as opposed to forces from below, which would likely have left the hangers intact.
The masonry block wall south of mixer #1 was pushed in an outward direction and impacted the south side of mixer #1, inflicting heavy damage to the machine and associated piping.
The batchoff from mill #1 was moved
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Finally, I'd like to present a demonstration using computational fluid dynamics data to illustrate what our preliminary findings indicate occurred at West.
In plan and elevation views of the plant, it shows the likely path of the blast wave from initiating event through the final explosion. This material was developed using the actual dimensions of the facility and the result of sample testing.
First, we'll view an animation of the blast wave through the facility and then we will see a frame by frame analysis of those paths.
(Animation was shown on screen.)
And this captures the initiating event right there (indicating) and that's the wave you can see moving through the ACS warehouse and through the
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In this opening frame, an initiating event is shown in the area of the batchoff #1 area. That thing right there (indicating). The blast pressure expands and quickly reaches the east and west walls of the batchoff #1 area. There (indicating). The blast wave moves north toward batchoff #2. Also, the blast vents out of openings to the south and begins to vent into the ACS warehouse. The blast pressure continues to fill the first level of the batchoff mill area and vent into the ACS warehouse. The second floor at the south end of the batchoff mill area is lifted and the blast begins to enter the second level. The first level walls at the south end of the batchoff mill area begin to fail under the blast pressure and it propagates into surrounding areas.
The blast pressure continues to fill the first level and vents into the ACS warehouse. The south end of the second floor fills with blast pressure and this begins to propagate north through the second level. The first level walls fail and the blast propagates in the surrounding areas. There (indicating) would be the area that would be failing, moving into the kitchen area.
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The blast pressure continues to propagate into the ACS warehouse and northward through the second level. There was a significant failure of walls and roof coverings at the south end of the batchoff mill area. The blast begins to vent to the surrounding rooms and to the outside. At some point the masonry walls of first pit #1 and later pit #2 failed under pressure from below and are pushed into the pits.
The blast pressure continues to propagate northward through the second level. Wall and roof coverings are pushed off the building from the inside. The blast continues to vent into surrounding areas of the building and to the outside. The blast pressure reaches the north end of the second level and the wall and roof coverings are pushed off from the inside.
That concludes my portion of the presentation, and I will now turn the proceedings back over to Steve. Thank you.
STEVE SELK: Interpretation of damage patterns indicates that the large blast occurred in the lower level of the compounding area, centered between the south mill and what is referred to as kitchen. Angela Blair will now explain exactly what it was that exploded and how it came to accumulate to
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ANGELA BLAIR: To repeat what Steve Selk told you earlier, the Chemical Safety Board investigation team believes that the destruction of the West Pharmaceutical Plant in Kinston was caused by a dust explosion.
This pentagon is a simple way of looking at dust explosions and is similar to the fire triangle of fuel, oxygen, and energy that some of you may be familiar with. Five elements must be in place to have a dust explosion and were present at West on January 29, 2003.
First, there must be a fuel, a combustible dust. The smaller the dust particle, the more likely the dust is to explode. Second, if there's no oxygen the dust will not burn. Since oxygen is always around us in the air we breathe, we can assume there was oxygen present. Third, without dispersion or being fluffed into a cloud, the dust will smolder but it will not burn rapidly enough to explode. Next, we need some kind of energy to ignite the dust cloud. Finally, the dust cloud must be confined in a room or a building for a damaging explosion to occur. When the dust cloud is ignited indoors, the pressures and the rapidly burning cloud reach dangerous levels in a
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By analyzing the pattern of structural damage and beam bending and by comparing this information to eyewitness accounts, the CSB investigation team has concluded that the big explosion at the Kinston facility happened below the concrete floor for mixer #1, near batchoff 1. The evidence suggests that the explosion probably occurred in the space between this floor, the concrete floor, and the suspended or drop ceiling for the first floor. This evidence includes ceiling tile fragments found as far away as two miles from the facility that were scorched on the top side but not burned on the bottom.
You've heard us mention the term "drop ceiling" several times tonight. I want to make sure that everyone understands what we mean by a drop ceiling. This is a false ceiling formed by suspending a framework by wires from the ceiling trusses or beams and then inserting acoustical tiles into that suspended frame.
This is a photo of a typical acoustical -- acoustical tile drop ceiling. This photograph shows the suspension for a typical drop ceiling without the
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Next slide. Lisa described to you earlier tonight the process that was used for rolling the rubber into strips. Lisa mentioned that the rubber strip was run through a dip tank and coated with a material called slab dip. Remember, that slab dip is a dispersion of ultra fine polyethylene powder in water. Air was blown across the rubber strip to dry it. Once the rubber was dry, what remained on the surface was a baby powder-like dusting which kept the rubber strip from sticking together when it was folded. Since the mid 1990s, the powder part of the slab dip has been polyethylene. Prior to that time, another material, called zinc stearate, was used as the dip. We've learned that both forms of this slab dip dry to combustible powders. When the air was blown across the rubber to dry it, some of the dusty particles were wafted into the air.
We did a careful review of the materials that were present at the site, looking for possible fuels for this explosion. Based on testing results,
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West went to great effort and had a regular program to continuously clean the dust from the equipment, the walls, and the floors in the milling area. However, this powder also migrated above that drop ceiling through small openings in the ceiling and by being pulled by slight suction from the air conditioning intakes above the ceiling.
You'll see here that I've indicated a grate. This is just an open box type of a tile. They replaced one of the tiles with this grating and this lets the air flow go from the room back up into the area above the ceiling and into the air conditioning intake.
The powder accumulated on ceiling tiles, conduits, duct work, and light fixtures. Although West replaced the ceiling tiles from time to time, dust was continuously deposited and employees recall seeing layers of accumulated dust in just a few weeks prior to the explosion. The other surfaces above the tiles, the lights, pipes, and ducts were not cleaned. This drop ceiling here (indicating) created a space
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When fine combustible powder accumulates on a flat surface, we have fuel for an explosion. Some initiating event happened that fluffed up the accumulated powder. The resulting cloud was ignited, either by the initiating event or by static electricity within the cloud. Eyewitnesses heard a sound like rolling thunder, as we've said, as a rapidly expanding chain of explosions moved through the ceiling space and literally tore the building apart.
The evidence for this smaller event, and we still don't know what the initiating event was, but the evidence for this smaller event was hidden in the rubble and the damage left behind by the larger explosion.
STEVE SELK: Ladies and gentlemen, Angela has explained how the heating, ventilation, and air conditioning system drew polyethylene particles of the slab dip up into the area above the ceiling tiles where it settled and accumulated. That was the fuel for the large blast that occurred at the West facility.
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Polyethylene is arguably the most basic of plastics. It's been in use for more than fifty years. This plastic milk jug (indicating) is polyethylene. It's hard to imagine a more benign material. How can it be that this chemical substance caused such a massive blast?
There are two parts to the explanation. First, polyethylene is a good fuel. It is made from petroleum hydrocarbons. Essentially, polyethylene is nothing more than a particularly rigid form of wax. Like wax, it burns.
The other part of the explanation is a little more important. At West the polyethylene accumulated as a very fine powder, like baby powder. Perhaps the following example will illustrate why this is important. If I had a wooden log here and a book of matches, I'd be hard pressed to ignite that log. And assume for a moment that it was well seasoned and dry wood. If I took a pocket knife and whittled some shavings and created a pile of wooden shavings here on the podium, it wouldn't be hard to ignite with a match at all, because the surface area is larger. There's lots of air between the shavings. It's very incendiary. Taken to the next limit, if the particles were very fine, like sawdust, and were to become
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As we were working in the accident site among the debris, we were able to withdraw a sample of the slab dip liquid that the rubber was actually run through and coated. In the tank was a dispersion of polyethylene powder and water. We've dried some of the material in the lab and we have the portion of the powder, the resultant powder, with us.
To demonstrate its ignitibility, I present to you Mr. Jim Dahn. Jim joined us early in the investigation and accompanied us on some entries we made at the accident site. Jim is a professional engineer and a well-known expert on dust explosions. He is a member of the National Fire Protection Association, Dust Explosion Prevention Committee. And he owns one of the few accredited hazardous materials testing labs in the country. Mr. Dahn will now tell you a little more about dust explosions and demonstrate how powdered polyethylene, when dispersed in air, ignites. Jim will be assisted by Abdollah Kashani, one of his employees.
JIM DAHN: Good evening. We'd like to have a demonstration, a live demonstration, of what a dust explosion looks like. What we have on the table
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I'd like to regress just for a moment and talk about dust, because we all deal with dust every day of the year, don't we? In the house, you get dust in the house. You get it on the windows. Yesterday I had my car parked next to a driveway that they're going to put new asphalt in it. And, of course, I ended up with a lot of dust on my car. But that dust was not explosive because it was really just the rocks' dust that was being generated. And we know from experience and over the years that grain dust will obviously explode. We've seen many times grain elevators that have exploded, blown apart. We've heard about coal dust explosions in power plants. And the question always is, is the material we're handling a dust explosion hazard?
And what we're going to show here this evening is the Hartman chamber. This is a chamber where we're going to put the dust. And the dust we're going to be putting in tonight is the polyethylene dust from the West Pharmaceutical plant. And we're going to put in about a half a teaspoon of the dust inside of this cup. And we'll put the plastic
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Now this is the dust that would have been dried out from the slurry that you've seen Steve and Lisa showing you. Very small quantity, about a half a teaspoon that we're going to put in. And when we do this demonstration, I know many of you way in back may not see the full impact of this test. But if you imagine that cylinder is like a room in the building at West Pharmaceutical. And we have an ignition source which could be any one of a number of ignition sources.
This one particularly here is an electrostatic spark, a spark discharge. And what we're going to do is cause a spark discharge first and then loft the dust up in the air. We have a small chamber, a very small chamber, on the side of the apparatus that's up to 30 pounds per square inch of air. A solenoid valve opens up and it disperses the air up into the -- into the chamber itself. As Angela was pointing out, in order to have a dust explosion, you need to have an ignition source. You need to have fuel, which is our polyethylene dust. You have to have air. That provides the other element. And
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Within the last year I've been -- we've been working with a company that was making polyethylene pellets and they have dust in their -- in their environment. And they were concerned about the dust because of being collected in the dust collectors. And they went out and they sent some pellets out to one company to do dust explosibility testing. They ground up the pellets into fine powder which is minus 200 mesh, very small, and they ran the tests, and sent the results back to the company saying this polyethylene dust does not explode. We could not get it to explode. I said this is strange, because I've been around this business for thirty-some, thirty-five years and I've always seen polyethylene dust exploding in one form or another depending on the particle size. So we went back to the plant. We got some dust out of the dust collector and came to our facility and ran the test. And obviously, the powder was very explosive. One has to be careful about how you're taking that material and evaluating whether its a dust explosibility hazard or not.
This particular powder is extremely fine, and you'll see what the result is when we kick up the dust right now. And keep an eye -- Look above the
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Oh, yeah, could we dim the lights, please?
ABDOLLAH KASHANI: Three, two, one, fire.
JIM DAHN: You can imagine that small little explosion right here with a half a teaspoon of dust. And looking at thousands and thousands of quantities greater than that in the plant itself, and kind of imagine what kind of result there's going to be. This dust right here is kind of like a primary explosion. When you get a dust kicked up like this right here and if there's a lot of other dust around, it's going to kick the dust up in the air and create, like we have in grain elevators, secondary dust explosions which are devastating.
I just came back from about three or four plants that we did safety audits on. I discovered -- We discovered in the plants that they had dust laying on top of the piping and conduit and in some places in the corners, out of the way, dust was at least three inches thick. So one has to be careful about where that dust is collecting, be sure we know where it is. Thank you very much.
STEVE SELK: Ladies and gentlemen, we have talked tonight about some technical issues. However,
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We are searching for other explanations as to why the hazard was not recognized. We will be asking why it is that some industrial segments are more aware of the hazards posed by combustible dusts than others. We are looking for what we referred to as root causes. Frequently, root causes involve how systems and activities are managed. What policies and procedures were in place? How were they implemented? What measures were taken towards understanding and controlling the hazards of materials that were in use? What were the qualifications of personnel? What training did they receive? Beyond matters internal to the business where the incident occurred, we will also examine what codes and standards and good practice guidelines exist. How does industry inform itself about these codes and guidelines? To what extent are
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There is much to be learned from an experience such as the one that you've endured. We know that none of you want this to happen again to your friends and loved ones, so ultimately after the board completes this investigation, recommendations will be made to prevent recurrence. We are working on these issues now. And we will report to you in due course.
Thank you for your attention tonight, ladies and gentlemen, and thanks to those who have cooperated with us during difficult moments. Madam Chair.
CHAIRMAN CAROLYN MERRITT: Thank you, Mr. Selk, Ms. Blair, Mr. Banks, Ms. Long, and Mr. Dahn for a very thoughtful and complete analysis and a clear presentation. Thanks also to a number of other CSB investigators. There were more than a dozen people here and involved in this investigation in the last
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I'd now like to begin the public comment period. The floor is open for you. If you have comments we would really like to hear them. There are microphones being set up in the aisleway and if you would, you're welcome to line up behind the microphone. We're asking that you limit your comments to about three minutes so that we can accommodate as many of you as possible.
(Instructions regarding commenting given in Spanish.)
At this time I'd ask you to speak your name clearly so that our court reporters can get your names and we can know who it is who's speaking and what your affiliation is. And I would also ask that you keep your comments germane to this event and try to refrain from going off on other areas of interest that you might have, and keep it to this event.
So those of you who would like to speak, would you please step up to the microphone. We had three people who registered; Ms. or Miss Bonnie Heath, is she present? Lisa Franks, is she present? Yes, would you like to speak? Go ahead. Come to the
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LISA FRANKS: Okay, my name is Lisa Franks. And my father Milton Murrell was killed in the accident. And I just have like one question. Were the employees made aware of how flammable the polyethylene was and was there any like warning for them to know how flammable this material was?
CHAIRMAN CAROLYN MERRITT: Mr. Selk, can you answer that or should we carry that for advisement?
STEVE SELK: I -- I think that we do know the answer to that question, Madam Chair.
CHAIRMAN CAROLYN MERRITT: Okay, thank you.
STEVE SELK:
The results of the interviews, Madam Chair, were that the employees were not familiar with the properties of this material.
CHAIRMAN CAROLYN MERRITT: Speak a little louder.
STEVE SELK: The interviews indicated that the employees were not familiar with the properties of
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CHAIRMAN CAROLYN MERRITT: Okay, thank you.
LISA FRANKS: And I got one more question. Okay. You said there was a cleaning personnel in -- in -- in West company and the tiles were being checked occasionally. Well, when the tiles were being replaced, did they see the accumulation that was above the tiles? I mean, somebody should have known.
CHAIRMAN CAROLYN MERRITT: Thank you for your comment. We'll take that under advisement. Thank you very much. We have a David Willis. Is David Willis here? Then sir, on this side.
ROCKNOR WILLIAMS: How ya doing? My name is Rocknor Williams. And if I'm not mistaken, I think I heard you say that the dust was like the fuel to the ignition. And I'm one of the employees that relocated down to, excuse me, down to Florida. And I'm saying I don't know if it's the same setup or whatever, but being that you said the dust, you know, I mean, what's to stop it -- what's to stop it from not happening down in the Florida plant or the Nebraska plant where most of us are at?
CHAIRMAN CAROLYN MERRITT: I think that's a question really that we can't answer. Is my
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ROCKNOR WILLIAMS: I mean, like I said, you said it was dust.
CHAIRMAN CAROLYN MERRITT: Yes.
ROCKNOR WILLIAMS: I mean, and it's a lot of dust down there also so.
CHAIRMAN CAROLYN MERRITT:
I would strongly suggest that you raise that with your employer.
ROCKNOR WILLIAMS: All right.
CHAIRMAN CAROLYN MERRITT: Thank you. Is there another question? Are there any other comments from anybody in the audience that you would like -- yes, sir.
OSCAR HERRING: I am Oscar Herring, Chairman of County Commissioners. On behalf of the citizens of Lenoir County, I appreciate the information you have brought to us and give us some insight on what happened. Thank you very much.
CHAIRMAN CAROLYN MERRITT: Thank you. Yes, sir. You'll have to come to the microphone. I'm sorry. We can't hear you. And introduce yourself,
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TONY CHAMBERS: Yes, my name is Tony Chambers. I'm a process engineer, design engineer. And I certainly appreciate the information you're sharing with us. It's certainly the sort of thing that I like to take back to my clients. I do help manufacturing companies design and build plants so I'm always trying to pay attention to these sorts of things. The question I have, I guess you're still searching for the primary source of ignition. And I was wondering if you had any information about the type of electrical conduit and how the system -- how the plant was wired and if it was suitable for, I'm assuming, a Class II Division I or Division II environment. Or if you have any information on that.
CHAIRMAN CAROLYN MERRITT: Thank you. Mr. Selk, would someone like to answer that or take it under advisement?
STEVE SELK: I think we can answer that.
CHAIRMAN CAROLYN MERRITT: Okay. Thank you.
STEVE SELK: Generally, the electrical equipment in the area where the blast occurred was not classified for use where combustible dusts were expected to be encountered. Keep in mind the company
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CHAIRMAN CAROLYN MERRITT: Thank you. Does that help answer your question? Please step up to the microphone if you have a question. Thank you. Can I take this question over here?
MIKE BERRIAN: My name is Mike Berrian. I've got a question for Steven Selk. Steven, you said that no mandatory code was enforced when the plant was built. I'm just trying to figure out what -- what code is it that -- that wasn't enforced and how would that have impacted the -- the explosion?
MADAM CAROLYN MERRITT: Mr. Selk, do you want to answer that or can you answer that?
STEVE SELK: We're continuing to research this matter, but it's our understanding at this time that this county did not have a fire code, a specific fire code like a National Fire Protection Code or the International Fire Code in the late 1980s when the expansion was done. I understand that the state of North Carolina has since that time adopted the International Fire Code which draws on the National Fire Protection Code in the area of dust management.
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CHAIRMAN CAROLYN MERRITT: Thank you. Let's take a question over here. Yes, ma'am.
ALISE GALDIERITE: My name is Alise Galdierite. I'm with the North Carolina Occupational Safety and Health Project. I wanted to get a little bit more detail related to Ms. Frank's question earlier about the employees' knowledge of the dangers of this type of dust. Based on the interviews that y'all had with the folks that worked there, was there particular training that employees mentioned they had received, just generally or specifically about this type of dust, or was there no training offered at all to these employees? I ask that because a lot of times in the work that I do I find that there's a number of trainings that are offered to employees but sometimes they're not as complete or adequate as they could be.
MADAM CAROLYN MERRITT: I appreciate your question. Unfortunately, we can't divulge what -- specifically what employees' comments were. And also, we can't comment right now on regulatory issues. So I'm sorry, we wouldn't be able to answer that question. We certainly will take it under advisement in our investigation. Thank you. Yes, ma'am.
MIRANDA VICK: Hi, I'm Miranda Vick. I'm
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MADAM CAROLYN MERRITT: Steve, do you think you can answer that at this time?
STEVE SALK: No, not at this time. We're still researching these details.
MADAM CAROLYN MERRITT: Okay. All right. We're still researching that at this time.
MIRANDA VICK: Okay.
MADAM CAROLYN MERRITT: Thank you.
ROCKNOR WILLIAMS: Excuse me. Can I ask you another question, please. I'm standing because you know, you have people here thanking you for coming and showing up, and you know, I -- I mean, I'm greatly appreciate it too. But it's like every question we ask or people ask, you know, we're not getting an answer, you know. I'm saying you guys are saying you don't know what's going on or at this time you can't answer anything. You know, I mean, I'm coming in and I'm leaving the same way I came in, you know. I don't
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MADAM CAROLYN MERRITT: In the middle of this investigation, we are at a point of things that we feel we can divulge but then there are regulatory issues and issues regarding the company that we cannot answer for them. So we -- we are attempting to answer the factual and scientific questions that we can with what we have as our information now. And also your comments and concerns we'll take under advisement and also make sure that -- We have another several months to go yet with continued investigation before this is complete. So we appreciate your comment.
ROCKNOR WILLIAMS: Well, what do you tell -- What do you tell an employee or worker that's working right now? I mean, how do you -- how do you make them feel like secure or safe? You know, what -- what do you tell them?
ANDREA TAYLOR: Can I -
ROCKNOR WILLIAMS: Please.
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ANDREA TAYLOR: Can I try and help?
ROCKNOR WILLIAMS: Yes, please.
ANDREA TAYLOR: What we're saying is we're still in the midst of our investigation. However, you saw what we believe caused the fuel -- or the incident. If you have current problems or you feel that there may be problems at your facility right now, you can go back to your employer with the information that you did gather here so far regarding the dust and try and implement to make sure that there are changes made if there are problems, or at least get clarification on exactly what is happening at the current facility where you are. As far as the other questions that have been raised by the workers, we've taken everything back and we will investigate further. We're really taking all of your comments and questions seriously, and we will have at our final report we will have those answers for you in more detail at that time.
MADAM CAROLYN MERRITT: The Chemical Safety Board is not a regulatory agency. We are an independent agency that is commissioned by Congress to investigate incidents just like this, like the National Transportation Safety Board investigates airplane or transportation accidents, and then to
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ROCKNOR WILLIAMS: Yeah, like I said, that's what I'm talking about. I'm not trying to give you guys a hard time or anything. I'm just trying to, you know, trying to find out.
MADAM CAROLYN MERRITT: We understand --
ROCKNOR WILLIAMS: I came -- I came here for answers. Like I was talking to the people back at the plant. They sent me here. You know, and like you guys say, well, go back there if you have any issues or whatever. I'm just -- Listen, I'm just -- I'm just a simple worker. I just -- I just want to feel safe at the workplace.
MADAM CAROLYN MERRITT:
Well, we appreciate your comment and we understand your concern. Thank you. Are there any other comments, questions? Well, if there's no further comments, then that brings us to the end of this planned agenda. I once again thank all the members of the investigative team and all of you who came and participated here tonight.
The full board will convene here in Kinston when the staff investigation is concluded to
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This inves -- The investigative staff is reviewing of other serious dust explosions around the country in recent years, including events in Springfield, Massachusetts; Vicksburg, Mississippi; Richmond, California. Sadly, all of these accidents resulted in fatalities. The dangers of explosive dust are not well known, and helping industry to understand this insidious hazard certainly will be a priority for the board in the future. Our investigation at West remains ongoing and if you have any other information pertinent to this case, you may contact the agency at our headquarters in Washington, D.C. As always, your written comments and submissions are welcome. With that the meeting stands adjourned. Thank you all very much.
(Meeting adjourned at 8:17 p.m.)
FD06387 | 2003_美国_cta-acoustics-dust-explosion-and-fire.pdf
分类:06_境外及港澳台调查报告 | 年份:2003 | 地域: | 严重程度: | 场所: | 起火原因: | 来源格式:pdf
U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
INVESTIGATION REPORT
COMBUSTIBLE DUST FIRE AND EXPLOSIONS (7 Killed, 37 Injured)
CTA ACOUSTICS, INC. CORBIN, KENTUCKY FEBRUARY 20, 2003 KEY ISSUES: • COMBUSTIBLE DUST HAZARD AWARENESS • WORK PRACTICES • BUILDING DESIGN • PRODUCT STEWARDSHIP REPORT NO. 2003-09-I-KY FEBRUARY 2005
Contents EXECUTIVE SUMMARY ........................................................................................................................11 1.0 INTRODUCTION .........................................................................................................................13 2.0 KEY FINDINGS............................................................................................................................15 3.0 FACILITY DESCRIPTION ..........................................................................................................17 3.1 CTA Acoustics Corbin Facility .....................................................................................................17 3.2 Surrounding Community ...............................................................................................................17 3.3 History of the Plant........................................................................................................................17 3.4 Plant Construction and Layout.......................................................................................................18 3.4.1 Plant Construction.............................................................................................................18 3.4.2 Plant Layout......................................................................................................................19 4.0 PROCESS DESCRIPTION ...........................................................................................................23 4.1 Line 405 .........................................................................................................................................23 4.1.1 Raw Materials and Feeders...............................................................................................23 4.1.2 Mat-former and Baghouse ................................................................................................25 4.1.3 Curing Oven......................................................................................................................26 4.1.4 Molding Department.........................................................................................................28 4.2 Production Line Operation and Cleaning.......................................................................................28 4.3 Periodic Line Maintenance ............................................................................................................29 4.4 Plant Shutdowns ............................................................................................................................29 5.0 INCIDENT DESCRIPTION..........................................................................................................31 5.1 Pre-Incident Events........................................................................................................................31 5.1.1 Ventilation Study ..............................................................................................................31 2
- 1.2
Line 405 Oven Temperature Controller............................................................................32 5.1.3 Line 405 Baghouse ...........................................................................................................32 5.1.4 Line 405 Oven Fires .........................................................................................................33 5.2 The Incident ...................................................................................................................................33 5.2.1 Line 405 Cleaning Activity...............................................................................................33 5.2.2 Initial Explosion at Line 405.............................................................................................34 5.2.3 Secondary Dust Explosion at Line 405.............................................................................36 5.2.4 Fire and Explosion at Line 403.........................................................................................37 5.2.5 Fire at Line 402.................................................................................................................38 5.2.6 Fire and Additional Dust Explosion at Line 401 ..............................................................38 5.3 Emergency Response.....................................................................................................................40 5.3.1 Plant Evacuation ...............................................................................................................40 5.3.2 Notification.......................................................................................................................40 5.3.3 Firefighting Activities.......................................................................................................41 5.4 Incident Aftermath.........................................................................................................................43 6.0 UNDERSTANDING COMBUSTIBLE DUST HAZARDS.........................................................45 6.1 Introduction....................................................................................................................................45 6.2 Dust Fire and Explosion Hazard Characteristics ...........................................................................45 6.3 Significance of Particle Size ..........................................................................................................46 6.4 Secondary Dust Explosions ...........................................................................................................48 6.5 Hazard Evaluation of Combustible Dusts......................................................................................49 7.0 RECONSTRUCTIVE ANALYSIS ...............................................................................................51 7.1 Fire and Explosion Scene Investigation.........................................................................................51 7.1.1 Origin and Cause Determination ......................................................................................51 7.1.2 Other Possible Initiating Events........................................................................................55 3
- 2
Testing of Materials.......................................................................................................................56 7.2.1 Samples From Facility......................................................................................................56 7.2.2 Prepared Laboratory Samples...........................................................................................58 7.3 Line 405 Equipment Testing..........................................................................................................59 8.0 INCIDENT ANALYSIS................................................................................................................60 8.1 Explosive Hazards of Phenolic Resins ..........................................................................................60 8.2 Communication of Phenolic Resin Hazards to CTA .....................................................................61 8.2.1 Comparison of Phenolic Resin MSDSs ............................................................................62 8.2.2 HMIS Flammability Rating ..............................................................................................65 8.2.3 Borden Chemical Product Stewardship ............................................................................66 8.3 CTA Awareness of Combustible Dust Hazards.............................................................................69 8.3.1 Hazard Communication ....................................................................................................70 8.4 Facility Design and Construction...................................................................................................71 8.5 Work Practices...............................................................................................................................73 8.5.1 Production Line Cleaning Procedures ..............................................................................73 8.5.2 Housekeeping....................................................................................................................73 8.5.3 Nonroutine Operations......................................................................................................74 8.6 Maintenance...................................................................................................................................75 8.6.1 Oven Operation and Safety...............................................................................................75 8.6.2 Electrical Safety................................................................................................................76 8.7 Incident Investigations...................................................................................................................77 8.8 Other Major Dust Explosions ........................................................................................................78 8.8.1 Jahn Foundry.....................................................................................................................78 8.8.2 West Pharmaceutical Services..........................................................................................79 9.0 INSURANCE GUIDELINES AND INSPECTIONS....................................................................80 4
- 1
FM Global Guidelines....................................................................................................................80 9.1.1 Industrial Ovens and Dryers .............................................................................................80 9.1.2 Prevention and Mitigation of Combustible Dust Explosions and Fire .............................81 9.2 Insurance Company Inspections of CTA.......................................................................................82 10.0 REGULATORY ANALYSIS........................................................................................................84 10.1 Federal and Kentucky Workplace Safety.......................................................................................84 10.2 Kentucky Office of Housing, Buildings, and Construction...........................................................85 10.2.1 Code History.....................................................................................................................85 10.2.2 Division of Building Codes Enforcement.........................................................................87 10.2.3 Office of State Fire Marshal .............................................................................................88 11.0 COMBUSTIBLE DUST HAZARD STUDY................................................................................89 12.0 ROOT AND CONTRIBUTING CAUSES....................................................................................90 12.1 Root Causes ...................................................................................................................................90 12.2 Contributing Causes.......................................................................................................................91 13.0 RECOMMENDATIONS...............................................................................................................93 13.1 Recommendations to Communicate the Findings From the Investigation ....................................95 14.0 REFERENCES ..............................................................................................................................98 APPENDIX A: Fire and Explosion Damage.......................................................................................101 APPENDIX B: Laboratory Testing of Phenolic Resin ...........................................................................103 B.1 Explosion Severity.......................................................................................................................103 B.2 Minimum Explosible Concentration............................................................................................105 B.3 Minimum Ignition Energy ...........................................................................................................106 B.4 Propagating Brush Discharge Ignition Test.................................................................................107 B.4.1 Test Setup and Procedure ...............................................................................................107 5
B.4.2 Dust Ignition Tests..........................................................................................................108 B.4.3 Test Results.....................................................................................................................108 B.5 Hot Surface Ignition Temperature of Dust Layer ........................................................................109 B.6 Dynamic/Isothermal Differential Scanning Calorimeter Test .....................................................110 APPENDIX C: Equipment Testing.........................................................................................................111 C.1 Findings .......................................................................................................................................112 C.2 Conclusions..................................................................................................................................113 APPENDIX D: NFPA Guidelines............................................................................................................117 D.1 NFPA 654 ....................................................................................................................................117 D.2 Other Pertinent NFPA Codes.......................................................................................................119 D.2.1 Oven Safety.....................................................................................................................119 D.2.2 Electrical Safety..............................................................................................................119 D.2.3 Explosion Venting and Explosion Suppression Systems................................................119 APPENDIX E: HMIS Rating System.....................................................................................................121 APPENDIX F: Simplified Organization Chart (Kentucky Environmental and Public Protection Cabinet).........................................................................................................................123 APPENDIX G: Logic Tree Diagram.......................................................................................................124
6
Figures 1 Simplified Layout of CTA Facility................................................................................................20 2 Side View Showing Location of Line 405 Blend Room ...............................................................22 3 Line 405 Process Flow...................................................................................................................24 4 Fire Damage to Inlet Duct of Line 405 Baghouse. ........................................................................35 5 Sequence of Dust Explosions and Likely Locations of Those Killed and Burned in the Production Area ...................................................................................................................36 6 Collapsed Firewall and Metal Panels at South End of Line 405 Blend Room. .............................37 7 Collapsed Firewall Between Lines 403 and 405............................................................................38 8 Bent Support Column in Line 401 Blend Room............................................................................39 9 Explosion Damage to Exterior Plant Wall at Southwest Corner of Building................................40 10 Dust Explosion Pentagon...............................................................................................................46 11 Burning Increases With Increasing Surface Area..........................................................................47 12 Mechanism for a Dust Fire or Explosion.......................................................................................49 13 Interior of Line 405 Oven ..............................................................................................................53 14 Explosion Severity of Durite SD-52SS Compared With Other Common Combustible Dusts...............................................................................................58 15 Explosivity Testing Results for Resin/Fiberglass Mixtures...........................................................58 B-1 Durite SD-52SS Overpressure Versus Concentration .................................................................104 B-2 Durite SD-52SS Rate of Pressure Rise Versus Concentration.....................................................104 B-3 Minimum Explosive Concentration of Durite SD-52SS Compared With Other Common Combustible Dusts ..................................................................105 B-4 Minimum Ignition Energy of Durite SD-52SS Compared With Other Common Combustible Dusts.............................................................................................106 C-1 Oven Natural Gas Piping Manifold .............................................................................................116
7
Tables 1 Particle Size of Common Materials ...............................................................................................48 2 Dust Properties for Determining Fire and Explosion Hazards.......................................................50 3 Borden Chemical Black Phenolic Resin (Durite SD-52SS) Test Results......................................57 4 Comparison of Phenolic Resin MSDSs .........................................................................................64 5 Insurance Company Dust Issues and Recommendations...............................................................83 A-1 Fire and Explosion Damage.........................................................................................................101 B-1 Propagating Brush Discharge Test Results..................................................................................109 B-2 Hot Surface Ignition Temperature ...............................................................................................110 D-1 NFPA Publications Relevant to Dust Explosion Hazard Control................................................118 E-1 HMIS Defined Degrees of Flammability Hazard ........................................................................122
8
Acronyms and Abbreviations ACC American Chemistry Council ANSI American National Standards Institute ASTM American Society for Testing and Materials ATF Bureau of Alcohol, Tobacco, Firearms and Explosives CAS Chemical Abstracts Service CSB
U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board CTA CTA Acoustics, Inc. DSC Differential Scanning Calorimetry EPA U.S. Environmental Protection Agency ºF Degrees Fahrenheit FM Global Factory Mutual Insurance Company g/m3 Gram per cubic meter HazCom Hazard Communication (OSHA) HMIS Hazardous Materials Identification System (NPCA) IC Incident commander IBC International Building Code ICC International Code Council IFC International Fire Code Kst Explosion Severity LEL
Lower Explosive Limit MEC
Minimum explosible concentration MIE Minimum ignition energy MSDS Material Safety Data Sheet NBC National Building Code (American Insurance Association) 9
NEC National Electrical Code NEMA National Electrical Manufacturers Association NFC
National Fire Code (NFPA) NFPA National Fire Protection Association NPCA National Paint and Coatings Association NSC
National Safety Council OSH
Kentucky Office of Occupational Safety and Health OSHA Occupational Safety and Health Administration oz/ft3 Ounce per cubic foot PBD
Propagating Brush Discharge psi Pound per square inch SCE Safety Consulting Engineers, Inc. SPI
Society of Plastics Industry 10
Executive Summary A February 20, 2003, dust explosion at the CTA Acoustics, Inc. (CTA) facility in Corbin, Kentucky, killed seven and injured 37 workers. This incident caused extensive damage to the production area of the 302,000-square-foot plant. Nearby homes and an elementary school were evacuated, and a 12-mile section of Interstate 75 was closed. The largest CTA customer, Ford Motor Company, temporarily suspended operations at four automobile assembly plants because CTA had produced acoustic insulation products for those plants, as well as for other industrial and automotive clients. In investigating this incident, the U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board (CSB) determined that combustible phenolic resin dust that had accumulated throughout the facility fueled the explosion. The investigation identified the following root causes for the February 20 incident: • CTA management did not implement effective measures to prevent combustible dust explosions. • The CTA cleaning and maintenance procedures for production lines did not prevent the accumulation of unsafe levels of combustible dust on elevated flat surfaces. • The CTA incident investigation program did not ensure that all oven fires were investigated and that underlying causes were identified and resolved. • The Borden Chemical product stewardship program did not explicitly convey to CTA the explosive hazards of phenolic resins. • The original building design and subsequent building modifications did not effectively address the fire and explosion hazards associated with combustible dusts. 11
This CSB report makes recommendations to CTA, CertainTeed Corporation, and to Borden Chemical, Inc., manufacturer of the phenolic resin used at the Corbin plant. CSB also makes recommendations to the Kentucky Office of Occupational Safety and Health; Kentucky Office of Housing, Buildings, and Construction, Division of Building Codes Enforcement; Factory Mutual Insurance Company; American Chemistry Council; National Fire Protection Association; International Code Council; and The Society of the Plastics Industry, Phenolic Division. 12
- 0 Introduction
At approximately 7:30 am on Thursday, February 20, 2003, a fire and series of explosions occurred at an acoustic insulation manufacturing plant owned and operated by CTA Acoustics, Inc. (CTA), in Corbin, Kentucky. Seven workers died, and 37 were injured. Nearby homes and an elementary school were evacuated, and a 12-mile section of Interstate 75 was shut down as a precautionary measure. The largest CTA customer, Ford Motor Company, temporarily closed four automobile assembly plants because they relied on parts CTA had supplied. Because of the catastrophic nature of this incident, the U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board (CSB) conducted an investigation to determine the root and contributing causes and to make recommendations to prevent similar occurrences. CSB investigators arrived at the site on the morning of February 21. CSB coordinated investigation activity with other responding agencies, including the Bureau of Alcohol, Tobacco, Firearms and Explosives (ATF); Kentucky Office of Occupational Safety and Health (OSH); Office of Kentucky State Fire Marshal; and Laurel County Division of Public Safety. ATF completed an origin and cause investigation and determined that the incident did not involve criminal activity. CSB photographed and examined the incident scene, conducted nearly 80 interviews, and examined documents CTA and other parties provided. Forty-two samples of dust-containing materials were collected and tested in a laboratory; selected plant production equipment was tested; and relevant safety codes, standards, and guidelines were analyzed. On July 8, 2003, CSB held a public meeting in Corbin to present its preliminary findings and to solicit comments from employees and the public. The CTA incident is the second in a series of three dust explosions investigated by CSB; CSB also investigated West Pharmaceutical Services (January 29, 2003) and Hayes Lemmerz (October 29, 2003). 13
As a result of these investigations and industry-wide concerns, CSB has initiated a study of dust explosion hazards that will examine, among other topics, the adequacy of safety regulations and guidelines. 14
- 0 Key Findings
Combustible phenolic resin dust fueled the fire and explosions. 2. Line 405 was operated with the oven doors open due to a malfunction of temperature control equipment. Combustible material in the oven likely caught on fire, and the flames then ignited a combustible dust cloud outside the oven. 3. Lack of effective firewalls and blast-resistant physical barriers allowed the fire and explosions to spread to nonproduction areas of the facility. 4. Borden Chemical did not explicitly communicate the explosive hazard of phenolic resins to CTA. 5. Borden Chemical did not communicate to CTA the safety lessons from the 1999 Jahn Foundry dust explosions that involved a similar Borden phenolic resin. 6. CTA management was aware of the explosive potential of combustible dust, but did not implement effective measures to prevent explosions or communicate the explosion hazard to the general work force. 7. Inefficient baghouse operations and improper production line cleaning activities dispersed combustible dust and deposited it on elevated flat surfaces, where it accumulated. 8. Lack of housekeeping on elevated flat surfaces allowed combustible dust to build up to unsafe levels. 9. The Kentucky Office of Occupational Safety and Health conducted comprehensive inspections of the facility in previous years but did not issue citations regarding combustible dust hazards. 15
The Kentucky State Fire Marshal’s office had not inspected the facility since it was constructed in
Despite frequent inspections, none of CTA’s insurers identified phenolic resin dust as an explosion hazard after 1995. 16 3.0 Facility Description 3.1 CTA Acoustics Corbin Facility The 302,000-square-foot CTA facility is located just outside the Corbin city limits in Laurel County, Kentucky. The facility employed 561 full-time personnel at the time of the incident. Operations employees worked rotating 12-hour shifts, while the mechanical department and administrative support staff worked 5-day, 8-hour shifts. CTA is a privately held company, with a technical and sales office in Madison Heights, Michigan. The Corbin facility is its only manufacturing plant. At the time of the incident, CTA had annual sales of $80 to $90 million. 3.2 Surrounding Community The neighborhood surrounding the CTA facility is part of an unincorporated community consisting of houses, apartments, and trailer homes. A nursing home, medical clinic, and elementary school are located within one mile of the plant. On the day of the incident, a number of people living or working in the area were evacuated, but no injuries to the public were reported. As a precaution, officials shut down 12 miles of Interstate 75, located approximately 0.5 mile west of the facility. 3.3 History of the Plant CertainTeed Corporation—a manufacturer of insulation, roofing, siding, windows, and related products— built the Corbin plant in 1972 and operated it for 20 years. Headquartered in Valley Forge, Pennsylvania, CertainTeed employs 7,000 people at 40 manufacturing facilities throughout the United States. In 1988, CertainTeed became a wholly owned subsidiary of Saint-Gobain. Saint-Gobain employs approximately 26,000 people in North America and more than 170,000 people in 46 countries worldwide. Saint- 17
Gobain’s North American companies operate in industries such as industrial ceramics, containers, reinforcements, flat glass, abrasives, and building materials. In 1992, CertainTeed sold the automotive portion of the facility (production lines 403 and 405) to CTA, while retaining ownership of the overall facility and industrial lines 401, 402, and 416. Those lines produced acoustic duct liner for various industries. In 1997, CertainTeed sold the entire facility to CTA but retained ownership of lines 401, 402, and 416, which were leased to CTA. CTA operated and maintained those three lines. In 1998, CTA became a wholly owned subsidiary of American Rockwool Operating Corporation. American Rockwool then merged into Hercules Fiber II in October of 2001. 3.4 Plant Construction and Layout Most of the explosion and fire damage occurred in and around the production area of the CTA plant. The following descriptions are based on visual observations and review of plant engineering drawings, in addition to videotapes and photographs taken after the explosion. 3.4.1 Plant Construction The CTA plant was designed and built in 1972 as a Type II (noncombustible) industrial structure according to classifications developed by the Model Codes Standardization Council.1 A structural steel skeleton frame, consisting of vertical columns and horizontal beams, supported the building. Exterior curtain walls—constructed of nonload-bearing, prefabricated metal panels—were supported by and attached to the structural frame. The flat building roof was constructed of metal panels covered with weatherproof matting and supported by open-web steel joists, which were attached to the horizontal
1 Formed in 1959, the Model Codes Standardization Council was created to seek greater uniformity among model building codes used in the U.S. Its members included the model building code organizations; national associations, such as American Society for Testing and Materials; and several federal agencies. In 2000, these model building codes were consolidated into the International Building Code developed by the International Code Council. 18
beams. Nonload-bearing masonry block walls with a 2-hour fire resistance rating partially segregated functional areas of the plant. 3.4.2 Plant Layout Four production lines—401, 402, 403, and 405—were located in the center portion of the southern half of the plant. Production line 416 was located near the west wall (Figure 1). The production lines included material feeders, separating and mixing machines, curing ovens, and trimming equipment connected by conveyors. Lines 401, 402, and 403 were adjacent to each other; line 405 was approximately 80 feet east of line 403. The open area between lines 403 and 405 was used to store racks of semi-cured acoustical insulation, referred to as “pelts.” The molding department, where hydraulic molding presses and water jet cutters were used to shape and size the automotive insulation products, was located in the northeast quadrant of the plant. 19
Figure 1. Simplified layout of CTA facility. Firewalls to the south segregated the production lines from raw materials storage. A firewall also segregated the southeast portion of line 405 from the maintenance shop. This configuration created a 5- to 8-foot-wide aisle between the firewall and the east side of line 405. Another firewall, which ran from south to north in the open area between lines 403 and 405, partially segregated these lines. There was no firewall on the west side of the production area. In late 2002, CTA removed firewalls on the north side of the production area that segregated that area from the finished goods storage area. The Kentucky Department of Housing, Buildings, and Construction (which became the Kentucky Office of Housing, Buildings, and Construction in 2004) approved removal of these firewalls. 20
Thirteen-foot-high freestanding enclosures, called “blend rooms,” covered processing equipment on the south end of four production lines. Figure 2 shows the location of the blend room in a side view of line
- Blend room ceilings were constructed of metal panels with recessed fluorescent light fixtures. The
areas between the roofs of the blend rooms and the plant roof were generally open on two or three sides. 21
Figure 2. Side view showing location of line 405 blend room. 22
- 0 Process Description
The production lines in Corbin used a process technology initially patented by the Gustin-Bacon Company.2 Originally, the process used shoddy3 cotton and phenolic resin for the manufacture of acoustical and thermal insulation. In the 1990s, fiberglass began replacing the shoddy cotton in CTA insulation products, a changeover that was essentially complete by 2001. 4.1 Line 405 Lines 401, 402, and 403 generally operated in a manner similar to 405 (Figure 3). However, the process at line 405 is significant because CSB determined that it most likely was the origin of the initial ignition and explosion (Section 7.1.1.1). Line 416 only applied additional coatings to the industrial insulation products produced in Lines 401 and 402 and used no powdered phenolic resins. 4.1.1 Raw Materials and Feeders Three raw materials—fiberglass, phenolic resin powder, and facing—were used to manufacture the industrial and automotive acoustical insulation products at CTA. Various types of fiberglass were fed into the line at the south end by blend line feeders.4 A picker then chopped, mixed, and spread the fiberglass to create a web, which was moved via another conveyor to the binder-feeder. A manually
2 In April of 1949, the Gustin-Bacon manufacturing company applied for and received a patent number 2,467,291 from the United States Patent Office for a mat process to manufacture Felted Fibrous Insulating Material. 3 Shoddy is the name given to special types of fabric made from remanufactured materials (i.e., materials which have already been spun into yarn or woven into cloth, but have been torn up or ground up into a fibrous mass, respun, and rewoven). 4 Fiberglass arrived at the CTA facility in wire-bound bales and was loaded onto conveyors attached to the feeders. 23
actuated water sprinkler was positioned over this area to extinguish fires. The binder-feeder deposited phenolic resin powder onto the fiberglass web,5 which then entered the mat-former on a forming chain.6 CTA purchased and used two types of phenolic resin powder. The powders—referred to as “natural” and “black”—have similar chemical compositions and properties (Section 8.1). The natural resin, Borden Chemical Durite SD-110A, was used on lines 401 and 402 to make duct liner; while the black resin, Borden Chemical Durite SD-52SS, was used on lines 403 and 405 to make automotive acoustic insulation products. The black resin contained approximately 2 percent carbon black to produce the desired color. Substantial quantities of phenolic resins, often several hundred thousand pounds per month, were used. The quantity of black resin greatly exceeded the quantity of natural resin used in the plant’s production lines. Box (on floor) Oven air intake Natural gas burner Facing Transition Incinerator Baghouse Curing oven Air lock Chute Resin feeder Picker Residue feeder Building roof Blend room roof Blend line feeders Mat-former Figure 3. Line 405 process flow.
5 Phenolic resin powder arrived at the CTA facility in 2,000-pound super sacks. A screw conveyor attached to the bottom of the feed hopper transported the powder to the binder-feeder. 6 The forming chain was basically an open mesh conveyor line. 24
- 1.2
Mat-former and Baghouse In the mat-former, air-suction dispersed the phenolic resin powder throughout the web to create a resin- impregnated fiberglass mat. The suction air—along with excess resin powder and smaller fiberglass fibers—traveled from the mat-former via four vertical air ducts to a baghouse, which was located on the plant’s roof. Fire dampers and manually actuated water sprinklers were located in the vertical ducts. The pulse-jet baghouse, designed with a capacity of 40,000 cubic feet per minute, was a large rectangular metal box with a series of long cloth bags hung inside. This baghouse was fitted with an explosion vent. In addition to providing suction for the mat-former, it also served as a pollution control device. The baghouse was designed to remove small fiberglass fibers and phenolic resin powder with 99 percent efficiency. Particulate-laden air entered on one side of the baghouse and passed through the bags, which acted like filters to remove fibers and resin dust. During this process, a dust cake formed on the exterior of the bags. The difference in pressure between the dirty and clean sides of the baghouse determined the amount of suction generated in the mat-former. A gauge mounted in the blend room measured the pressure in inches of water. 7 Written procedures required that the line be shut down and the baghouse cleaned if the pressure gauge reading was above 6 inches, an amount recommended by the manufacturer. The pressure drop across the baghouse was recorded in a log twice a day to meet a requirement of the plant’s air quality permit. Operators reported that when the bags clogged, an excessive amount of dust blew out of the base of the mat-former and into the plant. To keep the baghouse functioning efficiently, CTA used two methods to periodically clean the bags.
7 An “inch of water” is a unit of pressure equal to the pressure exerted by a column of liquid water 1 inch high at a standard temperature. One inch of water equals 0.0361 pound per square inch (psi). 25
One method used blasts of high-pressure air. This cleaning process, known as “shaking the bags,” was initiated by pushing a button on a control panel in the blend room; however, this could be done only when the mat-former was not processing material. The blast of high-pressure air dislodged the dust from the bags, and it settled in the bottom of the baghouse. The second method, performed daily during shift line cleaning (Section 4.2), required CTA employees to manually strike the bags with a stick to remove the dust cake. This cleaning procedure was covered in a written Job Safety Analysis, which provided instruction on the hazards associated with cleaning the baghouse, including the risk of explosion. The residue that collected in the bottom of the baghouse could be either automatically recycled to the process or manually removed as waste during shift cleaning. If the material was recycled, it was returned to the processing line via a conveyor and then dropped through a vertical pipe containing a rotary airlock8 before being deposited into the residue feeder. In December 2002, the use of the residue feeder on line 405 was discontinued because of a process change, and the baghouse residue was manually removed by dropping it through a chute. The residue fell into a cardboard box placed under the chute on the blend room floor. 4.1.3 Curing Oven The mat exited the mat-former on a conveyor. Facing9 was applied above and below the mat just prior to it entering the curing oven. Chain-driven oven flights sandwiched the mat and guided it through the oven. To reduce friction, a pneumatic pump dispensed oil rated for high-temperature use to lubricate the chains and sprockets.
8 A rotary airlock is a valve that contains a set of rotating pockets that mechanically pass solids while preventing excessive return flow of air or gases. This device was necessary for the baghouse to maintain its suction. 9 Facing is thin plastic nylon sheeting, which arrived at the facility on a spindle. One roll of facing was positioned above and another underneath the discharge conveyor of the mat-former. 26
Circulating fans and dampers directed heated air (260 to 290 degrees Fahrenheit (°F)) above and below the mat as it passed through the curing oven. The heat semi-cured the mat by melting the phenolic resin powder, which caused the resin to evenly bind with the fiberglass and the facing to form a firm fiber pad. As the resin was semi-cured, waste gases and vapors—such as phenol, formaldehyde, and ammonia— were liberated and released into the oven air exhausts. The exhaust traveled to a roof-mounted incinerator, where the vapors and gases were combusted. The speed of the mat as it passed through the 26-foot-long oven varied depending on mat thickness and end use of the product. As the mat traveled through the curing oven, small pieces sometimes stuck to the flights and the chain or fell to the oven floor. This combustible material accumulated in the bottom of the oven. Four doors, measuring 4- by 4-feet and located at floor level, provided access to the oven for cleaning. Each door was hinged on its right side and was held shut by a latch and pin near the top of its left side. A single natural-gas burner was mounted on the air inlet duct at line 405 several feet above the top of the curing oven. The burner incorporated combustion safeguards and interlocks to prevent fuel explosions.10 A thermocouple measured oven temperature. The thermocouple sent an electronic signal to a digital process controller, which had programmable set points and alarms for temperature settings. The controller altered the airflow to the burner, and the natural gas ratio was automatically maintained by a ratio proportioning valve that controlled natural gas/air mixture. A fuel-gas manifold—which included pressure regulators; shutoff, safety relief, and control valves; and high-/low-pressure switches—supplied natural gas to the burner.
10 These safeguards required that a reliable ignition source be established before fuel reached the main burner; a limited time was then allowed for flame ignition. The fuel automatically shut off in the event of flame failure. The ovens also incorporated an automatic purge of fuel vapors and combustible gases that may have accumulated during shutdown. 27
- 1.4
Molding Department After exiting the curing oven, the edges of the pad were trimmed and then the mat was cut into pieces of desired length. These pieces, called “pelts,” were manually hung on storage racks as they left the production line. Later, the pelts were moved into the molding department. There, hydraulic presses were used to fully cure the pelts and form them into their final shapes. The fully cured automotive acoustical insulation parts were then trimmed by water-jet cutters and manually packaged for shipment to CTA’s customers. 4.2 Production Line Operation and Cleaning The production lines generally ran continuously during the weekdays. The day shift started at 7:00 am. A crew of five, working 12-hour shifts, normally ran each line. A crew leader directed each crew, adjusted various controls and feeder rates, and completed batch records and production logs. Other crew members typically included an inspector, an oven tender, and two blend line operators. The inspector examined the finished product as it came off the production line to determine if the product met quality specifications. The oven tender operated the curing oven and stacked pelts onto racks. Blend line operators ensured that fiberglass and resin feeders were supplied with raw materials. The crew also cleaned the lines, typically at the beginning of each shift. Daily production line cleaning usually required about 1 hour and included tasks such as: • Using compressed air to blow out the area under the forming chain in the mat-former. • Using a chimney sweep11 or compressed air to clean the vertical pipes leading to the baghouse.
11 A chimney sweep is an instrument used to clean soot or dust off surfaces inside a chimney, duct, or pipe. 28
• Manually striking baghouse bags with sticks, removing the waste from the baghouse, and dropping it via the pipe chute into the blend room. These line-cleaning activities suspended the combustible dust and allowed it to settle on flat surfaces. The oven was not normally shut down during line cleaning because it took a long time to reheat. Material cleaned out of the processing line was typically dumped onto the plant floor and then swept up with brooms and deposited in a dumpster. Wall-mounted and portable pedestal fans were used to blow dust away from the operators as they cleaned around the lines. The fans increased the dispersion of combustible dust in the production area, which resulted in dust settling on overhead flat surfaces. 4.3 Periodic Line Maintenance Line 405—including the oven—was shut down for maintenance periodically. According to maintenance logs, in 2002, periodic maintenance on line 405 was performed at intervals ranging from 6 to 9 weeks. In 2003, line 405 was first scheduled for periodic maintenance on February 13 (8 weeks from the last maintenance), but the maintenance was postponed twice, and eventually rescheduled for February 21 (9 weeks from the last maintenance). During normal maintenance, accumulations of phenolic resin powder and fiberglass that collected inside the oven were sandblasted off walls and the oven flights. Material in the bottom of the oven was scraped out, the bags inside the baghouse were replaced, and the rotary airlock was cleaned out. The material removed from the airlock was typically dumped on the roof of the blend room. Over time, a pile of combustible dust—about the size of a 5-gallon bucket—built up on the blend room roof. 4.4 Plant Shutdowns Twice a year—typically in July and December—the entire CTA facility was shut down for cleaning and/or maintenance. During the cleaning, all plant equipment was shut down except for exhaust fans and 29
lights. Employees used compressed air to blow accumulated dust off equipment and building surfaces. The settled dust was then swept off the floor and removed from the plant. 30
- 0 Incident Description
- 1
Pre-Incident Events 5.1.1 Ventilation Study In February 2002, CTA contracted with a heating, ventilating, and air conditioning engineering firm to investigate ventilation improvements in the production and molding areas of the plant. One area of concern was release of dust from the production lines; however, the investigation did not specifically examine combustible dust hazards. The engineering contractor concluded that the general flow of air inside the building was from south to northeast. The contractor also found that airflow rates at the capture hoods were less than the design intent. Filters had been placed over ventilation hoods but were not regularly cleaned, resulting in poor collection of dust. The contractor also noted that the blend rooms were more dust laden than the rest of the processing lines. The contractor found that on line 405, the actual volume of air exhausted by the baghouse was only 35 percent of design capacity. The contractor attributed the diminished airflow to the poor condition of the fans, overloading of the baghouse, and possible plugging of the ductwork. The contractor’s report also noted that the area around the line 405 mat-former released large quantities of dust. Based on this information, CSB concluded that phenolic resin dust and small fibers migrated from the blend rooms through door and wall openings and settled onto flat surfaces throughout the facility. To balance the plant airflow, the contractor recommended replacing the baghouses on lines 403 and 405, modifying ventilation hoods on the processing lines to increase capture velocities, and installing four air- handling units on the roof to provide additional makeup air to the plant. 31
On February 20, 2003—the day of the explosion—CTA was scheduled to begin installing new makeup air units on lines 403 and 405. 5.1.2 Line 405 Oven Temperature Controller Interviews with operators on line 405 and maintenance personnel, and a review of shift production logs revealed problems with the temperature controller for the curing oven as far back as December 20, 2002; the oven was running too hot. Production log entries noted that maintenance personnel had attempted to fix the controller on five occasions since December 2002. Four days prior to the explosion, the temperature controller was no longer regulating the oven temperature so controls were switched to manual by the line operators. The oven temperature was then controlled by opening and closing the access doors on the east and west sides of the oven. Since there was no spare controller available in the maintenance shop, an order for a new controller was placed with a supplier. 5.1.3 Line 405 Baghouse CTA initially planned to replace the line 405 baghouse in 1996-97. Minutes from a December 1996 staff meeting indicate that two baghouse manufacturers were prepared to bid on the project. However, CTA management opted not to fund the replacement of the baghouse at that time. A new cylindrical dust collector was erected in 2002 on a free-standing structure along the south wall of the facility to replace both the line 403 and 405 baghouses, but at the time of the explosion, it was not operational because new piping still needed to be connected. A few days prior to the explosion, line 405 operators were having problems with clogged bags in the baghouse. Operator statements and notations on shift production logs show that the baghouse was running at a high differential pressure, which indicated the bags were clogged. To unclog them, the bags had to be shaken repeatedly each shift. Operators also manually beat the bags with sticks during the line cleaning to remove the dust. They attributed the clogging problem to two causes: 32
• The line was one week past due for periodic maintenance, at which time the bags in the baghouse would be changed (Section 4.3). • Moisture had entered the baghouse and mixed with the phenolic resin dust and small fiberglass fibers. As this mixture dried, it formed a paste that adhered to the bags and was difficult to dislodge. The moisture came from holes in the baghouse structure that let in rain and snow, and a water line break inside the baghouse on January 29, 2003. 5.1.4 Line 405 Oven Fires Fire was not normally present in the oven where the mats were semi-cured. The burner for the oven was located in a duct several feet above the oven (Section 4.1.3). Line 405 oven temperature was maintained between 260 to 290ºF. However, small fires sometimes started in the oven when accumulated phenolic resin/fiberglass materials ignited. The operators extinguished those fires with water via a garden hose or with dry chemical fire extinguishers. Production logs, fire reports, and work orders showed that at least seven fires occurred on line 405 in the 6 months prior to the explosion; one in July 2002, three in November, one in December, and one in January 2003. These reports indicated that five of the seven fires originated inside the line 405 oven. Sparks from the oven flight chain were listed as the most frequent source of ignition. 5.2 The Incident 5.2.1 Line 405 Cleaning Activity The day shift began on February 20, 2003 at 7:00 am. Operators were performing a routine cleaning of the 405 production line. The oven continued operating during the cleaning, which was expected to take 1 hour. The previous shift had stopped the line in the middle of the night to shake the clogged bags in the 33
baghouse. The night shift operators had reported that the poor functioning of the baghouse and resulting lack of suction in the mat-former caused excessive release of dust from the production line. The baghouse was turned off for cleaning. During the cleaning, a day-shift operator discovered that the transition12 leading to the baghouse was plugged. Some of the crew went to the roof to unplug it. Those operators used a compressed air lance to blow the remaining material out of the transition. That material fell back through a chute into the production area. Interviews revealed that these activities and other line- cleaning tasks—such as blowing out pipes with compressed air and dry sweeping floors—generated a cloud of combustible dust around line 405. 5.2.2 Initial Explosion at Line 405 Two operators on the roof stated that moments after the baghouse was turned back on at 7:30 am, flames shot up through the inlet ducts, into and out of the baghouse (Figure 4). Both operators were burned— one received minor facial burns; the other received second-degree burns to his hands and face, which required a lengthy hospital stay. Inside the plant, personnel located about 80 feet northwest of line 405 observed smoke coming from the line prior to the initial explosion. Once the explosion occurred, personnel both heard it, and saw a fireball emerge from the south end of the oven. The initial explosion created a pressure wave that knocked down portions of the firewall on the east side of line 405. Three operators were standing on the west side of the line at the time. One operator suffered third-degree burns and died in the hospital several days later. The force of the explosion knocked the other two operators into the aisle. One received second-degree burns and was hospitalized for several days, while the other received only minor injuries. A fourth employee, who was driving a gas-powered
12 The transition is a junction where the four vertical pipes from the mat-former meet before going into the baghouse (Figure 3). 34
forklift with a semi-enclosed cab down the aisle west of line 405, was also burned. He was hospitalized but released the same day.
Figure 4. Fire damage to inlet duct of line 405 baghouse. Figure 5 depicts the sequence of explosions and shows the likely locations of those who were burned in the production area. See Section 5.4 for a description of the extent of injuries to employees. Eyewitnesses standing northwest of line 405 felt a pressure wave blow dust and other material in their direction. The force shook loose accumulated dust from the overhead roof joists and blew out roof panels. Employees also saw a fireball coming toward them from the south side of the line 405 oven; the fireball dissipated when it reached the molding department. Employees reported that dust fell from above, the lights went out, and the building fire sprinkler system activated.
35
1 2 3
Figure 5. Sequence of dust explosions and likely locations of those killed and burned in the production area (Note: All employee injuries not shown in figure). 5.2.3 Secondary Dust Explosion at Line 405 The fireball generated by the initial explosion near the line 405 oven ignited dispersed combustible dust, which caused a secondary explosion in the relatively confined area above the line 405 blend room. The force of this explosion damaged the firewalls to the east and south and pushed metal wall panels above the blend room roof on the south side out to the south (Figure 6). The explosion also pushed ceiling 36
panels and lights down inside the blend room. The pressure wave vented out of the building, damaging metal wall panels on both the south and east outer walls.
Figure 6. Collapsed firewall and metal panels at south end of line 405 blend room. 5.2.4 Fire and Explosion at Line 403 The pressure wave and fireball produced by the secondary dust explosion above the line 405 blend room propagated west along the ceiling toward line 403. Several plant personnel described a rolling fireball traveling in that direction. Evidence of the path of the pressure wave and fireball included: • A collapsed firewall between lines 403 and 405 (Figure 7). • Metal wall panels above the line 403 blend room on the east side that were blown to the west. • Burnt residue on the building’s roof trusses. The fireball also ignited semi-cured pelts stored in the open area between lines 403 and 405. 37
Figure 7. Collapsed firewall between lines 403 and 405. When the fireball reached line 403, it moved into the blend room. Three operators and the shift supervisor received second- and third-degree burns from the fireball and were transported to hospital burn units; they died days later. Two other operators were also burned, one critically. Operators working on the roof of the plant observed the line 403 baghouse catch on fire. The cleanout doors opened on line 403 equipment may have provided a path for flames to travel to that baghouse. 5.2.5 Fire at Line 402 After the pressure wave from the second dust explosion blew in the metal panels above the line 403 blend room, the fireball following it continued to move west and into line 402. Three operators were burned in the blend room or aisle that separated lines 403 and 402 (Figure 5). They were transported to the hospital; two of these men later died. 5.2.6 Fire and Additional Dust Explosion at Line 401 The fireball continued to move west over the top of the line 402 blend room and into line 401. CSB investigators noted extensive explosion damage at line 401, nearly 300 feet from the initial explosion’s point of origin at line 405. Physical evidence revealed that an additional secondary dust explosion 38
occurred in the southeast corner of the line 401 blend room, another confined area. The firewall south of line 401 was partially collapsed, and concrete blocks dislodged from this wall fell to the south. The force of the dust explosion pressure wave likely bent a steel column on the west side of the blend room (Figure 8). Metal panels of the north and west walls were deformed outward. A large hole was blown in the building roof above the southeast corner of the blend room.
Figure 8. Bent support column in line 401 blend room. Line 416 operators observed a fireball traveling north toward them from the line 401 blend room. They stated that the fireball receded when it reached the end of the line 401 oven. Still, the effects of the pressure wave that accompanied the fireball knocked some of them down. That wave vented out of the building at the northwest corner, where it damaged a loading dock door. It also blew out portions of the plant’s metal panel west wall (Figure 9) and damaged the north wall of the chemical room, located near the southwest corner of the plant. At the time of the secondary dust explosions, line 401 had been running for a few minutes. Three operators at this location were severely burned (Figure 5); they received extended treatment from the hospital. Two other operators received minor injuries. 39
Figure 9. Explosion damage to exterior plant wall at southwest corner of building. 5.3 Emergency Response 5.3.1 Plant Evacuation As soon as plant personnel heard the explosion, they began to evacuate the facility. Uninjured employees helped those who were injured and burned—in some cases, carrying them out of the plant. Employees assembled in the parking lot, and a headcount was taken to verify that all personnel had evacuated. Injured workers were isolated and provided with first aid and comfort until they could be evaluated by emergency medical personnel. 5.3.2 Notification Shortly after 7:30 am on February 20, the local 9-1-1 call center received a report of an explosion at CTA. The West Knox Fire Department responded to the call, and the Laurel County Emergency Management Director was notified. Upon seeing a large plume of black smoke over the plant site, the West Knox Fire Chief—who was nearby—called for assistance from three other fire departments. 40
- 3.3
Firefighting Activities 5.3.3.1 Initial Fire Attack and Treatment of Injured The West Knox Fire Department arrived at the CTA facility within 10 minutes. Knox County responders set up triage for the injured, and additional ambulances were called. The Laurel County Emergency Management Director became the incident commander (IC) and established a command post. One of the first priorities of the IC was to find out what chemicals were involved and release accurate information to the media. CTA provided copies of MSDSs and a floor plan, and answered the IC’s questions concerning materials and equipment. 5.3.3.2 Community and Plant Site Evacuations The IC set an initial evacuation zone around the plant of 660 feet based on the rising smoke plume and local weather conditions. This required only removal of employees from the plant property. Telephone discussions with Borden Chemical—the phenolic resin manufacturer—revealed that trace quantities of hydrogen cyanide, ammonia, formaldehyde, phenol, carbon monoxide, and carbon dioxide could be released as the phenolic resin burned. The IC then increased the evacuation zone to 0.5 mile, and nearby residents and businesses were ordered to evacuate. Police moved employees away from the plant site; rerouted traffic and blocked off roads; and went door-to-door to evacuate businesses, homes, and apartment complexes. As a precaution, an elementary school outside of the evacuation zone was also evacuated. At the request of the IC, the Federal Aviation Administration restricted airspace around the facility. Due to a misunderstanding in radio communication between the incident command center and other responding emergency agencies, the evacuation zone was inadvertently extended to 1.5 miles. This prompted the Kentucky State Police to temporarily close a portion of Interstate 75. 41
Later in the emergency response process, inaccurate information also was provided to the IC that a “cyanide trap” on the roof was on fire and about to explode. This inaccurate information came from a truck driver who falsely identified himself as a CTA hazardous materials responder with knowledge of the hazards and the appropriate response. Firefighters pulled back, and the incident command post was moved. When this information was found to be incorrect, firefighting efforts resumed. The news media also initially reported that the explosion released a 1.5-mile-wide cyanide cloud over north Corbin. The IC then advised the media that the evacuation zone extended to only a 0.5-mile radius and that no cyanide had been released, and the news media reported that cyanide concerns were unfounded. 5.3.3.3 Fire Scene Operations The fire was primarily confined to the production area and the baghouses on the roof. While two fire crews fought the fire, another crew removed combustible material from the plant, including 80,000 pounds of powdered phenolic resin binder. The fire was extinguished at approximately 3:00 pm, except for smoldering rolls of duct liner and semi-cured pelts. Nearly 4,000 rolls of the smoldering material were removed from the plant over the next 2 days. At 3:30 pm on the day of the incident, a U.S. military civil support team from Louisville conducted air monitoring in and around the plant, which revealed no toxic chemical levels. At the same time, the U.S. Environmental Protection Agency (EPA) conducted an air monitoring survey of the surrounding neighborhood. Again, no toxic material levels were found. At 4:30 pm, the evacuation order was lifted, and local residents were permitted to return to their homes. 42
- 4
Incident Aftermath The CTA incident was the deadliest workplace accident in Kentucky since 1989, when an explosion at the Union County coal mine killed 10 people. The following bullets describe the injuries and fatalities that occurred at CTA: • On the days following February 20, 2003, 14 people were transferred from the Corbin medical center to hospitals with advanced burn treatment units—University of Kentucky in Lexington, University of Louisville, and Vanderbilt University in Nashville, Tennessee. • Eleven of these 14 injured were in critical condition. • The first of seven fatalities occurred on February 23 and the last on April 11. All seven workers died from second- and third-degree burns or medical complications as a result of burn injuries. • The other four critically injured workers required surgery or spent many weeks of treatment in burn units. • Of the 30 employees who suffered minor injuries, including burns, cuts, bruises, and smoke inhalation, three had injuries serious enough to be sent to burn treatment units. Due to the physical damage to the facility, CTA built a new facility in the Corbin area at a reported cost of $56 million. CTA stated that the new facility was designed in accordance with National Fire Protection Association (NFPA) 654 (Appendix D.1), but CSB has not verified this new design. The new plant began operation in 2004—but with about 300 fewer employees, a result of business lost following the incident. 43
CertainTeed, which received product from CTA prior to the incident, renovated a facility in Sherman, Texas for the production of fiberglass textile duct liner for heating and air conditioning systems. The plant began operation in 2004, and reported relocation and renovation costs were $16 million. 44
- 0 Understanding Combustible Dust Hazards
- 1
Introduction Most organic materials and many metals—and even some nonmetallic inorganic materials, if finely divided and dispersed in suitable concentrations—will burn or explode if they contact a sufficient ignition source.13 Not all small particles burn, however. For example, salt and baking soda, no matter how finely powdered, will not burn because they contain no combustible material. Coffee creamer, on the other hand, will burn because it contains fat (organic material). Materials that are capable of burning in air are called combustible materials. Combustible dusts can be generated when solid combustible materials are handled or processed due to gradual reductions in the particle sizes and/or segregation of the particles. They are defined by NFPA 654 (2000) (Table 1, see page 48) as any finely divided solid material 420 microns or less in diameter that presents a fire or explosion hazard when dispersed and ignited in air. The combustibility of dust is established through materials testing (FM Global, 2004). Awareness of combustible dust hazards is important to ensure employee safety, to ensure proper facility design, and to develop adequate operations and maintenance procedures. 6.2 Dust Fire and Explosion Hazard Characteristics Like all other fires, a dust fire occurs when fuel (the combustible dust) comes in contact with heat (an ignition source) in the presence of oxygen (air). Removing any one of these elements of the fire triangle eliminates the possibility of a fire. A dust explosion requires the simultaneous presence of two additional
13 Ignitability and Explosibility of Dusts, Table A.1, Appendix A.2 (Eckhoff, 2003). 45
elements—dust suspension and confinement.14 Suspended dust burns more rapidly, and confinement allows for pressure buildup. Fuel, ignition, oxygen, suspension, and confinement form the five sides of the dust explosion pentagon (Figure 10). Removing either the suspension or confinement elements prevents an explosion, though a fire may still occur.
Figure 10. Dust explosion pentagon. 6.3 Significance of Particle Size The ease of ignition and severity of combustible dust explosions are primarily influenced by particle size or specific surface area.15 Finely divided particles have a large surface area, which allows them to rapidly react with oxygen when dispersed in air and ignited. The larger the surface area, the faster the reaction, and the larger the explosion.
14 Confinement keeps dust particles in proximity after suspension—which allows for sufficiently rapid heat transfer to allow continued propagation. Without confinement, a propagating explosion is not possible, though a large and very dangerous fireball may occur. 15 Specific surface area is the total surface area per unit volume or unit mass of dust. 46
Figure 11. Burning increases with increasing surface area. As depicted in Figure 11 (Eckhoff, 2003): • A large piece of wood burns slowly, releasing heat over a long period of time. • When the wood is cut into smaller pieces, ignition is easier and the pieces burn faster because the total contact surface area between the wood and air has increased. • When the wood pieces are further cut, ground into a fine powder, suspended in air as a confined dust cloud, and ignited, the dust burns very rapidly and may explode. The phenolic resin powders CTA used—which provided fuel for the fire and explosions—are combustible dusts. They have a particle size of 10 to 50 microns in diameter, similar to talcum (baby) powder. Table 1 lists the particle sizes for some commonly known materials. 47
Table 1 Particle Size of Common Materials Common Material Size (microns) Table salt 100 White granulated sugar 450–600 Sand 50+ Talcum (baby) powder 10 Mold spores 10–30 Human hair 40–300 Flour 1–100
Source: Filtercorp International Ltd.
- 4
Secondary Dust Explosions Typically, dust explosions occur when a small primary explosion—not necessarily a dust explosion itself—lifts dust deposits from floors, walls, overhead beams, or equipment. As illustrated in Figure 12, the suspended dust is then ignited, causing a secondary dust explosion. The blast wave from the secondary explosion causes accumulated dust in other areas to become suspended in air. This effect, in turn, may generate additional dust explosions. Depending on the extent of the dust deposits, a weak primary explosion may cause very powerful secondary dust explosions. At CTA, the initial explosion occurred at line 405, but secondary dust explosions caused severe destruction as far as 300 feet away, near line 401. 48
Figure 12. Mechanism for a dust fire or explosion. 6.5 Hazard Evaluation of Combustible Dusts Dusts with a median particle size smaller than 500 microns are considered explosible unless testing proves otherwise.16 Dusts with a median particle size greater than 500 microns (which is slightly larger than a staple wire) are assumed to be nonexplosible as long as smaller particles have not been segregated during materials handling (FM Global, 2004). The fire and explosive hazard of a combustible dust should be evaluated based on analytical test data (Eckhoff, 2003). Table 2 links measurable dust properties to each element of the dust explosion pentagon and explains their significance.
16 As an example, activated carbon with a median particle size of 22 microns did not explode when tested. See Ignitability and Explosibility of Dusts, Table A.1, Appendix A.2 (Eckhoff, 2003) for additional exceptions. 49
Table 2 Dust Properties for Determining Fire and Explosion Hazards (a) Elements Properties Significance Explosion Severity (Kst) value Maximum rate of pressure rise normalized to a 1.0-m3 volume, which is a relative measurement of energy of the dust explosion. The greater the Kst value, the more energetic the explosion. Fuel Moisture content Affects ease of ignition and ability to sustain an explosion. Increasing moisture content increases ignition energy (for some dusts, the increase may be exponential) and reduces explosion severity (i.e., water vapor acts as inert heat sink). Ignition Minimum ignition energy (MIE) Provides information on the lowest energy required to ignite the most readily ignitable dust/air mixture at atmospheric pressure and room temperature; a combustible dust with a low MIE is easily ignited. Ignition energies for dust clouds are usually higher than for gases or vapors—typically a fraction of a millijoule for gases and 1–10 millijoules for dust. Oxygen Oxygen content Less oxygen in the air reduces explosion severity by limiting rate of combustion and increases ignition energy. Degree of dispersion Usually dependent on the way dust is dispersed and level of turbulence. An evenly suspended and less turbulent dust cloud is more easily ignited and burns more easily. Particle size/shape Reduction in particle size increases surface area and decreases MIE; the smaller the dust particle, the more easily it is suspended. Particles with high surface area per unit volume exhibit low MIE, low MEC, and high Kst. Suspension/ confinement Minimum explosive concentration (MEC) Dusts, like gases and vapors, form explosive clouds only if dust concentration lies between certain limits, known as the lower (LEL) and upper explosive limit. For dusts, LEL is also commonly referred to as MEC. (a) This table highlights the main characteristics of combustible dusts. 50
- 0 Reconstructive Analysis
To determine the origin and cause of the fire and explosions, CSB examined and documented the scene. Appendix A provides a detailed listing of the fire and explosion damage. Laboratory testing was conducted to measure the explosibility of the phenolic resins used by CTA (Appendix B), and equipment was tested to determine if it was involved in causing the incident (Appendix C). Through this reconstructive analysis, CSB determined that a combustible phenolic resin dust fueled the fire and explosions. Natural gas was also considered a possible ignition fuel but was ruled out following a detailed investigation. 7.1 Fire and Explosion Scene Investigation CSB initiated its investigation on the morning of February 21, the day after the incident. The West Knox Fire Department had secured the plant site. ATF, the Kentucky State Fire Marshal, and the Arson Division of the Kentucky State Police Department also conducted investigations during the first few days. These organizations determined that the fire and initial explosion originated near production line 405. They found no evidence of criminal involvement. Kentucky OSH conducted an inspection and issued citations. 7.1.1 Origin and Cause Determination The purpose of the CSB origin and cause determination was to identify the following: • First material ignited (the initial fuel). • Possible source of ignition. • Event(s) that brought the fuel and energy source together to produce the initiating event. CSB determined the origin of the fire and explosions by analyzing the following information: 51
• Physical marks (e.g., fire patterns) left by the fire. • Physical debris and damage, which indicated the direction and relative force of the explosions. • Observations reported by persons who witnessed the fire or explosions, or who were aware of conditions at the time. 7.1.1.1 Point of Origin CSB confirmed the conclusions of ATF and the State Fire Marshal that the fire and initial explosion originated at the line 405 oven. Based on eyewitness accounts and examination of physical evidence, CSB determined that the initial explosion’s point of origin was likely in the aisle on the east side of the line 405 oven, near the south end. A number of employees stated that they saw the initial flash at this location. The partially collapsed concrete block masonry firewall east of the oven also provided evidence of the location of the initial explosion. A metal cabinet along the wall had been knocked over and was found lying against the oven. In contrast, the west side of the oven received only fire damage rather than explosion damage. Also, burned resin deposits were on the exhaust hood located over the conveyor where the fiber mat enters the oven. Rolls of facing and empty spindles were burned but otherwise intact. The metal ducts that extended above the oven were warped and discolored—signs of extreme heat and external fire, but not explosion damage. CSB also examined the interior of the oven; virtually all the combustible material that likely had been inside was burned away (Figure 13). In contrast, the interior of the ovens on lines 401, 402, and 403 contained accumulations of resin powder/fiberglass debris. The chain-driven oven flights for 405 were 52
burned clean but otherwise intact and undamaged. Metal discoloration was noted on the interior of the line 405 oven; however, CSB found no evidence of explosion damage inside the oven.
Figure 13. Interior of line 405 oven. 7.1.1.2 Most Probable Initiating Event CSB concluded that the most probable initiating event was a combustible dust explosion at the line 405 oven. Just prior to the explosion, the line crew cleared a blockage in the transition to the baghouse; this combustible material was dumped down a vertical pipe into a box on the blend room floor. Interviews with the crew revealed that dust was generated as the material landed in the box. A room fan mounted on the west wall of the blend room directed the combustible dust toward the oven. CSB determined that air currents probably transported the dust into the immediate area of the oven, where it likely ignited. A fire may have developed inside the oven as a result of a buildup of combustible material (Section 5.1.4). The oven had a history of small fires that were typically detected and put out by the line crew. In this case, the crew did not detect the fire because they were cleaning the line elsewhere. Flames may 53
have escaped through an open oven door (Section 5.1.2), or the dust cloud may have entered the oven and ignited. 7.1.1.3 Other Possible Ignition Sources CSB considered other potential sources of ignition at the point of origin, as noted below, but concluded that they were unlikely: • Electrical equipment: Several electrical boxes containing switches and relays were located in the area of origin and might have produced electrical sparks. The boxes were not dust- tight, and such sparks would have been capable of igniting a combustible dust cloud. CSB contractors examined the electrical boxes and concluded that—though they were fire- damaged—there were no indications that the spark-producing electrical equipment inside provided an ignition source (Appendix C). • Lube oil system: The lube oil system and pump for the oven flights were also examined. The piping for the high-temperature oil had no moving parts and was found to be free of leaks. The oil pump was pneumatically operated. • Static electricity: CSB also eliminated static electricity as an ignition source. Interviews with line crews revealed that electrostatic discharges occurred frequently when the mat- former was cleaned of phenolic resin. However, no one interviewed could recall an instance when the phenolic resin ignited. Tests conducted by a CSB contractor confirmed that the static energy in a propagating brush discharge17 (PBD) was incapable of igniting the resin because it did not produce enough energy (Appendix B).
17 PBDs are lightning-like electrostatic discharges. They are the most energetic of all types of electrostatic discharges, with spark energies approaching 1 joule. 54
- 1.2
Other Possible Initiating Events 7.1.2.1 Natural Gas Explosion A natural gas supply line and the piping manifold were located in the area of origin. CSB considered the possibility that the incident resulted from the ignition of leaking natural gas, but determined that scenario unlikely. The natural gas supplied to CTA contained a mercaptan odorant. If there is a leak, the odor of the gas is readily detectable by smell at one-fifth of the LEL of the gas.18 None of the employees working on line 405 reported smelling natural gas during the night shift or on the morning of the incident. CSB received reports from a few employees who had smelled natural gas in other areas and believed that leaking gas might have provided fuel for the explosions. The gas company and insurance investigators conducted a natural gas header leak test after the explosion. No significant leaks were detected. Also, a CSB contractor tested the piping and components of the line 405 natural gas fuel manifold (Appendix C). The results of these tests showed no leaks in the natural gas supply or vent piping that would have caused gas to enter the building. 7.1.2.2 Ignition of Flammable Vapors on Line 403 Another possible initiating event considered by CSB was an explosion caused by the ignition of accumulated flammable vapor in the vent line to the roof incinerator on line 403. Overpressure in the line connecting to the oven had caused a flange to separate, and inspection doors on the vent line were partially blown outward. Burn patterns on the incinerator stack indicated that it had been on fire.
18 The MSDS for natural gas supplied by Delta Natural Gas Company, Winchester, Kentucky, dated December 20, 1991, states that the lower explosive limit is approximately 4.5 percent by volume in air. 55
CSB determined this scenario unlikely because it is premised on the assumption that the explosion occurred inside the vent line while the line 403 oven was being started or that a flameout occurred. However, just as with line 405, the line 403 oven was operating during line cleaning. In addition, numerous employees reported that the initial flash was observed at line 405—not line 403. Employees standing to the north between the two processing lines and looking in the direction of line 403 stated that they turned their heads toward line 405 when they heard the initial explosion. 7.2 Testing of Materials CSB contracted with a laboratory to test 42 samples of material found in the production area of the facility. Samples of phenolic resin and residual dust were tested to determine their fire and explosive properties. Testing focused on the black resin because it was used on line 405, the probable location of the initial explosion. 7.2.1 Samples From Facility Micrographic analysis was conducted on all but two of the samples collected in the production area. Analysis showed the presence of small particles or “clumps” of melted fiberglass in the samples. The resin was combined with fiberglass in the normal manufacturing process. Differential Scanning Calorimetry (DSC) and PBD Ignition tests were conducted on 14 samples. Kst, MEC, MIE, and Hot Surface Ignition Temperature of a Dust Layer tests were conducted on 26 samples. Tests were conducted in accordance with standards of the American Society for Testing and Materials (ASTM). Appendix B includes additional test results plus information regarding the test apparatus, sample specimens, and test procedures. Table 3 lists key test results for the resin. 56
Table 3 Borden Chemical Black Phenolic Resin (Durite SD-52SS) Test Results
Properties Results Kst 165 bar-meters per second MIE 3 millijoules MEC 50 gram per cubic meter (g/m3) PBD No ignition observed (when subjected to discharge of up to 45 kilovolts for 60 seconds) Moisture content as tested 1.2 weight percent (material was dried at 75ºC for 3 hours)
These tests established that—with confinement and in the presence of a suitable ignition source—dust particles of the phenolic resin will explode when suspended in air in adequate concentrations. Test data from the resin samples were also compared to the explosion characteristics of other common combustible dusts—namely, Pittsburgh coal dust, polyethylene dust, and cornstarch. Figure 14 shows that the Borden Chemical black phenolic resin used at CTA has a higher Kst value than the other dusts. 57
Pittsburgh Pulverized Coal Dust Cornstarch Polyethylene SD-52SS + Carbon Black #2 165 156 128 117 0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 Kst (bar-m/sec) Figure 14. Explosion severity of Durite SD-52SS compared with other common combustible dusts. 7.2.2 Prepared Laboratory Samples Dust that settled in the CTA production area was typically a mixture of phenolic resin and small fiberglass fibers. Samples of ground fiberglass and phenolic resin were mixed in varying percentages in the CSB contractor’s laboratory and tested. The test results show that as the fiberglass content increased, the mixtures remain explosible, but explosion severity decreased (Figure 15).
0 50 100 150 200 0 30 50 Percent of Fiberglass in Resin/Fiberglass Mixture Kst (bar-m/sec)
Figure 15. Explosivity testing results for resin/fiberglass mixtures. 58
- 3
Line 405 Equipment Testing CSB identified equipment on line 405 that required testing, including: • Oven temperature controller. • Gas piping and manifold components. • Electrical components near the point of origin of the fire. A CSB contractor tested these components. In some cases, fire and explosion damage prevented CSB from drawing useful conclusions. Results of the testing are presented below and in Appendix C. Holes for wiring in the burner temperature control box allowed fiberglass, dust, and oily material to enter and accumulate on electrical connections. This debris may have contributed to the failure of the temperature controller. CSB could not determine if this actually impacted the operation of the controller because loss of electric power in the facility and failure of the backup battery erased the controller memory. Therefore, no historical data were available regarding the operating temperatures of the oven prior to or during the incident. Line 405 distribution gas piping and oven manifold components were tested to determine whether they released natural gas (Section 7.1.2.1 and Appendix C). No leaks were found that would have released gas into the building. Electrical components near the point of origin of the fire and explosion were tested to see if they were ignition sources. No evidence was found in line 405 electrical boxes or associated wiring from the oven oiling system that indicated they were a source of ignition. 59
- 0 Incident Analysis
The incident analysis explored reasons why: • The facility design lacked effective firewalls and blast-resistant construction. • Inefficient baghouse operations and improper production line cleaning activities dispersed combustible dust and deposited it on elevated flat surfaces, where it accumulated. • Lack of housekeeping on elevated flat surfaces allowed combustible dust to build up to unsafe levels. • Borden Chemical did not communicate to CTA the safety lessons from the 1999 Jahn Foundry dust explosions that involved a similar phenolic resin. CSB investigators constructed a logic tree diagram to assist in the incident analysis (Appendix G). The Board concluded from this analysis that most CTA personnel had a lack of understanding of the explosive hazards posed by combustible dusts. CSB determined that were three reasons for this lack of understanding. First, CTA did not implement effective measures to prevent combustible dust explosions. This was due to the fact that CTA did not obtain and apply NFPA 654 guidelines as recommended by Borden Chemical in its phenolic resin MSDSs. Second, the CTA hazard communication program did not address combustible dusts. And finally, Borden Chemical did not explicitly communicate the explosive hazard of phenolic resins to CTA. 8.1 Explosive Hazards of Phenolic Resins The Occupational Safety and Health Administration (OSHA) Hazard Communication (HazCom) Standard requires that chemical manufacturers such as Borden Chemical evaluate their products to 60
determine if those products are hazardous. This includes the identification and consideration of scientific evidence concerning their chemicals. The natural and black phenolic resins19 CTA used are thermosetting resins.20 The resin is ground by Borden Chemical to meet CTA specifications—in this case, 270 mesh, which produces particles ranging in size from 10 to 55 microns. Particles of phenolic resin of this size are combustible. In the early 1960s, the U.S. Bureau of Mines examined the explosibility of dusts used in the plastic industry. It determined that the explosibility of different types of formaldehyde resins—melamine, urea formaldehyde, and phenol formaldehyde—appears to increase as the nitrogen content of the primary ingredient decreases (Jacobson, Nagy, and Cooper, 1962). Phenol-formaldehyde resins contain no nitrogen and, thus, have the greatest explosibility for this class of resin. The Bureau of Mines test data on the explosibility of plastic dusts are referenced in many standard safety and health textbooks, including Patty’s Industrial Hygiene and Toxicology (Clayton, 1978), the Fire Protection Handbook (NFPA, 1983), and the NFPA Inspection Manual (NFPA, 1994). Other standard safety textbooks, such as the Accident Prevention Manual for Industrial Operations (National Safety Council [NSC], 1974), also list the explosive properties of phenolic resin dusts. 8.2 Communication of Phenolic Resin Hazards to CTA This section describes Borden Chemical’s efforts to communicate to CTA the fire and explosion hazards associated with phenolic resins. The OSHA HazCom Standard requires that chemical manufacturers describe the physical hazards of a chemical on an MSDS, including the potential for fire, explosion, and reactivity, under normal use and in a foreseeable emergency. OSHA defines a foreseeable emergency
19 A resin is a synthetic polymer or a natural substance of high molecular weight, which becomes moldable under heat, pressure, or chemical treatment. 20 A thermosetting resin becomes soft and infusible or insoluble when heated; however, if heat is continually applied, the material fuses and becomes hard as the resin undergoes a chemical change during the curing process. 61
in the HazCom Standard as “any potential occurrence such as, but not limited to, equipment failure, rupture of containers, or failure of control equipment which could result in an uncontrolled release of a hazardous chemical into the workplace.” CSB determined that the Borden Chemical phenolic resin MSDSs did not provide adequate warning of the explosion hazard. The MSDSs state that the resin is a combustible dust; however, they only reference NFPA 654, rather than listing specific safety warnings. Also, the information in different sections of the MSDSs was incomplete and inconsistent, and CTA personnel did not have a copy of NFPA 654. 8.2.1 Comparison of Phenolic Resin MSDSs MSDSs were Borden Chemical’s primary means of communicating the hazards of phenolic resins to CTA. The two MSDSs for phenolic resin contained identical information with respect to fire and explosion hazards. The most recent revision of the MSDS for the black phenolic resin, Borden Chemical Durite SD-52SS, was dated January 31, 2003. The most recent revision of the MSDS for the natural (without carbon black) resin, Borden Chemical Durite SD-110A, was dated September 10, 2002. Borden Chemical personnel responsible for preparing MSDSs stated they followed the OSHA HazCom Standard as well as American National Standards Institute (ANSI) Z400.1, American National Standard for Hazardous Industrial Chemicals, Material Safety Data Sheets Preparation. Section 5.1 of ANSI Z400.1 states that qualitative flammable properties and reactivity hazards that enhance the fire and explosion potential of a chemical should be stated in the firefighting measures section of the MSDS. The standard lists several examples of language that can be used on an MSDS; the first example listed is: “Powdered material may form explosive dust-air mixture.” Borden Chemical was aware that phenolic resins could produce dust explosions. In 1988, the predecessor of FM Global—Factory Mutual—provided results of explosibility tests conducted on Borden Chemical Durite AD-6514 phenolic resin powder. (This particular powder was not used at CTA.) The tests showed 62
that the phenolic resin could explode. Following the Jahn Foundry explosion in 1999, which involved a phenolic resin manufactured by Borden Chemical (Section 8.8.1), OSHA requested additional information from Borden on the explosibility of phenolic resins. In response, Borden faxed to OSHA a copy of the 1988 Factory Mutual test results plus the following references, which further demonstrate that Borden was aware of the explosive hazards: • A copy of a British research report entitled Explosibility tests for industrial dusts (Raftery, 1975) that lists the explosion parameters for phenolic resins in its appendix. • Subchapter 5.5, entitled “Dust Explosions,” plus references from the book Phenolic Resins (Knop and Pilato, 1985). CSB compared the hazard warnings on the Borden’s phenolic resin MSDSs to hazard warnings on MSDSs from seven other manufacturers of phenolic resins having the same Chemical Abstracts Service (CAS) number. The results of this comparison are presented in Table 4. As CSB was only interested in comparing MSDS hazard warnings for this particular type of phenolic resin, hazards warnings on MSDSs for other types of phenolic resins were not examined. Therefore, the hazard warnings shown in the column entitled “Other Manufacturers” do not necessarily represent hazard warnings found on MSDSs for all types of phenolic resins. Also, CSB limited its comparison to publicly available MSDSs contained in database compilations and/or available on the Internet. CSB did not obtain MSDSs from all manufacturers of this particular type of phenolic resin. Based on an evaluation of the MSDSs collected by CSB, there were notable differences between Borden’s hazard warnings and those of other manufacturers.
63
Table 4 Comparison of Phenolic Resin MSDSs Fire and Explosion Hazard Warnings (a) MSDS Section Borden Chemical Seven Other Manufacturers Hazard identification CAUTION! Combustible dust when finely divided or suspended in air. One manufacturer warns: CAUTION! Powdered material may form explosive dust/air mixtures. Another states: Product may form explosive dust/air mixtures if high concentration of dust is suspended in air. Two manufacturers state: Plastic resin is not known or believed to be hazardous. Firefighting measures
Will burn, with a reference to NFPA 654, if the material is reduced to or collected as a powder. Three manufacturers warn that dusts might form explosive mixtures in air and that ignition sources should be avoided. One manufacturer warns that electrostatic charges might build up during handling and recommends grounding of equipment. Two manufacturers list no hazards. Unusual fire and explosion hazards None listed. One manufacturer warns of the possibility of a dust explosion at the minimum explosive concentration of 0.025 ounce per cubic foot (oz/ft3.) Another warns that dust explosions may occur in air if certain conditions of concentration, humidity, and an ignition source are present. Explosive limits Not applicable. Two manufacturers state that the explosive limits are not determined. Another lists the resin as nonflammable. One manufacturer lists an LEL of 25 g/m3, while three list 0.030 oz/ft3. Stability and reactivity In common with most organic materials, this product should be treated as a combustible dust in the finely divided and suspended state. One manufacturer warns: Avoid dust/air mixtures as this condition creates a flammability/explosion risk. Others list the material as stable. Accidental release measures Sweep (scoop) up and remove to a chemical disposal area. Prevent entry into natural bodies of water. Six manufacturers advise avoiding generation of dust during cleanup of spills by using wet methods or vacuums with explosion-proof motors and eliminating sources of ignition. Special hazards None listed. One manufacturer specifically advises against using compressed air for cleaning up combustible dust on floors, beams, or equipment. (a) Italicized words are quoted from the MSDSs. 64
A 1998 internal Borden Chemical memo from a staff member to the Director of Regulatory Compliance—the person responsible for developing Borden Chemical MSDSs—recommended that wording be added to the firefighting section of the MSDSs for phenolic resins to state that explosive mixtures can be formed in air. The suggested changes recommended in this memo were not adopted. Information listed in other sections of the MSDSs was inconsistent with information contained in NFPA 654 and warnings listed by other phenolic resin manufacturers. For example, in the firefighting measures section of the Borden Chemical MSDSs, the LELs are marked as “not applicable.” Appendix A.1.5.20 of NFPA 654 explains that the LEL is also known as the MEC. MEC values for phenolic resins have been published by the Bureau of Mines (Section 8.1) and are reported on MSDSs by several other phenolic resin manufacturers (Table 4). The 1998 Borden Chemical internal memo also recommended that the actual MEC for the phenolic resins be listed if test results for these products could be located. Other sections of the Borden Chemical phenolic resin MSDSs lacked information or listed inappropriate measures for handling combustible dusts. There are no warnings to avoid ignition sources or to avoid cleaning up spills using dry sweeping. Also, Borden Chemical could have included, in its MSDSs, dust explosibility data found in safety and health textbooks (Section 8.1) as some phenolic resin manufacturers have done. 8.2.2 HMIS Flammability Rating The Borden Chemical Durite phenolic resin MSDSs contain a Hazardous Materials Identification System (HMIS) rating. The National Paint and Coatings Association (NPCA) developed HMIS as a quick way of identifying the hazards of chemicals (Appendix E). Chemicals are rated in the areas of health, flammability, and reactivity using a numerical scale of “0” to “4,” with “4” being the most hazardous (NPCA, 1976). 65
Borden Chemical rates the flammability of the Durite phenolic resins as “1” (slight hazard), which according to the NPCA applies to materials that must be preheated for ignition to occur. Borden Chemical personnel stated that this hazard rating was appropriate because they found many examples of combustible solids where the HMIS code for flammability was listed as “1.” However, the HMIS Implementation Manual states that “materials that on account of their physical form or environmental conditions can form explosive mixtures with air and that are readily dispersed in air, such as dusts of combustible solids and mists of flammable or combustible liquid droplets” should be rated as “3” (serious hazard; NPCA, 1976). Of the seven other phenolic resin manufacturers’ MSDSs CSB compared with the Borden Chemical MSDSs, four manufacturers provided HMIS ratings. Three of the four rated flammability as “1,” while the fourth rated it as “2.” 8.2.3 Borden Chemical Product Stewardship Borden Chemical was a member of the American Chemistry Council (ACC) at the time of the incident— February 2003. As a condition of membership, Borden Chemical participated in the ACC Responsible Care program. Members of ACC agree to develop voluntary practices to address management codes and to submit annual reports of their progress.21 The codes cover topics such as process safety management, health and safety, and product stewardship. Management practices in the ACC Product Stewardship Code include the following: • Establish and maintain information on health, safety, and environmental hazards and reasonably foreseeable exposures from new and existing products.
21 The Responsible Care elements referenced herein are those in place in February 2003. ACC has recently added a requirement for independent third-party audits of member company programs. 66
• Characterize new and existing products with respect to their risks using information about health, safety, and environmental hazards and reasonably foreseeable exposures. • Provide health, safety, and environmental information to direct product receivers. Commensurate with product risk, collaborate on fostering proper use, handling, recycling, disposal, and transmittal of information to downstream users. When a company identifies improper practices involving a product, work with the product receiver to improve those practices. If, in the company’s independent judgment, improvement is not evident, take further measures—up to and including termination of product sale. Borden Chemical was also a member of the Society of the Plastics Industry (SPI) until 1999. This trade association represents processors, machinery and equipment manufacturers, and raw material suppliers of plastics, including phenolic resins. This association works with technical and regulatory groups to develop standards for product performance and safety. In March 2004, SPI issued a new product stewardship policy to help plastics manufacturers identify and manage the health, safety, and environmental aspects of their products. SPI has a division dedicated to phenolic resins that keeps its members updated on safety and health issues; however, it has not issued any publications on phenolic resin hazards. 8.2.3.1 Phenolic Resin Product Stewardship Efforts In 1997, Borden Chemical developed a 2-page fact sheet entitled Phenolic Resin Powders: Frequently Asked Environmental, Health and Safety Questions. In answer to: “How finely ground are phenolic resin powders?”, the sheet explains that 90 percent of phenolic resin particles are below 40 microns in size. In answer to: “Do phenolic resin dusts pose an explosion hazard?”, the fact sheet states: 67
Phenolic resin dusts should be regarded as explosible and liable to give rise to a dust explosion hazard provided the concentration in air is very high, i.e., 20 [g/m3] and the ignition temperature of 450°C is reached. This fact sheet was provided to Borden Chemical manufacturing, sales, marketing, and research and development personnel. It was not systematically distributed to Borden Chemical customers, and it was not provided to CTA. In April 2000, Borden Chemical prepared a draft “Dear Customer” letter to discuss the Jahn Foundry explosion, which involved a Borden Chemical Durite phenolic resin (Section 8.8.1). The letter listed the causal factors that led to the explosion, as concluded by a joint OSHA/Massachusetts Department of Fire Services/Springfield Arson and Bomb Squad report. The draft letter recommended that Borden Chemical customers follow good housekeeping practices and the requirements of NFPA 654 to prevent dust explosions. A copy of the joint investigation report was to be attached; however, Borden Chemical did not send the letter or the report. Also, Borden Chemical reviewed the language on its MSDSs and labels for Durite resins, but determined that no changes were needed. In June of 2004, more than one year after the CTA explosion, Borden Chemical distributed safe handling guidelines (8 pages) to its phenolic resin customers entitled Phenolic Resin/Powders, Flakes and Pastilles: Dust Hazards and Recommended Control Practices. These guidelines include: a discussion of the hazardous properties of phenolic resins, including the conditions needed for a dust explosion; typical material characteristics (e.g., Kst, MIE, MEC, Pmax); protective measures; and NFPA 654 excerpts (including information on dust control, inspection, maintenance, and training). 8.2.3.2 Borden Chemical’s Product Stewardship Efforts With CTA Acoustics A Borden Chemical safety engineer stated that in 1995 he sent a letter addressed to CTA to follow up on a telephone conversation with the CTA engineering manager concerning a proposed process change involving Borden Chemical phenolic resins. In the letter, the Borden Chemical safety engineer advised 68
CTA that phenolic resins, when suspended in air, could cause a dust explosion. The letter recommended precautions such as eliminating ignition sources, and using equipment pressure relief and damage-limiting construction. It also listed a telephone contact number for the FM Global engineer, who was described as “very familiar with the hazards associated with phenolic resin powders and recommended safe handling practices.” CSB could not verify that CTA received the letter. The CTA engineering manager listed as recipient of the letter stated that he had never seen it nor was he aware of its contents. The Borden Chemical account manager for CTA routinely discussed phenolic resin issues with CTA engineers and operating personnel. Written summaries of these meetings reveal that they primarily covered operational, product quality, and health concerns. In 1998, the Borden Chemical account manager reported having discussions with CTA personnel about two explosions on line 403 while CTA was testing a new formulation of resin. 8.3 CTA Awareness of Combustible Dust Hazards Examination of CTA documents showed that at certain times, supervisors and managers in the operations, maintenance, quality control, and safety departments; safety committee members; and company fire brigade members discussed the explosive nature of combustible dust. However, this hazard information was not communicated to the general work force. Interviews with plant personnel revealed widespread lack of awareness that phenolic resin powders could explode. Company memoranda and minutes from safety committee meetings from 1992 through 1995 showed a concern about creating explosive dust hazards when using compressed air during line cleaning. Use of grounded air hoses was required, and CTA explored alternative methods of cleaning. A similar concern was raised prior to a plant cleaning scheduled during a shutdown in July 1995. In this case, special precautions were outlined to eliminate ignition points, remove racks, close fire doors, and cover motor control centers. In addition, a 1997 memo from the CTA safety director to the operations shift managers stated: “If airborne dust concentrations become too high…[it] could create an explosion hazard.” Also, a 69
CTA maintenance superintendent had detailed knowledge of a catastrophic combustible dust explosion (April 1962) at a company where he previously worked that used a process analogous to CTA’s. This superintendent worked at the Corbin facility for over 30 years and retired a month prior to the explosion. The CTA fire brigade training manual, revised in 1994, warned that a fire and an explosion could occur “where accumulations of airborne dust, gas, or other combustible materials are present.” Job safety analyses for cleaning process line dust collectors and ducts, developed in 1997, list explosion as a potential hazard if the cleaning is done with tools capable of producing a spark. In addition, a 1997 job safety analysis on line 405 noted the hazard of using compressed air to clean the baghouse. It warned that using air hoses causes combustible dust to be suspended in air and stated: “At no time is an air hose to be used for cleaning out suction pipes or boxes.” Nonetheless, CTA continued to use compressed air to clean the production lines. 8.3.1 Hazard Communication The OSHA HazCom Standard (29 CFR. 1910.1200) requires employers to train employees on the hazards of chemicals found in the workplace. OSHA does not require employers to evaluate chemicals to determine their hazards. CTA relied on Borden Chemical MSDSs for hazard information. Borden’s phenolic resin MSDSs referred CTA to NFPA 654 for safe handling practices, but CTA did not obtain or apply this standard to its operations. CTA’s HazCom training program consisted of an overview, a discussion on how to read an MSDS, a review of hazardous chemicals and materials, a log sheet to identify the locations of materials in the facility, and a video. CTA taught employees about hazard classes listed in the OSHA HazCom Standard (i.e., combustible dusts are not defined in the HazCom standard) by citing examples of chemicals typically used in the facility. This training also covered the HMIS labeling system used at the facility. The plant’s safety department conducted this training annually. 70
CTA department supervisors were responsible for providing employees with information on the physical and health hazards of specific chemicals in each work area. Interviews with supervisors and employees revealed that crew safety meetings did not address the explosive hazards of phenolic resin. CTA did not provide records to CSB documenting the content of supervisor-led training. 8.4 Facility Design and Construction Lockwood Greene Engineers, Inc. designed and constructed the Corbin facility for CertainTeed in 1972. FM Global (formerly Factory Mutual) was consulted by CertainTeed to review preliminary process design drawings, which the company found to be acceptable. CertainTeed intended to use plastic resins that were combustible dusts. During design and construction, CertainTeed and Lockwood Greene could have used NFPA 654, Dust Explosion Prevention in the Plastics Industry (1970), to minimize potential combustible dust hazards. Although this earlier version of the standard was only applicable to the plastics industry, not to operations like CertainTeed’s,22 it was issued as a guide to eliminate or reduce dust explosion hazards (in this case, those that are inherent in the manufacture, fabrication, molding, and handling of plastics). In 1976, NFPA expanded the scope of the standard to include chemical, dye, and pharmaceutical dusts, but a new edition of the standard was not issued until 1982. The organization revised the standard again in 1997 to include all industries where manufacture, processing, blending, repackaging, and handling of combustible dusts presented a fire or explosion hazard. The 1970 version of NFPA 654 recommended separate, detached buildings for processing and handling combustible dusts. For processes that could not be detached, NFPA 654 required segregation to minimize
22 CertainTeed did not consider itself a member of the plastics industry based upon its standard industrial classification code. 71
the possibility of an explosion or fire damaging other portions of the plant. To control dust accumulation, this version of the standard recommended that: • Horizontal surfaces be minimized by having their tops sharply inclined, or by “boxing” in steel I-beams or similar structural shapes. • Buildings be equipped with explosion venting. Combustible dust-handling operations at the Corbin facility were not detached. Two-hour-rated masonry block firewalls—not physical barriers designed to withstand fire and explosion hazards—partially segregated these operations from surrounding storage and maintenance areas. In addition, the facility did not minimize horizontal surfaces, I-beams and open web roof trusses were not boxed, and no explosion venting was provided. CTA did not follow the more recent editions of NFPA 654 when modifications were made to the blend rooms (1992) or when firewalls were removed separating the production area from the finished goods area (2002). At the time of the incident, the building contained numerous elevated, hard-to-clean horizontal flat surfaces—such as tops of process pipes, sprinkler pipes, electrical conduits, and cable trays. These surfaces allowed the accumulation of substantial combustible dust, which provided fuel for the fire and explosions. Minimization of flat surfaces likely would have prevented accumulation of combustible dust and eliminated it as a source of fuel for the fire and explosions. Lack of effective firewalls at CTA allowed the fire to spread beyond line 405. Proper placement of firewalls around the production area could have prevented the spread of the fire to the raw material storage and maintenance areas. Some existing firewalls were knocked down in the explosions. Use of blast-resistant physical barriers designed to withstand deflagration and use of deflagration venting to a safe outside location could have minimized the spread of explosive forces (Appendix D.2.3). 72
- 5
Work Practices 8.5.1 Production Line Cleaning Procedures Employees reported that production line cleaning routinely created clouds of dust. They used compressed air, brooms, and metal tools—such as rakes, shovels, and chimney sweeps—to clean. Regular line cleaning took place every morning. These cleaning procedures increased the suspension of combustible dust in the production area, particularly around the line 405 oven. Over time, the procedures also contributed to the buildup of dust on flat surfaces—thus increasing the likelihood of a fire and explosion. Room fans were used to blow dust away from workers when they were cleaning. The fans had the unintended consequence of increasing the dispersion of dust, which settled on elevated flat surfaces. Before the incident, two fans were used on line 405. NFPA and other safety guidelines warn against the use of compressed air for cleaning combustible dusts and suggest that, whenever possible, vacuuming should be used to minimize the dispersion of dust. 8.5.2 Housekeeping Inadequate housekeeping allowed unsafe levels of dust buildup on flat surfaces at CTA. NFPA 654 (2000) states: “[D]ust layers 1/32 inch (0.8 mm) thick on the floor can be sufficient to warrant immediate cleaning of an area [1/32 in. (0.8 mm) is about the diameter of a paper clip wire or the thickness of the lead in a mechanical pencil].” NFPA 654 (2000) states that a dust layer of this thickness can create a hazardous condition if it covers more than 5 percent of the building floor area, and gives 1,000 square feet (93 square meters) of dust layer as the upper limit for large facilities. In addition, dust accumulations on other elevated surfaces—such as ducts, pipes, hoods, ledges, and beams, or tops of rooms and equipment—contribute to secondary dust cloud potential and should be considered in estimating dust loading. 73
Plant personnel reported that the February 20 explosions caused large amounts of dust that had collected on overhead surfaces (e.g., on top of blend rooms, beams, ledges) to descend upon them. CSB found accumulations of combustible dust burned onto flat surfaces in the CTA production area. However, because of the extensive fire and explosion damage, CSB could not determine the thickness of the dust layer on flat surfaces prior to the fire. Housekeeping involved cleaning floors and plant equipment on a daily basis. In the year prior to the incident, the facility’s housekeeping crew for this type of cleaning was reduced in size. The reduced crew was able to clean a limited area within the plant each day. Daily housekeeping on production lines became a job duty of line operators. The CTA cleaning program focused on production line, floor, and baghouse cleaning. It did not adequately address other flat surfaces such as I-beams, process ducts and pipes, roof trusses, and the top of the blend rooms. Semi-annual cleanings (Section 4.4) during plant shutdowns were supposed to be scheduled; however, CSB did not find evidence that these cleanings occurred. Housekeeping inspections did not detect accumulations of combustible dust that could not be seen at floor level. Good housekeeping is critical for combustible dust control. NFPA 654 (2000) states: “[R]egular cleaning frequencies shall be established for floors and horizontal surfaces, such as ducts, pipes, hoods, ledges, and beams, to minimize dust accumulations within operating areas of the facility.” It further recommends that spaces inaccessible for cleaning be sealed to prevent dust accumulation and that combustible dust inspection programs specifically address housekeeping. A more effective housekeeping program at CTA would have limited the buildup of combustible dust. 8.5.3 Nonroutine Operations The doors on the line 405 oven were left open because the oven was operating too hot. Personnel viewed the temperature control problem exclusively as a product quality concern, so the safety hazard of 74
operating the oven with the doors open was not evaluated. On the day of the incident, combustible material in the oven probably caught on fire, and flames likely ignited a dust cloud that was created by cleaning activity. NFPA 654 (2000) states: “[W]ritten procedures to manage change to process materials, technology, equipment, procedures, and facilities shall be established and implemented.” 8.6 Maintenance The production lines were shut down once every 6 to 9 weeks for maintenance and cleaning. Maintenance activity typically included removing accumulated combustible material in the bottom of the ovens, sandblasting oven interiors, and replacing the bags in the baghouses. The last maintenance shutdown of line 405 took place on December 19, 2002—9 weeks prior to the incident. The next shutdown was initially scheduled for February 13, 2003; postponed until February 20; and then rescheduled a second time for February 21. The incident occurred on February 20. Employees reported that the delay in replacing bags in the baghouse caused increasing amounts of dust to escape from the production line and into the work area. The differential pressure gauge on the baghouse showed that suction was outside of the manufacturer’s limits. NFPA 654 (2000) recommends pressure drops of 3 to 5 inches of water to maximize baghouse efficiency. According to CSB interviews with line crew employees, the baghouse differential pressure was running above 6 inches on February 19, the day before the incident. Interviews also revealed that line 405 was much dustier than normal. 8.6.1 Oven Operation and Safety Oven temperature control equipment on line 405 had not been working properly for a few weeks prior to the incident. CSB interviews with line 405 employees revealed that the oven was running too hot. Electricians were unable to fix the problem. Operators compensated by opening two of the oven doors to cool it down. Supervisors and workers did not view the temperature control problem as a safety concern. 75
The production lines had a history of small fires erupting in the ovens. The ovens were not equipped with internal fire protection such as water sprinklers. Operators routinely put out the fires with garden hoses or with dry chemical fire extinguishers. They reported that waste material from the production process typically accumulated in the bottom of the inside of the line 405 oven. NFPA 86, Standard for Ovens and Furnaces (2003), recommends evaluating the need to install automatic water sprinklers in ovens that accumulate appreciable quantities of combustible material (Appendix D.2.1). 8.6.2 Electrical Safety Employees reported seeing electrical boxes on the production lines catch on fire and blow open on a few occasions. Insurance inspections in 2001 and 2002 warned of the hazard of accumulated dust in electrical boxes. The boxes on the production lines were not designed to seal tightly, and some had holes. NFPA 499, Recommended Practice for the Classification of Combustible Dusts and of Hazardous (Classified) Locations for Electrical Installations in Chemical Process Areas (2004b), recommends that electrical installations be designed and enclosed in a “dust-ignition proof ” manner or be pressurized or made intrinsically safe (Appendix D.2.2). NFPA 70, The National Electrical Code (NEC; 2002b), and OSHA regulations (29 CFR 1910.307) classify areas where combustible dusts may be suspended in air as Class II, Division 2. This classification requires dust-tight electrical equipment to prevent combustible dust from entering electrical components. The phenolic resins used by CTA (based on the CAS number) are listed as Class II, Group G,23 materials in Table 4.5.2 of NFPA 499. CTA did not have the appropriate dust-tight electrical equipment. Although electrical equipment likely was not the ignition source for the February 20 explosions, the use of nondust-tight equipment by CTA was an unsafe practice.
23 NEC (NFPA, 2002b) divides combustible dusts into three groups. Group G combustible dusts include flour, grain, wood, plastic, and chemical dusts. 76
- 7
Incident Investigations The incident investigation program at CTA did not ensure that all incidents were investigated or that corrective actions were taken. CTA used a “fire report” for documenting fires. The report was filled out by supervisors and sent to the safety department. In the 7 months prior to the February 20 incident, reports were filed for nine fires on the production lines—three of which involved the line 405 oven. However, CSB interviews with employees revealed that these reports did not account for all fires. Employees told CSB investigators that numerous small fires took place on the production lines. Most fires occurred in the ovens, which provided radiant heat but did not normally contain flames. Fires erupted when deposits of combustible material built up and ignited. The ovens had permanent openings on each end to allow for the product to move through on a conveyor; therefore, flames from these fires sometimes escaped into the work area. Employees working on line 405 reported that fires occasionally occurred in the forming hood next to the oven. Some employees described the ignition of dust on the walls adjacent to the line 405 oven. One employee on line 405 remembered an incident where the side of the oven and the floor under the line caught fire. As the layer of dust burned, the fire spread toward the blend room, about 40 feet away. In 1979, another incident occurred on line 403 in a forming hood, severely burning two employees. Four water hoses and several portable dry chemical extinguishers were mounted near the line 405 oven. This equipment was needed to put out oven fires. CTA safety personnel estimated that oven fires occurred on an average of once a week, based on the frequency of refilling extinguishers. This estimate did not include the fires put out with water. In the Accident Prevention Manual for Business and Industry, NSC (1997) notes that all incidents should be investigated, and that “investigation or analysis must produce factual information leading to corrective actions that prevent or reduce the number of incidents.” However, during the 7 months prior to the 77
incident, production logs documented another four fires on line 405 that were not recorded in fire reports. Of the three fire reports that were recorded from line 405, one contained a recommendation to “clean inside of oven more often.” The other two reports did not include any recommendations to prevent recurrence. The February 20 incident could have been prevented if the CTA investigation program had addressed all fires, identified their underlying causes, and issued and implemented recommendations to prevent recurrence. 8.8 Other Major Dust Explosions Accumulations of combustible dust within industrial facilities create the potential for severe dust explosions. In the past 5 years, several major dust explosions have occurred in the United States—among them, Ford Motor Company, Rouge River Plant, Michigan (February 1999); Jahn Foundry, Massachusetts (February 1999); Rouse Polymerics International Inc., Mississippi (May 2002); and West Pharmaceutical Services, North Carolina (January 2003). The circumstances of both the Jahn and West incidents are similar to CTA and are discussed below. 8.8.1 Jahn Foundry On February 25, 1999—4 years prior to the CTA incident—12 employees were badly burned from a dust fire and explosion at the Jahn Foundry in Springfield, Massachusetts (OSHA, 1999). Three of the injured later died. The foundry produced iron castings by pouring molten metal into molds composed of a sand and phenolic resin mixture. The Jahn and CTA incidents have the following factors in common: • The same family of phenolic resin powder was involved. • Borden Chemical manufactured the phenolic resin powders. 78
• Excessive accumulations of combustible phenolic resin dust on flat surfaces fueled the fire and explosions. • A malfunctioning oven was involved. • Housekeeping did not control excessive dust accumulations. • Multiple secondary dust explosions caused fatalities, numerous burn injuries, and extensive facility damage. Borden Chemical did not communicate the safety lessons from this incident to CTA (Section 8.2.3.1). CTA employees were not aware of the Jahn incident or the lessons learned from the investigation. 8.8.2 West Pharmaceutical Services Three weeks prior to the CTA incident—on January 29, 2003—a dust fire and explosion occurred at West Pharmaceutical Services in Kinston, North Carolina. Six workers died; at least 38 others, including two firefighters, were injured. The facility produced rubber drug-delivery components for such items as syringe plungers, septums, and vial seals. CSB investigated this incident and found that the fuel for the fire and explosion was a combustible polyethylene dust that had accumulated above a suspended ceiling over a manufacturing area. Similar to the CTA incident, an initiating event disturbed the accumulated dust and started a cascade of secondary dust explosions (USCSB, 2004). As a result of the West incident, the North Carolina Department of Labor (2003) published an industry alert, entitled Combustible Dust Poses a Dangerous, Explosive Threat in the Workplace. 79
- 0 Insurance Guidelines and Inspections
Several loss prevention, risk management, and general liability insurance companies provided coverage and inspected the CTA facility. For example, at least twice a year since 1997, FM Global, a large commercial and industrial property insurer, conducted property reviews for CTA, including mechanical and electrical system inspections. Despite frequent inspections, none of CTA’s insurers identified phenolic resin dust as an explosion hazard after 1995. 9.1 FM Global Guidelines FM Global publishes guidelines to reduce or prevent dust fires and explosions. Data Sheets 6-9, Industrial Ovens and Dryers (2003), and 7-76, Prevention and Mitigation of Combustible Dust Explosions and Fire (2004), apply to operations such as those found at CTA. FM Global property loss prevention data sheets are engineering guidelines to reduce the likelihood of property loss due to fire, weather conditions, or failure of electrical or mechanical equipment. They incorporate loss experience, research results, and input from consensus standards committees, equipment manufacturers, and others. FM Global usually uses the data sheets during facility inspections. They are also sometimes provided to customers and available to noncustomers for purchase. CTA told CSB that it did not have a copy of either data sheet 6-9 or 7-76. 9.1.1 Industrial Ovens and Dryers FM Global Data Sheet 6-9 (2003) addresses fire and explosion hazards from process combustibles (e.g., dust, debris), fuel (e.g., natural gas), and flammable materials in industrial ovens and dryers. Sprinkler protection is recommended if “appreciable accumulations of combustible drippings or deposits are present on the interior oven surfaces.” Although the process lines at CTA handled combustible material that accumulated in the bottom of the ovens, none of the ovens were equipped with sprinklers. 80
Data Sheet 6-9 also states: Clean ovens and ducts at regular intervals if they are subject to a buildup of flammable deposits of condensed solvent or oil vapors or accumulations of flammable lint, dust or other materials . . . . The method of cleaning varies with the nature of the deposits. Scraping with non-sparking tools is probably the most widely used method for soft or easily removed deposits. Remove lint and dust by vacuum cleaning. Do not blow with compressed air or steam because of the possibility of explosion from a combustible dust cloud. CTA experienced other fires in ovens due to combustible material buildup, yet compressed air was commonly used to clean out process line equipment. 9.1.2 Prevention and Mitigation of Combustible Dust Explosions and Fire FM Global Data Sheet 7-76 (2004) provides guidelines to prevent and protect against combustible dust explosions.24 Like NFPA 654 (2000), Data Sheet 7-76 recommends minimized ledges, smooth interior walls, and sloped horizontal surfaces. Damage-limiting construction—such as explosion vents and physical barriers—is also recommended. FM Global advises companies to “establish a comprehensive and conscientious housekeeping program to keep dust accumulations to an acceptable minimum.” It also cautions against cleaning accumulated combustible dust with compressed air.
24 FM Global Data Sheet 7-76 was first published in 1976. It has been revised several times since then with the most significant revision taking place in 1995. 81
Data Sheet 7-76 further states: Regardless of the housekeeping methods used, pay particular attention to eliminating accumulations above floor level, such as equipment tops or building structural members. Dust accumulated at higher locations is far more hazardous than dust at floor level, because dust is more likely to become suspended (airborne) and create an explosible cloud if it is disturbed. 9.2 Insurance Company Inspections of CTA Table 5 lists the dust-related recommendations provided to CTA by its insurance carriers. Despite frequent inspections, none of CTA’s insurers identified phenolic resin dust as an explosion hazard after 1995. 82
Table 5 Insurance Company Dust Issues and Recommendations Company Inspection Date Recommendations and Issues Royal Insurance January 1995 The 12/14/94 fire was intensified by accumulation of dust in overhead areas. Installation of fans would prevent phenolic resin dust from accumulating in the overhead and reduce the effects of a fire should one occur. Thoroughly clean all overhead areas before operating fans to avoid creating a large concentration of dust in the atmosphere and possibly explosive concentrations of dust. CNA Risk Management February 1997 Improve housekeeping at ovens to prevent fires. “A more frequent and thorough cleaning procedure is needed to eliminate significant buildup.” FM Global November 1997 Remove dust accumulating on sprinkler heads. Great American Insurance Companies July 1999 Reduce the amount of fiberglass and lint dust in the air in the picker and molding areas; check the exhaust system for efficient operation; provide a better holding bin for the resin binder to prevent spills and propagation of binder into the air; and vacuum areas for removal of loose fibers and powder. FM Global March 2001 In July 2000, substation no. 1 required full rebuilds of six 600-amp circuit breakers due to heavy accumulations of dust and debris. FM Global August 2001 Further concern over dust accumulation on sprinkler heads. FM Global September 2001 Concern over manual activation of sprinkler system but due to adequate training and marking of valves, the existing situation— though “not ideal”—is “considered tolerable.” FM Global June 2002 Removal of firewalls in product storage area would cause more damage and increase length of production shutdown in the event of a fire or explosion (Sections 3.4.2 and 10.2.2). FM Global December 2002 Airborne dust contamination posed significant hazards to electrical distribution system; accumulation in switchgear and breakers could cause switchgear failure.
Copies of insurance inspection reports were normally sent to the plant, to the human resources or safety manager, and sometimes to the company president. In some cases, CTA responded to the dust housekeeping concerns by increasing cleaning frequencies. FM Global noted in September 2001 that the cleaning of the sprinklers inside blend rooms had been incorporated into the normal cleaning routine. CTA also replaced worn-out switchgear and installed an air filtering system to prevent dust from accumulating in the electrical substation. The facility began to convert to dust-tight electrical enclosures. 83
- 0 Regulatory Analysis
CSB reviewed workplace safety regulations and building codes applicable to the CTA facility. These regulations are promulgated and enforced by the Kentucky Department of Labor and the Office of Housing, Buildings, and Construction, which are both part of the Environmental and Public Protection Cabinet (Appendix F). The regulatory analysis determined that the Kentucky Office of Occupational Safety and Health (OSH) conducted several comprehensive inspections of the facility but did not issue citations regarding combustible dust hazards. Also, the State Fire Marshal’s office had not inspected the facility since it was constructed in 1972. 10.1 Federal and Kentucky Workplace Safety Kentucky regulates workplace safety through a State plan approved by OSHA. Kentucky OSH enforces the state regulations, while the Occupational Safety and Health Standards Board adopts regulations identical to or at least as effective as Federal OSHA regulations. Kentucky OSH inspectors conducted wall-to-wall planned inspections of the Corbin facility in 1989, 1993, and 2000. No citations related to combustible dust hazards were issued. In December 2002, Kentucky OSH inspectors conducted a limited inspection after receiving a complaint regarding machine guarding and health hazards from resins. CTA was cited for inadequate machine guarding. However, inspectors determined that the health hazard allegation regarding resin was unfounded. Following the February 20, 2003 incident, Kentucky OSH issued citations to CTA—one of which stated that the company did not provide a place of employment free of recognized hazards likely to cause death or serious harm to employees. This requirement is known as the “general duty clause.” The citation further stated that compliance guidance for preventing dust fires and explosions is found in the NFPA 84
standards (Appendix D). Kentucky OSH issued other citations for inadequate ventilation and unapproved electrical equipment in areas where combustible dusts were present. Following the West Pharmaceutical dust explosion, the North Carolina Department of Labor (2003) issued an industry alert on combustible dust hazards. Kentucky OSH has issued no educational material to alert employers of the dangers of combustible dusts. Federal OSHA has adopted regulations that address the prevention of dust explosions in certain business sectors, including grain-handling facilities; pulp, paper, and paperboard mills; bakeries; and sawmills. In addition, it has adopted general industry regulations to control certain activities such as the use of electrical equipment and forklifts in environments that may contain combustible dusts. In 29 CFR 1910.272(j)(3), OSHA requires that grain-handling facilities have a written housekeeping program that sets the frequency and methods for controlling dust on exposed surfaces. These facilities must remove dust whenever it exceeds 0.125 inch in priority areas. In the grain standard, OSHA also warns that using compressed air for cleaning combustible dust can be hazardous if all potential ignition sources are not removed or controlled. Although both OSHA and the Kentucky Occupational Safety and Health Standards Board have adopted certain NFPA standards, neither has adopted NFPA 654 (2000)—which addresses dusts such as those found at CTA. NFPA 654 lists specific design and work practice precautions (Appendix D). 10.2 Kentucky Office of Housing, Buildings, and Construction 10.2.1 Code History In 1954, Kentucky Revised Statute Section 227.300 established rules and regulations known as the “Standards of Safety.” These standards established requirements for design and construction of various 85
facilities, including combustible dust-handling operations. The State Fire Marshal enforces the standards, including approving new construction permits and conducting inspections. The Standards of Safety in effect in 1972—when CertainTeed constructed the facility—incorporated the National Building Code (NBC, published by the American Insurance Association), 1967 edition; National Fire Codes (NFC, published by NFPA), 1970-71 edition (all 10 volumes); and NEC, 1968 edition. The CertainTeed process for which the facility was constructed used a phenolic resin that was a combustible dust. NFC includes dust fire and explosion prevention standards, such as NFPA 654, though they are not specifically referenced in the Standards of Safety. The State Fire Marshal permitted construction of the facility in 1972, even though CertainTeed had not incorporated combustible dust protection into the design. In 1977, the Beverly Hills Supper Club fire in Southgate, Kentucky, killed 165 people and injured another
- This incident prompted major changes in State enforcement of building construction and inspection.
A team of investigators commissioned by the governor of Kentucky concluded: “During the period of time from December 1970 until May 28, 1977, the fire marshal’s office did not implement a proper inspection program which would have revealed code violations.” In the aftermath of the Supper Club fire, Kentucky adopted a State building code (815 Kentucky Administrative Regulation 7:120) and created the Department of Housing, Buildings, and Construction to regulate the construction and use of buildings. The Office of State Fire Marshal became a division of the new department, with responsibility limited to the safety of existing buildings. Another division within the department—Building Codes Enforcement—regulated the Kentucky Building Code as it pertained to the construction of new buildings and alterations, additions, and changes of occupancy to existing buildings. In 2004, the Department was renamed the Office of Housing, Buildings, and Construction. 86
- 2.2
Division of Building Codes Enforcement The Division of Building Codes Enforcement is separated into two functions: • Plan review: Architectural plans are reviewed prior to construction to ensure compliance with the Kentucky Building Code. • Inspection: Inspections are conducted periodically to ensure that construction is done according to approved plans. Upon final inspection, an occupancy permit is issued and the case file is transferred to the Division of Fire Prevention, Office of State Fire Marshal, for future inspections. The division has 12 field inspectors for building codes, eight plan reviewers, and three technical advisors. Inspectors use a checklist to document whether construction of the facility meets code requirements. The checklist does not address combustible dusts. No training is provided to building inspectors or plan reviewers on design requirements for combustible dusts. On November 4, 2002, the division allowed the firewalls that separated the combustible dust-handling production area from the finished goods storage area at CTA to be removed (Section 3.4.2). The Kentucky Building Code incorporates the International Building Code (IBC),25 which requires buildings that store or handle combustible dusts to comply with applicable provisions of the International Fire Code (IFC) and NFPA 654. 26 The Kentucky Building Code classifies as high hazard (Group H) facilities that handle combustible dusts over a maximum allowable quantity. However, neither the Kentucky Building Code nor IBC specifies maximum allowable combustible dust quantities.
25 The International Code Council (ICC) develops the IBC. The ICC was established in 1994 as a nonprofit organization dedicated to developing a single set of comprehensive and coordinated national model construction codes. The founders of the ICC are Building Officials and Code Administrators International, Inc.; International Conference of Building Officials; and Southern Building Code Congress International, Inc. 26 The provisions of IFC apply to matters affecting or relating to new construction in buildings only where specifically referenced in the Kentucky Building Code. 87
- 2.3
Office of State Fire Marshal After the Kentucky Building Code became effective, enforcement of the Standards of Safety was limited to existing buildings. The State Fire Marshal assumed inspection responsibility for existing facilities. In 1990, the Standards of Safety became the Kentucky Fire Prevention Code. Specific references to the Uniform Fire Code (NFPA 1), NFPA 654, NFPA 86, and NFPA 499 were incorporated into the Kentucky code in October 2002. The Office of State Fire Marshal has 30 general inspectors and can deputize local fire departments for code enforcement purposes. The office inspects selected, prioritized buildings on an annual basis. High- risk occupancies—such as schools, churches, nightclubs, daycare facilities, and apartments—are on the list. Industrial facilities are usually inspected only upon receipt of a complaint or a request from local officials. The inspectors did not receive training on combustible dust safety standards. The State Fire Marshal’s office has not inspected the CTA facility since its construction in 1972. If the State Fire Marshal had a program and sufficient resources to inspect industrial facilities for compliance with state regulations, then the combustible dust hazards at the CTA facility may have been identified, and the explosions and fire could have been prevented. 88
- 0 Combustible Dust Hazard Study
In three investigations, CSB has identified gaps in the current understanding of dust explosion risks and shortcomings in prevention of dust explosions. As a result, CSB is conducting a study to examine the nature and scope of dust explosion risks in industry and to identify initiatives that may be necessary to more effectively prevent combustible dust fires and explosions. Such initiatives may include regulatory action, voluntary consensus standards, or other measures that could be taken by industry, labor, government, and other parties. CSB plans to study the effectiveness of hazard communication requirements and programs for combustible dusts, including MSDSs and the HMIS rating system. The study also will examine the effectiveness of national safety standards and guidelines for combustible dusts, including building code requirements and enforcement. 89
- 0 Root and Contributing Causes
- 1 Root Causes
- CTA management did not implement effective measures to prevent combustible dust
explosions. • Some managers discussed the explosion hazard of dust in the facility, but this information was not communicated to the general work force. • CTA did not obtain and use NFPA 654 as recommended in Borden Chemical’s phenolic resin MSDS.
- The CTA cleaning and maintenance procedures for production lines did not prevent the
accumulation of unsafe levels of combustible dust on elevated flat surfaces. • The use of metal tools, brooms, compressed air, and fans during line cleaning dispersed combustible dust in potentially explosive concentrations and also caused it to settle on elevated flat surfaces throughout the facility. • The housekeeping program did not effectively remove combustible dust that accumulated in areas above production lines.
- The CTA incident investigation program did not ensure that all oven fires were investigated
and that underlying causes were identified and resolved. CTA safety personnel estimated that oven fires occurred on an average of once a week.
90
The Borden Chemical product stewardship program did not explicitly convey to CTA the explosive hazards of phenolic resins. The Borden Chemical phenolic resin MSDSs noted that the phenolic resins were combustible dusts but did not explicitly warn that they could be explosive. Following the catastrophic explosion at the Jahn Foundry in 1999—which involved one of Borden Chemical’s phenolic resins—Borden Chemical did not enhance warnings on its MSDSs nor did it communicate the safety lessons of the Jahn investigation to CTA.
The CertainTeed building design and CTA building modifications did not effectively address the fire and explosion hazards associated with combustible dusts. The NFPA 654 standard on combustible dust safety only applied to the plastics industry in 1972; it did not cover operations such as CertainTeed’s. Nonetheless, following the building design principles contained in the standard could have prevented or mitigated the incident at CTA. Those principles include: • Minimizing flat surfaces to prevent accumulation of combustible dusts. • Installation of adequate firewalls and blast-resistant physical barriers and deflagration venting to prevent the spread of fire and explosive forces beyond the production area. CTA also did not use these principles when it made facility modifications. 12.2 Contributing Causes
The line 405 oven lacked fire detection devices and automatic sprinklers. NFPA 86, Standard for Ovens and Furnaces (2003), recommends evaluating the need to install automatic water sprinklers in ovens that accumulate appreciable quantities of combustible material. 91
CTA did not have effective procedures for evaluating the hazards associated with nonroutine operating conditions on line 405. Operating the oven with malfunctioning temperature control equipment and open doors was a nonroutine situation—the hazards of which were not recognized or controlled. 92
- 0 Recommendations
CSB developed the following recommendations from the findings and conclusions of this investigation. Recommendations are made to parties that can effect change to prevent future incidents. Those parties typically include the facility where the incident occurred, the parent company, trade organizations responsible for developing good practice guidelines, or organizations that have the ability to broadly communicate lessons learned from the incident—such as trade associations and labor unions. CTA Acoustics, Inc. 1. Develop a combustible dust safety program using good practice guidelines, such as NFPA 654, Standard for the Prevention of Fire and Dust Explosions from the Manufacturing, Processing, and Handling of Combustible Particulate Solids. At a minimum: • Minimize surfaces where combustible dust could accumulate in the design or modification of the plant. (2003-09-I-KY-R1) • Ensure phenolic resin-handling facilities are designed to prevent the spread of fires or explosions involving combustible dust. Options include measures such as the use of firewalls and blast-resistant construction. (2003-09-I-KY-R2) • Prevent the unsafe accumulation and dispersion of combustible dust by frequently cleaning process areas, including locations above production lines. (2003-09-I-KY-R3) • Minimize the dispersion of combustible dust by using appropriate dust-cleaning methods and tools. (2003-09-I-KY-R4) • Address the dangers of combustible dust and the prevention of dust explosions in the hazard communication training program. (2003-09-I-KY-R5) 93
Conduct hazard assessments of ovens to ensure that fire detection and suppression systems are adequate, using good practice guidelines such as NFPA 86, Standard for Ovens and Furnaces. (2003-09-I-KY-R6)
Develop procedures to maintain safety during nonroutine operating conditions, such as the loss of oven temperature control. (2003-09-I-KY-R7)
Revise the incident investigation program to ensure that the underlying causes of incidents such as fires are identified and corrective actions implemented. (2003-09-I-KY-R8) CertainTeed Corporation
Evaluate your facilities that handle combustible dusts and ensure that good practice guidelines such as NFPA 654 are followed. (2003-09-I-KY-R9)
Ensure that company design standards—applicable to facilities that handle combustible dusts— incorporate good engineering practices to prevent dust explosions, such as NFPA 654. (2003-09- I-KY-R10) Borden Chemical, Inc.
Ensure MSDSs for phenolic resins include, at a minimum, warnings that dust from these products can be explosive. (2003-09-I-KY-R11)
Develop and distribute educational material, in addition to MSDSs, to inform customers of the explosion hazard of phenolic resin dust. (2003-09-I-KY-R12)
Communicate the findings and recommendations of this report to your customers that purchase phenolic resin. (2003-09-I-KY-R13) 94 Kentucky Office of Occupational Safety and Health
- Develop and distribute an educational bulletin on the prevention of combustible dust explosions.
(2003 09-I-KY-R14)
- Enhance the training program for compliance officers regarding the recognition and prevention of
combustible dust explosion hazards. (2003-09-I-KY-R15) FM Global Incorporate the findings and recommendations of this report in your training of employees who conduct inspections at facilities that may handle combustible dusts. (2003-09-I-KY-R16) Kentucky Office of Housing, Buildings, and Construction
- Incorporate the findings and recommendations of this report in your continuing training of inspectors,
plan reviewers, technical advisors, and fire marshal general inspectors who interface with facilities that may handle combustible dusts. (2003-09-I-KY-R17)
- Identify sites that handle combustible dusts when facilities apply for new or modified construction
permits, and use this information to help prioritize establishments that will be inspected by the fire marshal. (2003-09-I-KY-R18) 13.1 Recommendations to Communicate the Findings From the Investigation In an effort to widely distribute lessons learned from investigations, CSB recommends that organizations communicate relevant findings and recommendations to their memberships. CSB intends for those organizations to use multiple avenues to communicate, such as having presentations at conferences, placing summaries of a report and links to full CSB reports on their websites, developing and holding training sessions that highlight the report findings, and summarizing relevant findings in newsletters or 95
direct mailings to members. CSB encourages the organizations to use all their existing methods of communication and explore new ways to more widely distribute these messages. American Chemistry Council Communicate the findings and recommendations of this report to your membership. Emphasize that dusts from phenolic resins can explode. (2003-09-I-KY-R19) International Code Council Communicate the findings and recommendations of this report to your membership. (2003-09-I-KY-R20) National Fire Protection Association Communicate the findings and recommendations of this report to your membership. (2003-09-I-KY-R21) The Society of the Plastics Industry Communicate the findings and recommendations of this report to your membership. (2003-09-I-KY-R22) 96
BY THE U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board
Carolyn W. Merritt Chair
John S. Bresland
Member
Gary L. Visscher
Member
February 15, 2005
97
- 0 References
American Society for Testing and Materials (ASTM), 2000a. Standard Test Method for Hot Surface Ignition Temperature of Dust Layers, ASTM E2021-00. ASTM, 2000b. Standard Test Method for Minimum Explosible Concentration of Combustible Dusts, ASTM E1515-00. ASTM, 2000c. Standard Test Method for Pressure and Rate of Pressure Rise for Combustible Dusts, ASTM E1226-00. ASTM, 1999. Standard Test Method for Minimum Ignition Energy of a Dust Cloud in Air, ASTM E2019-99. ASTM, 1997. Standard Practice for Examining and Testing Items That Are or May Become Involved in Products Liability Litigation, ASTM E860-97. Clayton, George and Florence Clayton, eds., 1978. Patty’s Industrial Hygiene and Toxicology, Third Revised Edition, Volume I – General Principles. Eckhoff, Rolf K., 2003. Dust Explosions in the Process Industries, Gulf Professional. Factory Mutual Insurance Company (FM Global), 2004. Prevention and Mitigation of Combustible Dust Explosions and Fire, Data Sheet 7-76. FM Global, 2003. Industrial Ovens and Dryers, Data Sheet 6-9. Jacobson M., J. Nagy, and A. Cooper, 1962. Explosibility of Dusts Used in the Plastics Industry, Report of Investigations 5971, Bureau of Mines, U.S. Department of Interior. Knop, A. and L.A. Pilato, 1985. Phenolic Resins, Springer-Verlag. 98
Lawson, Robert G., 1984. Beverly Hills: the Anatomy of a Nightclub Fire, UP. National Fire Protection Association (NFPA), 2004a. Guide for Fire and Explosion Investigations, NFPA 921. NFPA, 2004b. Recommended Practice for the Classification of Combustible Dusts and of Hazardous (Classified) Locations for Electrical Installations in Chemical Process Areas, NFPA 499. NFPA, 2003. Standard for Ovens and Furnaces, NFPA 86. NFPA, 2002a. Guide for Venting of Deflagrations, NFPA 68. NFPA, 2002b. National Electrical Code, NFPA 70. NFPA, 2000. Standard for the Prevention of Fire and Dust Explosions From the Manufacturing, Processing, and Handling of Combustible Particulate Solids, NFPA 654. NFPA, 1994. NFPA Inspection Manual, seventh edition. National Paint and Coatings Association, 1976. HMIS Implementation Manual, second edition. National Safety Council (NSC), 1997. Accident Prevention Manual for Business and Industry. NSC, 1974. Accident Prevention Manual for Industrial Operations, seventh edition. North Carolina Department of Labor, 2003. Combustible Dust Poses a Dangerous, Explosive Threat in the Workplace, Industry Alert. Occupational Safety and Health Administration–Massachusetts Department of Fire Services–Springfield Arson and Bomb Squad, 1999. Joint Foundry Explosion Investigation Team Report, Jahn Foundry Corporation, Springfield, Massachusetts, February 25, 1999. 99
Raftery, Monica, 1975. Explosibility Tests for Industrial Dusts, Fire Research Technical Paper No. 21, Her Majesty’s Stationery Office, London, United Kingdom. U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board, 2004. Investigation Report, Dust Explosion, West Pharmaceutical Services, Inc., Kinston, North Carolina, January 29, 2003, Report No. 2003-07- I-NC, September 2004. 100
APPENDIX A: Fire and Explosion Damage Table A-1 lists damage at the CTA facility as a result of the February 20, 2003, fire and dust explosions. The damage is broken down by specific plant area and likely cause. Table A-1 Fire and Explosion Damage Location Damage Cause Concrete block masonry firewall on east side partially collapsed and pushed eastward Explosion overpressure originated in area between oven and wall and in partially enclosed area above blend room and below ceiling Metal panels detached at south end of partially enclosed area above blend room deformed in southward direction Higher explosion overpressure in partially enclosed area above blend room and below ceiling Damage to building roof above line Higher explosion overpressure inside plant in this area Ceiling panels and lights pushed downward Higher explosion overpressure in partially enclosed area above blend room Wall and polycarbonate panels of blend room deformed and pushed out in westward direction Higher explosion overpressure inside blend room Line 405 Combustible material inside curing oven burned away; metal conveyor burned clean and free of debris; no explosion damage observed inside oven Burning of accumulated phenolic resins and some chain oil inside oven Concrete block masonry firewalls surrounding room directly south of line and near raw material storage area permanently deformed Higher explosion overpressure in room south of line South of line 405 Fire scorching in area where no masonry walls extend to ceiling; residual burnt resin material attached to open-web steel joists Path of fire traveled from production area into raw material storage area Between lines 403 and 405 Concrete block masonry firewall in open bay between lines collapsed Damage consistent with large rebound movement of wall aided by wrap-around pressure Metal panels above east wall of blend room pushed westward Higher explosion overpressure east of line Line 403 Oven exhaust line and thermal oxidizer inlet line separated Higher explosion overpressure inside thermal oxidizer piping 101
Location Damage Cause Line 402 Metal wall panel separating lines 402 and 403 pushed westward Higher explosion overpressure in vents through wall panel Metal panels of blend room enclosure, particularly in northeast portion, permanently deformed outward Steel columns in blend room permanently bent to west Concrete block masonry firewalls on south end collapsed or severely deformed Higher explosion overpressure inside blend room due to confinement Line 401 Building roof above blend room enclosure destroyed Higher explosion overpressure generated in confined area between blend room roof and ceiling North wall of chemical room Sliding door bent and concrete block wall deformed Higher explosion overpressure from line 401 East wall of plant north of loading dock Metal curtain wall pushed outward Higher explosion overpressure from line 405 vented outside building South wall of plant near new cylindrical dust collector Metal curtain wall pushed outward Higher explosion overpressure from line 405 vented outside building West wall of plant near south wall Metal curtain wall pushed outward Higher explosion overpressure from line 401 vented outside building North wall of plant near west corner Loading dock door bent Higher explosion overpressure from line 401 vented outside building Production area Charred combustible material adhered to vertical surfaces; horizontal surfaces, covered by combustible material, primarily charred at exposed exterior surfaces Slow burning of combustible phenolic resin material throughout production area; hot gases freely expanding throughout building prevented large overpressures from developing outside of blend rooms and confined areas above blend room roofs Baghouses on lines 403 and 405 Bags burned up Fires inside baghouses Dust collectors on lines 401 and 402 Access doors on dust collectors blown off Higher pressure inside dust collectors due to fire or venting of explosion overpressure
102
APPENDIX B: Laboratory Testing of Phenolic Resin CSB contracted with Safety Consulting Engineers, Inc. (SCE),27 for explosibility, ignitability, and reactivity testing of the phenolic resin used at CTA. Samples were taken of Borden Chemical Durite SD- 52SS and residual resin dust from production lines 401, 402, 403, and 405. The explosion characteristics of the phenolic resin were then compared with other common combustible dusts, as described in Sections B.1 to B.6. B.1 Explosion Severity The explosion severity test determines the deflagration parameters of a combustible dust-air mixture. The parameters measured are maximum pressure (Pmax) and maximum rate of pressure rise (dP/dt)max. Data obtained from this test method provide a relative measure of deflagration characteristics for calculation of the deflagration index, Kst. This index is the maximum dP/dt (dP/dtmax) normalized to a 1 m³ volume. The dust material was first dried and then tested in a U. S. Bureau of Mines 20-liter explosibility test chamber per ASTM E1226-00, Standard Test Method for Pressure and Rate of Pressure Rise for Combustible Dusts (2000c). The 20-liter chamber was equipped with an air nozzle to disperse the material dust and two electrodes for connecting two squib (SOBBE) igniters (2 × 5 kJ = 10 kJ of stored ignition energy) to a voltage source. The chamber was equipped with a pressure transducer to measure the pressure output of an explosion. The data is collected by a high-speed computer-based data acquisition system. The pressure transducer is calibrated (psig/volts) at various pressures using a pressure test gauge.
27 The information in Appendix B is adapted from a report prepared by SCE, Schaumburg, Illinois, on the testing and analysis of phenolic resin used at the CTA facility. 103
Figures B-1 and B-2 show test overpressures and rates of pressure rise as a function of concentration, respectively. The highest values of each over the entire concentration range determined Pmax and (dP/dt)max. For comparison, Figure 14 (Section 7.2) shows explosion severity data for polyethylene, Pittsburgh coal dust, and cornstarch. 0 20 40 60 80 100 120 140 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 Concentration [g/m³] Explosion Pressure [psig]
Figure B-1. Durite SD-52SS overpressure versus concentration. 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 Concentration [g/m³] Rate of Pressure Rise [psig/sec]
Figure B-2. Durite SD-52SS rate of pressure rise versus concentration. 104
B.2 Minimum Explosible Concentration Minimum explosible concentration (MEC) is the minimum concentration of a combustible dust cloud that is capable of propagating a deflagration through a uniform mixture of dust and air under specified conditions. MEC data provide a relative measure of the minimum concentration of a dust cloud necessary for an explosion. The values obtained are specific to the sample (particularly particle size distribution) and test method. MEC values are not to be considered intrinsic material constants. The test was performed per ASTM E1515-00, Standard Test Method for Minimum Explosible Concentration of Combustible Dusts (2000b), using the U.S. Bureau of Mines 20-liter explosibility chamber. Figure B-3 compares MECs for the Borden Chemical SD-52SS phenolic resin, Pittsburgh coal dust, polyethylene dust, and cornstarch. Polyethylene SD-52SS + Carbon Black #2 Pittsburgh Pulverized Coal Dust Cornstarch 60 60 50 28 0 10 20 30 40 50 60 70 MEC (g/m³) Figure B-3. Minimum explosive concentration of Durite SD-52SS compared with other common combustible dusts. 105
B.3 Minimum Ignition Energy The minimum ignition energy (MIE) test is useful to determine whether combustible dust/air mixtures are ignitable by a high-voltage spark. Ignition energies determined by this method can be compared to determine the relative hazard of ignition by sources such as electrostatic discharges, electrical equipment sparks, and friction sparks. Test results provide a relative measure of the ignition sensitivity of a dust cloud. The values obtained are specific to the sample, test method, and test equipment. MIE values are not to be considered intrinsic material constants. Any change in particle size, shape, or volatility alters MIE results. MIE tests were performed per ASTM E2019-99, Standard Test Method for Minimum Ignition Energy of a Dust Cloud in Air (1999), using a 1.2-liter clear plastic Hartmann tube. Figure B-4 shows MIE test results for a Durite SD-52SS dust cloud in air. Results indicate that the phenolic resin is very easy to ignite, requiring only 3 millijoules (mJ) of energy to initiate an explosion. SD-52SS + Carbon Black #2 Pittsburgh Pulverized Coal Dust Cornstarch 300 60 3 0 50 100 150 200 250 300 MIE (mJ) Figure B-4. Minimum ignition energy of Durite SD-52SS compared with other common combustible dusts. 106
B.4 Propagating Brush Discharge Ignition Test During the handling of bulk powders, a propagating brush discharge may ignite dust. A sufficient charge built up on the powder surface can break down in the form of a propagating brush discharge. Unlike a spark discharge, which is localized between two conductive points, a propagating brush discharge is a surface phenomenon. Consequently, it poses the potential hazard of being a delocalized multipoint ignition source. The force of the charge breakdown is sufficient to disperse dust deposited on the surface into the air. B.4.1 Test Setup and Procedure The test apparatus consisted of a high-voltage power supply (Hipotronics Model 250D) connected to a multipoint corona generator. The base of the apparatus was an 8.5-inch sheet metal disk, which is connected to the ground. An 8.5- by 11-inch plastic sheet, with a thickness of 0.0075 inch, was placed on top of the disk. A grounded 2-inch-diameter ball electrode was used to initiate the propagating brush discharge. To estimate the energy of the discharge, a Monroe Electronics Model 282 electrostatic fieldmeter was used to measure the change in electrostatic field (i.e., electrical potential of the surface by extension) before and after the discharge. To produce a charge on the surface of the plastic sheet, 30 to 50 kilovolts were supplied to the multipoint corona generator centered over the sheet metal disk surface at a height of 25.4 millimeters. After a charging time of 60 seconds, the generator was moved away from the surface of the plastic sheet and the power supply was turned off. The field meter was positioned above the surface of the plastic sheet to measure the electrostatic field. The spherical grounding electrode was then lowered to the plastic surface. A propagating brush discharge was produced as the electrode was lowered but before it touched the surface. 107
The field meter was repositioned to measure field strength following the electrostatic discharge. The energy of the discharge was calculated by measuring surface potential before and after the discharge. B.4.2 Dust Ignition Tests A similar procedure was followed for testing of the powder material to determine its ignitability. However, the material was screened through a 160-mesh sieve and evenly spread over the plastic sheet surface before the multipoint corona generator was energized. As the grounding ball was lowered, observations were made to determine dust flammability. The presence of a flame is the criterion for dust flammability by propagating brush discharge. For purposes of laboratory testing, the plastic sheet was used to simulate a condition where sufficient powder material existed to form an insulating layer. Depending on the specific process, such a condition may be produced under industrial conditions. RoRo93 (2,26,6-tetramethylpiperdine derivative [a light stabilizer]), a product of Kuhner A.G., was used as a reference dust for testing. B.4.3 Test Results Table B-1 shows the results of the propagating brush discharge ignition tests. The RoRo93 material readily ignited, but two samples of the SD-52SS black phenolic resin tested did not. As propagating brush discharges are the most energetic of all types of electrostatic discharges, these tests results show that static electricity was probably not capable of igniting the phenolic resin dust. 108
Table B-1 Propagating Brush Discharge Test Results Material Corona Charge Voltage (kV) Charge Duration (sec) ES Field Strength Before Discharge (kV/in.) ES Field Strength After Discharge (KV/in.) Observations of Propagating Brush Discharge 30 60 -30 -4 Ignition of dust, resulting in open flame RoRo93 Reference 30 60 -26 -6 Ignition of dust, resulting in open flame 30 60 -30 -10 No ignition of dust 35 60 -28 -10 No ignition of dust 40 60 -26 -10 No ignition of dust SD-52SS Sample 1 45 60
-40
-10 No ignition of dust 35 60 -26 -10 No ignition of dust SD-52SS Sample 2 40 60 -26 -10 No ignition of dust
B.5 Hot Surface Ignition Temperature of Dust Layer This test determines the hot surface ignition temperature, which is the minimum temperature at which a dust layer will self-heat. The test was conducted per ASTM E2021-00, Standard Test Method for Hot Surface Ignition Temperature of Dust Layers (2000a). No hot surface ignition temperature for the Durite SD-52SS material was observed up to 390°C, the maximum temperature used for this test method (Table B-2). Although the layer temperature did not exceed the hot-plate temperature in either of the two tests, the material did melt and expand in volume. The heated powder layer liberated some fumes; however, they failed to ignite when exposed to a match flame. Therefore, according to the criteria of ASTM E2021-00, the powder layer does not ignite, though it definitely undergoes some form of reaction under heating. 109
Table B-2 Hot Surface Ignition Temperature Material Tested Moisture Content (% wt) Particle Size (mesh) Hot Surface Temperature (ºC) Observation/ Results Durite SD-52SS phenolic resin + carbon black < 5 (as received) -200 (sieved prior to testing) 130–390 No ignition Pittsburgh coal < 5 ~ 80% minus 200 mesh, mass median diameter of ~ 45 µm and 36% volatility 240–250 Ignition (a) (a) Published calibration values from ASTM E2021-00, Standard Test Method for Hot Surface Ignition Temperature of Dust Layers (2000a).
B.6 Dynamic/Isothermal Differential Scanning Calorimeter Test The Dynamic Differential Scanning Calorimetry (DSC) test measures a material’s inclination to absorb or release heat as a function of the environmental temperature to which it is subjected. The samples tested in microgram quantities, SD-52SS + Carbon Black #2, had endothermic peaks near 55°C and multiple exothermic peaks in the 150°C and 350°C – 425°C level. This indicates that the material may undergo a “melting” phase change at low temperatures and take part in multiple energy liberating reactions at high temperatures. In one test, a high-temperature endotherm at 205°C was observed for SD-52SS + Carbon Black. This may be an indication that an endothermic process such as off-gassing or “melting” was occurring. The Isothermal DSC test measures the time required for a material in microgram quantities to go to reaction at given environmental temperatures. In the series of tests for SD-52SS + Carbon Black #2, environmental temperatures from 90°C to 135°C were used. In all cases, the reaction occurred immediately or within a minute.
110
APPENDIX C: Equipment Testing Line 405 piping and equipment were tested: • To determine if oven-related components released natural gas into the plant. • To identify equipment failures that may have contributed to causing the oven temperature control problem. Packer Engineering Technologies conducted the equipment testing on behalf of CSB. The testing began on January 27 and concluded on April 16, 2004. Three phases of testing were conducted at Packer Engineering facilities in Naperville, Illinois, and a fourth phase was carried out in North Hills, California, at Moore Industries, Inc. (an oven temperature controller test facility). All equipment that required a laboratory environment for testing was removed from the Corbin, Kentucky, storage location and transported to Naperville. The equipment was photographed prior to removal from the storage facility, and the loading process was videotaped. Chain-of-custody documentation and procedures were followed. The equipment tested is being maintained in Packer Engineering secure storage. Photographic and video documentation was performed on all equipment and components prior to and during testing. Protocols were developed, consistent with the following: • NFPA 921, Guide for Fire and Explosion Investigations (2001). • ASTM E860-97, Standard Practice for Examining and Testing Items That Are or May Become Involved in Litigation (1997). Sections C.1 and C.2 summarize the findings and conclusions from Packer piping and equipment testing (Phase 1 to 3) and Crane-Powers oven temperature controller testing (phase 4). 111
C.1 Findings
- The temperature controller memory was erased due to loss of power in the facility and failure of the
backup battery.
- The natural gas regulator for the oven 405 burner (Eclipse) had a measured output pressure of 11
inches of water column. The burner’s fixed gas butterfly valve was set at 80 to 90 percent closed to reduce gas input. Recorded burner flow rates would give a heat rate of approximately 210,000 British thermal units per hour (Btu/hr).
- All timers in the burner control panel were found at their minimum settings.
- The audible alarm mounted to the cabinet door of the burner control box was not connected.
- The high gas pressure cutoff switch was set at 5 psi.
- The normally open solenoid gas bleed valve had a 0.7 liter per minute (L/min) leak-through rate when
energized.
- The electronics for the oil pump control box were mounted on a plywood base plate. Several
knockouts and feed troughs were not adequately covered or strain-relieved. The intended dustproof National Electrical Manufacturers Association (NEMA) ratings of the burner control boxes would not be met under observed conditions.
- The burner 405 oil pump was found to have no abnormalities beyond damage that can be attributed to
excessive external heat.
- No significant external gas leaks (into the building) were found.
- All components found on the subject controller were consistent with a Type I-535, manufactured
between 1990 and 1998, except the display assembly, which was found to be a design from the Type 112
II controllers, only manufactured after January 1, 1998. The Type II display assembly was re-fitted into a Type I harness and Type I operator fronts. C.2 Conclusions The Crane-Powers temperature controller, tested in phase 4, was reported to have lost all data due to loss of power and backup battery failure. It is not clear why the battery failed. The battery draws down whenever the controller is not powered and is not rechargeable. The Moore Industries controller technician estimated that the average life of the controller’s battery was 5 years. If the date code on the controller display harness were consistent with controller and battery installation, then a battery with a life of 5 years likely would have expired prior to 2002. In general, there are electrical incompatibilities between Type I and Type II assemblies, particularly the option board, the power supply board, and the microcontroller board. By design, these sub-components must be replaced in-kind in order for the controller to operate correctly. However, for the display assembly, electrical designs are compatible, in that the user may cross-populate between types to yield a workable solution. Testing during phase 4 determined that interchangeability between platforms is feasible and that the CTA temperature controller configuration did not present a significant failure mode with respect to controller integrity. There were indications that the burner control box had been open or not properly sealed during operations and was open at the time of the explosion. Plant debris (i.e., fiberglass, dust, oily material) was present in the interior of the burner control panel and on the inside of the temperature controller, which was intended to be mounted within a NEMA-rated equivalent protected environment. The contamination may have contributed to the reported controller problems; there was some improvement in operation after the internal circuit boards were cleaned during phase 4 testing. 113
There were indications that the oven 405 burner was operating at a natural gas pressure below the manufacturer’s minimum recommended level. The CTA plant was running the burner (Eclipse) at a maximum natural gas pressure of 11 inches of water column—which is below the minimum rate of 14 for this burner model. In addition, the burner’s fixed gas butterfly valve was set at 80 to 90 percent closed to reduce gas input. Recorded flow rates indicate that the burner, with a maximum output rating of 5.5 million Btu/hr (at a maximum gas pressure of 2 psi at the proportionator inlet), was being operated at only 210,000 Btu/hr. All timers on the burner control panel were found at their minimum settings—contradictory to the National Fuel Code, which requires a timed purge cycle prior to burner ignition. The audible alarm mounted on the cabinet door of the burner control box (presumably for alerting operating personnel of conditions such as flameouts) was not electrically connected. Particulate matter was observed on the electronic components and the cabinet lip, where the door engages the cabinet. The amount of particulate matter indicated that the cabinet was open frequently during operation. The high gas pressure cutoff switch was set too high to control an over-gas pressure situation. This setting allowed the feeding of excessive amounts of gas into the burner if a high-pressure situation occurred, such as failure of the pressure regulator. The main gas line primary or safety valve (2-inch flanged, North American) was found with a loose actuator cover and showed debris accumulation on the upper mechanical parts (see Figure C-1). This dust, fiberglass, and oil contributed to the valve’s failure to adequately close, thereby creating an internal leak in the gas line. During down time or “burner-off” conditions, the safety valve may have been leaking natural gas through to the gas vent line at the rate of 7.5 L/min. In the “burner-on” condition with the gas control valves open and the normally open solenoid gas bleed valve closed, there was still a 0.7 L/min leak-through to the vent system from the bleed valve itself. 114
Therefore, at any given time, it was possible that there was continuous gas leakage through the gas vent lines. The electronics for the oil pump control box were mounted on a plywood base plate. Several feed- throughs were inadequately sealed. Under observed conditions, the burner control boxes would not meet the intended dust-proof NEMA ratings. Failure to comply with these standards exposes the internal electronics to potentially damaging environmental conditions. The burner 405 oil pump was found to have no abnormalities beyond the damage attributed to excessive external heat. There is no indication of failure or that the oil pump acted as an ignition or initiation source. If the pump had been operating at the time of the incident, the oil may have acted as an additional fuel source. No significant external gas leaks into the building were found. All internal gas leaks (i.e., gas control valve, gas bleed valve) would have been directed to the externally piped gas vent line. CSB reviewed these findings and conclusions and determined that equipment testing results identified no single component failure as the cause of the incident. 115
Figure C-1. Oven natural gas piping manifold.
116
APPENDIX D: NFPA Guidelines In promoting the science and improving the methods of fire protection and prevention, NFPA develops codes and standards to reduce the loss of life, property, and production. Table D-1 lists NFPA standards relevant to controlling dust explosion hazards. Although NFPA standards are advisory only, they are widely adopted by regulatory government agencies such as OSHA and state and local public authorities. Upon request, NFPA provides training and ongoing technical support to Federal, state, and local authorities that have adopted its codes and standards. D.1 NFPA 654 NFPA 654, Prevention of Fire and Dust Explosions From the Manufacturing, Processing, and Handling of Combustible Particulate Solids (2000), addresses dust explosion prevention and mitigation for industrial facilities such as CTA. It was developed in 1943 and originally applied only to the prevention of dust explosions in the plastics industry. In 1976, NFPA expanded the scope of the standard to include chemical, dye, and pharmaceutical dusts, but a new edition of the standard was not issued until 1982. The standard was revised again in 1997 to include all industries where manufacture, processing, blending, repackaging, and handling of combustible dusts presented a fire or explosion hazard. NFPA 654 addresses safe design and construction, management of change, and housekeeping for facilities that handle combustible dusts—specifying that “areas in which combustible dusts are produced, processed, handled, or collected shall be detached, segregated, or separated from other occupancies in order to minimize damage from a fire or explosion.”28
28 NFPA 654 defines segregation as the interposing of a fire- and explosion-resistant barrier between the combustible particulate solid process and other operations. Separation is defined as the interposing of distance between the combustible particulate solid process and other operations in the same room. 117
Table D-1 NFPA Publications Relevant to Dust Explosion Hazard Control NFPA Number Title Current Version Original Version 61 Prevention of Fires and Dust Explosions in Agricultural and Food Products Facilities 2002 1923 68 Venting of Deflagrations 2002 1945 69 Explosion Protection Systems 2002 1970 70 National Electric Code 2002 1897 77 Recommended Practice on Static Electricity 2000 1941 86 Ovens and Furnaces 2003 86A–1950 86B–1971 120 Coal Preparation Plants 1999 653–1959 484 Standard for Combustible Metals, Metal Powders, and Metal Dusts 2002 480–1951 481–1958 482–1959 485–1994 651–1939 499 Recommended Practice for the Classification of Combustible Dusts and of Hazardous (Classified) Locations for Electrical Installations in Chemical Process Areas 2004 497M–1973 497A–1985 654 Prevention of Fire and Dust Explosions From the Manufacturing, Processing, and Handling of Combustible Particulate Solids 2000 1943 655 Prevention of Sulfur Fires and Explosions 2001 1939 664 Prevention of Fires and Explosions in Wood Processing and Woodworking Facilities 2002 1931
118
D.2 Other Pertinent NFPA Codes D.2.1 Oven Safety The ignition of a dust cloud by a fire that spread from the line 405 oven is the most credible initiating event scenario (Section 7.1.1.2) for the CTA incident. NFPA 86, Standard for Ovens and Furnaces (2003), provides guidance for preventing fire and explosion hazards associated with the heat processing of materials in ovens. The standard addresses fire protection; safety equipment and applications; and inspection, testing, and maintenance. D.2.2 Electrical Safety NFPA 499, Recommended Practice for the Classification of Combustible Dusts and of Hazardous (Classified) Locations for Electrical Installations in Chemical Process Areas (2004), provides guidance on acceptable protection techniques for electrical equipment or systems in hazardous (classified) locations that could ignite a dust cloud or layer. This standard designates hazardous locations where combustible dusts are present as Class II, Divisions 1 and 2,29 as adopted from the National Electric Code (NFPA 70). NFPA 499 recommends that electrical installations be designed and enclosed in a “dust-ignition proof”30 manner or otherwise pressurized or made intrinsically safe. D.2.3 Explosion Venting and Explosion Suppression Systems Confinement is one of the requirements for a dust explosion. (Figure 10 [Section 6.2] shows the dust explosion pentagon.) Review of the CTA facility design and assessment of facility damage indicate that the processing area had many confined areas.
29 In Division 1, a combustible material is likely to be present continuously or intermittently under normal conditions of operation, repair, maintenance, or leakage. In Division 2, a combustible material is likely to be present under abnormal operating conditions, such as failure of process equipment or containers. 30 “Dust-ignition proof” refers to enclosure that excludes dusts; such enclosure prevents arcs, sparks, or heat otherwise generated or liberated inside from igniting exterior accumulations or atmospheric suspensions of a specified dust on or in the vicinity of the enclosure. 119
“Confined” combustible dust operations can be designed to minimize damage potential or prevent explosions. NFPA 69, Standard on Explosion Prevention Systems (1997), and NFPA 68, Guide for Venting Deflagrations (2002), describe explosion venting as a means of mitigating or preventing a dust explosion. NFPA 68 states: “[B]y releasing expanding gases through an opening engineered for the purpose, it is possible to maintain a reduced maximum pressure that is below that which would cause unacceptable damage.” CSB investigators did not observe any explosion venting design or explosion prevention systems incorporated into the CTA production process or any of the facility structures. 120
APPENDIX E: HMIS Rating System The National Paint and Coatings Association developed the Hazardous Materials Identification System (HMIS) in the early 1970s for use as an in-plant labeling system. The hazard rating system is conveyed in a rectangular-shaped box divided into four areas, each assigned a color and a numerical rating: • Health hazard (blue) • Flammability hazard (red) • Reactivity hazard (yellow) • Protective equipment (white). The order of severity of each hazard is indicated by a numerical grading from “4,” indicating severe hazard or extreme danger, to “0,” indicating minimal hazard. HMIS uses a letter code (A to K) to recommend appropriate personal protective equipment to be worn when handling specific chemicals. For the CTA investigation, the rating of interest is the flammability rating (Table E-1) assigned by Borden Chemical to its phenolic resins. The flammability rating of a material is based on ease of ignition. 121
Table E-1 HMIS Defined Degrees of Flammability Hazard
Flammability No. Stability Criteria
Typically Includes 4 Severe Materials that rapidly or completely vaporize at atmospheric pressure and normal ambient temperature, or that are readily dispersed in air and readily burn Flammable gases Flammable cryogenic materials Any liquid or gaseous material that is liquid while under pressure and has a flash point below 73°F and a boiling point below 100°F (NFPA Class IA) Materials that ignite spontaneously in air 3 Serious Liquids and solids that can be ignited under almost all ambient temperature conditions; materials that produce hazardous atmospheres with air under almost all ambient temperatures—or, unaffected by ambient temperatures, are readily ignited under almost all conditions Liquids with a flash point below 73°F and a boiling point at or above 100°F (NFPA Class IB); also liquids with a flash point at or above 73°F and a boiling point below 100°F Materials that—because of physical form or environmental conditions—can form explosive mixtures with air and are readily dispersed in air, such as dusts of combustible solids and mists of flammable or combustible liquid droplets Materials that burn with extreme rapidity, usually by reason of self-contained oxygen (e.g., dry nitrocellulose and many organic peroxides) 2 Moderate Materials that must be moderately heated or exposed to relatively high ambient temperatures before ignition; materials that would not under normal conditions form hazardous atmospheres with air, but under high ambient temperatures or moderate heating may release sufficient quantities of vapor to produce hazardous atmospheres with air Liquids with a flash point at or above 100°F but not exceeding 200°F (i.e., NFPA Classes II and IIIA) Solid materials in the form of coarse dusts that may burn rapidly but generally do not form explosive atmospheres Solid materials in a fibrous or shredded form that may burn rapidly and create flash fire hazards, such as cotton, sisal, and hemp Solids and semisolids that readily give off flammable vapors
1 Slight hazard Materials that must be preheated before ignition; materials that require considerable preheating for ignition or combustion under all ambient temperature conditions Materials that burn in air when exposed to a temperature of 1,500°F for 5 minutes or less Liquids, solids, and semisolids with a flash point above 200°F (NFPA Class IIIB) Most ordinary combustible materials 0 Minimal Materials that do not burn Any material that does not burn in air when exposed to a temperature of 1,500°F for 5 minutes 122
APPENDIX F: Simplified Organization Chart (Kentucky Environmental and Public Protection Cabinet) Department of Environmental Protection Department of Natural Resources Office of Occupational Safety and Health Occupational Safety and Health Standards Board Department of Labor Division of Building Codes Enforcement Office of State Fire Marshal Office of Housing, Buildings, and Construction Department of Public Protection Environmental and Public Protection Cabinet
123
APPENDIX G: Logic Tree Diagram Seven deaths, 37 injuries Normal Employees present Secondary cascading dust explosions in confined areas and rapidly spreading fire Production area was not designed with blast- resistant physical barriers Fire from secondary dust explosions spread throughout production areas Combustible dust suspended in the production areas in explosive concentrations Force from Line 405 explosion suspends combustible dust in production areas Ledges and other horizontal flat surfaces within facility not minimized Combustible dust was generated by inappropriate methods used to clean process equipment Housekeeping program did not adequately control combustible dusts See Subtree C See Subtree C See Subtree A Accumulated combustible dust on flat surfaces throughout production areas Firewall placement in production area LTA Building design for handling combustible dusts LTA Building design for handling combustible dusts LTA
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Second dust explosion above 405 blend room Initial dust explosion around 405 oven Building housekeeping program for combustible dust LTA See Subtree C Air lock cleaning procedures LTA See Subtree C Fire in 405 oven Suspended combustible dust around 405 oven generated by inappropriate line cleaning practices Combustible dust dumped on top of 405 blend room from airlock cleaning See Subtree C See Subtree B The bags within the baghouse were clogged Line 405 baghouse was operating inefficiently releasing combustible dust from the process Phenolic resin used in process is combustible Normal 405 oven in confined area Normal Subtree A Initial dust explosion produced pressure wave/force Moisture entered the baghouse Dust formed a paste adhering to bags Fire water sprinkler piping broke inside baghouse Atmospheric moisture entered through holes in baghouse shell Initial dust explosion suspended accumulated dust Confinement above line 405 blend room Normal Dust accumulated above 405 blend room Initial dust explosion produced flame front
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Fire in 405 oven Normal 405 oven doors open 405 oven operating too hot 405 oven temperature control was malfunctioning Oven temperature control problem not repaired Maintenance program LTA Combustible material in 405 oven caught on fire Buildup of combustible material in 405 oven Crew involved in cleaning elsewhere Fire in oven 405 not detected No fire detection/ suppression system in oven Identification of underlying causes LTA CTA incident investigation program LTA 405 oven on Nonroutine operations management LTA Safety consequence of operation with oven doors open not evaluated Normal Oven safety guidelines such as NFPA 86 not followed Corrective actions for previous oven fires LTA Subtree B Oven has openings to allow process material to pass through it Normal Oven cleaning frequency LTA Heat produced by 405 oven caused ignition of material
126
127 Most CTA personnel had a lack of understanding of explosive hazards of combustible dusts Borden Chemical did not explicitly communicate the explosive hazards of phenolic resins to CTA CTA hazard communication program did not address combustible dusts Borden Chemical product stewardship program LTA
Subtree C CTA did not implement effective measures to prevent combustible dust explosions CTA did not obtain and apply NFPA 654 guidelines
FD06388 | 2003_美国_d-d-williamson-and-co-catastrophic-vessel-failure.pdf
分类:06_境外及港澳台调查报告 | 年份:2003 | 地域: | 严重程度: | 场所: | 起火原因: | 来源格式:pdf
1 INVESTIGATION REPORT REPORT NO. 2003-11-I-KY MARCH 2004 (1 Killed, Community Evacuation, and Shelter-in-Place) D. D. WILLIAMSON & CO., INC. LOUISVILLE, KENTUCKY APRIL 11, 2003 KEY ISSUES OVERPRESSURE PROTECTION HAZARD EVALUATION SYSTEMS LAYERS OF PROTECTION OPERATING PROCEDURES AND TRAINING CATASTROPHIC VESSEL FAILURE U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
2
3 Abstract T his investigation report examines a vessel explosion that occurred on April 11, 2003, at D. D. Williamson & Co., Inc., in Louisville, Kentucky. The explosion caused a massive release of aqua ammonia. Twenty-six residents were evacuated, and 1,500 people were sheltered in place. This report identifies the root and contributing causes of the incident and makes recom- mendations on overpressure protection, hazard evaluation sys- tems, layers of protection, and operating procedures and training. The U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board (CSB) is an independent Federal agency whose mission is to ensure the safety of workers, the public, and the environment by investigat- ing and preventing chemical incidents. CSB is a scientific investi- gative organization; it is not an enforcement or regulatory body. Established by the Clean Air Act Amendments of 1990, CSB is responsible for determining the root and contributing causes of accidents, issuing safety recommendations, studying chemical safety issues, and evaluating the effectiveness of other govern- ment agencies involved in chemical safety. No part of the conclusions, findings, or recommendations of CSB relating to any chemical incident may be admitted as evidence or used in any action or suit for damages arising out of any matter mentioned in an investigation report (see 42 U.S.C. § 7412 [r][6][G]). CSB makes public its actions and decisions through investigation reports, summary reports, safety bulletins, safety recommendations, case studies, incident digests, special technical publications, and statistical reviews. More information about CSB may be found at www.csb.gov. Salus P Salus P Salus P Salus P Salus Populi Es opuli Es opuli Es opuli Es opuli Est Le t Le t Le t Le t Lex Supr x Supr x Supr x Supr x Suprema ema ema ema ema People eople eople eople eople’s Saf s Saf s Saf s Saf s Safety is t ty is t ty is t ty is t ty is the Highes he Highes he Highes he Highes he Highest La t La t La t La t Law Information about available Information about available Information about available Information about available Information about available publications may be publications may be publications may be publications may be publications may be obtained by contacting: obtained by contacting: obtained by contacting: obtained by contacting: obtained by contacting: U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board 2175 K Street NW, Suite 400 Washington, DC 20037-1848 (202) 261-7600 CSB publications may be CSB publications may be CSB publications may be CSB publications may be CSB publications may be purchased from: purchased from: purchased from: purchased from: purchased from: National Technical Information Service 5285 Port Royal Road Springfield, VA 22161-0002 (800) 553-NTIS or (703) 487-4600 Email: info@ntis.fedworld.gov For international orders, see: www.ntis.gov/support/ cooperat.htm. For this report, refer to NTIS number PB2004-103035. .
4
5 EXECUTIVE SUMMARY ........................................................... 9 1.0 INTRODUCTION .......................................................... 11 1.1 Background .................................................................. 11 1.2 Investigative Process .................................................... 11 1.3 Plant Operations........................................................... 12 1.4 Spray Dryer System Operation .................................... 14 1.5 Feed Tanks.................................................................... 16 2.0 DESCRIPTION OF INCIDENT...................................... 19 3.0 RECONSTRUCTIVE ANALYSIS ................................... 23 3.1 Explosion Damage ........................................................ 23 3.1.1 Feed Tank #2 ................................................. 23 3.1.2 Feed Tank #1 ................................................. 25 3.1.3 Aqua Ammonia Tank .................................... 26 3.2 Other Effects of Explosion ........................................... 27 4.0 ANALYSIS OF INCIDENT ............................................ 29 4.1 Feed Tank Overpressure and Failure ............................ 29 4.1.1 Incident Causation Scenario.......................... 29 4.1.2 Alternative Incident Causation Scenarios...... 31 4.2 Pressure Vessel Safety and Overpressure Protection.... 33 4.2.1 Consensus Code Requirements ..................... 33 4.2.2 Kentucky Pressure Vessel Regulations and DDW Compliance .......................................... 34 4.2.3 Comparison of State Regulatory Requirements and Practices .......................... 35 4.3 Hazard Evaluation Systems and Technical Oversight ... 37 4.4 Engineering and Administrative Controls .................... 40 4.4.1 Pressure Control ........................................... 41 4.4.2 Temperature Control .................................... 41 4.4.3 Operating Procedures and Training ............... 41 4.5 Risk Management Program for Aqua Ammonia and Emergency Response............................................ 43 5.0 ROOT CAUSES............................................................. 45 6.0 RECOMMENDATIONS ................................................. 47 7.0 REFERENCES .............................................................. 49 APPENDIX A: Incident Timeline ............................................. 51 APPENDIX B: Logic Diagram .................................................. 53 Contents
6 1 DDW Plant Layout ........................................................ 13 2 Feed Tank Flow Schematic ........................................... 14 3 Aqua Ammonia Storage Tank Prior to Removal From Diked Area ......................................................... 20 4 DDW Aerial Photograph and Location Map.................. 22 5 Feed Tank #2, Top Head............................................... 23 6 Feed Tank #2 Shell, After Recovery ............................. 24 7 Steam Coil Ejected From Feed Tank #2 ....................... 24 8 Plugged 1-Inch Vent Pipe.............................................. 25 9 Closeup of Vent Pipe Pluggage ..................................... 25 10 Feed Tank #1 ................................................................ 25 11 Collapsed Spray Dryer Structure ................................. 27 Figures Figures
7 AIChE American Institute of Chemical Engineers ASME American Society of Mechanical Engineers ATF Bureau of Alcohol, Tobacco, Firearms and Explosives CCPS Center for Chemical Process Safety CFR Code of Federal Regulations cp Centipoise CSB U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board cGMP Current Good Manufacturing Practice (FDA) DDW D. D. Williamson & Co., Inc. EMA Emergency Management Agency EPA U.S. Environmental Protection Agency oF Degrees Fahrenheit FDA U.S. Food and Drug Administration IDLH Immediately dangerous to life and health KAR Kentucky Administrative Regulations NSC National Safety Council NIOSH National Institute for Occupational Safety and Health OSHA Occupational Safety and Health Administration PEL Permissible exposure limit ppm Parts per million psi Pounds per square inch psig Pounds per square inch gage PSM Process Safety Management (OSHA) RIMS Risk and Insurance Management Society, Inc. RMP Risk Management Program (EPA) Acronyms and Abbreviations
8
9 A n April 11, 2003, vessel explosion at the D. D. Williamson & Co., Inc. (DDW), plant in Louisville, Kentucky, killed one operator. The explosion damaged the western end of the facility and released 26,000 pounds of aqua ammonia (29.4 percent ammonia solution in water), forcing the evacuation of as many as 26 residents and requiring 1,500 people to shelter-in-place. DDW used the vessel in the manufacture of food-grade caramel coloring. It functioned as a feed tank for a spray dryer that produced powdered colorants. The feed tank, which was heated with steam and pressurized with air, was operated manually. To ensure that the filling, heating, and material transfer processes stayed within operating limits, operators relied on their experi- ence and on readouts from local temperature and pressure indicators. The feed tank most likely failed as a result of overheating the caramel color liquid, which generated excessive pressure. In investigating this incident, the U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board (CSB) determined the following causes:
DDW did not have effective programs in place to determine if equipment and processes met basic process and plant engineering requirements. The tank that failed had no relief device for overpressure protection, nor did it have basic process control or alarm instrumentation to prevent process upsets. DDW had no program for evaluating vessel fitness for service and no management system for evaluating the effect of equipment changes on safety.
DDW did not have adequate hazard analysis systems to identify feed tank hazards, nor did it effectively use contrac- tors and consultants to evaluate and respond to associated risks.
DDW did not have adequate operating procedures or ad- equate training programs to ensure that operators were aware of the risks of allowing the spray dryer feed tanks to overheat and knew how to respond appropriately. Executive Summary An Apr An Apr An Apr An Apr An April 1 il 1 il 1 il 1 il 11, 2003, v , 2003, v , 2003, v , 2003, v , 2003, vessel essel essel essel essel explosion at the explosion at the explosion at the explosion at the explosion at the D. D. W D. D. W D. D. W D. D. W D. D. Williamson & Co., Inc., illiamson & Co., Inc., illiamson & Co., Inc., illiamson & Co., Inc., illiamson & Co., Inc., plant in Louisville, K plant in Louisville, K plant in Louisville, K plant in Louisville, K plant in Louisville, Kentuc entuc entuc entuc entucky ky ky ky ky, killed one oper killed one oper killed one oper killed one oper killed one operat at at at ator or or or or. The feed tank most likely failed The feed tank most likely failed The feed tank most likely failed The feed tank most likely failed The feed tank most likely failed as a result of overheating the as a result of overheating the as a result of overheating the as a result of overheating the as a result of overheating the caramel color liquid, which caramel color liquid, which caramel color liquid, which caramel color liquid, which caramel color liquid, which generated excessive pressure. generated excessive pressure. generated excessive pressure. generated excessive pressure. generated excessive pressure. The tank . . . had no relief The tank . . . had no relief The tank . . . had no relief The tank . . . had no relief The tank . . . had no relief device for overpressure device for overpressure device for overpressure device for overpressure device for overpressure protection, nor did it have protection, nor did it have protection, nor did it have protection, nor did it have protection, nor did it have basic process control or basic process control or basic process control or basic process control or basic process control or alarm instrumentation alarm instrumentation alarm instrumentation alarm instrumentation alarm instrumentation to prevent process upsets. to prevent process upsets. to prevent process upsets. to prevent process upsets. to prevent process upsets.
10 CSB makes substantive recommendations to DDW regarding hazard evaluation programs and plant operations. Furthermore, CSB recommends that the Commonwealth of Kentucky commu- nicate regulatory requirements regarding used vessels to busi- nesses and other entities in the State and that the Mechanical Contractors Association of Kentucky communicate the same to its members. CSB also recommends that the Risk and Insurance Management Society and the National Board of Boiler and Pres- sure Vessel Inspectors share the information in this investigation report with their members.
11 1.1 Background A t approximately 2:10 am on Friday, April 11, 2003, a vessel at the D. D. Williamson & Co., Inc. (DDW), plant in Louis- ville, Kentucky, exploded. One operator was killed; the other four men working at the plant at the time of the incident were not injured. Twenty-six thousand pounds of aqua ammonia (29.4 percent ammonia in water solution) was released; 26 residents were evacuated and 1,500 were sheltered-in place. The explosion caused extensive damage to the western end of the facility. Because of the serious nature of this incident—the worker fatality, neighborhood evacuation, and extent of damage—the U.S. Chemi- cal Safety and Hazard Investigation Board (CSB) launched an investigation to determine the root and contributing causes and to issue recommendations to help prevent similar occurrences. 1.2 Investigative Process CSB investigators arrived at the plant on the morning of April 12. The Louisville Fire Department controlled the accident scene. Also onsite were the Louisville Police Department; Louis- ville/Jefferson County Emergency Management Agency (EMA); Division of Occupational Safety and Health Compliance, Ken- tucky Labor Cabinet (now a part of the Environment and Public Protection Cabinet); and Bureau of Alcohol, Tobacco, Firearms and Explosives (ATF). In conducting its independent investigation, CSB examined physical evidence, interviewed DDW management and hourly employees, and reviewed relevant documents with the full coop- eration of DDW. In addition to the organizations named above, CSB also had extensive discussions with the Boiler Inspection Section of the Kentucky Division of Fire Prevention, Office of State Fire Marshal, regarding the State’s regulatory apparatus and practices for pressure vessels. 1.0 Introduction
12 1.3 Plant Operations DDW is the world’s largest producer of caramel coloring for food products, including cola drinks, sauces, and seasonings. The DDW plant in Louisville—the company’s largest site—employs approxi- mately 45 people and has been in operation since 1948. The plant is located in a mixed industrial and residential neighborhood, 1.5 miles east of downtown Louisville. The Kentucky School for the Blind is located several blocks north of the plant. DDW corporate offices are located within walking distance of the plant. Other DDW plants are located in South America, Europe, Africa, and Asia. At the time of the incident, the following employees handled technical issues at the DDW Louisville facility:
A president with 11 years of experience at DDW.
A plant manager with 8.5 years of experience.
A technical coordinator, who was completing a Masters degree in chemical engineering and had been employed at DDW for 3 years. An assistant plant manager with over 40 years of operating and safety experience was in the process of retiring. The experience of operators in the spray dryer area ranged from 3 months to 22 years. DDW produces caramel color by two methods (Kamuf, Nixon, and Parker, 2000):
Maillard reaction, in which liquid sugars (glucose, fructose, etc.) are heated and reacted with either ammonia or ammo- nium bisulfite to form brown pigments.
Caramelization reaction, which is carried out in the absence of nitrogen compounds. The reactions are run at approxi- mately 300 degrees Fahrenheit (oF). DDW distributes approximately 85 percent of its product in liquid form. The remaining 15 percent is converted from liquid to powder in a spray dryer. The plant runs 24 hours/day, 7 days/ week; operators work 12-hour shifts. DD DD DD DD DDW is t W is t W is t W is t W is the w he w he w he w he wor or or or orld’ ld’ ld’ ld’ ld’s lar s lar s lar s lar s larges es es es est producer of caramel coloring producer of caramel coloring producer of caramel coloring producer of caramel coloring producer of caramel coloring for food products, including for food products, including for food products, including for food products, including for food products, including cola drinks, sauces, and cola drinks, sauces, and cola drinks, sauces, and cola drinks, sauces, and cola drinks, sauces, and seasonings. seasonings. seasonings. seasonings. seasonings. DD DD DD DD DDW dis W dis W dis W dis W distr trtr trtribut ibut ibut ibut ibutes appr es appr es appr es appr es approximat ximat ximat ximat ximatel elel el ely 85 percent of its product in 85 percent of its product in 85 percent of its product in 85 percent of its product in 85 percent of its product in liquid form. The remaining liquid form. The remaining liquid form. The remaining liquid form. The remaining liquid form. The remaining 15 per 5 per 5 per 5 per 5 percent is con cent is con cent is con cent is con cent is conver er er er erted ed ed ed ed from liquid to powder from liquid to powder from liquid to powder from liquid to powder from liquid to powder in a spr in a spr in a spr in a spr in a spray dr y dr y dr y dr y dryer er er er er.
13 The April 11 incident occurred in the spray dryer area at the west end of the plant (Figure 1). The spray dryer was located 6 feet north of feed tank #2 (Section 1.5), the tank that exploded. Corrugated aluminum walls enclosed the spray dryer area, and a concrete block wall to the east separated it from other processing areas of the facility. The aqua ammonia storage tank was one of four tanks located just outside and to the west of the spray dryer area; of the other three tanks, one was empty, one was a 12,000- gallon horizontal tank of 50 percent caustic soda, and one was a 20,000-gallon vertical tank of ammonium bisulfite. Figure 1. DDW plant layout. The Apr The Apr The Apr The Apr The April 1 il 1 il 1 il 1 il 11 incident 1 incident 1 incident 1 incident 1 incident occur occur occur occur occurred in t ed in t ed in t ed in t ed in the spr he spr he spr he spr he spray dr y dr y dr y dr y dryer er er er er area at the west end area at the west end area at the west end area at the west end area at the west end of the plant. of the plant. of the plant. of the plant. of the plant. Warehouse Warehouse Loading docks Offices North Two rail lines DD Williamson rail spur Processing areas Bulk storage Aqua ammonia tank Spray dryer Feed tank #2 Feed tank #1 Boilers Maint. area Packaging area Approx. 25 feet
14 Caramel liquid feed line TI TI Malto- dextrin super sack Slurry Water Circulating pump Positive displacement pump To spray dryer 130-psi steam in T 1" vent 1" vent Air regulator Air regulator PI PI Water for washout 125-psi air Maltodextrin slurry addition loop Feed tank #2 (failed vessel) Feed tank #1 T 2,200 gallons 1,800 gallons PI TI Pressure indicator Temperature indicator Water for washout 1.4 Spray Dryer One 1,800-gallon tank (feed tank #1) and one 2,200-gallon tank (feed tank #2) fed the DDW spray dryer (Figure 2). These stainless-steel pressure vessels were equipped with internal stainless-steel coils for heating with steam or cooling with water and with agitators for mixing. Figure 2. Feed tank flow schematic. System Operation
15 To prepare the spray dryer feed, the tank was partially filled with caramel color liquid and maltodextrin, a carrying agent used to improve spray dryer performance.1 The maltodextrin, accounting for 10 percent of the total feed mixture, was slurried with water and added to the caramel color liquid through an eduction loop. The product being prepared at the time of the incident had a very high viscosity (2,200 centipoise [cp]); it was the highest viscosity caramel used for spray dryer feed at DDW.2 The mixture was heated to 160oF using steam on the feed tank coils. These mea- sures lowered the viscosity and improved the ability to pump the mixture to the spray dryer and force it through the dryer nozzles. To assist in the transfer of material from the feed tank to the spray dryer feed pump, the tank was pressurized with air at approximately 22 pounds per square inch (psi) using the com- pressed air system. Self-contained pressure regulators modulated the air pressure to each feed tank from the plant header pressure of 125 pounds per square inch-gage (psig) to 20 to 25 psig. Each feed tank had a 1-inch vent line with valve tied into the air line. It was necessary to close the vent valve to add pressure to the feed tank. When the feed tank was emptied, the vent line was opened to allow pressure to bleed off. A positive displacement feed pump raised the pressure of the mixture to more than 4,000 psi—to force the liquid through the atomizer nozzles at the top of the spray dryer and create the desired particle size. The material fell 25 feet through the spray dryer chamber, while air heated to 600oF flowed up. By the time the material reached the bottom of the chamber, it was dried to powder. On each shift, two operators worked in the spray dryer area of the plant. In addition to producing the spray-dried product detailed above, the operators filled and labeled product contain- ers (typically plastic bags placed inside cardboard boxes), and moved them to warehouse areas using forklift trucks. 1Maltodextrin is a dried powder carbohydrate produced from corn starch. 2By comparison, the viscosity of honey is approximately 10,000 cp. The product being prepared at The product being prepared at The product being prepared at The product being prepared at The product being prepared at the time of the incident had a the time of the incident had a the time of the incident had a the time of the incident had a the time of the incident had a ver er er er ery high viscosity (2,200 y high viscosity (2,200 y high viscosity (2,200 y high viscosity (2,200 y high viscosity (2,200 centipoise); it was the highest centipoise); it was the highest centipoise); it was the highest centipoise); it was the highest centipoise); it was the highest viscosity caramel used for viscosity caramel used for viscosity caramel used for viscosity caramel used for viscosity caramel used for spr spr spr spr spray dr y dr y dr y dr y dryer f er f er f er f er feed at DD eed at DD eed at DD eed at DD eed at DDW. To assis o assis o assis o assis o assist in t t in t t in t t in t t in the tr he tr he tr he tr he transf ansf ansf ansf ansfer of er of er of er of er of material from the feed tank to material from the feed tank to material from the feed tank to material from the feed tank to material from the feed tank to the spr he spr he spr he spr he spray dr y dr y dr y dr y dryer f er f er f er f er feed pum eed pum eed pum eed pum eed pump, p, p, p, p, the tank was pressurized with air the tank was pressurized with air the tank was pressurized with air the tank was pressurized with air the tank was pressurized with air at approximately 22 psi . . . at approximately 22 psi . . . at approximately 22 psi . . . at approximately 22 psi . . . at approximately 22 psi . . . A positive displacement feed A positive displacement feed A positive displacement feed A positive displacement feed A positive displacement feed pump raised the pressure of the pump raised the pressure of the pump raised the pressure of the pump raised the pressure of the pump raised the pressure of the mixture to more than 4,000 psi— mixture to more than 4,000 psi— mixture to more than 4,000 psi— mixture to more than 4,000 psi— mixture to more than 4,000 psi— to force the liquid through the to force the liquid through the to force the liquid through the to force the liquid through the to force the liquid through the atomizer nozzles at the top of atomizer nozzles at the top of atomizer nozzles at the top of atomizer nozzles at the top of atomizer nozzles at the top of the spr he spr he spr he spr he spray dr y dr y dr y dr y dryer and cr er and cr er and cr er and cr er and creat eat eat eat eate the desired particle size. the desired particle size. the desired particle size. the desired particle size. the desired particle size. In addition to producing the In addition to producing the In addition to producing the In addition to producing the In addition to producing the spray-dried product . . . the spray-dried product . . . the spray-dried product . . . the spray-dried product . . . the spray-dried product . . . the operators filled and labeled operators filled and labeled operators filled and labeled operators filled and labeled operators filled and labeled product containers . . . product containers . . . product containers . . . product containers . . . product containers . . .
16 1.5 Feed Tanks Feed tank #2—the 2,200-gallon vessel that failed—was 7.5 feet in diameter and 8 feet tall. It was built in 1977. Feed tank #1— 6 feet in diameter and also 8 feet tall—was built in 1965. Eastern Tank Fabricators, Inc., of New York, built both tanks, which were constructed of 316 stainless steel. The tank insulation was protected from damage by aluminum sheeting, which was held in place by aluminum retaining bands. Drawings show that tank #2 was built with a maximum working pressure of 40 psi; the maximum working pressure of tank #1 was 25 psi. Neither tank was rated for vacuum service. There is no evidence that the tanks were designed, fabricated, or tested in accordance with the American Society of Mechanical Engineers (ASME) Boiler and Pressure Vessel Code, Section VIII, the standard for pressure vessels in the United States. Although detailed records were not available, the following chronological history of the tanks was reconstructed through employee interviews:
Tank #1 was originally put into service in Dallas, Texas, and was moved to Louisville in 1982 when the Dallas facility was closed.
Tank #2 was originally used at a DDW plant in Long Island City, New York. In 1981, it was moved to another DDW plant, in Piscataway, New Jersey; and in 1989, it was moved to Louisville for use in the new spray drying process. Before their arrival in Louisville, both tanks had been used in the manufacture of ammonium bisulfite, a raw material for caramel color. The tanks were operated at atmospheric pressure and were equipped with pressure relief devices at the time. CSB also learned that tank #2 had been deformed on two occa- sions due to the misapplication of vacuum, and was then refitted and returned to service. Details of these repairs were not avail- able; however, one employee recalled that the tank welds were not x-rayed to ensure tank integrity. Drawings show that tank #2 Drawings show that tank #2 Drawings show that tank #2 Drawings show that tank #2 Drawings show that tank #2 was built with a maximum was built with a maximum was built with a maximum was built with a maximum was built with a maximum working pressure of 40 psi . . . working pressure of 40 psi . . . working pressure of 40 psi . . . working pressure of 40 psi . . . working pressure of 40 psi . . . There is no evidence that the There is no evidence that the There is no evidence that the There is no evidence that the There is no evidence that the tanks were designed, fabricated, tanks were designed, fabricated, tanks were designed, fabricated, tanks were designed, fabricated, tanks were designed, fabricated, or tested in accordance with or tested in accordance with or tested in accordance with or tested in accordance with or tested in accordance with the ASME Boiler and Pressure the ASME Boiler and Pressure the ASME Boiler and Pressure the ASME Boiler and Pressure the ASME Boiler and Pressure Vessel Code . . . essel Code . . . essel Code . . . essel Code . . . essel Code . . . Before their arrival in Before their arrival in Before their arrival in Before their arrival in Before their arrival in Louisville, both tanks [feed Louisville, both tanks [feed Louisville, both tanks [feed Louisville, both tanks [feed Louisville, both tanks [feed tanks #1 and #2] had been used tanks #1 and #2] had been used tanks #1 and #2] had been used tanks #1 and #2] had been used tanks #1 and #2] had been used in the manufacture of in the manufacture of in the manufacture of in the manufacture of in the manufacture of ammonium bisulfite, a raw ammonium bisulfite, a raw ammonium bisulfite, a raw ammonium bisulfite, a raw ammonium bisulfite, a raw mat mat mat mat mater er er er erial f ial f ial f ial f ial for car or car or car or car or caramel color amel color amel color amel color amel color. CSB also learned that tank #2 CSB also learned that tank #2 CSB also learned that tank #2 CSB also learned that tank #2 CSB also learned that tank #2 had been deformed on had been deformed on had been deformed on had been deformed on had been deformed on two occasions due to the two occasions due to the two occasions due to the two occasions due to the two occasions due to the misapplication of vacuum, misapplication of vacuum, misapplication of vacuum, misapplication of vacuum, misapplication of vacuum, and was then refitted and and was then refitted and and was then refitted and and was then refitted and and was then refitted and retur tur tur tur turned t ned t ned t ned t ned to ser o ser o ser o ser o service. vice. vice. vice. vice.
17 DDW did not notify the Commonwealth of Kentucky that it was bringing the two tanks into the State, as required by Kentucky boiler and pressure vessel regulations, nor did DDW register the tanks with the State. As installed in Louisville, the feed tanks had no safety valves or rupture disks. Each tank was equipped with a 1-inch vent line, terminating in a manual valve, which operators used to relieve pressure (Section 1.4). The tanks were placed on weigh cells to measure batch quantities; there was no other automatic instru- mentation. A temperature gauge located midway up the tank shell and a pressure gauge on the air feed manifold were the only instruments associated with the tanks. As installed in Louisville, As installed in Louisville, As installed in Louisville, As installed in Louisville, As installed in Louisville, the feed tanks had no safety the feed tanks had no safety the feed tanks had no safety the feed tanks had no safety the feed tanks had no safety valves or rupture disks. Each valves or rupture disks. Each valves or rupture disks. Each valves or rupture disks. Each valves or rupture disks. Each tank was equipped with a tank was equipped with a tank was equipped with a tank was equipped with a tank was equipped with a 1-inch vent line, terminating 1-inch vent line, terminating 1-inch vent line, terminating 1-inch vent line, terminating 1-inch vent line, terminating in a manual valve, which in a manual valve, which in a manual valve, which in a manual valve, which in a manual valve, which operators used operators used operators used operators used operators used to relieve pressure. to relieve pressure. to relieve pressure. to relieve pressure. to relieve pressure. A temperature gauge located A temperature gauge located A temperature gauge located A temperature gauge located A temperature gauge located midway up the tank shell and midway up the tank shell and midway up the tank shell and midway up the tank shell and midway up the tank shell and a pressure gauge on the a pressure gauge on the a pressure gauge on the a pressure gauge on the a pressure gauge on the air feed manifold were air feed manifold were air feed manifold were air feed manifold were air feed manifold were the only instruments the only instruments the only instruments the only instruments the only instruments associated with the tanks. associated with the tanks. associated with the tanks. associated with the tanks. associated with the tanks.
18
19 O n the day shift on April 10, 2003, the spray dryer operators had completed processing one dried product and had begun preparing the system for the next product. This task involved cleaning out the spray dryer and the two feed tanks with hot water. The operators then filled feed tank #1, the smaller of the two tanks, with caramel color liquid and the maltodextrin carry- ing agent, and heated the tank to 160oF. They also cleaned and emptied feed tank #2 before their work shift ended. The night-shift lead operator in the spray dryer area arrived at the plant at 6:30 pm. The second spray dryer operator arrived at 7:00 pm.3 Based on interviews, the lead operator slept from 7:00 pm until approximately 10:00 pm,4 at which time the two operators reassembled the spray dryer system and began spray drying material fed from tank #1. They also began preparing the next batch of material in tank #2. To ensure a continuous flow of liquid to the spray dryer, the operators typically alternated the feed tanks, feeding out of one tank while the second one was prepared, then switching tanks as the in-service tank ran empty. In preparing tank #2, the operators added the caramel liquid and the maltodextrin, and then began heating the mixture to 160oF. Early in the shift, while the two operators were packaging the spray-dried product from tank #1 (in 50-pound plastic bags inside cardboard boxes), they placed incorrect labels on the shipping boxes. After discovering this error, they began to relabel the boxes while tank #2 was heating. At approximately 2:00 am, the second operator observed caramel color running out of the agitator shaft seal at the top of tank #2 and down the sides; he called the lead operator over from the packaging area. As they were discussing the situation, one of the tank insulation retaining bands snapped. The lead operator asked the second operator to get the night-shift maintenance mechanic and then moved to the southwest side of tank #2, where the temperature gauge was located. 2.0 Description of Incident 3A third operator and a maintenance mechanic were onsite in other areas of the plant, and a fifth employee was working in the quality control laboratory. 4CSB includes this information for completeness of the investigative record. It is not believed that this factor was causally related to the incident. In preparing tank #2, the In preparing tank #2, the In preparing tank #2, the In preparing tank #2, the In preparing tank #2, the operators added the caramel operators added the caramel operators added the caramel operators added the caramel operators added the caramel liquid and the maltodextrin, and liquid and the maltodextrin, and liquid and the maltodextrin, and liquid and the maltodextrin, and liquid and the maltodextrin, and then began heating the mixture then began heating the mixture then began heating the mixture then began heating the mixture then began heating the mixture to 1 o 1 o 1 o 1 o 160 60 60 60 60oF. [A . [A . [A . [A . [At t t t t t t t t the same time, he same time, he same time, he same time, he same time, they were relabeling boxes.] they were relabeling boxes.] they were relabeling boxes.] they were relabeling boxes.] they were relabeling boxes.] . . . The second operator . . . The second operator . . . The second operator . . . The second operator . . . The second operator obser obser obser obser observed car ed car ed car ed car ed caramel color r amel color r amel color r amel color r amel color running unning unning unning unning out of the agitator shaft seal out of the agitator shaft seal out of the agitator shaft seal out of the agitator shaft seal out of the agitator shaft seal at the top of tank #2 at the top of tank #2 at the top of tank #2 at the top of tank #2 at the top of tank #2 and down the sides . . . and down the sides . . . and down the sides . . . and down the sides . . . and down the sides . . . The lead operator . . . moved The lead operator . . . moved The lead operator . . . moved The lead operator . . . moved The lead operator . . . moved to the southwest side of to the southwest side of to the southwest side of to the southwest side of to the southwest side of tank #2, where the tempera- tank #2, where the tempera- tank #2, where the tempera- tank #2, where the tempera- tank #2, where the tempera- ture gauge was located. ture gauge was located. ture gauge was located. ture gauge was located. ture gauge was located. As the second operator left the As the second operator left the As the second operator left the As the second operator left the As the second operator left the spr spr spr spr spray dr y dr y dr y dr y dryer ar er ar er ar er ar er area t ea t ea t ea t ea to locat o locat o locat o locat o locate t e t e t e t e the he he he he maintenance mechanic, maintenance mechanic, maintenance mechanic, maintenance mechanic, maintenance mechanic, tank #2 exploded. tank #2 exploded. tank #2 exploded. tank #2 exploded. tank #2 exploded.
20 As the second operator left the spray dryer area to locate the maintenance mechanic, tank #2 exploded. The lead operator’s death was caused by massive trauma. The western end of the DDW facility was extensively damaged. The five-story-tall spray dryer was toppled, and debris was scat- tered up to 150 yards from the source of the explosion. The top head of the feed tank separated at the weld seam and was propelled approximately 100 yards to the west, landing on the CSX rail line on the north side of the facility. The shell split open in a roughly vertical line. It appears that it was propelled off its foundation and struck the 12,000-gallon aqua ammonia storage tank, located 15 feet to the west (Figure 3); and then ricocheted approximately 20 feet to the northeast, hitting the bottom of the spray dryer structure and toppling it. The aqua ammonia storage tank was knocked off its foundation and piping was ripped loose, which resulted in the 26,000-pound aqua ammonia leak. An ammonia vapor cloud traveled southwest from the storage tank, toward neighboring homes. The second operator and two other employees, standing two rooms away from the source of the explosion, were unable to return to the area due to debris, the sparking of electrical Figure 3. Aqua ammonia storage tank prior to removal from diked area. The top head of the feed tank The top head of the feed tank The top head of the feed tank The top head of the feed tank The top head of the feed tank separated at the weld seam separated at the weld seam separated at the weld seam separated at the weld seam separated at the weld seam and was propelled and was propelled and was propelled and was propelled and was propelled appr appr appr appr approximat ximat ximat ximat ximatel elel elely 1 y 1 y 1 y 1 y 100 y 00 y 00 y 00 y 00 yar ar ar ar ards . . . ds . . . ds . . . ds . . . ds . . . The shell . . . was propelled off The shell . . . was propelled off The shell . . . was propelled off The shell . . . was propelled off The shell . . . was propelled off its foundation and struck the its foundation and struck the its foundation and struck the its foundation and struck the its foundation and struck the 12,000-gallon aqua ammonia 12,000-gallon aqua ammonia 12,000-gallon aqua ammonia 12,000-gallon aqua ammonia 12,000-gallon aqua ammonia storage tank . . . which resulted storage tank . . . which resulted storage tank . . . which resulted storage tank . . . which resulted storage tank . . . which resulted in the 26,000-pound aqua in the 26,000-pound aqua in the 26,000-pound aqua in the 26,000-pound aqua in the 26,000-pound aqua ammonia leak. ammonia leak. ammonia leak. ammonia leak. ammonia leak.
21 connections, steam leaks, and the strong smell of natural gas from a broken fuel line. They called the Louisville 9-1-1 center to report the incident and immediately proceeded to isolate and shut down the area. The plant’s automatic alarm system had already notified the DDW alarm service, which contacted the Louisville Fire Department. The employees turned off the steam, shut down the plant boilers, and isolated the area before leaving, at which time the Louisville Fire and Police Departments had arrived on scene. Automatic valves on the natural gas system worked as intended, and there was no fire as a result of the explosion. During the incident, the Louisville/Jefferson County EMA and the Metro Louisville Health Department obtained maximum ammo- nia readings of 50 parts per million (ppm) at the DDW fenceline and 35 ppm on Payne Street.5 The Fire Department evacuated two blocks of Payne Street closest to the facility. Twenty-six residents were moved into buses at either end of Payne Street, but they did not leave the area. The Fire Department, emergency radio, and news media notified approximately 1,500 residents within 0.5 mile of DDW to shelter-in-place. No injuries were reported in the area of the ammonia release (Figure 4). The Occupational Safety and Health Administration (OSHA) workplace exposure limit for ammonia is 50 ppm for an 8-hour workday.6 The National Institute for Occupational Safety and Health has established a concentration of 300 ppm as “immedi- ately dangerous to life and health” (IDLH; NIOSH, 1997).7 5Some people may detect the odor of ammonia at concentrations as low as 1 ppm; others will not smell it until the concentration reaches 20 to 30 ppm. Levels of 25 to 50 ppm are irritating to the eyes, nose, throat, and lungs, but have no severe or irreversible health effects (see Section 4.5). 6OSHA Permissible Exposure Limit (PEL) for General Industry, 29 CFR 1910.1000, Toxic and Hazardous Substances, Table Z-1, Limits for Air Contaminants. 7NIOSH defines IDLH as a maximum 30-minute exposure level that allows a worker to escape without suffering loss of life or irreversible health effects. IDLH atmospheres can be entered only by persons wearing highly reliable breathing apparatus. Automatic valves on the natural Automatic valves on the natural Automatic valves on the natural Automatic valves on the natural Automatic valves on the natural gas system worked as intended, gas system worked as intended, gas system worked as intended, gas system worked as intended, gas system worked as intended, and there was no fire and there was no fire and there was no fire and there was no fire and there was no fire as a result of the explosion. as a result of the explosion. as a result of the explosion. as a result of the explosion. as a result of the explosion. . . . The Louisville/Jefferson . . . The Louisville/Jefferson . . . The Louisville/Jefferson . . . The Louisville/Jefferson . . . The Louisville/Jefferson County EMA and the County EMA and the County EMA and the County EMA and the County EMA and the Metro Louisville Health Metro Louisville Health Metro Louisville Health Metro Louisville Health Metro Louisville Health Department obtained Department obtained Department obtained Department obtained Department obtained maximum ammonia readings maximum ammonia readings maximum ammonia readings maximum ammonia readings maximum ammonia readings of 50 parts per million . . . of 50 parts per million . . . of 50 parts per million . . . of 50 parts per million . . . of 50 parts per million . . . Twenty enty enty enty enty-six r -six r -six r -six r -six residents w esidents w esidents w esidents w esidents wer er er er ere mo e mo e mo e mo e moved ed ed ed ed into buses at either end into buses at either end into buses at either end into buses at either end into buses at either end of P of P of P of P of Payne S yne S yne S yne S yne Strtrtrtrtree ee ee ee eet . . . t . . . t . . . t . . . t . . . The Fire Department, emergency The Fire Department, emergency The Fire Department, emergency The Fire Department, emergency The Fire Department, emergency radio, and news media notified radio, and news media notified radio, and news media notified radio, and news media notified radio, and news media notified appr appr appr appr approximat ximat ximat ximat ximatel elel el ely 1 y 1 y 1 y 1 y 1,500 r ,500 r ,500 r ,500 r ,500 residents esidents esidents esidents esidents wit wit wit wit within 0.5 mile of DD hin 0.5 mile of DD hin 0.5 mile of DD hin 0.5 mile of DD hin 0.5 mile of DDW to shelter-in-place. to shelter-in-place. to shelter-in-place. to shelter-in-place. to shelter-in-place.
22 Because ammonia concentrations of 70 to 100 ppm were obtained in the immediate vicinity of the leak, the Fire Depart- ment hazardous materials unit personnel wore self-contained breathing apparatus and fully encapsulated suits. They made two entries into the blast area to search for the missing employee, to locate the source of the aqua ammonia leak, and to conduct air monitoring. At 7:00 am, a third entry was made with plant employees, who assisted in securing the leak. Residents were allowed to return to their homes at 9:00 am. Figure 4. DDW aerial photograph and location map.
23 T he explosive failure of feed tank #2 caused the fatality and damages at the DDW site. Sections 3.1 and 3.2 describe the effects of the explosion and other findings related to the causes of the incident. 3.1 Explosion Damage 3.1.1 Feed Tank #2 Feed tank #2 separated into three large pieces:
The top head separated at the weld seam and flew approxi- mately 100 yards to the west, landing on the CSX rail line on the north side of the facility (Figure 5). 3.0 Reconstructive Analysis
The shell split open in a roughly vertical line. It appears that it was propelled off its foundation and struck the aqua ammonia storage tank, located 15 feet to the west, and then ricocheted 20 feet to the northeast, hitting the bottom of the spray dryer structure and toppling it (Figure 6). Figure 5. Feed tank #2, top head. The explosive failure of feed The explosive failure of feed The explosive failure of feed The explosive failure of feed The explosive failure of feed tank #2 caused the fatality and tank #2 caused the fatality and tank #2 caused the fatality and tank #2 caused the fatality and tank #2 caused the fatality and damag damag damag damag damages at t es at t es at t es at t es at the DD he DD he DD he DD he DDW sit W sit W sit W sit W site. e.e. e.e.
24
The bottom head was found directly beneath the tank shell, under the spray dryer structure. The internal steam coil from tank #2 (Figure 7) was found ap- proximately 30 feet to the south of the tank’s original location. As the feed tank came apart, the coil was ejected and broke apart transversely. The coil retained its round configuration, indicating that the tank did not fail because of an internal deflagration or detonation, which would be expected to deform the coils—but because of pressure exerted somewhat evenly around the circum- ference of the vessel. CSB tested the coil to determine if a steam leak could have been a causal factor in the incident but was unable to determine whether the coil broke prior to, or as a result of, the explosion. No leaks were found in the intact portions of the coil. The 1-inch vent valve and a portion of the vent pipe were recov- ered in a parking lot, approximately 250 feet west of the tank’s original location. The valve and pipe were plugged with a hard, sticky black material—typical of overcooked caramel color liquid (Figures 8 and 9). As observed by CSB, the valve appeared to be approximately one-quarter open; however, due to the effects of the explosion, CSB was unable to ascertain the valve position prior to the event. Figure 6. Feed tank #2 shell, after recovery. Figure 7. Steam coil ejected from feed tank #2 (photographed in relocated position). The valve and pipe were plugged The valve and pipe were plugged The valve and pipe were plugged The valve and pipe were plugged The valve and pipe were plugged with a hard, sticky black with a hard, sticky black with a hard, sticky black with a hard, sticky black with a hard, sticky black material—typical of overcooked material—typical of overcooked material—typical of overcooked material—typical of overcooked material—typical of overcooked caramel color liquid. caramel color liquid. caramel color liquid. caramel color liquid. caramel color liquid.
25 Other parts of feed tank #2, including the agitator shaft and agitator motor, were found in the general area of the top head— 100 yards west of the tank location. The 100-pound motor flew 150 yards to the northwest, struck a sidewalk, and came to rest on the walkway leading to a house on Stoll Avenue. 3.1.2 Feed Tank #1 Feed tank #1 was propelled to the south and landed on its side, approximately 150 feet from its original location (Figure 10). Figure 8. Plugged 1-inch vent pipe. Figure 9. Closeup of vent pipe pluggage. Figure 10. Feed tank #1 Feed tank #1
26 3.1.3 Aqua Ammonia Tank The force of the explosion and impact with at least a portion of feed tank #2 pushed the 12,000-gallon horizontal aqua ammonia storage tank off its foundation saddles and approximately 10 feet to the west. This movement ruptured a line underneath the tank. The open valve on this line, located at the tank, was intact; how- ever, it was buried in debris and caramel liquid. The tank contained approximately 30,000 pounds (4,800 gallons) of aqua ammonia at the time of the incident. A vacuum truck recovered almost 4,000 pounds of aqua ammonia from the tank following the incident, indicating the loss of 26,000 pounds (equivalent to approximately 7,500 pounds of pure ammonia). The leak rate over 5 hours was estimated at 5,000 pounds (800 gallons) per hour. Because of the debris and ammonia vapors, emergency response and DDW personnel made three entries into the area before they were able to locate and secure the leak. The leak rate over 5 hours was The leak rate over 5 hours was The leak rate over 5 hours was The leak rate over 5 hours was The leak rate over 5 hours was estimated at 5,000 pounds estimated at 5,000 pounds estimated at 5,000 pounds estimated at 5,000 pounds estimated at 5,000 pounds (800 g (800 g (800 g (800 g (800 gallons) per hour allons) per hour allons) per hour allons) per hour allons) per hour.
27 Figure 11. Collapsed spray dryer structure. of Explosion 3.2 Other Effects Other effects of the explosion included the following:
The spray dryer area at the west end of the DDW site was totally destroyed (Figure 11).
A concrete block wall to the east of the spray dryer area collapsed.
A 6-inch gas line ruptured; however, automatic valves prevented release of the natural gas. The spr The spr The spr The spr The spray dr y dr y dr y dr y dryer ar er ar er ar er ar er area at t ea at t ea at t ea at t ea at the w he w he w he w he wes es es es est end of t end of t end of t end of t end of the DD he DD he DD he DD he DDW sit W sit W sit W sit W site was totally destroyed. was totally destroyed. was totally destroyed. was totally destroyed. was totally destroyed.
28
29 I n analyzing the causes of this incident, CSB focused on the following issues:
Overpressurization and lack of means to relieve pressure from the feed tanks.
Lack of a system to identify safety hazards of the feed tanks and implement engineering or administrative controls. 4.1 Feed Tank Feed tank #2 most likely failed as a result of:
Overheating of the caramel liquid, which generated pressure.
Plugging of the vessel vent valve. The tank had no overpressure protection. 4.1.1 Incident Causation Scenario Interviews with the surviving operator, other operators, and staff—and examination of physical evidence—led CSB to the following scenario for the overpressure event:
The operators filled feed tank #2 with caramel color liquid, maltodextrin, and water.
The operators began to heat the mixture; at the same time, they were relabeling the previously packaged product. The operators did not notice that the temperature of feed tank #2 had risen above the specified 160oF. Based on interview statements, CSB concluded that the operators did not adequately monitor the heating process and allowed the feed tank to overheat because they were preoccupied with the relabeling. There were no tempera- ture alarms to warn of overheating and no temperature interlocks to automatically shut down the steam addition. 4.0 Analysis of Incident Overpressure and Failure Feed t eed t eed t eed t eed tank #2 mos ank #2 mos ank #2 mos ank #2 mos ank #2 most likely failed as a result of likely failed as a result of likely failed as a result of likely failed as a result of likely failed as a result of overheating of the caramel overheating of the caramel overheating of the caramel overheating of the caramel overheating of the caramel liquid, which generated liquid, which generated liquid, which generated liquid, which generated liquid, which generated pressure; [and] plugging pressure; [and] plugging pressure; [and] plugging pressure; [and] plugging pressure; [and] plugging of the vessel vent valve. of the vessel vent valve. of the vessel vent valve. of the vessel vent valve. of the vessel vent valve. The operators did not notice The operators did not notice The operators did not notice The operators did not notice The operators did not notice that the temperature of feed that the temperature of feed that the temperature of feed that the temperature of feed that the temperature of feed tank #2 had risen above tank #2 had risen above tank #2 had risen above tank #2 had risen above tank #2 had risen above the specif he specif he specif he specif he specified 1 ied 1 ied 1 ied 1 ied 160 60 60 60 60oF. There were no temperature There were no temperature There were no temperature There were no temperature There were no temperature alarms to warn of overheating alarms to warn of overheating alarms to warn of overheating alarms to warn of overheating alarms to warn of overheating and no temperature interlocks and no temperature interlocks and no temperature interlocks and no temperature interlocks and no temperature interlocks to automatically shut down to automatically shut down to automatically shut down to automatically shut down to automatically shut down the steam addition. the steam addition. the steam addition. the steam addition. the steam addition.
30
It is possible that while heating up the batch, the operators also put air pressure on the feed tank to provide sufficient force to move the high-viscosity material to the spray dryer feed pump.8 A regulator allowed approximately 22-psig air to pressurize the headspace of the feed tanks. Some operators applied air pressure while the feed tanks were heating; others added air pressure only when the material was at 160oF and ready to be transferred to the spray dryer. In either case, it was necessary to close the 1-inch vent valve to add air pressure.
The operators observed caramel liquid leaking from the agitator shaft seal at the top of the feed tank, which indi- cated excess temperature and pressure on the tank. It is likely that the caramel liquid also flowed into the 1-inch vent line, filling and plugging it.
A tank insulation-retaining band snapped, indicating that the tank shell most likely expanded in response to increased pressure.
The 1-inch valve on the vent line was most likely closed as the caramel liquid heated. As the mixture overheated, expanding and emitting steam and vapor, material filled and plugged the vent line, blocking pressure relief. Evidence indicates that this quarter-turn ball valve and vent line—the only vent on the vessel—was plugged (Figures 8 and 9). The lead operator most likely opened the vent line valve but to no effect.
The vessel failed catastrophically because it had no capability to release excess pressure. CSB calculated a failure pressure of approximately 180 psi for a new vessel built to the specifications of feed tank #2. The Ken- tucky Boiler Inspection Section also estimated 180 psi. Because it is improbable that the pressure in the vessel exceeded the 130-psi steam used in the facility, the more likely cause of failure is a weakened feed tank. The tank had been deformed twice 8Because of the extent of damage, CSB was unable to determine the position of the compressed air valves. The oper The oper The oper The oper The operat at at at ator or or or ors obser s obser s obser s obser s observed car ed car ed car ed car ed caramel amel amel amel amel liquid leaking from the liquid leaking from the liquid leaking from the liquid leaking from the liquid leaking from the agitator shaft seal at the top agitator shaft seal at the top agitator shaft seal at the top agitator shaft seal at the top agitator shaft seal at the top of the feed tank . . . of the feed tank . . . of the feed tank . . . of the feed tank . . . of the feed tank . . . A tank insulation-retaining band A tank insulation-retaining band A tank insulation-retaining band A tank insulation-retaining band A tank insulation-retaining band snapped, indicating that snapped, indicating that snapped, indicating that snapped, indicating that snapped, indicating that the tank shell most likely the tank shell most likely the tank shell most likely the tank shell most likely the tank shell most likely expanded in response expanded in response expanded in response expanded in response expanded in response to increased pressure. to increased pressure. to increased pressure. to increased pressure. to increased pressure. The 1-inch valve on the vent line The 1-inch valve on the vent line The 1-inch valve on the vent line The 1-inch valve on the vent line The 1-inch valve on the vent line was most likely closed as the was most likely closed as the was most likely closed as the was most likely closed as the was most likely closed as the caramel liquid heated . . . caramel liquid heated . . . caramel liquid heated . . . caramel liquid heated . . . caramel liquid heated . . . Evidence indicates that this Evidence indicates that this Evidence indicates that this Evidence indicates that this Evidence indicates that this quarter-turn ball valve and quarter-turn ball valve and quarter-turn ball valve and quarter-turn ball valve and quarter-turn ball valve and vent line—the only vent on vent line—the only vent on vent line—the only vent on vent line—the only vent on vent line—the only vent on the vessel—was plugged. the vessel—was plugged. the vessel—was plugged. the vessel—was plugged. the vessel—was plugged.
31 due to misapplication of vacuum (though not while in Louisville), and the repairs were not inspected or certified to meet ASME Code requirements. 4.1.2 Alternative Incident Causation Scenarios CSB considered and rejected a number of other potential failure scenarios because of the lack of sufficient supporting evidence:
Failure of the steam coil inside feed tank #2: A failure of the steam coil could have generated sufficient pressure— from the steam (130 psi) and the vaporization of water—to cause the vessel explosion. Although the coil was torn apart, CSB could not determine if this failure was pre- or post-incident. The second operator, however, observed only liquid coming from the top of the feed tank prior to the explosion—not vapor or steam. It is likely that a major coil failure would have released steam through the agitator seal. The feed tank drawings noted that the steam coil was hydrostatically tested at 50 psi—which is much less than the 130-psi working pressure.
Excess air pressure due to failure of the feed tank air regulator: Air from the plant air system, which is run at 125 psi, is added to the feed tanks to aid in pressurizing the mixture through the spray dryer feed pumps. This pressure level could have resulted in a catastrophic tank rupture if the regulator that controls airflow to the feed tank failed open. However, physical and eyewitness evidence indicates that heating was the key event. The stem of the heavily damaged regulator recovered from the scene was positioned very close to the valve seat, indicating that the regulator was likely functioning properly to control pressure. There is no connection between regulator failure and overheating. The extent of damage to the regulator precluded CSB from determining if the regulator failed open. The second operator . . . The second operator . . . The second operator . . . The second operator . . . The second operator . . . obser obser obser obser observed onl ed onl ed onl ed onl ed only liq y liq y liq y liq y liquid coming uid coming uid coming uid coming uid coming from the top of the feed tank from the top of the feed tank from the top of the feed tank from the top of the feed tank from the top of the feed tank prior to the explosion— prior to the explosion— prior to the explosion— prior to the explosion— prior to the explosion— not vapor or steam. It is likely not vapor or steam. It is likely not vapor or steam. It is likely not vapor or steam. It is likely not vapor or steam. It is likely that a major coil failure that a major coil failure that a major coil failure that a major coil failure that a major coil failure would have released steam would have released steam would have released steam would have released steam would have released steam through the agitator seal. through the agitator seal. through the agitator seal. through the agitator seal. through the agitator seal. The stem of the heavily damaged The stem of the heavily damaged The stem of the heavily damaged The stem of the heavily damaged The stem of the heavily damaged regulator recovered from the regulator recovered from the regulator recovered from the regulator recovered from the regulator recovered from the scene w scene w scene w scene w scene was positioned v as positioned v as positioned v as positioned v as positioned ver er er er ery close y close y close y close y close to the valve seat, indicating to the valve seat, indicating to the valve seat, indicating to the valve seat, indicating to the valve seat, indicating that the regulator was that the regulator was that the regulator was that the regulator was that the regulator was likely functioning properly likely functioning properly likely functioning properly likely functioning properly likely functioning properly to control pressure. to control pressure. to control pressure. to control pressure. to control pressure.
32
Chemical reaction due to contamination or product mixup: The product being spray dried at the time of the incident is the only product in the DDW line that uses maltodextrin as the carrying agent. All other spray-dried products use lime. (Caramel color liquid reacts with lime, resulting in a temperature increase.) Based on examination of the scene and chemical testing of substances at the scene, it was determined that the proper carrying agent—maltodextrin—had been added to the cara- mel liquid. No attempt was made to determine the tempera- ture rise that would have occurred if lime had been added to the product instead of maltodextrin.
Return pressure from the spray dryer positive displace- ment feed pump: The pump that moves material from the feed tanks to the spray dryer operates at approximately 4,000 psi. This very high pressures is necessary to achieve the degree of atomization required to produce the properly sized dried caramel color powder. If inadvertently returned to the spray dryer feed tank, this pressure would have been more than sufficient to cause vessel failure. Although the feed pump piping was too badly damaged to allow for reconstruction, interviews with operators and management indicated that the piping system had no tempo- rary connections. There was no way for pressure from the feed pump to return to the feed tank. . . . The piping system had no . . . The piping system had no . . . The piping system had no . . . The piping system had no . . . The piping system had no tem em em em empor por por por porar ar ar ar ary connections. Ther y connections. Ther y connections. Ther y connections. Ther y connections. There was no way for pressure from was no way for pressure from was no way for pressure from was no way for pressure from was no way for pressure from the feed pump to return the feed pump to return the feed pump to return the feed pump to return the feed pump to return to the feed tank. to the feed tank. to the feed tank. to the feed tank. to the feed tank.
33 4.2 Pressure Vessel Fabrication drawings indicate that the two feed tanks were designed for working pressures of 40 psi for tank #2 and 25 psi for tank #1. Although the tanks were operated as pressure ves- sels, there is no evidence that either tank was designed, fabri- cated, repaired, or tested in accordance with the ASME Code— which would have included certification by an authorized inspec- tor. The certification process requires a visual inspection, review of fabrication details, and review of test results to ensure the integrity of the vessel at the rated pressure. Certified vessels are registered with the National Board of Boiler and Pressure Vessel Inspectors9 and are identified with an ASME stamp. At the time of the incident, the tanks were not equipped with pressure relief devices, such as relief valves or rupture disks—another ASME Code requirement. The Commonwealth of Kentucky requires vessel certification and the use of properly sized pressure relief devices. 4.2.1 Consensus Code Requirements ASME first formulated rules for the construction of steam boilers and pressure vessels in 1911. The ASME Boiler and Pressure Vessel Code “establishes rules of safety governing the design, fabrication, and inspection of boilers and pressure vessels . . .” (ASME, 2001; p. 2) The ASME Code, Section VIII (Rules for Construction of Pressure Vessels), requires that: . . . All vessels (having an internal operating pressure exceeding 15 psi) shall be provided with pressure relief devices . . . It is the responsibility of the user to ensure that the required pressure relief devices are properly installed prior to initial operation. (ASME, 2001; p. 93) 9The National Board of Boiler and Pressure Vessel Inspectors, created in 1919, oversees adherence to boiler and pressure vessel construction and repair codes. Among its functions, the Board commissions vessel inspectors and maintains records of all Board-registered boilers and pressure vessels. Safety and Overpressure Protection Although the tanks were Although the tanks were Although the tanks were Although the tanks were Although the tanks were operated as pressure vessels, operated as pressure vessels, operated as pressure vessels, operated as pressure vessels, operated as pressure vessels, there is no evidence that there is no evidence that there is no evidence that there is no evidence that there is no evidence that either tank was designed, either tank was designed, either tank was designed, either tank was designed, either tank was designed, fabricated, repaired, or fabricated, repaired, or fabricated, repaired, or fabricated, repaired, or fabricated, repaired, or tested in accordance tested in accordance tested in accordance tested in accordance tested in accordance with the ASME Code . . . with the ASME Code . . . with the ASME Code . . . with the ASME Code . . . with the ASME Code . . . At the time of the incident, At the time of the incident, At the time of the incident, At the time of the incident, At the time of the incident, the tanks were not equipped the tanks were not equipped the tanks were not equipped the tanks were not equipped the tanks were not equipped with pressure relief devices, with pressure relief devices, with pressure relief devices, with pressure relief devices, with pressure relief devices, such as relief valves or such as relief valves or such as relief valves or such as relief valves or such as relief valves or rupture disks—another rupture disks—another rupture disks—another rupture disks—another rupture disks—another ASME Code requirement. ASME Code requirement. ASME Code requirement. ASME Code requirement. ASME Code requirement.
34 4.2.2 Kentucky Pressure Vessel Regulations and DDW Compliance The Commonwealth of Kentucky is among the 40 states that have adopted the ASME Code. It serves as the basis for the Kentucky Boiler and Pressure Vessel Safety Act (of 1962), which requires that: . . . Each . . . pressure vessel used or proposed to be used within this state . . . shall be thoroughly inspected as to their construction, installation and condition as follows: Pressure vessels shall be inspected at time of installation . . .10 Kentucky’s adherence to the ASME Code for pressure vessels dates to 1980; for boilers, to 1964. The Kentucky Administrative Regulations (KAR), with detailed rules for boilers and pressure vessels, were promulgated under the Boiler and Pressure Vessel Safety Act. Both KAR and the Act define pressure vessels as operating at 15 psi or greater, in accordance with the ASME Code. The Boiler Inspection Section of the Office of the State Fire Marshal—which is part of the Office of Housing, Building, and Construction under the Department of Public Protection, Envi- ronment and Public Protection Cabinet—administers the boiler and pressure vessel rules. Kentucky law requires that all pressure vessels be certified by an inspector, registered with the National Board, and registered with the State. In addition, for used vessels, such as the DDW feed tanks, KAR states: . . . Before a vessel is brought into Kentucky for use, it shall be inspected by a boiler inspector or a special boiler inspector and the data shall be filed by the owner or user of the boiler or pressure vessel with the Boiler Inspection Section for approval.11 10Commonwealth of Kentucky, Kentucky Revised Statutes, Title 19, Chapter 236, Boiler and Pressure Vessel Safety Act, 236.110(1) and (1)(c). 11Commonwealth of Kentucky, KAR, Title 815, 15:026, Section 4, Used Vessels (1).
35 As detailed in Section 4.3, DDW staff did not consider the feed tanks to be pressure vessels. As a result, DDW did not notify the State when the feed tanks were brought into Kentucky, nor did it identify the tanks as pressure vessels for insurance purposes. State officials explained that proper notification triggers an inspection. In this instance, State inspectors stated that they would have rejected the vessels for lack of National Board registration. Insurance company inspections occurred regularly at DDW; however, they focused on the two packaged boiler units and the pressure vessels in which the caramel liquid is produced. 4.2.3 Comparison of State Regulatory Requirements and Practices CSB compared Kentucky pressure vessel requirements with those of six neighboring states.12 In general, Kentucky regulations and practices are similar to—or exceed—those of the other states surveyed. The state officials surveyed agreed that unregistered vessels—and the states’ inability to know of their use—are an ongoing problem. In all states surveyed, the owners/operators of the vessels or the contractors installing them are responsible for so notifying the state. Other means by which unregistered vessels may be re- ported include calls from building permit officials and inspectors, plumbing inspectors, and fire departments conducting routine facility inspections, to name a few. Kentucky makes use of all these notification methods; however, State officials were not aware of the use of the feed tanks at DDW until the incident occurred. 12CSB conducted phone interviews with the chief boiler inspectors of Indiana, North Carolina, Ohio, Pennsylvania, Tennessee, and Virginia. [Because] DD [Because] DD [Because] DD [Because] DD [Because] DDW s W s W s W s W staf af af af aff did no f did no f did no f did no f did not consider the feed tanks to be consider the feed tanks to be consider the feed tanks to be consider the feed tanks to be consider the feed tanks to be pressure vessels, the State [was pressure vessels, the State [was pressure vessels, the State [was pressure vessels, the State [was pressure vessels, the State [was not notified] when [they] were not notified] when [they] were not notified] when [they] were not notified] when [they] were not notified] when [they] were brought into Kentucky . . . brought into Kentucky . . . brought into Kentucky . . . brought into Kentucky . . . brought into Kentucky . . . . . . Proper notification triggers . . . Proper notification triggers . . . Proper notification triggers . . . Proper notification triggers . . . Proper notification triggers an inspection. In this instance, an inspection. In this instance, an inspection. In this instance, an inspection. In this instance, an inspection. In this instance, State inspectors stated that State inspectors stated that State inspectors stated that State inspectors stated that State inspectors stated that they would have rejected the they would have rejected the they would have rejected the they would have rejected the they would have rejected the vessels for lack of National vessels for lack of National vessels for lack of National vessels for lack of National vessels for lack of National Board registration. Board registration. Board registration. Board registration. Board registration.
36 Because of an exemption in the Kentucky regulations, DDW was not required to reinspect the feed tanks. KAR currently estab- lishes an inspection exemption for new vessels based on maxi- mum allowable pressure, stating under “Pressure Vessel Inspec- tions” that: The following vessels shall be inspected upon installation and reinspected every three (3) years: Pressure vessels exceeding 200 psi maximum allowable pressure.13 This regulation exempts vessels rated less than 200 psi. However, Kentucky requires registration and an initial used vessel inspec- tion before the vessel is brought into the State. Kentucky allows certified boiler inspectors employed by insur- ance companies to reinspect boilers and pressure vessels, but State inspectors conduct all initial inspections. At one time, Kentucky allowed insurance companies to also inspect new installations; however, State officials eliminated this practice because of concerns about the lack of thoroughness of the inspections. Kentucky boiler inspection officials explained that the exemption for lower pressure vessels is necessary based on budget and manpower restrictions (i.e., a current allotment of 10 inspectors). Without the exemption, a large number of vessels rated less than 200 psi would fall under the purview of the Boiler Inspection Section—including, for example, compressed air receivers at vehicle service stations and garages. Several of the other states surveyed ensure that all pressure vessels receive adequate regulatory coverage—for example, by allowing insurance inspectors to inspect installations or by autho- rizing owners and users of pressure vessels to have inspections conducted by third-party or contract inspectors.14 13815 KAR 15:027, Section 1(7)(a). 14The Risk and Insurance Management Society, Inc. (RIMS), is an organization of 8,400 risk managers and insurance professionals. RIMS provides educa- tional opportunities for its members in addition to publishing books and journals on safety and risk. Because of an exemption in the Because of an exemption in the Because of an exemption in the Because of an exemption in the Because of an exemption in the Kentuc entuc entuc entuc entucky r ky r ky r ky r ky regulations, DD egulations, DD egulations, DD egulations, DD egulations, DDW w W w W w W w W was as as as as not required to reinspect the not required to reinspect the not required to reinspect the not required to reinspect the not required to reinspect the feed tanks. KAR currently feed tanks. KAR currently feed tanks. KAR currently feed tanks. KAR currently feed tanks. KAR currently establishes an inspection establishes an inspection establishes an inspection establishes an inspection establishes an inspection exemption for new vessels exemption for new vessels exemption for new vessels exemption for new vessels exemption for new vessels based on maximum allowable based on maximum allowable based on maximum allowable based on maximum allowable based on maximum allowable pressure . pressure . pressure . pressure . pressure . . . . . . . . . . . Kentucky allows certified Kentucky allows certified Kentucky allows certified Kentucky allows certified Kentucky allows certified boiler inspectors employed boiler inspectors employed boiler inspectors employed boiler inspectors employed boiler inspectors employed by insurance companies to by insurance companies to by insurance companies to by insurance companies to by insurance companies to reinspect boilers and pressure reinspect boilers and pressure reinspect boilers and pressure reinspect boilers and pressure reinspect boilers and pressure vessels, but State inspectors vessels, but State inspectors vessels, but State inspectors vessels, but State inspectors vessels, but State inspectors conduct all initial inspections. conduct all initial inspections. conduct all initial inspections. conduct all initial inspections. conduct all initial inspections. Wititititithout t hout t hout t hout t hout the e he e he e he e he exem em em em emption, a lar tion, a lar tion, a lar tion, a lar tion, a large number of vessels rated less number of vessels rated less number of vessels rated less number of vessels rated less number of vessels rated less than 200 psi would fall under than 200 psi would fall under than 200 psi would fall under than 200 psi would fall under than 200 psi would fall under the pur he pur he pur he pur he purvie vie vie vie view of t w of t w of t w of t w of the Boiler he Boiler he Boiler he Boiler he Boiler Inspection Section—including, Inspection Section—including, Inspection Section—including, Inspection Section—including, Inspection Section—including, for example, compressed air for example, compressed air for example, compressed air for example, compressed air for example, compressed air receiv eceiv eceiv eceiv eceiver er er er ers at v s at v s at v s at v s at vehicle ser ehicle ser ehicle ser ehicle ser ehicle service vice vice vice vice stations and garages. stations and garages. stations and garages. stations and garages. stations and garages.
37 CSB is concerned that a large number of pressure vessels cur- rently in service in Kentucky receive inadequate regulatory oversight. Although there is no causal relationship between this issue and the DDW incident, CSB wrote to the Commissioner of the Office of Housing, Building, and Construction requesting that the State look at other similar state programs for an efficient and economical means of eliminating this exemption. 4.3 Hazard Evaluation DDW did not have adequate hazard evaluation systems or proce- dures for the feed tank system. Furthermore, the company did not effectively use its consultants and contractors to evaluate and respond to the risks associated with the feed tanks. As determined through interviews, DDW staff did not consider the two feed tanks to be pressure vessels—even though vessel draw- ings identified them as such, and approximately 20 to 25 psi of air pressure was added to help push each batch of caramel liquid to the spray dryer. As a food producer, DDW is required to abide by regulations of the U.S. Food and Drug Administration (FDA). The FDA current Good Manufacturing Practice (cGMP) standards address issues such as cleanliness, quality control, and product safety. However, the standards do not address worker or manufacturing safety. Information and good practices on hazards and their prevention are widely available. The National Safety Council (NSC) Accident Prevention Manual for Industrial Operations notes: . . . Because pressure vessels are used to process such a great variety of materials, equip each vessel with safety devices designed for the type of vessel and for the work it is to do . . . The vessel should be provided with safety devices that will adequately protect it against overpressure, chemical reaction, or other abnormal conditions. (NSC, 1997; p. 492) Systems and Technical Oversight DD DD DD DD DDW did no W did no W did no W did no W did not ha t ha t ha t ha t have adeq e adeq e adeq e adeq e adequat uat uat uat uate hazard evaluation systems hazard evaluation systems hazard evaluation systems hazard evaluation systems hazard evaluation systems or procedures for the or procedures for the or procedures for the or procedures for the or procedures for the feed tank system. feed tank system. feed tank system. feed tank system. feed tank system.
38 NSC also delineates a system for loss control, which is defined as: . . . The function directed toward recognizing, evaluating, and eliminating, or at least controlling, the destructive effects of occupational hazards . . . The primary function of a loss control system is to locate, assess, and set effective preventive and corrective measures for those elements detrimental to opera- tional efficiency and effectiveness. (NSC, 1997; p. 76) DDW should have used this type of safety information in develop- ing systems for analysis of the feed tanks. An engineering review of scenarios that could lead to exceedances of maximum vessel pressure is essential to determine overpres- sure protection requirements and to size protection devices. For vessels such as the feed tanks, a review would likely have identi- fied the following possible events:
Displacement of air as liquid product enters the tank.
Failure of air regulator. (The plant air pressure was 125 psi, greater than the maximum allowable pressure of the feed tanks.)
Failure of steam coils, releasing large amounts of steam into the tank. (The plant steam pressure was 130 psi, also greater than the maximum allowable pressure of the feed tanks.)
A reaction, for example, due to inadvertent mixing of incom- patible materials, such as lime and liquid caramel coloring.
Overheating of the contents of the tank if steam is left in the coils too long. There is no evidence that DDW conducted engineering reviews when the feed tanks were installed or modified. It is likely that such reviews would have identified the need for a properly sized relief valve to protect against the worst case overpressurization scenario. An engineering review of An engineering review of An engineering review of An engineering review of An engineering review of scenarios that could lead to scenarios that could lead to scenarios that could lead to scenarios that could lead to scenarios that could lead to exceedances of maximum vessel exceedances of maximum vessel exceedances of maximum vessel exceedances of maximum vessel exceedances of maximum vessel pressure . . . would likely have pressure . . . would likely have pressure . . . would likely have pressure . . . would likely have pressure . . . would likely have identified the following possible identified the following possible identified the following possible identified the following possible identified the following possible events: events: events: events: events: Displacement of air Displacement of air Displacement of air Displacement of air Displacement of air. Failur ailur ailur ailur ailure of air r e of air r e of air r e of air r e of air regulat egulat egulat egulat egulator or or or or. Failur ailur ailur ailur ailure of s e of s e of s e of s e of steam coils. eam coils. eam coils. eam coils. eam coils. A reaction, for example, A reaction, for example, A reaction, for example, A reaction, for example, A reaction, for example, due to inadvertent mixing due to inadvertent mixing due to inadvertent mixing due to inadvertent mixing due to inadvertent mixing of incompatible materials. of incompatible materials. of incompatible materials. of incompatible materials. of incompatible materials. Overheating if steam is left Overheating if steam is left Overheating if steam is left Overheating if steam is left Overheating if steam is left in the coils too long. in the coils too long. in the coils too long. in the coils too long. in the coils too long. It is likely that such [a] review It is likely that such [a] review It is likely that such [a] review It is likely that such [a] review It is likely that such [a] review would have identified the need would have identified the need would have identified the need would have identified the need would have identified the need for a properly sized relief valve for a properly sized relief valve for a properly sized relief valve for a properly sized relief valve for a properly sized relief valve to protect against the worst case to protect against the worst case to protect against the worst case to protect against the worst case to protect against the worst case overpressurization scenario. overpressurization scenario. overpressurization scenario. overpressurization scenario. overpressurization scenario.
39 Other instances of lack of overpressure protection were identified following the April 11 incident:
Although the feed tank steam coils were designed with a test pressure of 50 psi, they were exposed to the full plant steam pressure of 130 psi.
The steam pressure should have been regulated to a level below the maximum coil design pressure.
The coils should have been protected from failure of the steam regulators.
Insurance inspectors observed that the plant air compressor surge tank did not have overpressure protection. When DDW corrected this oversight, the set pressure specified for the installed relief valve was at or slightly below the dis- charge pressure of the air compressor. This set up a poten- tially hazardous situation where the relief valve, whose discharge was not vented to a safe location, could open at any time. State boiler inspectors observed this hazard during a review of the installation and pointed it out to DDW for immediate correction. Despite the presence of experienced personnel, the need for overpressure protection and additional engineering controls for the feed tanks was not identified (Section 4.4). The absence of adequate hazard evaluation systems as a compo- nent of basic plant engineering practices has been a causal factor in a number of incidents at small companies, including Catalyst Systems and Third Coast Industries (USCSB, 2003a; 2003b). DDW used contract engineering services, when necessary, for environmental permitting, installation and subsequent modifica- tion of the spray dryer system, and development of the Risk Management Program (RMP) package for the aqua ammonia tank (Section 4.5). DDW also relied on insurance audits as a check on its engineering practices. As noted earlier, these inspections and services did not note the use of the feed tanks as pressure vessels. Although the feed tank steam Although the feed tank steam Although the feed tank steam Although the feed tank steam Although the feed tank steam coils were designed with a test coils were designed with a test coils were designed with a test coils were designed with a test coils were designed with a test pressure of 50 psi, they pressure of 50 psi, they pressure of 50 psi, they pressure of 50 psi, they pressure of 50 psi, they were exposed to the full plant were exposed to the full plant were exposed to the full plant were exposed to the full plant were exposed to the full plant steam pr eam pr eam pr eam pr eam pressur essur essur essur essure of 1 e of 1 e of 1 e of 1 e of 130 psi. 30 psi. 30 psi. 30 psi. 30 psi. Despite the presence of Despite the presence of Despite the presence of Despite the presence of Despite the presence of experienced personnel, experienced personnel, experienced personnel, experienced personnel, experienced personnel, the need for overpressure the need for overpressure the need for overpressure the need for overpressure the need for overpressure protection and additional protection and additional protection and additional protection and additional protection and additional engineering controls for the engineering controls for the engineering controls for the engineering controls for the engineering controls for the feed tanks was not identified. feed tanks was not identified. feed tanks was not identified. feed tanks was not identified. feed tanks was not identified.
40 4.4 Engineering “Layers of protection” is a safety design concept used in engineer- ing hazardous systems. Guidelines for Engineering Design for Process Safety, published by the Center for Chemical Process Safety (CCPS) of the American Institute of Chemical Engineers (AIChE), explains the concept for designing and operating process equipment: These layers of protection start with the basic process design and include control systems, alarms and inter- locks, safety shutdown systems, protective systems and response plans . . . (CCPS, 1993; p. 9) The spray dryer feed tanks lacked sufficient layers of protection to protect DDW workers from the hazards of the operation:
Except for the use of weigh cells to control and monitor tank level, safe operation of the spray dryer feed tanks was dependent on the attentiveness and experience of each operator to ensure that the system stayed within tempera- ture and pressure operating parameters.
The operators had little guidance on how to control the equipment or on what actions to take in the event of unusual occurrences.
There were no alarms in the feed tank system to alert operators of abnormal conditions—which increased the likelihood that they would miss the warning signs of tank failure.
There were no interlocks to automatically shut down the feed tank portion of the spray dryer system if safe operating limits were exceeded.
There were no overpressure protection devices in the form of pressure relief valves. and Administrative Controls Except for the use of weigh cells Except for the use of weigh cells Except for the use of weigh cells Except for the use of weigh cells Except for the use of weigh cells to control and monitor tank to control and monitor tank to control and monitor tank to control and monitor tank to control and monitor tank level, safe operation of the spray level, safe operation of the spray level, safe operation of the spray level, safe operation of the spray level, safe operation of the spray dr dr dr dr dryer f er f er f er f er feed t eed t eed t eed t eed tank ank ank ank anks w s w s w s w s was dependent as dependent as dependent as dependent as dependent on the attentiveness and on the attentiveness and on the attentiveness and on the attentiveness and on the attentiveness and experience of each operator . . . experience of each operator . . . experience of each operator . . . experience of each operator . . . experience of each operator . . . There were no alarms in the There were no alarms in the There were no alarms in the There were no alarms in the There were no alarms in the feed tank system to alert feed tank system to alert feed tank system to alert feed tank system to alert feed tank system to alert operators of abnormal operators of abnormal operators of abnormal operators of abnormal operators of abnormal conditions . . . conditions . . . conditions . . . conditions . . . conditions . . . There were no overpressure There were no overpressure There were no overpressure There were no overpressure There were no overpressure protection devices in the form protection devices in the form protection devices in the form protection devices in the form protection devices in the form of pressure relief valves. of pressure relief valves. of pressure relief valves. of pressure relief valves. of pressure relief valves.
41 4.4.1 Pressure Control Operators manually added 20 to 25 psi of air pressure to each batch in the feed tanks to provide sufficient pressure to operate the spray dryer feed pumps. To pressurize the tanks, operators closed the 1-inch vent valve and opened a valve on the air line. An air regulator reduced air from the plant air compressor (at 125 psi) to 25 psi. The vent valve was intended to be kept open at all times, except when pressure was added to a feed tank for pumping into the spray dryer. 4.4.2 Temperature Control The caramel color liquid was heated to approximately 160oF to reduce its viscosity and to improve flowability to the spray dryer feed pumps and through the atomizer nozzles. To increase the temperature, operators manually opened valves to allow 130-psig steam (350oF) into the feed tank internal coils. As heat was transferred to the caramel color liquid, the steam condensed and was removed through steam traps on the coil outlets. The operators used a gauge on the side of the feed tanks to monitor the temperature of the caramel liquid. There were no alarms to alert the operators if temperatures exceeded prescribed limits and no automatic shutdown mechanisms. For example, an automatic shutdown system would close valves in the steam supply to vessel heating coils when a prescribed high temperature trip point was reached. 4.4.3 Operating Procedures and Training DDW operators used batch sheets to guide them through the production processes. A typical batch sheet for the spray dryer area required the operator to list the quantities of various raw materials used in the batch. At specific times during the drying process, determined by the number of boxes that were packaged, The vent valve was intended to The vent valve was intended to The vent valve was intended to The vent valve was intended to The vent valve was intended to be kept open at all times, except be kept open at all times, except be kept open at all times, except be kept open at all times, except be kept open at all times, except when pressure was added when pressure was added when pressure was added when pressure was added when pressure was added to a feed tank for pumping to a feed tank for pumping to a feed tank for pumping to a feed tank for pumping to a feed tank for pumping int int int int into t o t o t o t o the spr he spr he spr he spr he spray dr y dr y dr y dr y dryer er er er er. The operators used a gauge on The operators used a gauge on The operators used a gauge on The operators used a gauge on The operators used a gauge on the side of the feed tanks to the side of the feed tanks to the side of the feed tanks to the side of the feed tanks to the side of the feed tanks to monitor the temperature of the monitor the temperature of the monitor the temperature of the monitor the temperature of the monitor the temperature of the caramel liquid. There were no caramel liquid. There were no caramel liquid. There were no caramel liquid. There were no caramel liquid. There were no alarms . . . and no automatic alarms . . . and no automatic alarms . . . and no automatic alarms . . . and no automatic alarms . . . and no automatic shutdown mechanisms. shutdown mechanisms. shutdown mechanisms. shutdown mechanisms. shutdown mechanisms.
42 the operators would enter information about drying conditions and take samples for quality determination in the DDW labora- tory. The batch sheets contained no safety information, warnings, or guidance concerning operation of the equipment or steps to take in unusual situations. Good written procedures—such as those meeting the require- ments of the OSHA Process Safety Management (PSM) Standard or the U.S. Environmental Protection Agency (EPA) RMP regula- tion—require information on:
Consequences of deviation from operating limits and corrective steps.
Safety and health.
Safety systems and their functions. The inclusion of this type of information on the batch sheets would have provided DDW operators with reminders of the hazards of the operation and necessary precautions. Interviews with operators indicated that the feed tanks heated very rapidly. It typically took only 20 to 30 minutes to heat a batch to the required temperature. Most of the operators inter- viewed noted that there were times when they forgot to closely monitor the temperature and it exceeded 200oF. On these occa- sions, the 1-inch vent valve remained open and a large amount of steam was expelled, but there were no other deleterious effects. Management was aware of these temperature excursions, but took no actions to modify operating procedures or to install automatic controls or alarms. None of the operating or maintenance employees could recall past instances of the 1-inch vent valve being plugged. However, personnel noted that it took 15 to 20 minutes of very loud venting to release pressure through the line after the vessel was emptied of feed, indicating that pressure built up in the tank during each batch. As shown in Figures 7 and 8, the vent line and valve recovered after the incident were plugged with hardened caramel color liquid. The batch sheets contained no The batch sheets contained no The batch sheets contained no The batch sheets contained no The batch sheets contained no safety information, warnings, safety information, warnings, safety information, warnings, safety information, warnings, safety information, warnings, or guidance concerning or guidance concerning or guidance concerning or guidance concerning or guidance concerning operation of the equipment operation of the equipment operation of the equipment operation of the equipment operation of the equipment or steps to take in unusual or steps to take in unusual or steps to take in unusual or steps to take in unusual or steps to take in unusual situations. situations. situations. situations. situations. . . . The f . . . The f . . . The f . . . The f . . . The feed t eed t eed t eed t eed tank ank ank ank anks heat s heat s heat s heat s heated v ed v ed v ed v ed ver er er er ery rapidl apidl apidl apidl apidly. It typicall . It typicall . It typicall . It typicall . It typically t y t y t y t y took onl ook onl ook onl ook onl ook only 20 to 30 minutes to heat a batch 20 to 30 minutes to heat a batch 20 to 30 minutes to heat a batch 20 to 30 minutes to heat a batch 20 to 30 minutes to heat a batch to the required temperature. to the required temperature. to the required temperature. to the required temperature. to the required temperature. [There were occasional] [There were occasional] [There were occasional] [There were occasional] [There were occasional] temperature excursions, but temperature excursions, but temperature excursions, but temperature excursions, but temperature excursions, but [management] took no actions [management] took no actions [management] took no actions [management] took no actions [management] took no actions to modify operating procedures to modify operating procedures to modify operating procedures to modify operating procedures to modify operating procedures or to install automatic controls or to install automatic controls or to install automatic controls or to install automatic controls or to install automatic controls or alarms. or alarms. or alarms. or alarms. or alarms. . . . P . . . P . . . P . . . P . . . Per er er er ersonnel no sonnel no sonnel no sonnel no sonnel noted t ed t ed t ed t ed that it t hat it t hat it t hat it t hat it took ook ook ook ook 15 t 5 t 5 t 5 t 5 to 20 minut o 20 minut o 20 minut o 20 minut o 20 minutes of v es of v es of v es of v es of ver er er er ery loud y loud y loud y loud y loud venting to release pressure venting to release pressure venting to release pressure venting to release pressure venting to release pressure through the line after the vessel through the line after the vessel through the line after the vessel through the line after the vessel through the line after the vessel was emptied of feed, indicating was emptied of feed, indicating was emptied of feed, indicating was emptied of feed, indicating was emptied of feed, indicating that pressure built up in the that pressure built up in the that pressure built up in the that pressure built up in the that pressure built up in the tank during each batch. tank during each batch. tank during each batch. tank during each batch. tank during each batch.
43 The typical order of operations was to heat the caramel liquid to the specified temperature and then add air pressure. The batch could then be held until the other feed tank was emptying out, and the feed flow switched to the ready tank. However, operators also stated that it was possible to combine the two operations, adding air pressure while the temperature was being raised. DDW written procedures did not explain the risks of overheating the feed tanks when the vent valves were closed. Operators relied on their experience to judge the length of time necessary to heat a feed tank; practices differed slightly among operators. At DDW, a new operator was paired with an experienced operator to learn the required job assignments. Safety meetings were held to explain general safety concepts, such as fire safety, hazard communication, and emergency plans. On the night of the incident, the lead operator—with 5 years experience—was teamed with a new operator hired 3 months earlier. 4.5 Risk Management As required, DDW had submitted a Risk Management Plan to EPA for the storage and use of aqua ammonia. The EPA RMP is a product of the Clean Air Act Amendments of 1990. In many ways, RMP mirrors the OSHA PSM Standard. However, RMP focuses on protecting the public and the environment from offsite consequences, while the PSM Standard addresses catastrophic events that could have onsite consequences for workers. The RMP threshold quantity for ammonia in concentrations of 20 percent or greater is 20,000 pounds. The aqua ammonia storage tank at DDW had a capacity of 88,000 pounds. Although DDW exceeded the RMP threshold quantity for aqua ammonia, it did not handle ammonia at a high enough concentra- tion to be covered by the OSHA PSM Standard, which applies only to solutions that contain greater than 44 percent ammonia. Program for Aqua Ammonia and Emergency Response DD DD DD DD DDW wr W wr W wr W wr W writt itt itt itt itten pr en pr en pr en pr en procedur ocedur ocedur ocedur ocedures did no es did no es did no es did no es did not explain the risks of overheating explain the risks of overheating explain the risks of overheating explain the risks of overheating explain the risks of overheating the feed tanks when the vent the feed tanks when the vent the feed tanks when the vent the feed tanks when the vent the feed tanks when the vent valves were closed. valves were closed. valves were closed. valves were closed. valves were closed. Operators relied on their Operators relied on their Operators relied on their Operators relied on their Operators relied on their experience to judge the length experience to judge the length experience to judge the length experience to judge the length experience to judge the length of time necessar of time necessar of time necessar of time necessar of time necessary t y t y t y t y to heat o heat o heat o heat o heat a feed tank . . . a feed tank . . . a feed tank . . . a feed tank . . . a feed tank . . . Alt Alt Alt Alt Although DD hough DD hough DD hough DD hough DDW e W e W e W e W exceeded t ceeded t ceeded t ceeded t ceeded the he he he he RMP threshold quantity for RMP threshold quantity for RMP threshold quantity for RMP threshold quantity for RMP threshold quantity for aqua ammonia, it did not handle aqua ammonia, it did not handle aqua ammonia, it did not handle aqua ammonia, it did not handle aqua ammonia, it did not handle ammonia at a high enough ammonia at a high enough ammonia at a high enough ammonia at a high enough ammonia at a high enough concentration to be covered by concentration to be covered by concentration to be covered by concentration to be covered by concentration to be covered by the OSHA PSM Standard, the OSHA PSM Standard, the OSHA PSM Standard, the OSHA PSM Standard, the OSHA PSM Standard, which applies only to solutions which applies only to solutions which applies only to solutions which applies only to solutions which applies only to solutions that contain greater than that contain greater than that contain greater than that contain greater than that contain greater than 44 percent ammonia. 44 percent ammonia. 44 percent ammonia. 44 percent ammonia. 44 percent ammonia.
44 As described by EPA, there is a significant difference between the emissions from a release of aqua ammonia versus anhydrous ammonia: The principal difference between aqueous [aqua] ammonia and anhydrous ammonia, in the context of atmospheric dispersion modeling, is that the former evaporates relatively slowly from a pool, entirely as a vapor, whereas the latter consists of a mixture of vapor and liquid droplets that is initially denser than air. By contrast, the vapor from a pool of aqueous ammonia is neutrally buoyant, or even marginally lighter than air. (USEPA, 1999; pp. 3-17) As a result, releases of aqua ammonia may have lesser conse- quences than anhydrous ammonia; much less ammonia vapor is produced, and it tends to disperse more quickly because it is lighter than air. This phenomenon was observed during the DDW incident. The highest concentrations of ammonia in air—other than in the immediate area of the aqua ammonia tank—were measured by the Louisville/Jefferson County EMA at the DDW fenceline (50 ppm) and at Payne Street (35 ppm). Because the ammonia leak occurred in the early morning and the explosion caused extensive damage, short-term community evacuation was a prudent step. In proximity to the leak—where concentrations reached IDLH levels—emergency responders wore personal protective equipment. At the facility fenceline and at Payne Street, ammonia concentrations were above the OSHA and NIOSH maximum exposure levels. However, these levels are specified for worker exposure and are not designed for the general public—which may include infants, the elderly, and those with compromised respiratory function. . . . Releases of aqua ammonia . . . Releases of aqua ammonia . . . Releases of aqua ammonia . . . Releases of aqua ammonia . . . Releases of aqua ammonia may have lesser consequences may have lesser consequences may have lesser consequences may have lesser consequences may have lesser consequences than anhydrous ammonia; than anhydrous ammonia; than anhydrous ammonia; than anhydrous ammonia; than anhydrous ammonia; much less ammonia vapor much less ammonia vapor much less ammonia vapor much less ammonia vapor much less ammonia vapor is produced, and it tends is produced, and it tends is produced, and it tends is produced, and it tends is produced, and it tends to disperse more quickly to disperse more quickly to disperse more quickly to disperse more quickly to disperse more quickly because it is light because it is light because it is light because it is light because it is lighter t er t er t er t er than air han air han air han air han air. This phenomenon w This phenomenon w This phenomenon w This phenomenon w This phenomenon was obser as obser as obser as obser as observed ed ed ed ed dur dur dur dur during t ing t ing t ing t ing the DD he DD he DD he DD he DDW incident. W incident. W incident. W incident. W incident.
45
- D. D. Williamson did not have effective programs in place
to determine if equipment and processes met basic process and plant engineering requirements.
There was no program to evaluate necessary layers of protection on the spray dryer feed tanks. Likewise, there was no recognition of the need to provide process control and alarm instrumentation on the two feed tanks. Reli- ance on a single local temperature indicator that must be read by operators is insufficient. On the morning of the incident, the operators were unaware that the system had exceeded normal operating conditions.
The feed tanks were installed for use in the spray dryer process without a review of their design versus system requirements.
Safety valves on the spray dryer feed tanks had been removed to transport the tanks to Louisville and were never reinstalled. There was no evidence that DDW conducted an engineering evaluation to determine the hazards of this change.
- D. D. Williamson did not have adequate hazard analysis
systems to identify feed tank hazards, nor did it effectively use contractors and consultants to evaluate and respond to associated risks.
Neither DDW nor its contractors and consultants recog- nized the need for overpressure protection for the two feed tanks used in the spray dryer process.
DDW did not register the feed tanks as pressure vessels, as required by the Commonwealth of Kentucky. 5.0 Root Causes
46
- D. D. Williamson did not have adequate operating proce-
dures or adequate training programs to ensure that operators were aware of the risks of allowing the spray dryer feed tanks to overheat and knew how to respond appropriately.
Operating procedures did not document:
Hazards of allowing the temperature of the feed tank to exceed normal operating conditions.
Hazards of heating a batch when the vent valve is closed.
Appropriate operator response to highly hazardous abnormal situations.
Operators were not trained to keep the vent valve open until completion of the process of heating the feed tank batch.
47 D. D. Williamson & Co., Inc. 1. Institute procedures to ensure that pressure vessels are designed, fabricated, and operated according to applicable codes and standards. (2003-11-I-KY-R1) 2. Audit all vessels at all D. D. Williamson facilities and ensure that they are (2003-11-I-KY-R2):
Equipped with adequate overpressure protection, as warranted.
Equipped with alarms or interlocks, as warranted.
- Implement a program to review existing equipment when it is
used for new purposes and when safety devices are removed or altered. (2003-11-I-KY-R3)
- Implement a hazard evaluation procedure to determine the
potential for catastrophic incidents and necessary safeguards. (2003-11-I-KY-R4)
- Audit manual control of process conditions, such as tempera-
ture and pressure, and determine if safeguards are needed. (2003-11-I-KY-R5)
- Upgrade written operating procedures and train operators on
the revised procedures. (2003-11-I-KY-R6) Commonwealth of Kentucky Communicate to the owners of pressure vessels, mechanical contractors, engineering consulting companies, and insurance companies doing business in Kentucky that used pressure vessels are not exempt from registration and initial inspection before being placed in service in Kentucky. (2003-11-I-KY-R7) 6.0 Recommendations
48 Mechanical Contractors Communicate to your members that used pressure vessels are not exempt from registration and initial inspection before being placed in service in Kentucky. (2003-11-I-KY-R8) Risk and Insurance Communicate the findings of this report to your membership. (2003-11-I-KY-R9) National Board of Communicate the findings of this report to your membership. (2003-11-I-KY-R10) By the U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD Carolyn W. Merritt Chair John S. Bresland Member Rixio E. Medina Member Gerald V. Poje, Ph.D. Member March 12, 2004 Association of Kentucky Management Society (RIMS) Boiler and Pressure Vessel Inspectors
49 American Society of Mechanical Engineers (ASME), 2001. “Rules for Construction of Pressure Vessels, Part UG-125(a), General Requirements, Pressure Relief Devices,” ASME Boiler and Pressure Vessel Code, Section VIII, Division 1. Center for Chemical Process Safety (CCPS), 1993. Guidelines for Engineering Design for Process Safety, American Institute of Chemical Engineers (AIChE). Kamuf, W., A. Nixon, and O. Parker, 2000. “Caramel Color,” Natural Food Colorants Science and Technology, Chapter 12, G. J. Lauro and F. J. France, eds., Marcel Dekker, Inc. National Institute for Occupational Safety and Health (NIOSH),
- NIOSH Pocket Guide to Chemical Hazards, DHHS
Publication No. 97-140. National Safety Council (NSC), 1997. Accident Prevention Manual for Business and Industry, 11th Edition. U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board (USCSB), 2003a. Case Study, Fire and Explosion: Hazards of Benzoyl Peroxide, Catalyst Systems, Inc., Gnadenhutten, Ohio, January 2, 2003, No. 2003-03-C-OH, October 2003. U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board (USCSB), 2003b. Investigation Report, Petroleum Products Facility Incident, Third Coast Industries, Friendswood, Texas, May 1, 2002, Report No. 2002-03-I-TX, March 2003. U.S. Environmental Protection Agency (USEPA), 1999. Technical Background Document for Offsite Consequence Analysis for Anhydrous Ammonia, Aqueous Ammonia, Chlorine, and Sulfur Dioxide, Chemical Emergency Preparedness and Prevention Office, April 1999. 7.0 References
50
51 APPENDIX A: Incident Timeline 2:10 am Explosion ~2:09 am 2nd operator leaves area ~1:45 - 2:00 am Operators begin heating feed tank #2 ~2:05 am Liquid runs down side of feed tank, insulation band snaps ~10:00 pm Operators begin running spray dryer with material from feed tank #1 ~12:30 - 1:00 am Operators fill feed tank #2 with caramel liquid, water, maltodextrin ~1:15 - 2:05 am Operators relabel boxes ~10:00 pm - 2:10 am Spray drying material in feed tank #1 Day shift Feed tank #1 prep Feed tank #2 washout Spray dryer disassembled 6:30 - 7:00 pm Night-shift operators arrive onsite April 10 < > April 11 ~1:15 am Operators call plant manager re relabeling
52
53 APPENDIX B: Logic Diagram Overpressure of feed tank No relief device No DDW recognition of need for relief device No inspections of feed tanks No programs to evaluate hazards Vessel overheated, generating pressure Operators did not closely monitor operation Other duties No alarms or interlocks to provide warning or shutdown No programs to evaluate hazards DDW did not register tanks with State when brought into KY Vent valve closed/ vent valve plugged No procedures or warnings to alert operators to keep vent open No recognition of hazards or shortcomings in procedures No programs at DDW to evaluate hazards Other over- temperature events not investigated No recognition of hazards or shortcomings in procedures No programs to evaluate hazards No procedures or training on response to unusual events DDW did not inform insurance inspectors or consultants of use of tanks as pressure vessels Explosion and fatality
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56
FD06389 | 2003_美国_hayes-lemmerz-dust-explosions-and-fire.pdf
分类:06_境外及港澳台调查报告 | 年份:2003 | 地域: | 严重程度: | 场所: | 起火原因: | 来源格式:pdf
U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
INVESTIGATION REPORT ALUMINUM DUST EXPLOSION (1 Killed, 6 Injured)
Photo: Andrew Hancock, Huntington (IN) Herald-Press HAYES LEMMERZ INTERNATIONAL–HUNTINGTON, INC. A WHOLLY OWNED SUBSIDIARY OF HAYES LEMMERZ INTERNATIONAL, INC. HUNTINGTON, INDIANA OCTOBER 29, 2003 KEY ISSUES: • ALUMINUM DUST HAZARD AWARENESS • DUST COLLECTOR EXPLOSION PROTECTION • INCIDENT INVESTIGATION • MANAGEMENT OF CHANGE
REPORT NO. 2004-01-I-IN SEPTEMBER 2005
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ii Contents ACRONYMS AND ABBREVIATIONS.................................................................................................. VIII EXECUTIVE SUMMARY...........................................................................................................................IX 1.0 INTRODUCTION.............................................................................................................................. 1 1.1 Background......................................................................................................................................... 1 1.2 Investigative Process.......................................................................................................................... 1 1.3 Hayes Lemmerz International............................................................................................................ 2 1.4 Hayes Lemmerz International - Huntington, Inc............................................................................... 3 1.5 Premelt Systems, Inc.......................................................................................................................... 4 1.6 Process Description............................................................................................................................ 5 1.6.1 Scrap Collection and Dewatering......................................................................................... 6 1.6.2 Chip Drying........................................................................................................................... 7 1.6.3 Chip Melting ......................................................................................................................... 8 1.6.4 Dust Collection ................................................................................................................... 11 1.6.5 Fume/Smoke Ventilation System....................................................................................... 15 2.0 INCIDENT DESCRIPTION............................................................................................................ 18 2.1 Fume Hood Duct Fire....................................................................................................................... 18 2.2 Chip Feed Restart............................................................................................................................. 18 2.3 Fireball at Furnace 5......................................................................................................................... 19 2.4 Roof Blown Open............................................................................................................................. 19 2.5 Employee Evacuation....................................................................................................................... 20 2.6 Structural Fire................................................................................................................................... 21 2.7 Emergency Response ....................................................................................................................... 21 2.8 Injuries and Damage......................................................................................................................... 22
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iii 2.8.1 Injuries................................................................................................................................. 22 2.8.2 Exterior Damage ................................................................................................................. 23 2.8.3 Interior Damage .................................................................................................................. 25 2.8.4 Post-Incident Chip Processing............................................................................................ 26 3.0 ANALYSIS ...................................................................................................................................... 27 3.1 Dust Explosions and Aluminum Dust ............................................................................................. 27 3.1.1 Dust Explosions .................................................................................................................. 27 3.1.2 Aluminum Dust................................................................................................................... 28 3.2 Dust Collector Explosions................................................................................................................ 30 3.3 Dust Explosion Scenario.................................................................................................................. 30 3.3.1 Ignition in the Dust Collector. ............................................................................................ 33 3.3.2 Propagation to the Drop Box.............................................................................................. 34 3.3.3 Propagation to the Dry Chip Hopper.................................................................................. 36 3.3.4 Propagation Through Ducting ............................................................................................ 36 3.3.5 Secondary Deflagration ...................................................................................................... 37 3.3.6 Ignition in Fume Separator ................................................................................................. 38 3.3.7 Subsequent Explosions ....................................................................................................... 40 3.3.8 Fuel for the Explosion......................................................................................................... 40 3.3.9 Ignition Source.................................................................................................................... 41 3.4 Alternate Scenarios .......................................................................................................................... 48 3.5 Pre-existing Conditions.................................................................................................................... 48 3.5.1 Chip Feed Duct System Erosion......................................................................................... 48 3.5.2 Housekeeping...................................................................................................................... 48 3.6 Dust Collection System.................................................................................................................... 50 3.6.1 Dust Load ............................................................................................................................ 50
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iv 3.6.2 Dust Collector Project......................................................................................................... 51 3.6.3 Operating Experience.......................................................................................................... 52 3.7 Explosion Protection ........................................................................................................................ 53 3.7.1 Explosion Venting............................................................................................................... 53 3.7.2 Explosion Isolation ............................................................................................................. 54 4.0 PREVIOUS INCIDENTS................................................................................................................ 56 4.1 Incident Investigation Program........................................................................................................ 56 4.1.1 Duct Fires ............................................................................................................................ 56 4.1.2 Dust Flashes ........................................................................................................................ 57 4.1.3 Smoldering Fume Hood......................................................Error! Bookmark not defined. 5.0 REGULATORY ANALYSIS.......................................................................................................... 58 5.1 Indiana Fire Code............................................................................................................................. 58 5.1.1 Combustible Dusts.............................................................................................................. 58 5.1.2 Code History ....................................................................................................................... 59 5.1.3 NFPA Metal Dust Codes .................................................................................................... 59 5.1.4 Code Application to Hayes-Lemmerz................................................................................ 60 5.1.5 Code Enforcement............................................................................................................... 61 5.2 Workplace Safety Regulations & Enforcement............................................................................... 62 5.2.1 OSHA Standards Addressing Combustible Dust Hazards................................................. 62 5.2.2 IOSHA Action Pertaining to the Incident .......................................................................... 63 5.2.3 Personal Protective Equipment........................................................................................... 63 5.2.4 Inspection History at Hayes Huntington ............................................................................ 64 5.3 Industry Guidelines .......................................................................................................................... 65 5.3.1 Risk Insurance Provider Inspections .................................................................................. 66 5.3.2 CSB Combustible Dust Hazard Study................................................................................ 67
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v 6.0 MANAGEMENT SYSTEMS.......................................................................................................... 68 6.1 Overview of Management Systems ................................................................................................. 68 6.2 Management of Change ................................................................................................................... 68 6.3 Hazard Evaluation............................................................................................................................ 69 6.4 Engineering Project Controls........................................................................................................... 69 6.5 Procedures and Training .................................................................................................................. 70 6.6 Corporate Best Practices .................................................................................................................. 71 7.0 KEY FINDINGS .............................................................................................................................. 72 8.0 ROOT AND CONTRIBUTING CAUSES ..................................................................................... 75 8.1 Root Causes...................................................................................................................................... 75 8.2 Contributing Causes ......................................................................................................................... 75 9.0 RECOMMENDATIONS................................................................................................................. 76 9.1 Recommendations to Communicate the Findings From the Investigation..................................... 78 10.0 REFERENCES................................................................................................................................. 81 APPENDIX A: Analytical Results................................................................................................................ 85 APPENDIX B: Initiating Event Analysis.................................................................................................... 93
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vi Figures Figure 1. Satellite image of Hayes-Huntington facility, taken before the explosion.................................... 4 Figure 2. Scrap (chip) process flow diagram................................................................................................. 6 Figure 3. Close-up photograph of wet chip sample....................................................................................... 7 Figure 4. Photo of furnace 5 sidewell, showing fume hood, ingots, and dry chip hopper. .......................... 9 Figure 5. Vortex box and chip discharge pipe above furnace sidewell. ....................................................... 9 Figure 6. Diagram of furnace 5 chip feed.................................................................................................... 10 Figure 7. Chip feed cyclone separator.......................................................................................................... 11 Figure 8. Dust collection diagram................................................................................................................ 12 Figure 9. Drop box side panel with outlet duct............................................................................................ 13 Figure 10. Diagram of the dust collector. .................................................................................................... 14 Figure 11. Fume separator and draft fan...................................................................................................... 16 Figure 12. Layout of dust collection, furnaces, and ducts............................................................................ 17 Figure 13. Damaged roof above furnace 5................................................................................................... 20 Figure 14. Melted wheels near furnace 5 after the fire................................................................................ 21 Figure 15. Damage overview and location of employees.. ......................................................................... 23 Figure 16. Dust collector and drop box panels destroyed by aluminum dust explosion............................ 24 Figure 17. Remains of stack testing contractor’s trailer after fire............................................................... 24 Figure 18. Bulged door on dry chip hopper................................................................................................. 25 Figure 19. Wet chip hopper target box, with bulged access door ............................................................... 26 Figure 20. Sequence of events for CSB dust explosion scenario................................................................ 32 Figure 21. Explosion vent panel and maintenance door blown out on dust collector................................ 33 Figure 22. Drop box fragment, with blown explosion vent panel............................................................... 34 Figure 23. Air inlet on the south side of the dust collector. ........................................................................ 34
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vii Figure 24. Drop box fragment after impact with building wall .................................................................. 35 Figure 25 Beam slightly deflected by drop box impact................................................................................ 36 Figure 26. Interior of main duct between the chip equipment and the drop box........................................ 37 Figure 27. Fume hood exhaust fan cover damaged by overpressure. ......................................................... 38 Figure 28. Cleanout door blown open on duct from furnace 5 fume hood to fume separator. .................. 39 Figure 29. Interior of fume duct to fume separator ..................................................................................... 39 Figure 30. Ruptured gas cylinder in the contractor trailer........................................................................... 40 Figure 31. Unused spark box and cyclone................................................................................................... 44 Figure 32. Dust Collector Filter Cartridge................................................................................................... 46 Figure 33. Typical chip and dust accumulation on floors.. ......................................................................... 49 Figure 34. Dust accumulation on roof trusses. ............................................................................................ 50 Figure 35. Interior of dust collector draft fan housing, showing significant erosion damage.................... 53
Tables Table 1. Comparative Explosibility of Various Dusts.................................................................................. 30
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viii Acronyms and Abbreviations CSB U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board EMT Emergency medical technician HLI Hayes Lemmerz International, Inc. IFC International Fire Code ICC International Code Council IOSHA Indiana Occupational Safety and Health Administration KST Explosion severity MOC Management of change MEC Minimum explosive concentration Mm Millimeter NFPA National Fire Protection Association OSHA U.S. Occupational Safety and Health Administration PPE Personal protective equipment
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ix Executive Summary An aluminum dust explosion and fire on October 29, 2003 at the Hayes Lemmerz International−Huntington, Inc. (Hayes) facility, Huntington, Indiana killed one employee and burned two other employees, one critically. Three other Hayes employees and one contractor received minor injuries. The facility manufactures cast aluminum alloy wheels. The U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board (CSB) determined that the dust that exploded originated in a scrap re-melting system. The explosion completely destroyed the dust collection equipment outside the building and damaged equipment inside the building. The explosion also lifted a portion of the building roof above one furnace and ignited a fire that burned for several hours. CSB identified the following root causes of the incident: • Hayes did not perform a review to address why the chip system was releasing excess dust. The hazards of aluminum dust were neither identified nor addressed. • Hayes did not ensure the proper design of the dust collector system. • Hayes did not ensure that the dust collector design and installation followed the guidance in National Fire Protection Association (NFPA) 651. • Hayes had no formal, documented program to investigate and implement corrective action for incidents involving fires in the foundry area, especially those fueled by aluminum dust.
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x CSB also determined that the following factors contributed to injuries and damage: • Employees did not wear flame-retardant clothing when performing routine work near the melt furnace. • Housekeeping and maintenance in the chip-processing and dust collector areas were inadequate. • Facility personnel received no formal training for operating and maintaining the chip-processing and dust collection systems. In this report, CSB makes the recommendations to Hayes, a few of which are listed below:
- Develop and implement a means of handling and processing aluminum chips that minimizes the
risk of dust explosions.
- Implement a program to provide regular training for all facility employees on the fire and
explosion hazards of aluminum dust.
- Develop and implement written operating procedures for chip processing and train all affected
employees. Ensure that procedures address maintenance and housekeeping. To Premelt Systems, CSB recommends that they communicate the findings and recommendations of this investigation to owners/operators of facilities to which Premelt supplies similar aluminum chip-melting systems, including specific information that the chip drying process liberates small particles of aluminum, and that such particles may be explosive. CSB also makes recommendations to the Aluminum Association and the Fire Protection Research Foundation to jointly research improved explosion protection for dust collectors in aluminum dust service.
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1 1.0 Introduction 1.1 Background At about 8:30 pm on Wednesday, October 29, 2003, an aluminum dust explosion and fire occurred at the Hayes Lemmerz International–Huntington, Inc. (Hayes) facility in Huntington, Indiana. One employee was engulfed in fire and died within hours. Two other employees were burned, one critically. Four individuals (three Hayes employees and one contractor) received minor injuries. The explosion occurred in the scrap reprocessing area, near one of the furnaces in the aluminum casting plant, completely destroying dust collection equipment located outside the building (adjacent to the aluminum melt furnace area). Equipment inside the building received minor damage. The explosion also lifted a portion of the building roof above one furnace and ignited a fire; insulation and other combustible materials burned for several hours. There were no offsite injuries or damages. Because of the death and injuries and the recent history of other industrial dust explosions, the U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board (CSB) launched an investigation to determine root and contributing causes and make recommendations to prevent similar occurrences. The dust that exploded came from equipment in and connected to a process used to re-melt chips of aluminum scrap from wheel machining operations. The CSB investigation focused on applicability of fire prevention standards, dust generation and hazard awareness, engineering project management, safety reviews for new and modified systems, and operating and maintenance practices. 1.2 Investigative Process At CSB’s request, the local fire department and highway patrol had secured the site on October 29 during efforts to extinguish the fire. CSB investigators arrived on the scene late in the evening on October 30, one day after the explosion. CSB presided at a meeting on October 31 of Hayes personnel and inspectors
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2 from the Indiana Occupational Safety and Health Administration (IOSHA). CSB and IOSHA then conducted concurrent, independent investigations of the incident. In the course of its investigation to determine the underlying root causes of this incident, CSB photographed and diagrammed equipment and blast damage; analyzed samples of materials in the scrap processing area; interviewed eyewitnesses and management personnel at all organizational levels of the company; interviewed the chip melt system designers; and reviewed relevant standards, regulations, aluminum industry guidance, and Hayes’ management practices. CSB contracted with Safety Consulting Engineers, Inc., of Schaumburg, Illinois, to test samples of material from the site for explosivity. Refer to Appendix A for test results. At the same time it was investigating Hayes, CSB was investigating two other serious dust explosions that occurred in early 2003—West Pharmaceutical Services in Kinston, North Carolina, and CTA Acoustics in Corbin, Kentucky. Those two accidents resulted in 13 fatalities. The three CSB teams assigned to the dust explosions compared findings, especially in the areas of dust hazard awareness and available industry guidance. 1.3 Hayes Lemmerz International Hayes Lemmerz International, Inc. (HLI) is the parent company of various subsidiaries that manufacture automotive components. HLI began operation in 1908 as Hayes Wheels, a supplier of wooden-spoke wheels for Model T Fords. The company acquired wheel maker Lemmerz in 1997. On October 29, 2003, HLI’s North American Business Unit had five subsidiary plants in the United States, four of which produced aluminum wheels. One of those subsidiaries is Hayes Lemmerz
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3 International-Huntington, Inc., based in Huntington, Indiana. HLI emerged from Chapter 111 protection in spring 2003. HLI also has facilities in South America, Asia, Africa, and Europe. The company supplies wheels to nearly every major automotive manufacturer for use on new vehicles. 1.4 Hayes Lemmerz International–Huntington, Inc. The Hayes facility in Huntington manufactures cast aluminum alloy wheels. It has operated since 1984 and employs about 300 people. In 1985, Hayes (then known as Kelsey-Hayes) purchased the plant from CMI International, a company specializing in automotive castings. The Hayes facility is located alongside other manufacturing facilities in a light industrial park outside Huntington, Indiana. The entire facility—including the foundry furnaces, casting machines, and finishing equipment—is housed in a single, 220,000-square-foot steel-frame, steel-clad industrial building (Figure 1). The wheel production operation is highly automated, with robots performing repetitive tasks—including those that involve molten aluminum (such as casting), as well as some lifting and most machining. The production line operated 24 hours per day, 6 days per week.
1 Chapter 11 refers to a reorganization bankruptcy, usually involving a corporation or partnership. A Chapter 11 debtor usually proposes a plan of reorganization to keep its business open and pay creditors over time. The company filed for bankruptcy protection in December 2001.
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Figure 1. Satellite image of Hayes-Huntington facility, taken before the explosion. 1.5 Premelt Systems, Inc. Aluminum scrap process at Hayes was designed and provided by the company eventually known as Premelt Systems, Inc. (Premelt). Premelt designed and installed its first chip-melting system in 1964 at an appliance manufacturing facility. Premelt has built more than 50 aluminum chip de-oiling and melting systems, including five for Hayes. In addition to the system at Huntington, Premelt designed and furnished the scrap-processing systems for the HLI aluminum wheel casting plants in Gainesville, Georgia, and La Mirada, California.2 HLI discontinued using the Premelt chip reprocessing systems in all of its facilities shortly after the explosion on October 29, 2003.3
2 According to Premelt, the company also provided chip-processing to HLI facilities in Somerset, Kentucky and Howell, Michigan. However, these facilities are no longer in operation. 3 Although the Huntington facility is no longer operating the Premelt chip system, the facility continues to collect, chip, and dewater scrap aluminum for offsite processing.
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5 At present, Premelt is a division of Lectrotherm, Inc., North Canton, Ohio. Premelt engineers custom design each installation. Premelt supplies the equipment, and its personnel oversee installation and startup of the systems. Premelt supplies a maintenance and operating manual with each chip- melting system. 1.6 Process Description The Hayes Huntington facility manufactures cast aluminum automotive wheels. The wheels are rough cast, then finished by machining, coating, and polishing. The machining activities create scrap aluminum. A chip-processing system, provided by Premelt, was installed in 1995 to process the scrap aluminum for remelting in one of the facility’s melt furnaces. The October 29 explosion involved portions of the chip- processing system. Figure 2 shows a simplified block flow diagram of the system. Shaded equipment was designed and supplied by Premelt. Non-shaded equipment was designed and provided by others.
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Figure 2. Scrap (chip) process flow diagram. 1.6.1 Scrap Collection and Dewatering Scrap from finishing is collected in bins at machining stations and various other locations throughout the wheel-manufacturing facility. 3 This scrap contains a cutting oil and water emulsion from the machining processes. The bulk of the aluminum scrap is in the form of 1/8- to 3/16-inch wide strips (turnings from wheel machining) of less than 1/64-inch thickness. These strips are mechanically chopped into pieces about ¼- inch long (called “wet chips”) and spun in a centrifuge to remove the cutting emulsion. Prior to the explosion, these chips (Figure 3) were conveyed by high-velocity air through steel pipes to a hopper in the foundry area adjacent to one of five reverberating furnaces4 (two of those furnaces were equipped for chip melting). Because any fine particles in the wet chip stream adhere to the surface of the chips, no significant amount of dust is associated with wet chip handling or transfer.
4 A reverberating furnace is a direct-fired, open-hearth furnace fired with an open flame above the melt directed down (reverberated) to the melt surface.
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Figure 3. Close-up photograph of wet chip sample. 1.6.2 Chip Drying The wet chips do not actually look wet, but they retain a surface coating of cutting oil sufficient to cause particulate emissions (smoke) from the furnace. In the chip processing system at Hayes, a rotary kiln dryer dried the chips to remove the cutting oil.5 The tumbling in the dryer loosened small particles stuck to the chips and broke some chips. These actions likely created aluminum dust in various particle sizes.6 The dryer burner was designed to operate with incomplete combustion. To accomplish this, the air damper was automatically controlled so the amount of air allowed into the process was less than what would be needed to completely combust the fuel gas. This ensured that little or no free7 oxygen was in the dryer chamber, because free oxygen at elevated temperatures inside the dryer could cause accelerated
5 A kiln is a general term for any type of oven used to dry ores, ceramics, cement, wood or other materials. The dryer at the Hayes facility had a rotating inner core that tumbled the chips as they were dried by a gas-fired hot-air stream. The dryer temperature was controlled at 550-630º F (288-332 º C). 6 CSB testing of dry chip samples showed that they contained aluminum dust particles of less than 200 mesh, i.e. less than 74 μm in diameter (3 thousandths of an inch [0.003 inches]). This size particle is approximately equivalent to powdered milk (Eckoff ) and is in the explosive range for aluminum dust. 7 “Free” oxygen is available for reacting with other materials, such as fuel (for burning) or aluminum (for oxidation.)
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8 oxidation of the aluminum chips. Since the chips were very thin, surface oxidation could cause chips to break into smaller pieces, increasing the amount of dust produced in the dryer. The dryer exhaust routed through a high-temperature afterburner to burn off the evaporated cutting oil and any unburned fuel gas. 1.6.3 Chip Melting From the dryer, the chips were transferred by pressurized air to a dry chip hopper, where they were held until fed to one of two furnaces. Screw conveyors at the bottom of the dry chip hopper fed aluminum chips to a duct, where they were blown through a 6-inch-diameter pipe to the melt furnace. Furnace 5 was the primary furnace used for melting the aluminum chips, while furnace 4 was used when furnace 5 was out of service for maintenance. The chip-melting furnaces have a sidewell, a protruding structure that is an open-top chamber containing a pool of molten aluminum (Figure 4). The sidewell is used for fluxing8 the aluminum melt and removing dross.9 It also received the dry chips through an associated vortex box. A vertical submerged pump in the sidewell created a liquid vortex of molten aluminum (similar to the swirl in a pool of draining liquid), into which the chips were fed.10 The vortex quickly drew the chips into the molten aluminum (instead of having them float on the surface), where they melted rather than burned.11 A hood covered the sidewell to draw smoke generated above the sidewell (Figure 5).
8 Fluxing is the process of adding a mineral to the molten aluminum to facilitate the removal of dirt and contaminants. 9 Dross is scum that forms on the surface of molten metal as a result of oxidation. 10 The vortex, a conical whirlpool, is created by rapidly circulating the molten aluminum around inside the sidewell. 11 The melting point of pure aluminum is 1,220 °F (660 °C). The auto-ignition temperature for aluminum chips is not reported in the literature; however, small aluminum particles ignited at temperatures as low as 840 °F (450 °C). Babrauskas (2003).
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Figure 4. Photo of furnace 5 sidewell, showing fume hood, ingots, and dry chip hopper.
Figure 5. Vortex box and chip discharge pipe above furnace sidewell.
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10 The hood connected to a cyclone separator with an induction12 fan located outside the building. See Figure 6 for a diagram of the furnace chip feed. Air/dust to drop box Dry chips blown from hopper Spark box Smoke/fumes to fume separator Cyclone air/chip separator Vortex pump Vortex box Side well Fume hood Chips fall into molten aluminum vortex Unused cyclone
Figure 6. Diagram of furnace 5 chip feed. Above the vortex box, the dry chip feed enters a cyclone separator (Figure 7) that disengages the chips from the air stream. Their weight then causes them to fall into the vortex. The transport air and fines13 exit the top of the cyclone.
12 An induction fan pulls air through a system and is located at the exhaust of the dust collector. By contrast, a forced draft fan pushes air through the system and is located at the air inlet. 13 Dust and other particles, that are too small to be separated in the cyclone.
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Figure 7. Chip feed cyclone separator. 1.6.4 Dust Collection About three years after installing the chip melt system, Hayes added a dust collection system. The collection system consisted of ducts connected to the top of the feed cyclones, a drop box, dust collector and draft fan (Figure 8). The chip feed transfer air was transported from the top of the cyclone through ducts into the drop box, and then into the dust collector. The system operated on a “push-pull” balance. Chips and dust were pushed from the dry chip hopper into the cyclone; dust and air were pulled into the dust collector by the draft fan. If clogged filter cartridges in the dust collector impeded the airflow through the dust collector, it would direct air and dust out of the
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12 bottom of the cyclone. The dust could ignite on the hot aluminum and/or accumulate around the vortex box. The drop box, dust collector, and fan were located outside the building. Spark boxes installed in the ducts near the furnaces used a baffle plate to deflect large embers or heavy objects that might cause a spark in the duct system.14 The dust collector, located outside the foundry building, operated with slight negative pressure. Steel ducts connected the dust collector system to the chip feed cyclones at furnaces 4 and 5, the dry chip hopper, the dryer hood, and the wet chip hopper. These ducts merged into a single 20- inch duct that passed through the building wall and entered the drop box. An additional duct connected the dry chip hopper directly to the drop box.
Figure 8. Dust collection diagram.
14 For example, iron or steel objects could cause sparks if they strike the steel walls of a duct or the drop box at sufficient velocity. The spark boxes are open at the bottom. Material dropped out of the bottom of the box falls freely approximately 10 feet to the foundry area floor.
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13 The drop box was a carbon steel container about 6 feet square and 8 feet tall, with a tapered lower section below a square chamber and a manual cleanout valve. The box trapped heavy particles before they entered the dust collector. As the dusty air entered the drop box, the sudden decrease in velocity caused heavier particles to fall to the bottom of the box. From the top of the drop box, the air flowed through a short rectangular duct (Figure 9) into the bottom side of the dust collector (Figure 10). The dust collector used 24 pleated filter cartridges to collect fine dust from the air stream. Automatic air-pulse jets within the dust collector dislodged accumulated dust from the filters; the dust then fell to the conical bottom of the dust collector for removal through a manual valve. The pulse jets used high pressure air from the facility’s compressed air system and operated on a 90-second cycle.
Figure 9. Drop box side panel (arrow) with outlet duct (box).
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Clean Air Outlet (on opposite side at the top of the unit) Pulse Jet System
Figure 10. Diagram of the dust collector (explosion vents not shown).
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15 The draft fan drew air from the top side of the dust collector and exhausted the air to the atmosphere. A pressure gauge on the dust collector monitored the pressure drop across the filter cartridges. Maintenance personnel stated that they used that gauge to determine when the cartridges required cleaning. The dust collector included explosion relief vents (blowout panels) on three sides that were intended to open if the aluminum dust accidentally ignited (see Section 3.1). Doors on the collector housing provided maintenance access. 1.6.5 Fume/Smoke Ventilation System A fume hood was installed above the sidewell of the furnace to draw smoke out of the building. Some wheels were machined after they were painted, therefore the chips also contained acrylic paint that burned off when the chips entered the molten aluminum. Trace amounts of cutting oil that remained on the chips also generated smoke, as did fluxing and drossing activities. A circular steel duct connected the fume hood to the fume separator located outside the building. The fume separator (Figure 11) was a carbon steel box about 3 feet square and 8 feet tall, containing two cyclones.15 This device separated smoke and other particles from the fume hood exhaust before drawing it through the draft fan and exhausting to the atmosphere. An automatic valve in the base of the separator dropped accumulated solids into a drum for disposal. A layout (plan view) of the furnaces, ducts, and dust collection equipment is shown in Figure 12.
15 The fume separator cyclones are similar to the chip feed cyclone. The fumes from the furnace fume hood enter at an angle into a cylindrical container with a conical bottom. Centrifugal forces cause smoke and other fine particles to separate out of the air stream. These particles fall out the bottom of the cyclone into a collection drum. Cleaned air exits via a stack at the top of the separator.
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Figure 11. Fume separator and draft fan.
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Figure 12. Layout of dust collection, furnaces, and ducts. Some ducts and equipment omitted for clarity.
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18 2.0 Incident Description 2.1 Fume Hood Duct Fire At about 2:30 pm on October 29, 2003, Hayes maintenance personnel shut down the chip feed system because of a smoldering fire located near furnace 5 inside the duct connecting the fume hood to the fume separator (see Figure 4, item 7). The glowing red duct alerted employees to the fire. According to plant personnel interviewed by CSB, fires in this duct were not uncommon. On this particular day, employees followed the usual practice for dealing with these fires by shutting down the dry chip feed and the fume hood draft fan (but not the dust collector draft fan), and allowing the fire to burn itself out. Employees judged that the fire was out when the duct had cooled, and they found burnt material that had broken free in the fume separator solids drum. They then opened the fume duct and cleaned out the remaining residue within reach. The October 29 duct fire had been out for at least 2 hours before maintenance personnel restarted the dry chip feed.16 2.2 Chip Feed Restart At about 8:20 pm, three Hayes maintenance personnel restarted the dry chip feed system. Employees reported that after the restart, chips fed steadily to the furnace 5 sidewell for about 10 minutes. At that point one of the employees—who was standing on the north side of the furnace, about 10 feet from his coworkers —noticed chips falling out of the spark box (see Figure 6) in the dust collector duct.
16 CSB concluded that the only likely connection between this fire and the incident later that evening was the fact that restarting the chip feed system afterwards placed the maintenance employees in the vicinity of furnace 5 at the time of the explosion.
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19 Maintenance personnel were familiar with this phenomenon, which typically indicated that a crust had formed in the vortex, impeding chip feed and that chips were overflowing into the dust duct.17 2.3 Fireball at Furnace 5 The mechanic who noticed the chips falling from the spark box turned to tell his coworkers to stop the dry chip feed. As he turned, a fireball erupted from beneath the furnace fume hood. The fireball ignited his clothing18 and totally engulfed another mechanic standing near the sidewell vortex pump. The flames also singed a third mechanic, who was standing near the system control panel. 2.4 Roof Blown Open The fireball expanded, rose upward, and blew open the roof of the building (Figure 13). A contractor was on the roof, having just finished testing emissions19 at furnace 4 and was moving his equipment to furnace 5, when the explosion occurred. As recorded in CSB interviews, he heard a boom, was knocked down as the roof panels beneath his feet heaved upward, and saw flames erupt through the roof. The contractor ran east approximately 200 feet, descended at ladder and attempted to call 911. He was not seriously injured.
17 The clearance between the end of the chip feed pipe and the surface of the molten aluminum vortex was only a few inches. It was common for the surface of the vortex to cool down and begin to solidify into a crust, especially during chip feed startup. This crust prevented the chips from entering the melt. The chips bridged across the gap, and the pipe quickly filled up with chips. Maintenance personnel stated that human intervention was needed to clear the blockage. 18 The Hayes facility had a standard practice of requiring personnel to wear all natural fiber clothing (as opposed to synthetics such as nylon and polyester.) Injured employees were wearing cotton clothing at the time of the incident. Employees wore fire retardant aprons during drossing and fluxing activities, but not during routine maintenance or operations tasks. 19 The contractors were testing the furnace stack emissions as part of the Hayes air emissions permit requirements.
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Figure 13. Damaged roof above furnace 5. Outside the building, another stack emission-testing contractor was working in a mobile laboratory trailer parked near the drop box. He said he heard a “boom,” and was knocked down as the trailer lurched backward. The contractor looked out the trailer door to see the dust collector totally involved in a bright, hot fire. Something was lodged against the rear door of the trailer, making that exit impossible to use. He was forced to exit the side trailer door, which was closer to the fire than the rear door, but he also escaped serious injury. 2.5 Employee Evacuation Within minutes of the explosion, employees used the intercom system to report the emergency. The plant emergency alarm sounded, and employees evacuated the plant. Coworkers assisted burn victims until emergency medical technicians (emergency responders) arrived. A headcount accounted for all employees and contractors. Approximate position of the contractor on the roof at the time of the explosion
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21 2.6 Structural Fire The fireball ignited roofing material and insulation, along with a small accumulation of combustible material stored behind the kiln dryer control panel. North-west of the furnace sidewell, plastic pallets containing rejected aluminum wheels waiting to be re-melted were also ignited, and some of those wheels eventually melted (Figure 14).
Figure 14. Melted wheels near furnace 5 after the fire. 2.7 Emergency Response The Huntington fire chief resided close to the industrial park, and heard the explosion. Within minutes, he was at the nearby firehouse. Within 5 to 10 minutes of the explosion, he was on the scene. Because of prior visits to the plant, he knew that the Hayes plant worked with molten aluminum, and understood the proper techniques and materials for fighting aluminum fires. The fire was contained and extinguished in about 2 hours using Class D20 fire extinguishers. The fire chief reported that he inspected the facility for any signs of a natural gas fire and found the gas piping intact.
20 Class D extinguishers are rated for metal fires and typically use sodium chloride or some other noncombustible salt as a smothering agent.
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22 Fire department emergency responders attended the burn victims. There were no injuries to emergency responders in this event, and no fire equipment was damaged or lost. Full-time fire fighters staff the Huntington fire department. 2.8 Injuries and Damage Figure 15 shows the location of most of the interior and exterior damage and the location of employees at the time of the explosion. One stack-testing contractor was on the roof above furnace 5; the other was in a trailer just southeast of the drop box. Not shown in the figure are damage to the wall south of the kiln dryer and the exterior wall southwest of the kiln, water damage inside the compressor room south of the kiln, and damage to the wet chip hopper. 2.8.1 Injuries The employee who was closest to the furnace sidewell was totally engulfed in flames and died of thermal burn injuries the day after the incident. A second employee received serious burns over nearly half his body. He remained in critical condition for days and was hospitalized for weeks. The third injured employee received only minor localized burns and returned to work to assist investigators the day after the explosion. Four additional workers (three Hayes employees and one contractor) received treatment by emergency responders for minor injuries on the scene; none of these workers required hospitalization.
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Figure 15. Damage overview and location of employees (plan view). Roof over entire area sustained damage. 2.8.2 Exterior Damage The explosion vent panels in the dust collector were blown open, and three of four maintenance doors were blown open or off. The ensuing fire completely consumed the aluminum dust and combustible filter cartridge materials inside the dust collector, destroying it (Figure 16). The drop box was split open at the seams into four large pieces; one piece was thrown 20 feet to the south and lodged against the back of the contractor’s mobile lab trailer (Figure 17). Another large fragment apparently hit the side of the foundry building, slightly deforming a vertical steel wall support beam near furnace 5.
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24 Overpressure caused the fume separator exhaust fan housing to bulge and disconnected the supply duct. The fume separator housing was undamaged, though its paint burned off.
Figure 16. Dust collector (left) and drop box panels destroyed by aluminum dust explosion.
Figure 17. Remains of stack testing contractor’s trailer after fire.
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25 The facility air compressor room adjacent to the furnace area was damaged when the wall panel was blown out, and a water line ruptured causing water damage to some compressors. Exterior vent panels near the compressor room were blown out. 2.8.3 Interior Damage Inside the building, the large, approximately 200 lb sidewell doors on furnace 4, which were closed before the explosion, were blown off by the pressure wave. One of the doors was found on the ground about 50 feet from the furnace. Overpressure also caused the dust collector duct to disconnect from the furnace 4 cyclone. The fire damaged the chip system control console. Internal overpressure bulged the access doors on the side of the dry chip hopper and on the wet chip hopper inlet target box21 (Figure 18 and 19).
Figure 18. Bulged door on dry chip hopper.
21 A target box is a steel box, containing “wear plates”, designed such that the chips blown into the hopper hit the plates, lose velocity, and fall into the hopper. The target box prevents the chips from eroding the wall of the hopper. The wear plates require periodic replacement.
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Figure 19. Wet chip hopper target box, with bulged access door (arrow). Much of the roof above furnace 5 and the chip handling system was blown off. The west wall was deflected inward from the impact of drop box fragments. The explosion damaged the south wall adjacent to the compressor room, caused minor damage to the building walls, and caused significant roof damage (several trusses needed replacement.) A structural engineer verified the building was safe prior to re- entry by inspectors and employees. The total value of the property losses resulting from the incident were not known when this report was published. 2.8.4 Post-Incident Chip Processing Although wheel-casting operations were suspended for several days, the plant was in full production one week after the explosion. Hayes decided not to repair the dry chip-processing system and dismantled it soon after the initial phase of the investigation was completed. Following the incident, Hayes arranged for a contractor to collect the wet chips for processing offsite. Now, that aluminum is returned to Hayes as ingots for remelting in one of the five furnaces.
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27 3.0 Analysis The purpose of CSB incident investigations is to determine root causes and make recommendations to prevent similar incidents from occurring. CSB focuses on underlying systemic issues. In this case, investigators used a comprehensive, logical approach, and the process of elimination to postulate scenarios for this incident, based on collective evidence. CSB evaluated and reviewed all available facts to develop the scenarios, and to determine root and contributing causes and remedies. The CSB investigators measured and photographed on-scene damage and equipment, and obtained samples of chips and dust in and around processing equipment. Investigators also relied on inspection of the equipment and the explosion scene, witness interviews, and records and documents provided by Hayes and others. CSB had aluminum dust samples tested for explosiveness and other characteristics.
- 1
Dust Explosions and Aluminum Dust The following background information is helpful in understanding the nature of aluminum dust explosions. This report then presents possible incident scenarios and analysis results. 3.1.1 Dust Explosions Dust explosions have been documented as early as the late 18th century, when an Italian count reported his analysis of an explosion in a baker’s flour warehouse.22 Much has been learned about dust explosions since that time. Among the known facts are:
22 Eckoff (1997)
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28 • Dust clouds, when ignited, can produce deflagrations, which are flame fronts that move at speeds below the speed of sound.23 Although not technically explosions, these deflagrations are commonly referred to as dust explosions.24 • Typically, for dust explosions to occur, all of the following conditions must be present: combustible dust is suspended or lofted in air; the dust ignites; and the dust is confined such that damaging pressures can accumulate. • If lofted into a cloud and ignited, accumulated dust can become explosive. Dust layers can ignite and will smolder, but if disturbed, they may transition to a dust explosion. This phenomenon, known as a “secondary dust explosion”, refers to settled layers of dust that are lofted by some event or another explosion to create an explosive cloud. • The explosive suspension of most dusts appears as an opaque cloud and, for many materials, is much denser than the amount considered “breathable”. • The finer the dust particle and the more easily the dust oxidizes, the greater the explosion potential. 3.1.2 Aluminum Dust The explosive properties of aluminum dust are in the literature, including the National Fire Protection Association (NFPA) fire prevention standards. In NFPA 68, Guide for Venting Deflagrations (2002a), aluminum is ranked among the most explosive of metal dusts. Preliminary data collected by the CSB indicate that nearly one fourth of all dust explosions in the United States in the last 25 years involved metal dusts, and that aluminum accounted for the majority of these events.25 Metals account for
23 In contrast, a detonation flame front moves at speeds greater than the speed of sound. 24 For purposes of this report, “dust explosion” includes deflagrations. 25 Data presented at CSB public hearing June 22, 2005.
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29 about 19 % of dust explosions worldwide.26 This data indicates that metal dusts are particularly hazardous and all appropriate precautions need to be taken to prevent dust explosions. Dust explosivity is typically expressed using the deflagration constant, KST.27 This constant is determined experimentally by measuring how fast the pressure rises when dust of a known concentration is ignited in a container of a specific volume (20 liters). The higher the KST, the more severe a dust explosion can be. Three “dust hazard classes” indicate relative explosiveness. For comparison, Table 1 shows KST values for a few known explosive dusts and a sample collected from the scene of the incident. Pure aluminum has a high KST and is rated as a Class ST-328 dust. Actual explosivity values vary significantly with the size and shape of dust particles, the concentration of dust in the air, and the degree of surface oxidation (which, for metals, reduces flammability.) CSB determined the aluminum dust that accumulated on surfaces in the building was explosive—though lower in explosivity than reported for pure aluminum powder. CSB samples were primarily of accumulations outside equipment, and included chips and dust with a wide distribution of particle sizes. These samples29 generated pressure up to 155 pounds per square inch gage in the test chamber; sufficient to have caused the damage observed at Hayes. The dust in the dust collector was likely comprised mainly of finer particles,30 therefore exhibiting a higher explosivity. The explosion and fire completely consumed this material.
26 CCPS (2005) 27 KST = (dP/dt)max x V1/3, where (dP/dt)max is the maximum measured rate of pressure rise and V is the container volume. 28 ST-1, ST-2, and ST-3 are hazard classes assigned to dusts by NFPA to indicate relative explosiveness. ST-3 dusts are the most explosive, with KST values above 300 bar-m/sec. 29 The tests were run on material that passed through a 200-mesh screen, which has openings approximately 75 µm across. 30 The cyclone separators and drop box cause heavier particles, including chips, to separate out and fall into the furnace or into a container under the drop box. The material that flows into the dust collector is composed of the finer particles. The bulk material spilling out of a chip transfer line leak has not been through the cyclone separator and contains the full range of particle sizes ( Zalosh et al.,, 2005).
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30 Table 1. Comparative Explosivity of Various Dusts Dust Type Average Particle Size (microns) KST (bar- meter/sec) Dust Hazard Class Surface dust sample* from Hayes
131 ST-1 Pure aluminum powder** 29 415 ST-3 Coal** to 38 55-108 ST-1 Wheat flour** 57 87 ST-1 Wood dust** 43 102 ST-2 *This sample was collected from the top of an electrical enclosure, about 6 feet above the floor near furnace 5. **SOURCE: Eckhoff, 1997. 3.2 Dust Collector Explosions Collective data on dust explosions in the United States, United Kingdom, and Germany indicate that more than one fourth of all dust explosions occur in dust collectors. Within the United States, the ratio is higher at more than 40 percent. Zalosh, et al. (2005) states that: Three possible reasons for the high occurrence of dust collector explosions are: 1) they [dust collectors] are almost omnipresent in particulate handling facilities, 2) they inherently concentrate the smaller particles, which are easier to ignite than the mostly larger particles in other equipment, and 3) they often employ pulse jet cleaning, which by nature, periodically generates dust clouds inside the collector. Data from the German compilation of dust explosions indicate that the most frequent ignition sources have been mechanical sparks (41 percent), smoldering nests (11 percent), electrostatic discharges (10 percent) and mechanical heating via friction (7 percent). 3.3 Dust Explosion Scenario CSB believes that the scenario presented in this report is the one that is supported by the totality of the evidence and therefore it is the most likely explanation of the events of October 29, 2003.
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31 CSB determined through witness accounts, damage patterns, and other available evidence that the fireball31 that erupted from the furnace sidewell was likely the result of an aluminum dust explosion in the dust collector system. According to the findings, the explosion originated in the dust collector after chips had been feeding to furnace 5 for about 10 minutes. The explosion propagated from the dust collector to the drop box, causing the drop box to rupture before breaking into several fragments. A pressure wave then traveled to the furnace 5 sidewell via the duct connected to the drop box, lofting and igniting accumulated dust in the vortex box. The pressure wave also caused minor to moderate damage in other equipment connected to the dust collector system. Figure 20 is a schematic showing the approximate order of events in the above scenario. Evidence supporting this proposed scenario follows the schematic.
31 Employees reported that it was common to see a flare-up or bright flash above the sidewell whenever chip feed was started. However, eyewitnesses reported the fireball in this incident was significantly larger than they had seen in the past, and was orange, in contrast to the bright white flashes seen in the past.
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32 Ignition in the dust collector Dust collector overpressured & engulfed in fire Drop box exploded Contractor trailer ignited Dust in building lofted and ignited, roof blown open Pressure wave entered dust duct system Fireball exited chip feed pipe at furnace 5 Propagation to the fume separator Dry chip hopper damaged by overpressure Doors blown off furnace 4 side well Wet chip hopper target box damaged by overpressure
Figure 20. Sequence of events for CSB dust explosion scenario.
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33 3.3.1 Ignition in the Dust Collector. A witness in the contractor trailer (which was near the dust collector) emerged from the side-door of the trailer within seconds after the explosion. He stated that the dust collector was already involved in a very intense, bright fire (typical of aluminum powder fires). CSB concluded that the drop box had exploded at this point because: • The drop box otherwise would have blocked the contractor’s view of the dust collector from the trailer. • A large drop box fragment was lodged against the trailer door, supporting the contractor’s statements that the rear door was blocked. The explosion vent panels and maintenance doors (Figure 21) on the dust collector were blown open by the internal deflagration.
Figure 21. Explosion vent panel and maintenance door (arrows) blown out on dust collector.
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34 3.3.2 Propagation to the Drop Box The drop box was pushed away from the dust collector, indicating that the pressure wave traveled into the drop box from the dust collector. The single explosion vent panel was blown and the drop box ruptured (Figure 22). The short duct connecting the drop box to the dust collector was pulled out and away from the dust collector (Figure 23), also indicating that the pressure wave traveled toward the drop box.
Figure 22. Drop box fragment, with blown explosion vent panel.
Figure 23. Air inlet (arrow) on the south side of the dust collector.
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35 The drop box may have experienced significantly higher pressure than the dust collector, since an explosion propagating between two containers can result in a phenomenon referred to in literature as pressure piling.32 However, the drop box was a much weaker structure than the dust collector, lacking substantial framing and joined only by small corner welds, and it was relatively unprotected by explosion venting. The drop box failed mainly along the seams and fractured into several large pieces.33 One of the larger fragments impacted the building wall and was found resting below the impact point (Figure 24). The impact slightly bent the vertical steel wall support beam inward (Figure 25).
Figure 24. Drop box fragment after impact with building wall
32 Eckoff (1997) attributes the pressure piling effect to increases in the pressure of an unburnt dust cloud in a second vessel. The second vessel’s internal pressure from the deflagration is increased above the pressure created by the expanding gases from the first vessel. 33 CSB calculations indicate that the rupture pressure for the drop box was between 2 and 5 pounds per square inch gage.
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Figure 25 Beam slightly deflected by drop box impact. Arrows on either side of the point of impact show the direction of bending 3.3.3 Propagation to the Dry Chip Hopper A 6-inch pipe attached to the drop box roof and the dry chip hopper (Figure 12) provided a direct path for pressure to travel to the dry chip hopper and damage the access door. This pressure was sufficient to bulge the door of the dry chip hopper (Figure 18). 3.3.4 Propagation Through Ducting By lofting and igniting dust settled in the ducts (Figure 26), the deflagration also propagated upstream to the furnace 5 chip feed cyclone. CSB concluded that the deflagration traveled down the chip feed pipe and into the vortex box, causing the large fireball to erupt into the room. Witnesses recalled seeing the fireball exit the fume hood and wrap around the furnace. CSB also observed molten aluminum on the front of the victim’s safety glasses and splashed onto nearby equipment—further indication that a pressure wave was directed into the vortex box and down into the sidewell.
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Figure 26. Interior of main duct between the chip equipment and the drop box with significant dust and chip accumulation. 3.3.5 Secondary Deflagration CSB observed aluminum dust settled on most horizontal surfaces, including overhead beams, ledges, and the top surfaces of equipment in the area of furnace 5. Some beam and piping surfaces directly above the furnace sidewell had little or no accumulated dust on top of them after the explosion. However, CSB found neither documentation nor witnesses that these surfaces had been cleaned in several years. CSB determined that the fireball emerging from the fume hood at furnace 5 lofted and ignited dust that had accumulated on surfaces directly above the furnace. This caused a secondary dust deflagration that expanded upward and blew open the building roof. CSB concluded that the outside dust collector explosion and interior deflagration occurred at the same time or in rapid succession. This conclusion was partly based on the accounts from the two contractors, who were the only direct eyewitnesses to both events.
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38 3.3.6 Ignition in Fume Separator The erupting fireball above the sidewell entered the fume hood, causing burning material to be pulled by the fume separator draft fan along the ducting into the fume separator. This material likely ignited deflagrations inside the ducting and fan housing severe enough to damage the draft fan housing and duct (Figure 27). The cleanout door was blown open on the duct between the fume hood and the fume separator (Figure 28). CSB found that the duct leading to the fume separator contained hard deposits and dust, which likely were the fuel for the fires in this duct (Figure 29).
Figure 27. Fume hood exhaust fan cover damaged by overpressure.
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Figure 28. Cleanout door blown open on duct from furnace 5 fume hood to fume separator. Insulation from the roof rests on the duct (Figure 4 shows the location of this duct in the building).
Figure 29. Interior of fume duct to fume separator (near the cleanout door.)
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40 3.3.7 Subsequent Explosions Employees and the Huntington fire chief reported that a series of smaller explosions occurred about 11 minutes after the initial explosion. The fire chief concluded that some of these small explosions could have been the four tires on the contractor trailer failing. After the fire department extinguished the fire, investigators also discovered the remains of high-pressure gas cylinders used for instrument calibration, which had been in the contractor trailer. Figure 30 shows one of the cylinders, lying in the remains of the trailer.
Figure 30. Ruptured gas cylinder in the contractor trailer. 3.3.8 Fuel for the Explosion The Huntington fire chief inspected the natural gas piping in the areas damaged by the explosion and fire. The piping was intact with no evidence of leaking. Eyewitnesses did not smell natural gas odorant before the explosion. 34
34 Gas companies add a strong odorant that smells like rotten eggs to natural gas to help people detect a leak. Pure natural gas has no odor.
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41 No other fuels capable of producing the explosion damage were present in the damaged area other than aluminum dust. By design, the greatest accumulation of aluminum dust was in the dust collector. To be explosive, dust must be suspended in air. The dust/air suspension must also contain more than a minimum explosive concentration (MEC). Premelt designed the chip system to feed at 3,500 pounds of chips per hour. CSB testing (Appendix A) indicated that the fraction of dust in the chip feed was below 0.7 % by weight. CSB estimated that the dust flow was, at most, about 25 pounds per hour. Therefore the air flowing through the ducts or drop box during normal operations would not exceed the MEC for aluminum dust.35 CSB concluded that the location most likely to contain an explosive suspension of aluminum dust was the interior of the dust collector on the inlet side of the air filters. This area might have an explosive concentration whenever the pulse jets operated, blowing aluminum dust off the filters from the inside-out. Within a few seconds,36 the dust would settle into the tapered bottom of the dust collector. 3.3.9 Ignition Source The exact point of origin and ignition source for a combustible dust explosion is often very difficult to determine. Dust explosions often involve secondary dust explosions; the largest explosion is not always the initiating event. Further, the ignition source itself often lasts only a short time and either is over
35 The MEC for similar aluminum grit is 50 grams per cubic meter (0.0031 pounds per cubic foot). CSB estimated the concentration of dust in the ducting and drop box to be at or below 1.5 grams per cubic meter (0.000092 pounds per cubic foot). 36 CSB investigators observed that when small quantities of the dust at Hayes were hand-lofted, the dust completely settled in less than 5 seconds.
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42 by the time damage occurs, or evidence of the source is destroyed in the ensuing explosions and fires. In most explosions, the possible ignition source must be deduced or determined indirectly by process of elimination. CSB considered several possible sources for ignition of the dust in the dust collector or chip system in the Hayes incident. These included: • Thermite reaction • Impact spark • Burning ember • Electrostatic discharge • Electrical fault • Hot surface These potential ignition sources are consistent with historically prevalent causes of ignition for dust clouds, as reported by Babrauskas.37 They are each discussed below. 3.3.9.1 Thermite Reaction When aluminum contacts iron oxide at high temperature38 or at sufficient velocity for frictional heating, a reaction can occur that releases sufficient energy to ignite most flammable mixtures. The typical thermite reaction is: Fe2O3 + 2Al → Al2O3 + 2Fe
37 Babrauskas (2003) p. 152 38 Above 500 ºC (932 ºF). Babrauskas (2003) p. 481
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43 A common mechanism for thermite reactions is a large aluminum particle striking rusty steel or iron, or a piece of rusty metal striking a coating of aluminum powder on a hard surface. After the explosion at Hayes, the interior of the dust ducts were found to have a light coating of aluminum. Although aluminum dust deposits were not noted in the dust collector and drop box remains after the explosion, this does not rule out the possibility such deposits were present before the explosion and then eliminated by the blast or the subsequent fire. Employees stated that metal pieces, such as screws, small tools, and other items, were sometimes found in the dry chip feed and drop box. Therefore, CSB deduced that a thermite reaction initiated by a rusty piece of metal striking a surface in the drop box or dust collector was a possible ignition source. 3.3.9.2 Impact Spark When steel objects strike steel or an abrasive surface with enough momentum, the impact can generate a spark. A common example is the spark observed when a steel hammer strikes a steel nail. For this reason, refineries and other workplaces that may have flammable atmospheres often use tools of bronze or other non-sparking metals. As stated above, employees sometimes found steel objects in the chip feed system and small items such as screws in the drop box. The dry chip stream had no magnetic separator to remove such objects. Investigators theorized that a steel object could strike the drop box with enough momentum to cause an impact spark. If the spark landed on combustible material, that material might ignite and become a smoldering nest. The drop box was designed with a manual slide valve to allow dumping of accumulated material. Employees stated that the drop box was not regularly cleaned. Therefore, a pile of dust, chips, and other material likely accumulated in the drop box. If these materials were ignited, an ember could eventually be carried into the dust collector and ignite an explosive mixture. CSB investigators did not rule out an impact spark as a possible ignition source.
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44 3.3.9.3 Burning Ember Routine operation of the aluminum melt furnace requires periodic fluxing and drossing to remove impurities from the molten aluminum. Employees recalled that these activities sometimes lofted significant amounts of burning embers.39 At least two openings (one at the bottom of the spark box and another on an unused cyclone separator above and close to the sidewell) existed where such embers could be pulled into the dust stream (Figure 31).
Figure 31. Unused spark box and cyclone, with openings (see arrows) where sparks could be pulled into the dust stream by the airflow. However, Hayes added a direct duct from the dry chip hopper to the drop box (see Figure 12) in an effort to vent what employees described as “positive pressure” within the dry chip hopper. In correspondence with CSB, Hayes opined that embers might migrate from the kiln dryer to the dry chip hopper. CSB believes that such an ember could have been pulled by the draft fan into the drop box.
39 No witnesses stated that fluxing or drossing activities occurred on the day of the explosion.
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45 Finally, hydrocarbon deposits from cutting oil residue or other combustibles reportedly accumulated inside the fume hood. These deposits could break off, fall onto the molten aluminum in the sidewell, ignite, and release embers. CSB investigators believe that an ember pulled into the dust collector system was a possible ignition source.
- 3.9.4
Electrostatic Discharge The phenomenon of electrostatic charge accumulation on powders and dust particles is well documented in literature. Whenever these particles rub together or against other surfaces, static charge accumulates similar to when a person walks across a carpet in winter. The amount of charge generated depends on many things, including the relative humidity within the equipment, particle size, chemical composition, and the type of surfaces. 40 Aluminum dust particles will generate static charge during transfer, as demonstrated in CSB testing (see Appendix A). However, to ignite a dust cloud a discharge must occur within an ignitable dust mixture. CSB consulted with experts in the field of electrostatics and aluminum dust collectors. Experts generally agree that sufficient charge could be generated to ignite an aluminum dust cloud. However, the conductive nature of aluminum particles makes it likely the charge would dissipate before ignition could occur. The filter medium used in the dust collector at Hayes was a pleated cellulose cartridge on a steel cage frame, with steel end pieces (Figure 32). Each cartridge was mounted in the dust collector housing on a threaded rod through its center. The pleated filter media was non-conductive material similar to paper. A thick foam gasket separated each cartridge from its steel support plate. Further, a washer used to help hold the cartridge in place had a non-conductive coating on one side. The features of the cartridges and
40 Ebadat (2003)
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46 installation provided an opportunity for static charge accumulation. The conductive aluminum particles in and on the filter would tend to dissipate that charge to the ground via the central rod. The dust collector pulse jets lofted aluminum dust into the air stream every 90 seconds, resulting in dust concentration within the explosive range. If a static discharge were to occur, the most likely location would be the across the hold-down washer, since this is the smallest insulated gap in the cartridge assembly. It is unlikely that such a static discharge with sufficient energy would occur within that dust cloud created by the pulse jets. CSB concluded that electrostatic discharge is unlikely to be a credible cause for igniting the explosion in the dust collector.
Figure 32. Dust Collector Filter Cartridge 3.3.9.5 Electrical Fault A faulty electrical circuit, damaged wire, or other electrical component can cause sparking or arcing, which in the presence of an explosive mixture, can ignite an explosion. However, no electrical
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47 components were in the drop box, ducting, or dust collector where an explosive dust cloud might be present41. Therefore, investigators did not believe that electrical fault was a likely ignition source. 3.3.9.6 Hot Surface As noted in section1.6.3, the melting point of aluminum is 1,220° F, which is above the temperature at which aluminum powders self-ignite (about 800 °F).42 Any small particles of aluminum (dust, flakes, chips) that landed on the surface of the molten aluminum in furnace 5 sidewell would immediately ignite. For this reason, the chips were fed into a vortex to ensure they were incorporated into the melt instead of incinerating. If dust accumulated on a ledge in the vortex box or other surface were disturbed and fell onto the molten aluminum, that material would immediately ignite. Ignited materials could enter the cyclone and be pulled into the dust duct. CSB believes (based on analysis of the system design and employee statements) that the bright white flashes employees typically saw during chip feed startup were the result of dust that accumulated in the feed pipes during system outages, and ignited as it exited the feed pipe. However, an eyewitness reported that he saw chips falling out of the spark box just before the explosion; it is likely that the chip feed pipe was completely filled with chips. This chip-filled pipe would likely prevent a flame from progressing up through the cyclone into the dust collector system, similar to how an industrial packed-column flame arrestor works.43 CSB investigators believe it unlikely a small fire from the vortex box would travel through the chip feed into the dust duct before being extinguished. Therefore, CSB does not consider the hot surface of the molten aluminum to be a likely cause for igniting the explosion in the dust collector.
41 The pulse jet solenoids and timer were electrically operated, however these were located outside the dust collector housing. The only component of this system that penetrated the dust collector housing was small pneumatic tubing. 42 Eckhoff (2003) 43 A flame arrestor is a piece of equipment designed to slow a flame front traveling through a pipe, cooling the gases below ignition temperature, and extinguishing the flame. Source: Grossel (2002)
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48 3.4 Alternate Scenarios CSB investigators developed a detailed fault tree to examine potential causes of the incident. For a potential scenario to be considered likely, it had to have two outcomes: injuries near furnace 5 and injury to the contractor in the trailer outside the building. The complete fault tree, along with a brief explanation, is included in Appendix B. Hayes presented an alternate scenario in which the chip feed may have spontaneously self-cleared, causing a sudden onrush of chips into the vortex box and dislodging accumulated dust on surfaces inside the vortex box. In this scenario, a small deflagration of the dislodged dust may have propagated to and ignited the explosion within the dust collector. 3.5 Pre-existing Conditions 3.5.1 Chip Feed Duct System Erosion Aluminum chips are thin, curly, ragged pieces with many exposed sharp edges. The pneumatic transfer of the abrasive chips eroded the circular duct and deteriorated the transfer piping and equipment. Holes wore through the ducts and chip hopper components. Maintenance personnel frequently replaced sections of ducts and installed temporary patches when replacement parts were not immediately available. CSB found numerous locations in the system where temporary patches were installed or locations where holes wore through the pipes. Dust and chips blew though un-repaired leaks. 3.5.2 Housekeeping Whenever a hole developed, chips and dust were expelled, and deposited on nearby surfaces. Hayes hired a contractor to clean the top of the furnace and inside the ductwork. However, following the October 29 incident, investigators observed significant accumulations of chips and dust on most horizontal surfaces (including floors, the tops of the chip hoppers, piping supports, and cable trays); in some areas, the material was up to several inches deep (Figure 33). Employees stated that this was typical of conditions
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49 before the incident. Managers and employees CSB interviewed indicated that they were not aware such accumulations presented an explosion hazard.
Figure 33. Typical chip and dust accumulation on floors. The 4-inch blade of a trowel is buried in the pile. Investigators observed that a layer of dust topped off piles of spilled chips they found throughout the furnace 5 area. Surfaces above the furnace (e.g., ducts, beams, ledges) were covered with even finer dust, which had been carried aloft in air currents. In many areas, dust layers were at least 2 inches thick. (Figure 34). In a dust release of mixed particle sizes, the smaller particles stay aloft longer on air currents and are carried higher. CSB found that dusts on the higher ledges appeared as fine as talcum powder (commercial talc particles are typically in the range of 10 to 20 microns [4-8 ten thousandths of an inch] in diameter.)
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Figure 34. Dust accumulation on roof trusses. 3.6 Dust Collection System 3.6.1 Dust Load Premelt Systems manufactured and installed the chip-processing system at Hayes in 1995.44 The system operated without a dust collector for 3 years; the top outlets of the feed cyclones were open to the room. Employees stated that after the chip system was in operation for some time, they saw dust in the air, which migrated into working areas. Employees recalled seeing suspended dust in the air at all times. Premelt representatives stated that the chip systems they designed typically do not generate significant dust. However, the small amount of dust the system did generate would require routine removal to prevent hazardous accumulations. CSB was not able to directly observe an operating Premelt chips processing system. However, CSB conducted telephone interviews with the operator of a similar system at a facility in Ohio. He stated that the chip system at his facility had cyclones open to the work area, had
44 Premelt supplied the wet chip transfer to the dryer, kiln dryer, hoppers, and chip feed system. The wet chip collection, dewatering, and crushing equipment was supplied by others.
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51 no dust collector, and that there was not appreciable visible dust coming from the system. He further stated that minor accumulations of dust in the work area were periodically cleaned. Through samples of the dry chips and interviews of Premelt and Hayes personnel, CSB finds that the process of transporting and drying aluminum chips results in the production of some amount of fine aluminum particles. CSB feels that the potential for dust generation and the hazards of aluminum dust explosions should be communicated to all owners and operators of Premelt chip processing systems. According to witnesses and documents reviewed by CSB, after the chip system was put in service, Premelt suggested to Hayes that a vibratory screen separator at the dryer outlet and a dust collector to collect the dust from the cyclones would be beneficial to the operation at Huntington. Premelt provided price quotations for this equipment in 1996 and again early in 1998. 3.6.2 Dust Collector Project In 1998, corporate acquisition of another facility made a dust collector and drop box available to Hayes. Hayes installed the equipment on the chip-processing system to reduce dust in the foundry area. According to documents obtained by CSB, Premelt provided an opinion about the capacity of the dust collector and a Premelt technician connected the dust collector controls to the existing chip system control panel. However, Premelt personnel stated that they were not asked to evaluate the overall dust collector system design, including the points of connection to the chip feed system. Documents supplied by Hayes suggest that the involvement of Premelt during the dust collector installation was limited to interfacing the controls. Hayes arranged to have both a representative for Donaldson Torit (the manufacturer of the dust collector) and a local engineering firm45 assist in designing the dust collection system. The Hayes purchase specifications included a requirement that the system be designed according to NFPA standards.
45 The engineering firm is no longer in existence. CSB attempted, unsuccessfully, to locate the engineer or anyone associated with this firm to obtain records of the project.
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52 However, Hayes did not maintain documentation of the work the local engineering firm performed. Thus, CSB could not determine whether the dust was sampled and tested, or whether calculations were performed to determine how adequate the ducts, fans, and vents were for the conditions of the actual process. Hayes was unable to produce documentation, and employees could not recall whether they verified that NFPA standards were met when the dust collector was installed. There also was no evidence that the chip transfer system flow balance was adjusted after the dust collector was installed (see section1.6.3). 3.6.3 Operating Experience The facility preventive maintenance program included a weekly dust collector inspection, where employees recorded readings on a differential pressure gauge (which indicated pressure drops across the dust collector and whether the cartridges were dirty). Records indicate that the pressure drop was recorded each shift as part of the facility’s air permit requirements. However, there is no indication that the gauge was calibrated or verified as functioning properly; therefore, this reading may not have accurately indicated the status of filters. Employees stated that, at the time of cleanings, cartridges were completely filled with dust to the point that pleats in the filters were not visible, and the filters were almost too heavy for one person to lift. Employees could not recall the last time cleaning occurred; the most recent documented cleaning was 4 months before the explosion. Maintenance records include dates when the vacuum gauge was read, but no record of action. If the gauge was plugged—indicating a false reading—the filters likely would have been clogged, as well. Clogged filters result in high pressure drops across the dust collector and low air velocity. According to the designer of the Premelt equipment, low air velocity to the dust collector would result in dust being deposited in the ducts and flow imbalance at the chip feed pipe. If the airflow to the dust collector were not equal to or greater than the chip transfer airflow, dust and air would flow to the vortex
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53 box. Dust flowing into the vortex box would accumulate and/or be ignited on the surface of the molten aluminum. The condition of the dust collector draft fan (Figure 35) was another indication that dust collector maintenance was inadequate. CSB found that the fan housing was eroded, which is typically caused by dust leaking through or past the filters.
Figure 35. Interior of dust collector draft fan housing, showing significant erosion damage (arrow) 3.7 Explosion Protection 3.7.1 Explosion Venting The dust collector and drop box were equipped with explosion relief vent panels designed to open should deflagration cause overpressure. This venting is intended to relieve pressure in a safe direction, and to
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54 prevent deflagration pressure from exceeding the design pressure46 of the dust collector and attached equipment.47 , The vent panels and three maintenance doors on the dust collector were blown open during the deflagration, as shown in Figure 21. The top section of the housing was dislodged and the cleanout section was distorted; this damage shows that the venting was not sufficient to prevent structural damage to the dust collector caused by the overpressure generated in this incident.48 The total destruction of the drop box clearly shows that the vent panel on the drop box (Figure 22) was inadequate for venting the overpressure generated. 3.7.2 Explosion Isolation Explosion isolation typically consists of a pressure sensor connected to a fast-acting valve, designed to close rapidly in the event pressure rises in the dust collector. This was to prevent the explosion from propagating back into the building. However, because aluminum powder explosions are particularly energetic, designing an effective explosion isolation system for aluminum powder is problematic.49 NFPA 484 (see section 5.1.3) indicates that explosion isolation is not mandatory for aluminum dust applications; however, design guidance is provided for explosion protection in NFPA 68 if an isolation system is used. A slide valve was installed in the 20-inch line outside the building, upstream of the drop box (Figure 8). The purchase specification for the dust collector installation required an isolation valve with a high temperature activator; however, employees were not aware that this valve was intended to fulfill that requirement. Employees stated they believed this valve was intended to close when the dust collector pulse jets activated (about every 90 seconds). Because of operational problems, the valve actuator was
46 Design pressure is the internal pressure that a container is designed to withstand, and is typically significantly lower than the pressure that will cause damage to the container. 47 NFPA 68. 2002. NFPA 68 was first issued in the 1950s and has been in its current format since 1998. 48 No samples remained of the dust actually deposited in the dust collector. Coupled with the lack of data on the actual operating conditions for the dust collector, CSB was unable to calculate the theoretical explosion vent area for the dust collector. 49 Snoeys, 2004
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55 eventually disconnected. Maintenance personnel stated they manually closed the valve whenever they changed filters in the dust collector. CSB concluded that this valve, as observed, did not provide explosion isolation. Sources50 have reported that a combination of explosion isolation and suppression (using an inert material to cool and extinguish dust explosions within a vessel or duct) may be effective for protecting against aluminum dust explosions. NFPA 69 (2002b) contains design considerations for suppressing deflagrations, however it does not address the feasibility of such suppression for aluminum dust. Other sources (members of the NFPA-484 committee) have stated that these systems may not be entirely effective due to the high flame speed of aluminum dust. CSB believes further research in this area is warranted in order to improve aluminum dust collector safety.
50 Going and Snoeys, 2002 and Zalosh, et al. , 2005.
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56 4.0 Previous Incidents 4.1 Incident Investigation Program Smaller incidents and “near misses” often foreshadow serious accidents. If companies learn from and respond to smaller events, they can prevent more serious incidents. Events occurred throughout the history of the Huntington dry chip system that might have alerted Hayes to the potential for a dust explosion. However, Hayes management was not made aware of, and did not investigate those events. An effective incident investigation program includes written procedures to ensure that fires, accidents, and “near misses” are reported, documented, evaluated, and addressed, and lessons learned are shared with affected employees.51 Such a program also includes training for all employees on what constitutes a near miss, and the importance of reporting and investigating these events. CSB believes that an incident investigation program could have led Hayes management to consult guidance for preventing dust explosions available in standards and literature. The following describe some of the events witnesses recounted to CSB investigators. 4.1.1 Duct Fires The duct fire that occurred several hours before the explosion was, by employee accounts, a frequent event treated with varying degrees of concern. In some cases, employees simply shut down the dry chip feed and fume exhaust systems, and waited for a smoldering fire to go out. According to employees and fire department records, the fire department was called on a few of these occasions. Firefighters would stand by and observe the smoldering material until it burned out. Typically, employees would open and clean the duct after determining the fire was out.
51 CCPS, Guidelines for Investigating Chemical Process Incidents, AIChE, 1992.
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57 These fires illustrate that aluminum dust or other materials in the system were combustible, yet the incidents were not reported to management, or investigated for root causes. Contrary to written statements from Hayes that, employees were trained on an accepted approach to duct fires, each employee CSB interviewed recounted a different approach to handling these fires. Hayes had no record of any of these fire events, including those involving fire department responses. 4.1.2 Dust Flashes The bright flashes employees saw when the chip feed was started (see footnote31, Section 3.3) were also warnings of aluminum dust’s combustible nature, yet employees treated the flashes as “normal”. Through interviews, CSB learned that some members of management were aware of the flashes, but these events were not documented, investigated, or addressed. 4.1.3 Smoldering Fire Perhaps the most serious near-miss incident involved the furnace 5 fume hood. Two employees recalled that on one occasion they discovered a large portion of the fume hood glowing red. They traced the cause to accumulated dust and chips smoldering on top of the hood. They attempted to rake the smoldering debris off the hood. As they disturbed the debris, the two employees dispersed dust into the air, initiating a deflagration. Although both employees related that the incident “shook them up”, neither was hurt. Employees also reported small fires occurring in the roof rafters over the years. The Huntington fire department had records of responding to some of these fires. The fact that Hayes management had no record of—and in some cases was not aware of—these incidents and that they did not investigate them indicates lack of an effective incident recognition and investigation management system.
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58 5.0 Regulatory Analysis 5.1 Fire Codes and Standards Published fire standards protect the public and property by conveying basic facility safety requirements. Two standards are commonly used in the United States: • Uniform Fire Code52, published by NFPA. • International Fire Code (IFC), published by the International Code Council (ICC). Both standards address the hazards of combustible dusts. States, localities, and cities typically set minimum fire safety standards by adopting a code or by incorporating one by reference into regulations or administrative requirements. 5.1.1 Combustible Dusts Both the Uniform Fire Code and IFC have a distinct approach to addressing dust hazards: • The Uniform Fire Code (UFC) is based on NFPA standards. The standards are in directive language and are highly prescriptive. Several different NFPA standards set out extensive and specific minimum technical measures for managing the hazards of agricultural dusts, powdered metals, coal dust, sawdust, chemical dust, and plastic dust. • Unlike the extensive hazard coverage in various NFPA standards, IFC contains only a single page on combustible dust. IFC Chapter 13, “Combustible Dust-Producing Operations”, contains limited housekeeping and ignition source precautions.
52 The Uniform Fire Code, also known as NFPA 1 (2003) is a compilation of NFPA fire safety and life safety standards, adopted in its current form in 2003. The Uniform Fire Code is a registered trademark of the Western Fire Chiefs Association.
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59 Chapter 13 references various NFPA standards for combustible dust hazards. Instead of mandating compliance with these standards, however, IFC “authorizes” the “code official” (the government authority having jurisdiction) to enforce “applicable provisions” of NFPA standards on a case-by-case basis. IFC promotes enforcement by requiring that a government authority issue an operating permit to facilities that use or generate combustible dust. 5.1.2 Indiana Fire Code History From 1985 to 2003, the state of Indiana operated under the Indiana Fire Prevention Code, which consisted of various NFPA standards, adopted by reference. The Indiana code contained very limited guidance on combustible dust hazards. In 2003, Indiana adopted the IFC and mandated enforcement of the NFPA standards that are referenced in IFC Chapter 13. The state excluded IFC paragraph 1301.2 (which requires permits for combustible dust-producing operations) when the IFC was adopted. In fact, Indiana does not require fire permits in any chapter of the fire code, except those applying to amusement parks and entertainment centers. 5.1.3 NFPA Metal Dust Codes NFPA 484, Standard for Combustible Metals, Metal Powders, and Metal Dusts (2002c), adopted in 2002, combines several earlier standards on metal dusts, including NFPA 651, and is the current NFPA standard for aluminum powders and dusts. The following activities are among the specific measures recommended in both NFPA 651 and NFPA 484 that were not in place at Hayes: • Daily cleaning of the dry dust collector. • Weekly inspections of bonding and grounding for dust collection equipment. • Elimination of unused capped outlets, pockets, or other dead-end spaces that might allow dust accumulations. • Separation of the dust collector from occupied buildings.
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60 NFPA 654, Standard for the Prevention of Fire and Dust Explosions From the Manufacturing, Processing, and Handling of Combustible Particulate Solids (2000), addresses combustible dusts in general industry. This standard—which applies to plastics, rubbers, and other nonmetallic combustible dusts—includes guidelines for housekeeping and management of change (MOC). NFPA 654 (which does not apply to Hayes) contains the following guidance for managing change in processes that handle combustible dust: The management of change procedures shall ensure that the following issues are addressed prior to any change:
- The technical basis for the proposed change.
- The safety and health implications.
- Whether the change is permanent or temporary.
- Modifications to operating and maintenance procedures.
- Employee training requirements.
- Authorization requirements for the proposed change.
NFPA has recently revised NFPA 484 to include change management and to make the standard easier to navigate. Previously, CSB had found that the way information in NFPA 484 was organized led to confusion on the various recommendations pertaining to aluminum dust versus aluminum powder.53
- 1.4
NFPA Standards Applicability for Hayes-Lemmerz When installing the dust collector system at the Huntington facility, Hayes specified in their purchase order that the system comply with NFPA standards. At that time, the relevant standard was NFPA 651, Standard for the Machining and Finishing of Aluminum and the Production and Handling of Aluminum Powder. This standard provided recommendations for preventing fires and explosions involving
53 Aluminum powder is a manufactured product. Aluminum dust is an undesirable waste material that may be generated by activities in a manufacturing process.
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61 aluminum powder and dusts. It also referenced other NFPA standards that address explosion venting, isolation, and electrical classification. Hayes indicated in their purchase specification for the dust collector project that the “collector must have the necessary explosion doors/vents installed necessary to meet all safety regulations per NFPA, OSHA and the equipment manufacturer.” The document also stated that the system was to be designed with “involvement of Hayes Wheels Engineering”. However, the project engineer stated in interviews that he had not researched the applicable standards. Further, there is no evidence that Hayes required the system designer to certify that the dust collector met the standards. 5.1.5 Recognized and Generally Accepted Good Engineering Practice The OSHA Process Safety Management standard (29 CFR 1910.119) and, the EPA Risk Management Program regulation (40 CFR 68)54 require that facility owners ensure their equipment conforms to Recognized and Generally Accepted Good Engineering Practice (RAGAGEP). NFPA standards are a commonly used RAGAGEP source. Such source documents represent the practices to which a facility owner is often held accountable, through regulatory citation or civil liability, when an accident occurs.55 5.1.6 Code Enforcement Inspections conducted by local fire authorities typically enforce the fire regulations. The Huntington fire inspector reported to CSB that he only recently began to inspect industrial facilities but expected to inspect all industrial facilities in the city about every three years. The focus of these inspections is on fire extinguishers, fire exits, sprinkler systems, and other “life safety” issues. The local fire inspector had not inspected the Hayes Huntington facility prior to this incident. The Indiana Office of the Fire Marshal has fire inspectors with the authority to inspect any facility except for single- and two-family dwellings. Priorities include schools, hotels, nursing homes, hospitals and
54 The Hayes facility at Huntington was not covered by either of these cited standards, however, CSB believes these standards to be indicators of the importance of RAGAGEP issues in accident prevention. 55 Vernon, 2002.
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62 other structures used by the public, but not industrial facilities. By request, the state inspectors assist local authorities with local inspections. Both state and local officials reported to CSB that inspectors have very little knowledge of combustible dust hazards, and such hazards are not the focus of industrial inspections. While local officials have received periodic training on the IFC, there was no training on the subject of combustible dust. 5.2 Workplace Safety Regulations & Enforcement Indiana regulates workplace safety through a state plan approved by the federal OSHA. IOSHA enforces federal occupational safety and health standards in Indiana. IOSHA has not promulgated any separate state regulations. IOSHA Industrial Safety Division conducts inspections and issues enforcement citations for general industry. 5.2.1 Federal OSHA Standards Addressing Combustible Dust Hazards The following OSHA standards address the hazards of combustible dusts: • 29 CFR 1910.263, Bakery Equipment. • 29 CFR 1910.265, Sawmills. • 29 CFR 1910.272, Grain Handling. 29 CFR 1910.272(j)(3) requires that grain-handling facilities implement a written housekeeping program that sets the frequency and methods for controlling dust on exposed surfaces. These facilities must remove dust in priority areas whenever it exceeds 1/8th inch. In addition, 29 CFR 1910.307, Hazardous (Classified) Locations, defines the requirements for electrical equipment where combustible dusts are present. Certain other OSHA standards address potential ignition sources for combustible dusts. Federal OSHA has adopted certain NFPA standards (which IOSHA
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63 enforces), but has not adopted NFPA 651 or 484—which address the hazards of aluminum dusts such as what was found at Hayes. There is no federal safety regulation specifically addressing the prevention of combustible dust explosions in general industry. The broader CSB study on combustible dust hazards addresses this and other similar issues. 5.2.2 IOSHA Action Pertaining to the Incident Following the October 29, 2003 incident, IOSHA issued citations to Hayes, one of which cited what is commonly referred to as the “general duty clause”. This clause, defined in Section 5 of the Occupational Safety and Health Act of 1970 (29 USC 654), requires employers to furnish a place of employment free of recognized hazards. It is independent of other specific OSHA safety and health standards. IOSHA also cited Hayes for inadequate housekeeping and for violation of the Hazard Communication Standard, because Hayes did not train its employees about the hazards of combustible dust. As part of a settlement agreement with IOSHA following this incident, Hayes agreed to suspend operation of pneumatic conveyance systems for dry aluminum chips. HLI also agreed to suspend similar operations at other subsidiaries. The Huntington plant has agreed to employ different methods of chip reclamation to reduce the possibility of aluminum dust explosions. Hayes also agreed to obtain and use relevant combustible dust standards. Finally, Hayes agreed to engage a dust explosion expert to provide training on explosive dusts and firefighting protocols for such hazards to members of the Huntington Fire Department and employees of IOSHA. 5.2.3 Personal Protective Equipment OSHA standard 29 CFR 1910.132, General Requirements (“Personal Protective Equipment”), requires employers to evaluate and assess hazards to which its employees may be exposed (including health and physical hazards such as fire and explosion). The standard also requires employers to provide or require appropriate personal protective equipment (PPE).
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64 CSB reviewed the record of the PPE hazard assessment conducted at Huntington. This document only indicates that melt operators exposed to hot surfaces should use flame-retardant jackets (“greens”). The maintenance personnel wore their “greens” during cleanout of the fume duct earlier in the day, however none of the injured employees were wearing flame-retardant work clothing at the time of the incident. The Aluminum Association, Inc. (see section 5.3), advocates such apparel for workers in foundry and casting operations. Likewise, federal OSHA has interpreted the standard56 to include requiring workers who potentially may be exposed to flash fires to wear flame-retardant clothing. Laboratory tests have demonstrated that burn injuries are more severe when clothing ignites and that use of flame-retardant clothing can reduce the severity and extent of burns.57 Historically, the conflicting demands of protecting against flash fire and molten aluminum splashing complicated fabric selection for aluminum foundry workers. However new fibers such as Vinex are reported in literature to protect against flash fire and repel molten aluminum and may provide improved protection for aluminum foundry workers.58 Following the October 29, 2003 incident, IOSHA cited Hayes for failing to provide flame-retardant work clothing to maintenance personnel under 29 CFR 1910.132. 5.2.4 Inspection History at Hayes Huntington Federal OSHA maintains records of IOSHA inspections, that are available through the agency’s website.59 A facility search of this database revealed records of four IOSHA inspections of the Hayes Huntington facility. In at least one case, IOSHA issued citations for serious safety violations; however, these citations did not involve hazardous dust or other issues pertinent to the October 29 incident. There
56 OSHA Standard Interpretation 03/27/1998, fire-retardant PPE requirements and PPE hazard assessment. 57 Dale, et al., Instrumented Mannequin Evaluation of Thermal Protective Clothing, Performance of Protective Clothing, Fourth Ed., 1992. 58 CSB does not promote or recommend a specific fiber or apparel. Vinex is a registered trademark of Westex, Inc., Chicago, Illinois. 59 http://www.osha.gov/pls/imis/establishment.html
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65 were no citations regarding combustible dusts or housekeeping, nor were there any citations pertaining to the scrap-processing system. 5.3 Industry Guidelines Hayes is a member of the North American Die Casting Association (NADCA). NADCA provides safety literature for members, but has not published guidelines for handling aluminum dust or chips. However, The Aluminum Association, Inc.60 publishes guidelines on safe handling of aluminum scrap and dusts. These include: • Guidelines for Handling Aluminum Fines Generated During Various Aluminum Fabricating Operations, Publication F1 (2000). • Recommendations for Storage and Handling of Aluminum Powders and Paste, Publication TR-2 (1990).
60 Hayes is not a member of the Aluminum Association, however the Association lists similar casting companies among its membership.
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66 These publications are available to the public for a nominal fee, and include guidance on design and operation of systems that involve aluminum dust and powders. Specific recommendations address: • Adherence to referenced NFPA standards for aluminum dust. • Constructing ductwork and dust collectors using non-sparking metal. • Daily removal of dust from dust collectors. • Control over ignition sources, including smoking and welding.61 • Bonding and grounding of equipment and containers. • Housekeeping to minimize dust accumulation • Use of flame-retardant work clothing. 5.3.1 Risk Insurance Provider Inspections Hayes management stated that various providers of risk insurance inspected the Huntington facility annually. These inspections typically addressed fire equipment; however, Hayes personnel stated that insurance carriers never identified aluminum dust hazards as an issue of concern. CSB reviewed the carriers’ Property Conservation Reports dating from September 1997 through April 2003. These reports identified a fire and explosion of a propane storage tank as the worst-case loss scenario. None of the insurance carrier reports contained any reference to the dust collection system or housekeeping practices in the chip-processing area. One carrier recognized the chip-processing system in its May 2000 summary of the facility occupancy and use. However, the report said: “… 95 to 98 percent of the chips are not powder-sized, which relieves suspicion about the potential for an explosive powder.”
61 Prior IOSHA citations addressed hot work permitting. CSB observed employees on several occasions walking through many areas of the facility carrying lit cigarettes.
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67 Considering that Premelt designed the system for a dry chip flow of 3,500 pounds per hour, 2 percent powder-sized material would equate to about 70 pounds of dust per hour in the dry chip flow. Using the CSB estimate of the actual dust flow (25 pounds per hour), the dust collector system could be handling more than 600 pounds of dust per day. CSB further estimated that enough aluminum (about a third of a pound) to be explosive if lofted, could collect in the dust collector in less than a minute. The preceding calculation demonstrates that the quantity of dust being handled was sufficient to make explosions in the dust collector a very credible concern, therefore the insurance carrier’s assertion about the potential for an explosive powder was erroneous. CSB investigators compared findings from this incident investigation with other concurrent CSB dust explosion investigations (the West Pharmaceutical Services polyethylene powder explosion in January 2003 and the CTA Acoustics phenolic resin dust explosion in February 2003). Insurance carrier audits also failed to raise the issue of combustible dust explosion hazards in those cases. These circumstantial findings suggest the need to instill greater awareness of these hazards in the risk insurance community. While it is not the responsibility of insurance carriers to ensure prevention programs are carried out at clients’ facilities, those companies typically inspect the facilities on an annual basis. An inspector who is knowledgeable about combustible dust hazards could recognize and inform facility management of potential risks. 5.3.2 CSB Combustible Dust Hazard Study During the course of this and other investigations, CSB identified gaps, on a national level, in the current understanding of dust explosion risks and shortcomings in approaches for prevention of explosions. CSB commissioned a comprehensive study to define the nature and scope of dust explosion risks in industry and identify initiatives to prevent dust fires and explosions. Such initiatives may include regulatory action, better voluntary consensus standards, or other measures that industry, labor, government, and other parties could take.
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68 6.0 Management Systems 6.1 Overview of Management Systems Management systems include policies, procedures, work instructions, records, and other activities critical to accomplishing management objectives. Such systems are a key component of good management practices and chemical process safety.62 Hayes management was familiar with management system concepts and design. As an original equipment supplier for major automotive manufacturers, Hayes obtained certification that it met the requirements of QS-9001, the product quality standard for the automotive industry. CSB understands the purpose and scope of QS-9001 and acknowledges that it has no direct bearing on this incident. By mentioning it in this report, CSB intends to demonstrate that Hayes management and staff, throughout the organization, have a clear understanding of management systems. However, management personnel stated that these requirements were applied only to systems that directly affected the quality of final products. Support systems such as scrap processing were not subject to the quality standards. Therefore, the management systems and written procedures in place to ensure quality wheels were not applied to chip processing system. 6.2 Management of Change MOC is one key element of effective management systems. The intent of MOC is to assess and control the effects of process changes on safety and product quality and other critical aspects of facility performance. Hayes had an MOC procedure as part of its QS-9001 quality assurance program, but did not apply it to changes in the chip-processing system or other systems that did not directly affect product quality. The chip handling and dust collector projects should have been subject to an MOC review that includes looking at engineering calculations and documents to determine if they met applicable safety,
62 CCPS, Technical Management of Chemical Process Safety, 1989
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69 fire, and engineering codes and standards. Hayes specified that the installer meet NFPA requirements, but did not take an active review role in ensuring the requirements of the codes and standards were met. The existence of MOC guidance in NFPA 654 and inclusion as a key element in widely used industry quality standards (such as QS-9001) indicates that industry recognizes the value of managing change. 6.3 Hazard Evaluation Premelt Systems, Inc., which specializes in scrap melting systems designed and supplied the wet and dry chip-processing systems. According to the designer, the systems are based on a design used for over 40 years with few modifications. Hayes modified the chip-melting system by adding the dust collector to the system, and produced no documents indicating that they performed any formal, comprehensive hazard evaluation. A hazard review of the scrap system might have revealed significant hazards, especially if the review was repeated after the system was operating. In such a review, experienced employees with hands-on knowledge can discuss the difficulties inherent in operating and maintaining a system—which provides an opportunity to recount past incidents, such as those at the Huntington facility mentioned earlier in this report. NFPA 484, Annex A63, which is available today, provides guidance on performing hazard evaluation of processes that produce aluminum dust (NFPA, 2002c).
- 4
Engineering Project Controls Hayes management stated they had a formal engineering control and approval process with various levels of review. It was applied only to “major capital projects” and incorporated only an informal review of safety issues. Expense projects, maintenance modifications, projects that did not require capital funding,
63 NFPA states that the Annex is explanatory material for informational purposes.
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70 and projects that did not affect the quality of the finished product—including the chip-melting and dust collector installation projects—were not subject to an extensive internal engineering review. Hayes relied on the chip system supplier, an outside engineering firm, and the dust collector manufacturer’s representative to provide the necessary engineering expertise for designing and installing the chip-processing and dust collector systems. Premelt has provided chip-processing systems for decades and remains a leading company in this field. Hayes assigned engineers to coordinate the installations; however, these individuals (by their own admission) did not have the depth of knowledge necessary to fully understand chip-processing and dust collection systems. Since Hayes did not retain any engineering documentation for the dust collector project, it is unclear if any engineer with dust collection expertise performed a review. Such an engineer would likely have known the hazards of combustible dust collection and been familiar with the applicable NFPA standards.
- 5
Procedures and Training Hayes had written procedures for operating the chip-processing and dust collector systems. Hayes did not conduct formal training for employees on operating these systems. When the systems were first put in service, certain individuals were made familiar with the systems. Knowledge of how the systems were intended to function deteriorated as the information was passed informally through various personnel changeovers. Methods of responding to non-routine situations varied from person to person. Employees did not refer to the written procedures, and some were unaware that the procedures existed. No one recorded critical systems operating parameters (pressures, flow rates, temperatures, etc.) and there were no written emergency operating procedures. The lack of formal training for the chip and dust collection systems’ operators and maintenance personnel led to acceptance of abnormal conditions—the “normalization of deviations,”64 such as flashes during
64 Vaughn, 1996
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71 chip feed startup and fires in the fume exhaust ducts. When the systems were installed, personal involvement by the project engineer ensured proper operation, such as maintaining a balance between the dust collector air flow and the chip transfer air flow (see section 1.6.3). Over the years, the knowledge of process controls was lost as this engineer left the company, and employees changed assignments. Likewise, employees no longer understood the importance of dust collector cleaning and maintenance of good airflow through the system. 6.6 Corporate Best Practices Hayes had an established program of hosting “best practice” meetings within various divisions of its North American facilities. These meetings addressed a variety of production, quality, and maintenance issues, and provided opportunities for sharing lessons learned. Although Hayes had chip-melting systems in use at three facilities, none had held best practice meetings to discuss these systems. Through the implementation of quality programs such as QS-9001, industry has learned that — to be effective—management systems (even informal ones) require a degree of structure. This systematic approach to management systems is one of the eight basic principles of the ISO 9001 program.65 The Hayes best practice meeting program was informal, not defined in a written procedure, and had no accountability process in place to ensure the uniform implementation of best practices. Further, there were no written records kept of the lessons shared at those meetings.
65 http://www.iso.org/iso/en/iso9000-14000/iso9000/qmp.html
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72 7.0 Key Findings CSB makes the following key findings in this investigation. 1. Aluminum dust sampled from various areas in the chip system was proven, through standard testing protocols, to be explosive. 2. Metal dusts, particularly aluminum, present a significant explosion hazard. 3. The explosion that occurred on October 29, 2003 was likely the result of a dust explosion in the dust collector system for the aluminum scrap processing area. 4. The damage patterns, employee statements, and analysis indicate that ignition of the lofted dust occurred in the dust collector. 5. A single explosion, likely originating in the dust collector, caused the deflagration that erupted around the furnace 5 sidewell and injured the three Hayes maintenance personnel (one fatally). 6. A secondary deflagration of dust accumulated on overhead surfaces caused the pressure wave and fireball that damaged the building roof. 7. The process of transporting and drying aluminum chips results in the production of fine particles of aluminum, which can be explosive. 8. Inadequate housekeeping in the foundry area and insufficient maintenance of the chip feed ducts lead to the dust accumulation that fueled the secondary deflagration. 9. Infrequent cleaning of the dust collector filters likely contributed to the size of the explosion outside and the extent of dust collector system and chip system damage.
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73 10. The dust collector was not separated from the foundry building and personnel (including the trailer used by the stack-testing contractor) by at least 50 feet, as recommended in NFPA 484. This lack of separation increased the risk of injury to personnel in the event the dust collector exploded. 11. Explosion protection in the dust collector and drop box was not adequate for existing conditions. 12. There was no explosion isolation device installed to prevent deflagrations from traveling through ducts back into the foundry building. 13. Additional research is needed in the area of explosion protection (venting, isolation and suppression) for aluminum dust collector applications. 14. The kiln dryer was a significant source of aluminum dust. 15. High velocity pneumatic transfer of dry chips resulted in frequent duct leaks caused by erosion. These leaks resulted in accumulations of chips and dust throughout the furnace 5 area. 16. Previous incidents involving fires and deflagrations in the scrap processing area were not reported by employees, or investigated by management. Corrective action to prevent recurrence of these incidents was not implemented. 17. Maintenance personnel in the foundry area were not wearing flame retardant work clothing at the time of the explosion. 18. Hayes did not ensure that NFPA requirements as set forth in its purchase specifications were applied in the design and installation of the dust collector system. 19. Formal written maintenance procedures and employee training were not in place to ensure proper maintenance of the scrap processing and dust collection systems.
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74 20. Fire inspectors in Indiana have not been trained on recognizing or preventing combustible dust hazards. 21. There is no existing OSHA regulation pertaining to metal dust explosion prevention. 22. Prior inspections by Indiana OSHA did not identify dust accumulations as hazardous.
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75 8.0 Root and Contributing Causes 8.1 Root Causes
- Hayes did not perform a review to address why the chip system was releasing excess dust. The
hazards of aluminum dust were neither identified nor addressed.
- Hayes did not use a management-of-change review to ensure the proper design of the dust
collector system.
- Hayes did not ensure that NFPA 651 guidance for dust collector location and explosion protection
were applied.
- Hayes had no formal, documented program to investigate and implement corrective action for
incidents involving fires in the foundry area, especially those fueled by aluminum dust. 8.2 Contributing Causes
- Hayes did not require maintenance personnel, who were potentially exposed to flash fires, to wear
flame-retardant work clothing when performing routine activities.
- Maintenance and housekeeping in the chip-processing area were inadequate, leading to
significant flammable dust accumulations that contributed to secondary deflagrations at furnace no. 5.
- Hayes did not implement a formal training program for personnel involved in operating and
maintaining the chip-processing system and dust collector system.
- Hayes did not ensure adequate cleaning and maintenance for the dust collector system.
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76 9.0 Recommendations Hayes Lemmerz International, Huntington, Indiana (Hayes)
- Develop and implement a means of handling and processing aluminum chips that minimizes the
risk of dust explosions. (2004-01-I-IN-R1) Refer to: • The Aluminum Association Pamphlet F-1, Guidelines for Handling Aluminum Fines Generated During Various Aluminum Fabricating Operations. • NFPA 484, Standard for Combustible Metals, Metal Powders, and Metal Dusts.
- Implement a program to provide regular training for all facility employees on the fire and
explosion hazards of aluminum dust. (2004-01-I-IN-R2)
- Develop and implement policies and procedures for conducting engineering, hazard, and
management of change (MOC) reviews of plant projects and modifications to support systems such as chip processing. In particular, ensure that a hazard analysis is conducted during the design phase, as well as during the engineering and construction phases, and when changes are made to the system. (2004-01-I-IN-R3)
- Implement a program to conduct management reviews of incidents and near-miss incidents,
including duct fires and dust flashes. Apply this program to all plant areas, including support areas such as chip processing. Address the root causes of the incidents and near-misses and implement and track corrective measures. (2004-01-I-IN-R4)
- Develop and implement written operating procedures for chip processing and train all affected
employees. Ensure that procedures address maintenance and housekeeping. (2004-01-I-IN-R5)
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77 Hayes-Lemmerz International (HLI)
- Conduct regular audits of all North American facilities that produce, process, or handle aluminum
chips or dust, in light of the findings of this report. Emphasize engineering, hazard, and MOC reviews and compliance with NFPA-484. (2004-01-I-IN-R6) Ensure that: • Audits are documented and contain findings and recommendations, • Audit findings are shared with the work force at the facility. • Audit recommendations are tracked and implemented.
- Communicate the findings and recommendations of this report to the work force at Hayes and
other HLI facilities with similar operations. (2004-01-I-IN-R7) Premelt Systems Communicate the findings and recommendations of this investigation to owners/operators of facilities to which Premelt supplies similar aluminum chip-melting systems. Include in your communication specific information that the chip drying process liberates small particles of aluminum, and that such particles may be explosive. (2004-01-I-IN-R8) Indiana Occupational Safety and Health Administration Develop and distribute an educational bulletin on the prevention of metal dust explosions. (2004-01-I-IN-R9) Indiana Department of Homeland Security Provide training for fire inspectors in Indiana jurisdictions on the recognition and prevention of aluminum dust explosion hazards. (2004-01-I-IN-R10)
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78 Fire Protection Research Foundation Conduct research into the feasibility and design of improved explosion protection for aluminum dust collector applications, including explosion venting, isolation and suppression systems. Coordinate this research activity with the Aluminum Association, Inc. (2004-01-I-IN-R11) Aluminum Association, Inc. Conduct research into the feasibility and design of improved explosion protection for aluminum dust collector applications, including explosion venting, isolation and suppression systems. Coordinate this research activity with the Fire Protection Research Foundation. (2004-01-I-IN-R12)
- 1
Recommendations to Communicate the Findings From the Investigation In an effort to widely distribute lessons learned from investigations, CSB recommends that organizations communicate relevant findings and recommendations to their memberships. CSB intends for those organizations to use multiple avenues to communicate, such as having presentations at conferences, placing summaries of reports and links to full CSB reports on their websites, developing and holding training sessions that highlight report findings, and summarizing relevant findings in newsletters or direct mailings to members. CSB encourages the organizations to use all their existing methods of communication and explore new ways to more widely distribute these messages. The Aluminum Association, Inc. Communicate the findings and recommendations of this report to your members (2004-01-I-IN-R13): Risk Insurance Management Society, Inc. Communicate the findings and recommendations of this report to your members (2004-01-I-IN-R14):
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79 North American Die Casting Association Communicate the findings and recommendations of this report to your members (2004-01-I-IN-R15) International Union, United Automobile, Aerospace and Agricultural Implement Workers of America (UAW) Communicate the findings and recommendations of this report to your membership who work in facilities with similar combustible dust hazards. (2004-01-I-IN-R16) United Steelworkers of America (USWA) Communicate the findings and recommendations of this report to your membership who work in facilities with similar combustible dust hazards. (2004-01-I-IN-R17) National Association of State Fire Marshals Communicate findings, recommendations and sections applicable to fire codes and standards to your membership. (2004-01-I-IN-R18) National Fire Protection Association Communicate findings, recommendations and sections applicable to fire codes and standards to your membership. (2004-01-I-IN-R19) International Code Council Communicate findings, recommendations and sections applicable to fire codes and standards to your membership. (2004-01-I-IN-R20)
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80 By the U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board
Carolyn W. Merritt Chair
John S. Bresland Member
Gary L. Visscher Member
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81 References American Society for Testing and Materials (ASTM), 2003. Standard Test Method for Pressure and Rate of Pressure Rise for Combustible Dusts, ASTM E1226-00. Avallone, Eugene A., and Theodore Baumeister III, 1987. Marks’ Standard Handbook for Mechanical Engineers, Ninth Edition, McGraw-Hill. Babrauskas, Vytenis, 2003. Ignition Handbook, Fire Science Publishers. Barton, J. A., and H. D. Seaton, 1986. “Preventing Dust Explosions—A Case History,” Chemistry in Britain, July 1986. Barton, John, 2002. Dust Explosion Prevention and Protection: A Practical Guide, Gulf Professional Publishing. Bulwark Protective Apparel, 2002. Flame Resistant Protective Apparel, An Industry Update 2001/2002. Center for Chemical Process Safety (CCPS), 1992. Guidelines for Investigating Chemical Process Incidents, AIChE. CCPS, 1989. Technical Management of Chemical Process Safety, AIChE. Chantrathi, Kris and John Going, 2000. “Dust Deflagration Extinction”, Process Safety Progress, Vol. 19, No. 3, Fall 2000. Clague, T. E., 1972. “Dust Explosion Mechanisms,” Birmingham University Chemical Engineer, Vol. 23. Constance, John, n.d. Understanding Dust Collector Explosion Protection, The Engineers Collaborative, Inc., www.engcollab.com/articles/unterstanding1.htm.
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82 Dahn, C. James, Abdolla Kashani, and Jacob Finkelshtein, 2000. “Dust Explosibility of Aluminum, Coated Aluminum Powder and Mixtures,” Advances in Powder Metallurgy and Particulate Materials, pp. 10-39–10-51. Dale, James D., and Elizabeth M. Crown, Mark Y. Ackerman, Ewen Long, and Katherine B. Rigakis, Instrumented Mannequin Evaluation of Thermal Protective Clothing, Performance of Protective Clothing, 4th Ed., 1992. Eckoff, R.K., 1997. Dust Explosions in the Process Industries, Second Edition., Butterworth Heineman. Epstein, Seymour G., n.d. The Aluminum Association’s Molten Metal Safety Program, The Aluminum Association, Inc. Goings, John E. and Jef Snoeys, 2002. “Explosion Protection with Metal Dust Fuels”, Process Safety Progress, Vol. 21, No. 4., December 2002. Grossel, Stanley S. 2002. Deflagration and Detonation Flame Arresters , CCPS, AIChE. 2002. Kletz, Trevor, 2004. “Safety Recommendations for Small Businesses and/or Plants,” Process Safety Progress, Vol. 23, No. 2., June 2004. Lembo, F., and P. DallaValle, et al., 2001. “Aluminum Airborne Particles Explosions: Risk Assessment and Management at Northern Italian Factories,” European Safety and Reliability International Conference, Torino, Italy, September 16–20, 2001, Italian Association of Chemical Engineering. National Fire Protection Association (NFPA), 2003 Uniform Fire Code, NFPA 1. NFPA, 2002a. Guide for Venting Deflagrations, NFPA 68. NFPA, 2002b. Standard on Explosion Prevention Systems, NFPA 69. NFPA, 2002c. Standard for Combustible Metals, Metal Powders, and Metal Dusts, NFPA 484.
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83 NFPA, 2000. Standard for the Prevention of Fire and Dust Explosions From the Manufacturing, Processing, and Handling of Combustible Particulate Solids, NFPA 654. NFPA, 1998. Standard for the Machining and Finishing of Aluminum and the Production and Handling of Aluminum Powder, NFPA 651. Ogle, R. A., J. K. Beddow, L. D. Chen, and P. B Butler 1988. “An Investigation of Aluminum Dust Explosions,” Combustible Science and Technology, Vol. 61. Petersen, Dan, Techniques of Safety Management: A Systems Approach, 1998. Third Ed., American Society of Safety Engineers. Snoeys, Jef, and John Going, Olav Roald Hansen, and Brian Wilkins, 2004. “Modeling of Dust Explosions in Industrial Processes: Use of Explosion Simulations for Explosion Isolation Design. 2004 Loss Prevention Conference, paper 49d, American Institute of Chemical Engineers (AIChE) The Aluminum Association, Inc., 2000. Guidelines for Handling Aluminum Fines Generated During Various Aluminum Fabricating Operations, Publication F1. The Aluminum Association, Inc., 1990. Recommendations for Storage and Handling of Aluminum Powders and Paste, Publication TR-2. The United States Chemical Safety and Hazard Investigation Board (CSB) 2004. Investigation Report: Dust Explosion, West Pharmaceutical Services, Kinston, NC, January 29, 2003. CSB 2005. Investigation Report: Combustible Dust Fire and Explosion, CTA Acoustics, Corbin, KY, February 20, 2003. Vaughn, Diane, 1996. The Challenger Launch Decision: Risky Technology, Culture, and Deviance at NASA, University of Chicago Press.
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84 Vernon, Jack, 2002. “Defining and Maintaining a REGAGEP Program,” Presentation to the EPA Region 6, April 16, 2002, ABS Consulting. http://www.epa.gov/Arkansas/6en/a/psm-rmp-presentations/q-ragagep-mko-4.pdf Zalosh, Robert, Stanley Grossel, Russell Kahn, and Daniel Sliva, 2005. “Dust Explosion Scenarios and Case Histories in the CCPS Guidelines for Safe Handling of Powders and Bulk Solids”, 39th AIChE Loss Prevention Symposium Session on Dust Explosions, Atlanta, April 2005.
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Appendix A APPENDIX A: Analytical Results
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86 Appendix A Analytical Results 1.0 Background CSB contracted with Safety Consulting Engineers, Inc. (SCE) to test samples aluminum chips and dust collected from the Hayes Lemmerz incident site. The objective of the testing was to determine explosion and ignition characteristics of the dusts found in the CSB samples. The results of this testing enabled CSB to identify aluminum dust associated with the chip melting process as the fuel for the October 29, 2003 explosion, and to evaluate possible ignition sources. 1.1 Safety Consulting Engineers, Inc. SCE is an independent testing laboratory and consulting firm located in Schaumburg, Illinois66. The SCE laboratory is equipped to perform chemical analysis, explosivity testing, electrostatic measurements and other tests of combustible dusts according to methods established by the American Society for Testing and Materials (ASTM). 1.2 Samples CSB collected many samples of dust and chips that were deposited in the portion of the foundry area involved in the incident, on ledges, the tops of equipment, the floor and on other horizontal surfaces. A total of 16 samples were sent to SCE for testing. Ultimately, only those samples that CSB estimated to most resemble the material in the dust collector were tested.
66 http://www.sceinc.com
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87 2.0 Testing 2.1 Test methods SCE performed the following tests. Please refer to the corresponding ASTM standard test methods67 for details on the methods and equipment used. • Micrographic analysis at 100x magnification. • Particle size analysis (ASTM D1921-96) • Dust explosion severity (ASTM E1226-00) • Electrostatic chargeability (not an ASTM test method) • Volume resistivity (ASTM D257-99) 2.2 Test Results 2.2.1 Micrographic Analysis A small quantity of each of the16 samples was viewed at 100x magnification under a microscope. In general, the samples appeared to be flakes and strips of aluminum, with fine, to very fine particles included. The shape of the aluminum particles under magnification is important; experiments have shown that aluminum flakes tend to produce a lower explosivity than spherical particles.68 Nearly all the samples included a small fraction of what appeared to be plastic particles of varying shapes and sizes. This finding is consistent with the fact that some of the wheels produced at Hayes are machined after they are coated with clear or opaque acrylic powder coating.
67 ASTM test standards are available at http://www.astm.org. 68 Eapen (2003)
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88 2.2.2 Particle Size Analysis This test was conducted according to ASTM D1921-96, “Standard Test Methods for Particle Size (Sieve Analysis) of Plastic Materials. Selected samples containing aluminum chips and dust were passed through various sieve sizes and weighed to determine the weight fraction, as a percent of the total sample weight, of material retained in each sieve. The resulting particle size distribution is given in Table 1. Table 1. Results of particle size distribution analysis
Sieve Mesh Size (mesh #)* Sieve opening (μm) Percentage retained** Sample A Percentage retained** Sample B 8 2360 81.31 49.66 50 300 17.83 10.86 100 150 0.14 9.22 Remainder (-100 mesh)
- 72
- 26
*Larger mesh size corresponds to a smaller particle size that can pass through the sieve. **Material either passes through a sieve or is retained above it. Retained material, therefore, is of larger particle sizes than the openings in the sieve mesh. Sample A was collected from inside the dry chip hopper. Investigators observed that this sample was predominantly chips with very little dust evident. Sample B was collected from the duct leading to the drop box from the furnace 5 feed cyclone. As was expected, this sample had a higher percentage of smaller particles.
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89 2.2.3 Dust Explosion Severity The explosion severity test was performed according to ASTM E1226-00, “Standard Test Method for Pressure and Rate of Pressure Rise for Combustible Dusts”. The material was tested in a standard 20- liter chamber. The objective of the testing was to determine: • Pmax: the maximum absolute pressure inside the vessel at the time of ignition reached during the course of a deflagration for the optimum concentration of the dust tested. • (dP/dt)max: the maximum rate of pressure increase per unit time reached for the optimum concentration of dust tested. • KSt: the deflagration index, calculated as follows:
KSt = (dP/dt)max x V1/3 Where V is the volume of the test vessel in m3 Various samples of dust were placed in into the test chamber, lofted by air pulse and ignited by electrical arc. Pressure is measured over time to calculate the deflagration constant. The results of the testing are given in Table 2.
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90 Table 2. Explosion severity test results
Sample Dust concentration tested (g/m3) Pmax (psi) (dp/dt)max (psi/sec) Kst (max) (bar-m/sec) A 500 126 3150 59 B 250 123 3600
B 500 125 4770
B 750 155 7000 131 B 1000 152 5940
C 500 143 6510 122 D 500 134 5355 101 Lycopodium (reference material) 500 121 7360 134
- 2.4
Electrostatic Chargeability No ASTM test method was available for this analysis. The procedure was as follows: Dusts were poured through a funnel into a stainless steel inclined chute. The dusts fell into a metal pail on an electrically isolated table, and connected to an electrometer by a static detecting head. The static charge generated by the movement of dust down the steel chute was then measured.
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91 Table 3. Electrostatic Chargeability Results Sample Charge per mass μC/m2 Char per Volume μC/m3 Streaming Current μC/sec E (Outside the drop box) 0.85 30.57 0.002 F (Chip feed) 0.220 136.48 0.026
Measurable static charge was generated on the sieved material. Whether this would be sufficient ignite a dust cloud depends upon the minimum ignition energy of the dust cloud and the rate at which the charge dissipates from the material. 2.2.5 Volume and Surface Resistivity and Charge Relaxation Time Resistivity is a measure of a material’s ability to hold a static charge. The greater the resistivity, the more likely that a material will accumulate and retain sufficient charge to ignite a flammable mixture. Tests for volume resistivity were conducted according to ASTM D257-99, “Standard Test Method for D-C Resistance or Conductance of Insulation Materials.” Charge relaxation time is the time required for the voltage to drop to about 37 % of the initial value. This, too, is a measure of the material’s ability to hold a static charge. The resistivity tests are performed by placing the material to be tested between electrodes, applying a known voltage to the electrodes, and measuring the current passing through the material. Eight samples were sieved to 100 mesh (150 μm) and tested. The results were as follows: • Volume resistivity ranged from 1.7 x 1012 ohm-cm to 1.5 x 1014 ohm-cm.
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92 • Surface resistivity ranged from 1.2 x 1013 to 6.4 x 1013 ohm. • Charge relaxation time ranged from less than 1 second (for 6 of the 8 samples) to more than 2 minutes for two of the samples. The latter two samples were taken from the dust duct and from within the chip dryer. Material with charge resistivity greater than 1 x 106 ohm is considered electrically insulative69. The conclusion drawn from these results is that the dust in the dust collector at Hayes could possibly have accumulated and retained sufficient charge to ignite a dust cloud, provided that the dust collector and internal components were not well grounded.
69 Pratt (1997)
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Appendix B APPENDIX B: Initiating Event Analysis
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94 Appendix B Investigative Analysis CSB used structured brainstorming and analytical tools, that included constructing an incident timeline and fault tree analysis techniques, to organize the evidence and evaluate possible scenarios. The results of this analysis are presented here. 1.0 Timeline
A timeline is a graphical tool that is particularly useful in organizing the facts of an event into sequential order. Facts obtained through interviews, observations, photography and other means are placed on a diagram in the relative order in which they occurred. CSB developed an incident timeline based on fire department records, witness statements and call records obtained from the emergency dispatcher. If the actual or approximate time of an event is known from the evidence, it is listed with the event description.
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95 1995 Huntington chip system installed 1963 Larry Areaux forms Premelt. First aluminum chip system built. 1984 Huntington facility begins production 1939 NFPA 651 issued 1985 Kelsey-Hayes purchases Huntington facility 1993 Mike Brand Joins Hayes 1994 Premelt designs chip system for Hayes Gainesville, GA plant 1995 Gianesville, GA chip system installed 1995 Chip system ordered for Huntington 1995 Dryer afterburner deflagration 1995 Multi-clone relocated 1998 Huntington dust collector installed October 1999 Mike Brand leaves Hayes March 2000 Insurance carrier risk evaluation 2001 Lectrotherm acquires Premelt December 2001 Hayes Lemmerz files Chapter 11 2002 NFPA 484 issued January 2003 Near miss investigation program begun at Huntington 2003 Indiana adopts IFC 2000 June 2003 Hayes Lemmerz emerges from Chapter 11 12/6/2001 Fire department called out for fire at melt area: Fire in "dust bin ducting" 9/28/2001 Fire department called out again for fire at melt area: fire in duct from furnace to dust collector 12/2003 Indiana OSHA inspection of Huntington facility Historical Events Hayes Lemmerz Timeline Next Page
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97 3.0 Fault Tree Analysis CSB investigators constructed a fault tree to analyze the incident for possible causes. A fault tree is a top- down, logic-driven technique for postulating all possible causes of an event. The team begins with the top level event and develops possible causes for that event. Each of those causes is, in turn, treated as an event for which causes are proposed. The tree development continues in this manner until a root cause or basic event is reached for which there is no further development within the scope of the investigation. The fault tree is constructed using “AND gates” and “OR gates.” If there are two or more conditions that must exist in order for an event to occur, the event and the conditions are connected by an “AND gate.” An “OR gate” is used when any one or more of a number of conditions listed could lead to the event, but it is not necessary for ALL conditions to be present. Once the tree is constructed, the team analyzes the branches of the tree and rules out (marks as false) any branches that are contradictory to the available evidence.
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Page Index Event 1 Start 1 Fatality, Multiple Injuries 2 A Injuries in melt area at furnace 5 3 B Injuries at contractor trailer 4 C Maintenance workers restarting chip system 5 D Flame Front from Chip Feed System 6 E Explosion in Dust Collector System 7 F Explosion Originated in Drop Box 8 G Flame Front from Vortex Sidewell 9 H Ignition Occurs Legend S2 Injuries in melt area at furnace 5 S3 Injuries at contractor trailer S1 1 FATALITY MULTIPLE INJURIES A B AND Gate OR Gate Index START Terminus True Event Off-page connector False Event
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99 A1 (S2) Injuries In Melt Area At Furnace 5 A4 Flame front from fume system A7 Flame front from dust collection system A5 Flame front from chip feed system A2 Deflagration at Furnace 5 sidewell A3 Personnel Present (maintenance workers at Furnace 5 restarting chip feed) A13 Deflagration in Multi-Cyclone A14 Deflagration in Fume Duct E D Ruled Out. Ducting fuel-depleted during fire earlier in the day A15 Deflagration in Fume Hood Ruled out: eyewitnesses reported no evidence of fume hood fire just prior to event A8 Deflagration in Fume System A10 Explosion in dust collection System A12 Dust Collector Explosion Protection LTA AND Gate OR Gate A6 Flame front from vortex sidewell A C B13 A9 Flow path exists from fume system to sidewell G A20 explosive dust in multi- cyclone A21 Ignition in multi-cyclone A18 Explosion venting LTA (none on dirty air side of dust collector housing) A17 Dust collector location LTA. Dust collector m from building A16 Dust collector maintenance LTA (Excessive fuel in dust collector) A19 NFPA 651/484 guidance not applied Management of Change LTA A11 No functioning explosion isolation valve in dust collector duct Design LTA Ruled out. No credible source for explosive dust in multi-cyclone
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B1 (S3) Injuries At Contractor Trailer B3 Trailer on fire B8 Dust collector explosion / fire B5 Flaming debris lands on trailer B6 Radiant Heat from nearby fire B7 Building roof blown off / on fire B13 Deflagration at furnace 5 sidewell B9 Secondary dust deflagration B14 Accumulated dust on surfaces above furnace 5 lofted and ignited B15 Dust escapes from system B16 Housekeeping LTA B12 Ignition Occurs A2 B10 Combustible materials in building roof B2 Contractor in trailer performing stack testing B4 Trailer located 15 feet from dust collector B NPFA 651/484 Guidelines for separation not applied Secondary deflagration causes roof damage, near- injury to other contractor Chip Transfer System Maintenance LTA H B11 Excess combustible material (filter media and aluminum dust)in dust collector Dust collector maintenance LTA
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C2 Fire in Fume Hood Exhaust Duct to Multi-cyclone C3 Common practice to shut down, burn out (and cleanout) when fire discovered in ductwork No formal (written) procedure for handling duct fires C4 Combustible Material Accumulated in Duct C5 Accumulated solids ignited C8 Spark from Fume Hood Duct fires not adequately investigated or documented C9 Incompletely combusted hydrocarbons in fume hood exhaust condensed in ductwork C10 Aluminum dust and fines pulled into duct by multi- cyclone fan Dust escapes from chip feed at vortex box Reduced draft at dust collector Dust collector filter cartridges loaded up Dust Collector Maintenance LTA C C1 (A3) Personnel Present (Maintenance Workers at Furnace 5 Restarting Chip System) C11 Paint and Residual Cutting Oil on Chips C7 Hot Vapor From Fume Hood C12 No Spark Box on Fume Hood Exhaust C13 Fluxing or dross removal in sidewell produces embers Incident Investigation Program LTA C6 Fume Duct Maintenance LTA
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D1 (A5) Flame Front from Chip Feed System D9 Chip feed fan overspeed D3 Explosion in dry chip hopper D4 Exposion in cyclone or feed duct Ruled out: no evidence of feed fan malfunction Ruled out: internal inspection of dry chip hopper did not reveal burning D D8 Feed fan start causes pulse that lifts dust settled in feed pipe Ruled Out: System running at steady- state for 10 minutes prior to explosion D7 Dust settled in feed pipe while chip system idle D6 Dust in feed pipe lofted D10 Dust in dry chip feed D12 Fines not separated from dry chips No vibratory separator at dryer outlet D11 Chip dryer liberates and/or creates fines G9 D13 Ignition occurs D3 Explosion in dry chip hopper Ruled out: internal inspection of dry chip hopper did not reveal burning H
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E1 (A10) Explosion in Dust Collector System E E2 Explosion Originated in Dust Duct E3 Explosion Originated in Dust Collector E4 Explosion Originated in Drop Box E8 Explosive mixture of aluminum dust and air in Dust Collector E7 Ignition occurs E5 Ignition Occurs E9 Dust settled in duct Air flow to dust Collector draft inadequate to keep dust suspended. F E6 Explosive mixture of aluminum dust and air in dust duct E10 Lofting Event H H E11 Pulse Jet automatic cleaning lofts dust every 60 or 90 seconds Dust Collector Maintenance LTA E12 Fines (dust) flow from cyclones to drop box & dust collector Dust duct connected to cyclone air outlet degrades cyclone performance, causes carryover of fines Management of Change LTA No credible lofting events for dust duct itself Chip system designer not involved in duct design F9 F8
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F1 (E4) Explosion Originated in Drop Box F2 Explosive mixture of aluminum dust and air contained within Drop Box F3 Ignition occurs F Dust Collector inlet duct from drop box pulled out and toward drop box, indicating dust collector exploded first. H F4 Lofting Event F5 Dust settled in drop box F6 Drop box acts as inertial separator F7 Fines (dust) flow from cyclones to drop box Dust duct connected to cyclone air outlet causes carryover of fines Chip system designer not involved in duct design Management of Change LTA F8 Pressure wave from dust duct F9 Pressure wave from dust collector E1 E2
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G1 (A6) Flame Front from Vortex Sidewell (preceeding main deflagration) G G2 Natural gas deflagration from firebox G7 Dust lofted when employee air- blows chips from thermocouple at sidewell Ruled out: furnace at melt temperature; natural gas cannot accumulation in furnace Ruled out: air- blowing occurred several minutes before deflagration G4 Molten metal present to ignite dust cloud G6 Dust accumulated on surfaces inside vortex box, sidewell and fume hood G9 Dust in Dry Chip Feed G10 Housekeeping LTA G8 Unknown lofting event D10 G3 Dust dislodged from vortex box or fume hood G5 Lofting Event
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106 H3 Ferrous object in air flow strikes steel H4 Ember travels through dust duct H5 Static discharge H6 Electrical Fault H7 Flame front travels from furnace (dust or vapor) Ruled Out. No electrical connections inside the dust collector or drop box UNLIKELY Chip feed pipe plugged with chips minutes before explosion, preventing propagation from fume hood toward dust system H2 Thermite reaction Rusty tramp metal in aluminum fines. H8 Ferrous object enters dust collector with sufficient velocity to cause spark H9 Ferrous object enters drop box with sufficient velocity to cause spark Ruled out. Unlikely that object small enough to pass through drop box has enough momentum to cause spark above MIE H11 Drossing or crust breaking generates and lofts embers Filter cartridges comprised of non- conductive material and not bonded to housing H10 Opening in unused cyclone, spark box bottom, damper downstream of spark box draws in ember H12 Uncombusted cutting oil buildup on fume hood, breaking free, igniting and generating ember from sidewell H1 (B12, D13, E5, E7, F3) Ignition Occurs H No magnetic separator for dry chips H13 Flame/spark carries through to dust collector UNLIKELY: potential path to ground via aluminum on cartridges. Fume Hood Maintenance LTA
FD06390 | 2004_US_CSB_Formosa_Plastics_Vinyl_Chloride_Explosion_Investigation_Report.pdf
分类:06_境外及港澳台调查报告 | 年份:2004 | 地域: | 严重程度: | 场所: | 起火原因: | 来源格式:pdf
U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
INVESTIGATION REPORT
REPORT NO. 2004-10-I-IL MARCH 2007
VINYL CHLORIDE MONOMER EXPLOSION
(5 Dead, 3 Injured, and Community Evacuated) FORMOSA PLASTICS CORP. ILLIOPOLIS, ILLINOIS APRIL 23, 2004 KEY ISSUES: • HUMAN FACTORS • HAZARD EVALUATION • INCIDENT INVESTIGATION • EMERGENCY RESPONSE
Formosa Plastics Corp. March 2007 2 Contents 1.0 INTRODUCTION............................................................................................................................ 10 1.1 Background....................................................................................................................................... 10 1.2 Investigative Process........................................................................................................................ 10 1.3 PVC and VCM ................................................................................................................................. 10 1.4 Formosa Plastics Corporation (FPC USA)...................................................................................... 11 1.5 Borden, Inc. ...................................................................................................................................... 12 1.6 Formosa-IL PVC Plant..................................................................................................................... 12 1.7 PVC1 Process................................................................................................................................... 14 1.7.1 PVC1 Operations ................................................................................................................ 15 1.7.2 Reactor Emergency Procedures.......................................................................................... 16 1.7.3 Reactor Bottom Valve Interlock......................................................................................... 17 1.7.4 VCM Alarm System ........................................................................................................... 18 1.7.5 Deluge System .................................................................................................................... 18 2.0 INCIDENT DESCRIPTION............................................................................................................ 19 2.1 Pre-Incident Activities...................................................................................................................... 19 2.2 Incident ............................................................................................................................................. 19 2.3 Incident Aftermath ........................................................................................................................... 20 2.3.1 Community Impact ............................................................................................................. 20 2.3.2 Facility Damage .................................................................................................................. 21 2.3.3 Environmental Impact......................................................................................................... 22 3.0 MOST LIKELY INCIDENT SCENARIO...................................................................................... 22 4.0 INCIDENT ANALYSIS.................................................................................................................. 24 4.1 Minimizing Human Error................................................................................................................. 24 4.1.1 Reactor Layout.................................................................................................................... 25 4.1.2 Communications ................................................................................................................. 26 4.1.3 Staffing Changes................................................................................................................. 26 4.2 Learning from Incidents................................................................................................................... 27 4.2.1 Baton Rouge 2003 Incident ................................................................................................ 28 4.2.2 Formosa-IL February 2004 Incident .................................................................................. 28 4.2.3 Delaware City 2005 Incident.............................................................................................. 29
Formosa Plastics Corp. March 2007 3 4.2.4 Other PVC Incidents........................................................................................................... 29 4.2.5 FPC USA Review of Similar Incidents.............................................................................. 30 4.3 Analyzing High-Consequence Hazards........................................................................................... 31 4.3.1 1992 PHA............................................................................................................................ 32 4.3.2 1999 PHA Revalidation...................................................................................................... 32 4.3.3 Reactor Cleaning Procedure PHA...................................................................................... 33 4.3.4 Risk Assessment ................................................................................................................. 33 4.4 Bypass Control ................................................................................................................................. 36 4.4.1 Design.................................................................................................................................. 37 4.4.2 Policies ................................................................................................................................ 37 4.5 Emergency Preparedness ................................................................................................................. 38 4.6 Designing Deluge Systems to Prevent Fires and Explosions.......................................................... 40 4.7 Identifying Hazards at Newly Acquired Facilities.......................................................................... 42 5.0 REGULATORY ANALYSIS.......................................................................................................... 43 5.1 OSHA Regulations........................................................................................................................... 43 5.1.1 Process Safety Management of Highly Hazardous Chemicals.......................................... 43 5.2 EPA Regulations .............................................................................................................................. 44 5.2.1 Risk Management Program ................................................................................................ 44 5.2.2 National Emissions Standards for Hazardous Air Pollutants (NESHAP)......................... 44 5.2.3 EPA Best Practices Guide for the PVC Industry ............................................................... 45 6.0 KEY FINDINGS .............................................................................................................................. 45 7.0 ROOT AND CONTRIBUTING CAUSES ..................................................................................... 47 7.1 Root Causes...................................................................................................................................... 47 7.2 Contributing Causes ......................................................................................................................... 48 8.0 RECOMMENDATIONS................................................................................................................. 48 Formosa USA ................................................................................................................................................ 48 National Fire Protection Association ............................................................................................................ 49 Vinyl Institute ................................................................................................................................................ 50 Environmental Protection Agency ................................................................................................................ 50 AIChE Center for Chemical Process Safety ................................................................................................. 50 9.0 REFERENCES................................................................................................................................. 52
Formosa Plastics Corp. March 2007 4 APPENDIX A: Causal Factor Diagram APPENDIX B: Logic Diagram APPENDIX C: Studies of Human Error in The Chemical Process Industries APPENDIX D: Health Effects of VCM APPENDIX E: Dioxins
Formosa Plastics Corp. March 2007 5 Figures Figure 1. Formosa-IL plant layout ............................................................................................................... 13 Figure 2. PVC manufacturing process ......................................................................................................... 14 Figure 3. Reactor building elevation view................................................................................................... 15 Figure 4. Smoke plume from the Formosa-IL facility the day after the explosion .................................... 21 Figure 5. Damage to the Safety and Engineering offices............................................................................ 21 Figure 6. Reactor D310 bottom valve control panel as found after the explosion ..................................... 23 Figure 7. Cutaway of reactor building ......................................................................................................... 25 Figure 8. Sample risk matrix for employee safety....................................................................................... 34
Tables Table 1. PVC Manufacturing accidents involving inadvertent reactor discharge ...................................... 30
Formosa Plastics Corp. March 2007 6 Acronyms and Abbreviations ACC
American Chemistry Council AIChE
American Institute of Chemical Engineers CAA
Clean Air Act CCPS
Center for Chemical Process Safety CFR
Code of Federal Regulations CMA
Chemical Manufacturers Association CSB
U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board IEMA
Illinois Emergency Management Agency EHS
Environmental, health, and safety EPA
U.S. Environmental Protection Agency FPC
Formosa Plastics Corporation FPG
Formosa Plastics Group HAP
Hazardous Air Pollutant IARC
International Agency for Research on Cancer IEPA
Illinois Environmental Protection Agency MACT
Maximum Achievable Control Technology MOC
Management of Change NESHAP
National Emissions Standard for Hazardous Air Pollutants NFPA
National Fire Protection Association NRC
Nuclear Regulatory Commission OSHA
Occupational Safety and Health Administration PEL
Permissible Exposure Limit PHA
Process Hazard Analysis ppm
parts per million psi
pounds per square inch PSM
Process Safety Management (OSHA) PVC
Polyvinyl Chloride RMP
Risk Management Program (EPA) STEL
Short-Term Exposure Limit VCM
Vinyl Chloride or Vinyl Chloride Monomer
Formosa Plastics Corp. March 2007 7 Executive Summary On April 23, 2004, an explosion and fire at the Formosa Plastics Corporation, Illiopolis, Illinois, (Formosa-IL) polyvinyl chloride (PVC) manufacturing facility killed five and severely injured three workers. The explosion and fire destroyed most of the reactor facility and adjacent warehouse and ignited PVC resins stored in the warehouse. Smoke from the smoldering fire drifted over the local community, and as a precaution, local authorities ordered an evacuation of the community for two days. As of the date of this report, the facility is shut down and has not been rebuilt. Vinyl chloride monomer (VCM), a highly flammable chemical and known carcinogen and the primary raw material in the PVC manufacturing process, was the fuel for the explosion and initial fire. Formosa- IL used VCM to manufacture PVC resins. Formosa-IL, a wholly owned subsidiary of Formosa Plastics Corporation, USA (FPC USA), bought the Illiopolis facility from Borden Chemical and operated it for approximately two years before the incident. The U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board (CSB) determined that this incident occurred when an operator drained a full, heated, and pressurized PVC reactor. The CSB believes that the operator cleaning a nearby reactor likely opened the bottom valve on an operating reactor, releasing its highly flammable contents. Opening the bottom valve on the operating reactor required bypassing a pressure interlock. The safeguards to prevent bypassing the interlock were insufficient for the high risk associated with this activity. Two similar incidents at FPC USA PVC manufacturing facilities highlight problems with safeguards designed to prevent inadvertent discharge of an operating reactor. Two operators working with the shift supervisor attempted to manage the release, did not evacuate, and subsequently died. The CSB determined that facility emergency procedures for evacuation were ambiguous and that facility staff had not conducted a large release emergency drill in more than 10 years.
Formosa Plastics Corp. March 2007 8 The investigation identified the following root causes:
- Borden Chemical did not adequately address the potential for human error:
a) Borden Chemical did not implement 1992 process hazard analysis (PHA) recommendations to change the reactor bottom valve interlock bypass to reduce potential misuse. b) In a 1999 PHA, Borden identified severe consequences for opening the reactor bottom valve on an operating reactor, but accepted the interlock, controlled by procedures and training, as a suitable safeguard.
- Formosa-IL did not adequately address the potential for human error:
a) After a 2003 incident at FPC USA’s Baton Rouge facility, Formosa-IL did not recognize that a similar incident could occur at the Illiopolis facility or take action to prevent it. b) Formosa-IL site management did not implement corrective actions identified in the investigation of a similar incident in February 2004 at Formosa-IL.
- Formosa-IL relied on a written procedure to control a hazard with potentially catastrophic
consequences. The investigation identified the following contributing causes:
- FPC USA did not have written guidelines for matching safeguards with risk.
- FPC USA did not have comprehensive written standards managing interlocks at its PVC facilities.
- FPC USA did not recognize and address common elements among several serious incidents at its
PVC facilities.
- Formosa-IL employees were unprepared for a major VCM release.
Formosa Plastics Corp. March 2007 9 This CSB report makes recommendations to Formosa Plastics Corporation; the Vinyl Institute; the National Fire Protection Association; the U.S. Environmental Protection Agency; and the American Institute of Chemical Engineers Center for Chemical Process Safety.
Formosa Plastics Corp. March 2007 10 1.0 Introduction 1.1 Background On April 23, 2004, an explosion and fire killed five and seriously injured three workers at the Formosa Plastics Corporation, IL (Formosa-IL) PVC manufacturing facility in Illiopolis, Illinois. The explosion occurred after a large quantity of highly flammable vinyl chloride monomer (VCM) was inadvertently released from a reactor and ignited. The explosion and fire that followed destroyed much of the facility and burned for two days. Local authorities ordered residents within one mile of the facility to evacuate. 1.2 Investigative Process Investigators from the U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board (CSB) arrived at the site on April 24, 2004. The CSB worked with officials from Formosa-IL; the Springfield Fire Department; the Springfield Police Department; the Illinois EPA (IEPA); the Occupational Safety and Health Administration (OSHA); the Illinois Emergency Management Agency (IEMA); and other responding agencies to secure the site and preserve evidence. The CSB investigators interviewed more than 80 hourly, management, and corporate employees; examined, photographed, and cataloged damage to the facility (including equipment inside the plant reactor building); tested relevant equipment; researched and analyzed relevant safety codes, standards, and guidelines; and examined company-provided documents. Investigators interviewed local residents to assess community impact. 1.3 PVC and VCM PVC is a plastic material widely used to fabricate many products including credit cards, clothing, upholstery, pipe, siding, windows, and flooring. PVC is made from VCM, a colorless gas with a mild,
Formosa Plastics Corp. March 2007 11 sweet odor, which the average person cannot smell at concentrations below hazardous levels.1 VCM can ignite when its concentration in air is between 3.6 and 33 percent by volume. It has serious short and long-term health effects, described in Appendix D, and is a known human carcinogen. The Vinyl Institute, a U.S. trade association, represents manufacturers of vinyl, VCM, vinyl additives and modifiers, and vinyl packaging materials. Formosa Plastics Corporation (FPC USA) is a member of the Vinyl Institute. 1.4 Formosa Plastics Corporation (FPC USA) Formosa-IL and three chemical manufacturing facilities located in Delaware, Louisiana, and Texas are subsidiaries of FPC USA, headquartered in Livingston, New Jersey. FPC USA employs about 2,100 and has annual revenues of nearly $2 billion. FPC USA is part of the Formosa Plastics Group (FPG). 2 FPG is headquartered in Taipei, Taiwan, and traded on the Taiwan Stock Exchange. Total FPG PVC production worldwide exceeds 5.2 billion pounds annually. FPG employs more than 80,000 and reports annual revenues exceeding $37 billion.3 FPC USA establishes environmental, health, and safety (EHS) standards (including Process Safety Management, or PSM); collects and tracks incident and near-miss investigations; conducts annual EHS audits; and provides support to FPC USA facilities.
1 The VCM odor threshold for most people is approximately 3,000 parts per million (ppm), 600 times higher than the OSHA Short-Term Exposure Limit (STEL) (a 15-minute time-weighted average concentration that should not be exceeded). 2 http://www.fpcusa.com/about/index.html (January 2007). 3 http://www.fpg.com.tw/html/eng/annu.asp (January 2007).
Formosa Plastics Corp. March 2007 12 1.5 Borden, Inc. Borden, Inc. constructed and operated the Illiopolis, IL PVC plant from 1965 until 1987 when it transferred ownership to Borden Chemicals and Plastics Operating Limited Partnership (Borden Chemical). Borden Chemical filed for bankruptcy protection in 2001 and sold the Illiopolis PVC plant to FPC USA in April 2002. In March 2002, just prior to the sale, FPC USA reviewed Borden Chemical’s EHS programs as part of its pre-purchase research. The purpose of the review was to identify potential regulatory compliance issues and the costs to correct them. This review identified 39 regulatory findings and 30 observations related to good management practice. None of these findings or observations related directly to the causes of this incident. 1.6 Formosa-IL PVC Plant The Formosa-IL PVC plant, bought from Borden Chemical, included a commodity PVC resin process (PVC1) and a specialty PVC resin process (called “Paste”). These two processes used 24 reactors to produce up to 400 million pounds of PVC resins per year. The reactor building (Figure 1) housed the two PVC production areas – PVC1 and Paste. At the time of the incident, Formosa-IL employed 139 (106 hourly and 33 salaried) workers.
Formosa Plastics Corp. March 2007 13
Figure 1. Formosa-IL plant layout
Formosa Plastics Corp. March 2007 14 1.7 PVC1 Process The PVC1 area of the Formosa-IL plant produced PVC by the polymerization of VCM.4 Liquefied VCM, water, suspending agents, and reaction initiators were reacted in a reactor under heat and pressure. When the reaction finished, the PVC was transferred to equipment to remove residual VCM and to dry, sift, and convey the PVC to storage bins. Figure 2 shows the PVC manufacturing process.
Figure 2. PVC manufacturing process
4 The Formosa-IL PVC1 suspension unit produced both co-polymer and homopolymer resins. Because a homopolymer reactor was involved in the incident, only the homopolymer process is described.
Formosa Plastics Corp. March 2007 15 1.7.1 PVC1 Operations Six operators per shift worked in the PVC1 area where the incident occurred. Two operators, a poly operator and a blaster operator, were responsible for the reactor involved in this incident. The poly operator worked exclusively on the upper level of the building where the reactor controls and indicators were located, while the blaster operator worked on all levels.
Figure 3. Reactor building elevation view To manufacture a batch of PVC, the poly operator readied the reactor, added the raw materials, and heated the reactor.5 The poly operator monitored the reactor temperature and pressure until the batch was
5 Temperature was automatically controlled by adding steam or cooling water into the reactor jacket.
Formosa Plastics Corp. March 2007 16 complete, then vented pressure from the reactor, and told the blaster operator to transfer the batch to the stripper. To transfer the batch to the stripper, on the lower level the blaster operator opened the transfer and reactor bottom valves. When the transfer was complete, the blaster operator closed the transfer valve, and the poly operator purged the reactor of hazardous gases to prepare the reactor for cleaning. The blaster operator cleaned the reactor by • opening the reactor manway, • power washing PVC residue from the reactor walls, and • opening the reactor bottom valve (if not left open from the transfer) and drain valve to empty cleaning water to floor drains. Once the blaster operator finished cleaning the reactor, he closed the reactor bottom and drain valves, and gave the poly operator a completed checklist indicating that the reactor was ready for the next batch of PVC. 1.7.2 Reactor Emergency Procedures The transformation of VCM into PVC generates heat. If this heat is not removed, an uncontrolled reaction may occur, potentially increasing reactor pressure above the pressure relief device setpoint, venting the reactor contents, including VCM, to the atmosphere.6 The release of VCM to the atmosphere requires reporting under the U.S. Environmental Protection Agency (EPA) Clean Air Act (CAA) regulations (Section 5.2).
6 A relief device installed on the reactor would open and relieve pressure to the atmosphere to protect the reactor. Each reactor was protected by a rupture disk, then a relief valve relieving to the atmosphere.
Formosa Plastics Corp. March 2007 17 Procedures to control reactor overpressure and minimize the possibility of an atmospheric release required that, on abnormally high pressure or temperature, the poly operator would • manually adjust the reactor temperature control to cool the reactor, • add a reaction inhibitor to slow or stop the PVC reaction, and • manually vent pressure from the reactor. If these steps failed to control the reactor pressure, the operators followed an emergency transfer procedure that required them to open the reactor bottom and transfer valves to connect the reactor to another empty reactor. Borden Chemical created this emergency transfer procedure, concluding that connecting two reactors would promote reaction inhibitor mixing, maximize cooling, and provide extra volume so that the pressure would not exceed the relief device setpoint on the reactor and thereby avoid a reportable VCM release. 1.7.3 Reactor Bottom Valve Interlock Because opening the reactor bottom valve on an operating reactor could result in a catastrophic release of VCM inside the reactor building, the reactor bottom valve had a safety interlock that prevented opening it with the control switch if reactor pressure exceeded 10 psi.7 The emergency transfer procedure, developed by Borden, required that an operator open the reactor bottom and transfer valves to connect the reactor to another reactor. However, during an emergency transfer the reactor pressure is greater than 10 psi and the safety interlock prevents opening the bottom valve. So that operators could open the valve and reduce reactor pressure in an emergency, Borden added an manual interlock bypass. The bypass incorporated quick-connect fittings on air hoses so that operators
7 A reactor pressure transmitter sent a signal to the bottom valve control system. When the pressure was above 10 psi, the control system held the valve closed.
Formosa Plastics Corp. March 2007 18 could disconnect the valve actuator from its controller and open the valve by connecting an emergency air hose directly to the actuator. The emergency transfer procedure required a supervisor to authorize, but not necessarily witness, bypassing the interlock. 1.7.4 VCM Alarm System The plant had a detection system to monitor airborne VCM concentrations and alert personnel of harmful levels. When the system detected airborne concentrations of one part per million (ppm) (the OSHA permissible exposure limit) or greater, horns sounded and red lights flashed above all area entryways. When the alarm activated, procedures required all personnel in the area to either put on a protective respirator or evacuate. 1.7.5 Deluge System Formosa-IL and other PVC manufacturers commonly use deluge, or water spray, systems for fire protection and loss control. These systems use water spray nozzles and piping connected to a pressurized water supply to blanket an area with water when activated. The Formosa-IL deluge system was activated by • high-temperature sensors (for fire detection), • VCM vapor monitors set at one-half the lower flammability limit for VCM,8 • loss of instrument air pressure, or • manual pull stations located throughout the facility.
8 The lower flammability (or explosive) limit is the lowest concentration of a material, in air, that will propagate a flame.
Formosa Plastics Corp. March 2007 19 2.0 Incident Description 2.1 Pre-Incident Activities Operations at the plant were normal in the hours before the incident. At approximately 10:30 p.m., just moments before the incident, all PVC1 reactors were making PVC except for reactor D306, which was being cleaned. 2.2 Incident A few minutes after 10:30 p.m., workers throughout the plant heard a very loud rumbling9 and some smelled VCM.10 The shift supervisor and operators in the south (Paste) end of the reactor building heard the Paste section deluge alarm, indicating deluge system activation in that area. The shift supervisor left the Paste control room to check the VCM gas detection system reading. The shift supervisor stated that two areas had levels above the instrument’s measurable limit, suggesting a large release. He said that on his way to investigate the release, he walked past an open doorway in the PVC1 area near reactor D310 and saw material spraying from the bottom of D310 and a foaming mixture on the floor about 1.5 feet deep. He immediately climbed the stairs to the upper level. According to the shift supervisor, operators on the upper level of PVC1 reported that the pressure on the reactor D310 was rapidly falling. He informed two operators that he had seen material spraying from the bottom of D310 and they immediately began checking the valves and controls for D310. The supervisor and one operator tried to go to the lower level through an interior stairwell, but high VCM concentrations forced them to retreat.
9 Some described it as the sound of a jet engine. 10 The smell of VCM indicated an imminent hazard.
Formosa Plastics Corp. March 2007 20 The shift supervisor instructed operators to open vent valves on reactor D310 to relieve pressure and slow the release. At this point, he saw that the reactor pressure had already dropped to 10 psi, further indicating a large release. Attempting again to go to the lower level, the shift supervisor descended an exterior stairway when a series of explosions occurred.11 The explosions knocked over two 3,000 gallon VCM recovery tanks; lifted multi-ton dryers off their supports; and destroyed the laboratory, safety, and engineering offices (Figure 1). The ensuing fire spread to the PVC warehouse west of the reactor building, burned for hours, and sent a plume of acrid smoke into the community (Figure 4). Four operators were killed by the explosions: two working near the top of the reactor and two working on the lower level. A fifth operator died in the hospital two weeks later. The shift supervisor and two workers were hospitalized, and four workers were treated at the scene. 2.3 Incident Aftermath 2.3.1 Community Impact The fire sent a plume of acrid smoke into the community (Figure 4). In response, emergency responders evacuated approximately 150 residents living within one mile of the plant12 and the Illinois State Police closed the major roadways in the area.
11 According to witnesses, several explosions followed the initial explosion. 12 The 2000 Census recorded a population of 916 for the village of Illiopolis. Approximately 70 households— predominately in the Kelsan Heights area of Illiopolis—are located within one mile of the plant; of these, three are within a half-mile.
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Figure 4. Smoke plume from the Formosa-IL facility the day after the explosion 2.3.2 Facility Damage The explosions destroyed much of the plant, blew off the reactor building roof, and tore asbestos- containing paneling and insulation from framing and piping, spreading it across the plant site. The explosions also heavily damaged offices used by day shift employees (Figure 5). As of the issue date of this report, the facility remained closed, and no actions had been taken to rebuild.
Figure 5. Damage to the Safety and Engineering offices
Formosa Plastics Corp. March 2007 22 2.3.3 Environmental Impact After the incident, the IEPA monitored the air and tested water runoff and soil. Both Formosa-IL’s contractor and IEPA conducted on- and off-site sampling to test for hazardous substances.13 Results from on-site samples indicated the need for continued remedial activities and monitoring to ensure that the site presented no hazard to the community or local environment. According to IEPA and Formosa documents, none of the off-site sampling revealed concentrations of hazardous substances that would concern public health or the environment. Some off-site soil sampling revealed dioxin levels slightly above suggested background level of 1.0 part per trillion (EPA, 2003), but none were at or above the action level of 1.0 part per billion (ATSDR, 1997).14 As of the issue date of this report, IEPA continues site monitoring and has issued four “Community Relations Fact Sheets.”15 3.0 Most Likely Incident Scenario The CSB used physical evidence and survivor interviews to determine the most likely incident scenario. Employee interviews and day shift records indicate that at the time of the incident, reactor D310 was operating with a reaction in process. Reactor D310 was found empty with the reactor bottom and drain valves open, and both valve switches in the “Open” position (Figure 6).
13 IEPA established a public repository for site-related information at the Illiopolis/Niantic Public Library District at Sixth and Mary Streets in Illiopolis, which contains reports related to the investigation and monitoring and cleanup. 14 These results were for 2,3,7,8-tetrachlorodibenzo-p-dioxin (TCDD). 15 www.epa.state.il.us/community-relations/fact-sheets/formosa-plastics/, November 2006.
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Figure 6. Reactor D310 bottom valve control panel as found after the explosion The as-found condition of Reactor D306 indicated that it was being cleaned: the top manway was open, the pressure washer was inside, the bottom valve was open, and the drain and transfer valves were closed. The next cleaning step that the blaster operator would have performed would be to open the drain valve and empty the reactor. Because of the as-found condition of reactors D306 and D310, the CSB concluded that the blaster operator cleaning reactor D306 likely went to D310 by mistake and tried to open the bottom valve to empty the reactor. The D310 valve would not open, however, because the reactor was operating with the pressure interlock activated.16 Because he likely thought he was at the correct reactor (D306), the blaster operator may have believed that the bottom valve on D310 was not functioning. The CSB concluded that because the bottom valve actuator air hoses were found disconnected and the emergency air hose used to bypass the interlock was found connected, the blaster operator, who likely believed the reactor contained
16 Plant personnel estimate that the pressure inside D310 was approximately 70 psig when the interlock was overridden.
Formosa Plastics Corp. March 2007 24 only cleaning water, used the emergency air hose to bypass the bottom valve pressure interlock and open the reactor bottom valve while the reactor was operating, releasing the contents. The shift supervisor stated that the blaster operator did not request permission to bypass the interlock (required by procedure) or inform anyone that he had bypassed it. 17 Consequently, operators attempting to control the release likely believed that a failure or other malfunction had occurred and tried to relieve the pressure inside the reactor to slow the release.18 The VCM vapor cloud ignited and exploded while the operators were working at the reactor controls. 4.0 Incident Analysis 4.1 Minimizing Human Error On April 23, 2004, an operator at Formosa-IL erred when he dumped the contents of an operating PVC reactor by opening the wrong valve. Studies show that human error is a large contributor to fatalities, injuries, and property damage in the chemical industry (CCPS, 1994): “there is a belief…that human error is both inevitable and unpredictable. However, human error is inevitable only if people are placed in situations that emphasize human weaknesses and that do not support human strengths” (Anderson, 1999). At Formosa-IL, several factors combined to make the human error in this incident more likely. Companies need to evaluate factors that alone do not create high-risk situations, but combined, make human error more likely.
17 The blaster operator was fatally injured when the VCM vapor ignited. 18 Approximately 15,000 pounds of VCM was released, along with water, PVC, and other reaction ingredients.
Formosa Plastics Corp. March 2007 25 4.1.1 Reactor Layout At Formosa-IL, the PVC1 reactors were arranged in groups of four, with a control panel for every two reactors. Both reactors (D306 and D310) involved in this incident occupied the same relative position among groups of four reactors (Figure 7).
Figure 7. Cutaway of reactor building Reactor bottom and drain valve control panels were on the lower level. Each reactor was labeled with the reactor number. The control panels, also labeled with the reactor number, had clearly labeled indicator lamps showing the bottom and drain valve positions. Similar equipment layouts are common in the chemical industry and can create a possibility for human error, which a comprehensive hazard analysis should address (Section 4.3).
Formosa Plastics Corp. March 2007 26 4.1.2 Communications Operators working on the lower level had no means to communicate with operators on the upper level who had ready access to reactor status information.19 Consequently, an operator at the valve control panel on the lower level, who questioned why a bottom valve would not open, would have to climb the stairs to the upper level to determine reactor status. This “inconvenience” may have contributed to a scenario in which the blaster operator might guess reactor status instead of climbing the stairs to get the status. The CSB learned that operators at Formosa’s Baton Rouge, Delaware City, and Point Comfort plants either carry radios or have access to an intercom system on the lower level. 4.1.3 Staffing Changes When FPC USA bought the Borden facility in 2002, management reorganized and reduced staff. Interviews and documents obtained by the CSB investigators indicate that when considering what changes to make, FPC USA compared similar Formosa plant sites and Formosa operating philosophy, but conducted no formal managerial or human resource analysis of the staffing changes.20 These changes, described below, occurred on the day Formosa-IL took ownership of the plant. Borden Chemical had assigned operators and a group leader (a working supervisor) for each area (such as PVC1). The group leader was an hourly employee responsible for supporting the operators in his/her area. Employees interviewed indicated that the group leader, a respected position at the Illiopolis facility, had an elevated level of responsibility. If an operator had a problem, the group leader for the area was skilled and readily available. For example, if a problem occurred that required that the reactor bottom
19 At Formosa-IL, radios were available, however operators did not normally carry them. 20Management of Change (MOC) programs evaluate the safety consequences of changes to facilities that affect a covered process. The OSHA PSM standard requires companies that handle highly hazardous chemical processes to have MOC programs. Since 1989, CCPS has advocated applying MOC to organizational and staffing changes (CCPS, 1989).
Formosa Plastics Corp. March 2007 27 valve safety interlock be bypassed, the PVC1 group leader had the knowledge of how, and more important, under what circumstances it could be done. Furthermore, the group leader could usually obtain the shift supervisor’s permission to bypass the interlock. FPC USA management eliminated the group leaders when it bought the facility. Consequently, instead of each operational area having a group leader, a single shift supervisor was responsible for the entire plant. In an emergency, or if an operator needed non-emergency advice or assistance, the shift supervisor might not be as available as the previous group leaders. Because a shift supervisor might be unable to respond quickly, Borden Chemical, and subsequently Formosa-IL, required only that the supervisor authorize, but not actually witness, the override of the controls for the reactor bottom valve interlock.21 This lack of availability, combined with communication difficulties (Section 4.2.2) and that the use of the safety interlock bypass would be undetectable, increased the likelihood that an operator might act independently and may have contributed to the unauthorized safety interlock bypass use in both the February 2004 and April 2004 incidents. 4.2 Learning from Incidents Prior to the April 23, 2004, Formosa-IL incident, both the FPC USA Baton Rouge and Formosa-IL facilities had operators mistakenly open a reactor bottom valve. The FPC USA EHS group had received reports of both incidents, but did not recognize a key similarity: operators could mistakenly go to the wrong reactor and bypass safeguards to open a reactor bottom valve. The following sections describe these incidents.
21 Borden Chemical recognized this was a problem and recommended in the 1992 PHA that the shift supervisor actually witness the bypass. The CSB was unable to determine how Borden Chemical addressed this recommendation.
Formosa Plastics Corp. March 2007 28 4.2.1 Baton Rouge 2003 Incident In June 2003, at Formosa’s Baton Rouge facility, about 8,000 pounds of VCM were released when an operator cleaning a reactor mistakenly opened the bottom valve and blind flange on an operating reactor.22 This incident was similar to the fatal incident at Formosa-IL, as the operator opened the top manway on the reactor to be cleaned and then went to the lower level, where he mistakenly went to an adjacent reactor, removed a bolted flange cover, and opened a motor-operated drain valve, emptying the reactor contents onto the floor. The operator tried unsuccessfully to close the valve, then evacuated and notified the supervisor. The supervisor immediately switched the valve operation to “Remote” and closed the valve from the control room.23 In this incident the VCM dispersed without igniting. The Formosa investigation team could not determine why the operator went to the wrong reactor, as both reactors and the drain valve controls were labeled and the operating reactor agitator could be heard. Since this incident, all reactor drain valves at the Baton Rouge facility are locked when not in use, and only supervisors have access to the keys. 4.2.2 Formosa-IL February 2004 Incident At Formosa-IL, about 60 days prior to the April 23, 2004, fatal incident, an operator mistakenly transferred the contents of an operating reactor to a stripper tank. Consequently, pressure in the stripper tank exceeded its relief device setpoint and VCM released through the vent pipe to the atmosphere. Formosa-IL investigated this incident. As in the fatal incident, an operator used the emergency air hose to bypass the reactor bottom valve interlock without supervisor authorization. In response, Formosa-IL
22 The operation at Baton Rouge was different than at Illiopolis: reactors were not cleaned after each batch and the reactor bottom drain was closed with an 8-inch motor-operated drain valve and a bolted cover. 23 At Formosa-IL the reactor bottom valve can only be operated on the lower level under the reactor.
Formosa Plastics Corp. March 2007 29 retrained the operators on emergency reactor transfer procedures, including the requirement for supervisory approval prior to use of the emergency air hose.24 In addition, the investigation report recommended redesigning the interlock bypass to prevent unauthorized use, and established a deadline of April 1, 2004, for completion. Employee interviews indicated that Formosa-IL personnel met several times to discuss a new bypass design, but were unable to agree on one. Formosa-IL personnel continued discussions after the April 1 deadline, but had not implemented any design changes before the April 23, 2004, incident. 4.2.3 Delaware City 2005 Incident In May 2005, Formosa’s Delaware City facility had an incident when an operator mistakenly transferred the contents of an operating reactor, resulting in a VCM release of about 2,500 pounds. The reactor bottom valve on all reactors had been chain-locked with two locks to prevent inadvertent operation; one key was held by the cleaning operator, and the other by the control room operator. On the day of the incident, the control room operator gave his/her key to the cleaning operator in the control room25 who went to the wrong reactor, unlocked both valves, and transferred the contents of the operating reactor. 4.2.4 Other PVC Incidents Table 1, adapted from The Encyclopedia of PVC (Nash, 1986), lists PVC manufacturing incidents similar to the April 23 Formosa-IL incident in that they include operators going to wrong reactors and opening bottom valves. These incidents demonstrate that inadvertently draining a reactor is a serious hazard in the PVC manufacturing process.
24 Records were unavailable to determine if the blaster operator on duty the night of April 23 received this training. 25 The policy required the control room operator to hand over his/her key in the control room so that the control room was always attended by an operator.
Formosa Plastics Corp. March 2007 30 Table 1. PVC Manufacturing accidents involving inadvertent reactor discharge
Year
Place Cause Result 1961 Japan Contents of wrong reactor discharged. Four killed, eight injured in plant and two outside. Major structural damage to the plant. 1966 New Jersey Operator opened wrong reactor bottom valve, discharging contents. One killed. Plant destroyed. 1980 Massachusetts Operator opened wrong bottom valve, discharging fresh batch. Two injured; damage over $1 million. 1980 California Improper valve design allowed a bottom valve to remain partially open. Major damage to the plant.
- 2.5
FPC USA Review of Similar Incidents Investigations of incidents provide valuable opportunities to identify and correct hazards. Both the 2003 Baton Rouge and February 2004 Formosa-IL incidents and three of the incidents in Table 1 illustrate that an operator can mistakenly go to the wrong reactor and open a bottom valve. Moreover, the February 2004 incident illustrates that easily defeated safeguards may do little to prevent operator error. These incidents were warnings of the vulnerabilities that led to the April 2004 fatal incident. Neither Formosa-IL management nor FPC USA corporate safety personnel recognized common elements of the 2003 Baton Rouge and February 2004 Formosa-IL incidents. In particular, Formosa-IL managers were notified of the Baton Rouge incident, but took no action because they believed the operations were dissimilar, as Baton Rouge did not have an interlock on the reactor bottom valve. Additionally, when the Formosa-IL managers reviewed the February 2004 Formosa-IL incident, they did not act urgently to implement rigorous safeguards to prevent recurrence. The CSB concluded that FPC USA corporate safety personnel and Formosa-IL managers should have recognized the similarities in these incidents, specifically the possibility that an operator might mistakenly open the wrong reactor bottom valve, and made the installation of a more effective interlock an urgent priority.
Formosa Plastics Corp. March 2007 31 The May 2005 Delaware City incident further illustrates that more than one year after the Formosa-IL fatal incident, FPC USA corporate safety personnel continued to underestimate the urgency and importance of implementing rigorous safeguards to prevent an operator from opening a reactor bottom valve on an operating reactor. Companies with a learning culture purposefully study problems such as those revealed in incident investigations, and quickly make changes to improve systems (Hopkins, 2005). This includes reviewing incidents across the corporation, recognizing similar patterns, and ensuring that all facilities take appropriate corrective actions. The FPC USA incident investigation program did not effectively evaluate incidents and communicate findings that could have prevented this incident. 4.3 Analyzing High-Consequence Hazards One tool for evaluating and protecting against human error is a process hazard analysis (PHA). A typical PHA identifies and evaluates specific process hazard scenarios, including human error, to determine potential consequences. Safeguards26 are then matched with hazards, and, where gaps exist, a recommendation is issued. The OSHA PSM standard (29 CFR 1910.129) requires facilities using highly hazardous chemicals to conduct a PHA and revalidate it at least every five years, sooner if the process changes significantly. Borden Chemical completed a PHA on the PVC1 unit in 1992 and a partial revalidation of the PHA in
- Formosa-IL had not revalidated the 1999 PHA or conducted a new PHA prior to the April 23,
2004, incident.
26 A safeguard is “any device, system, or action that either would likely interrupt the chain of events following an initiating event or mitigate the consequences” (CCPS, 2001).
Formosa Plastics Corp. March 2007 32 4.3.1 1992 PHA The April 23, 2004, fire destroyed much of the 1992 Borden PHA documentation. What remained verified that the PHA team analyzed the reactor emergency transfer procedure and recommended • modifying the plant-wide philosophy “to require that no plant interlock be defeated without direct hands-on approval and witnessing of operating supervision”27 and • replacing the emergency air hose system with one that required a supervisor’s key to override it. These recommendations, which addressed some key deficiencies that the CSB concluded contributed to the unauthorized use of the bottom valve interlock bypass on April 23, 2004, were never implemented. In addition, site management continued to require that employees obtain only the supervisor’s verbal authorization to bypass the reactor bottom valve control. 4.3.2 1999 PHA Revalidation In 1999, Borden Chemical conducted the partial PHA revalidation of the PVC1 process that included the D310 reactor. The PHA team addressed a previous incident where the contents of an operating reactor were inadvertently transferred, a scenario very similar to what occurred during the February 2004 incident (Section 4.2.2). The PHA team identified potentially severe consequences of fire, injury, and environmental and/or offsite impact, but accepted the existing bottom valve safety interlock, procedures, and training as suitable safeguards. Inadvertently transferring the contents of an operating reactor was identified as a high-consequence event with a significant likelihood of occurrence (it had occurred at least once). Operating procedures are typically viewed as less reliable safeguards for high-consequence events (Bird and Germaine, 1985), yet
27 Formosa’s policy at the time of the incident required that a supervisor authorize the override instead of being present and directly involved.
Formosa Plastics Corp. March 2007 33 the safeguards accepted for this high-consequence event were written procedures and an interlock with a bypass controlled only by procedure (the emergency transfer procedure). Such administrative protections may be inappropriate as the sole protection against hazards with severe consequences such as fire, injury, or environmental release of a toxic substance. 4.3.3 Reactor Cleaning Procedure PHA The CSB investigators noted that neither PHA addressed reactor cleaning procedures. Addressing the reactor cleaning procedure in a formal PHA28 may have identified the potential for an operator to go to the wrong reactor during the cleaning process, and might have prompted Borden Chemical to implement more rigorous safeguards, like a key lock system, to ensure that operators could not accidentally open the bottom valve on an operating reactor. 4.3.4 Risk Assessment After identifying likelihood and severity of identified hazards, risk should be assessed to determine if existing safeguards are adequate. Risk, a function of likelihood and severity, is highest when the most severe consequences have a likelihood of occurring frequently (Figure 8). These risks require a higher level of safeguard.
28 The CCPS Guidelines for Hazard Evaluation Procedures suggests performing PHAs on procedures for batch processes like that used at Formosa-IL and include a worked example for a PVC production facility (CCPS 1992).
Formosa Plastics Corp. March 2007 34
Figure 8. Sample risk matrix for employee safety Borden Chemical and Formosa-IL used a qualitative approach to evaluate hazards and assess risk for PHAs. A qualitative PHA is conducted by a team of knowledgeable and experienced individuals who identify hazards and review risks to assess the adequacy of safeguards. The team uses experience and judgment to assess a hazard’s severity and likelihood, and makes recommendations for additional safeguards when the risk associated with the hazard is perceived to be too high. Relying solely on judgment without standards or written guidance can lead to accepting or specifying an inadequate
Formosa Plastics Corp. March 2007 35 safeguard for an unacceptable risk.29 For example, in the 1999 Borden Chemical PHA revalidation, the PHA team identified the high-risk scenario of transferring the contents of an operating reactor, but accepted weak administrative safeguards as adequate to control the risk (Section 4.3.2). While qualitative approaches to hazard analyses are common in the chemical industry, the Center for Chemical Process Safety (CCPS) has recently promoted a semi-quantitative method called Layer of Protection Analysis (LOPA). LOPA is a more rigorous approach to determine if safeguards are sufficient to adequately control risks in hazardous systems such as chemical reactors. According to the CCPS, LOPA methods have • a method for classifying consequences, • criteria for determining risk tolerance (including upper management approval), • a scenario development procedure, • rules for considering independence of safeguards, • procedures for calculating risk, and • procedures to determine if risk is adequately safeguarded (CCPS, 2001). In this case, LOPA could be used to determine • if the reactor bottom valve interlock qualifies as an independent protection layer (IPL), a safeguard whose effectiveness can be measured and audited; and • if the effectiveness of all combined IPLs is adequate to control risk.
29 Formosa PHA procedures include written guidelines for risk assessment. However, the guidelines are not used to determine if a recommendation should be made, but to prioritize recommendations once they have been made.
Formosa Plastics Corp. March 2007 36 A reactor bottom valve interlock LOPA would likely identify that an easily used, poorly controlled, untraceable bypass mechanism would disqualify the interlock as an IPL. Additionally, since LOPA does not accept procedures to be IPLs, the procedural requirement that a supervisor authorize the use of the interlock bypass would not likely qualify.30 The absence of any other IPL on the reactor bottom valve would likely lead to the conclusion that the risk of inadvertently opening the valve is inadequately controlled and that more robust safeguards are necessary. 4.4 Bypass Control Formosa-IL management relied on the reactor bottom valve interlock as a key safeguard to protect against accidental transfer or dumping of the contents of an operating reactor, even though the interlock could be easily bypassed. In addition to the reactor bottom valve interlock, the CSB identified other safety equipment that could be easily bypassed: • Wooden blocks used to prevent inadvertent activation of the deluge system during maintenance hung from each riser valve. Facility management intended that authorized personnel use the blocks only during maintenance; however, because the use of the blocks was uncontrolled, they were vulnerable to misuse, such as not being removed after maintenance. • A toggle switch installed to disable the VCM gas detection system and prevent automatic activation of the deluge system during maintenance. Other than the switch position, no other indication existed to alert personnel that the system was disabled.
30 Procedures help improve human performance, but because they are not independent of that performance, they are not considered to be IPLs.
Formosa Plastics Corp. March 2007 37 4.4.1 Design The design of a bypass must be highly reliable, effective, and secure. The Formosa-IL bypasses all lacked physical controls needed to make them secure, in that anyone could access and use the bypasses. In addition, failure to provide indication of the bypass condition meant that the condition could be undetected, compromising the effectiveness of the safety equipment. 4.4.2 Policies Although Formosa-IL had a specific procedure for using the emergency air supply to bypass the bottom valve interlock, the procedure did not include recognized and generally accepted good practices for controlling safety interlocks. The 1992 Borden PHA recommended a “plant-wide” philosophy for controlling interlocks; however, none was implemented at the time of the April 23, 2004, incident. The CCPS offers best practice guidance for bypassing interlocks: • Implement a formal facility policy for bypassing interlocks; and • Write and implement procedures that require − process monitoring while the interlock is bypassed, − analysis of the appropriateness of the bypass method, − a time limit for bypass, and − documentation for and communication to all affected personnel (CCPS, 1993). In addition, Loss Prevention in the Process Industries (Lees, 1996) recommends supplementing bypass procedures with additional security measures such as keyed switches or passwords.
Formosa Plastics Corp. March 2007 38 Following the April 23, 2004, incident, Formosa’s Baton Rouge, Delaware City, and Point Comfort management all instituted site-wide policies for controlling interlocks bypasses. 31 These policies require a manager’s signature on a written permit, identification of alternate safeguards to ensure ongoing operational safety, and re-evaluation of bypassed interlocks every 24 hours. A site-wide interlock bypass policy like this, combined with appropriate physical or engineering control over the emergency air hoses, would likely have prevented the April 2004 fatal incident. 4.5 Emergency Preparedness Worker actions during this incident demonstrate that they were poorly prepared for a catastrophic release of VCM. For example, facility emergency response procedures contained conflicting requirements, workers tasked with critical response duties had not received requisite training, and the workers had not rehearsed a response to a large VCM release in more than 10 years. The supervisor went to where two operators were trying to control the release rather than call for an evacuation. The CSB estimates that the operators continued their work until the explosion occurred, up to five minutes after the release started.32 Despite knowingly working directly over a toxic VCM cloud, the operators did not put on protective breathing apparatus, activate emergency alarms, or evacuate the facility, contrary to emergency response actions outlined in Formosa-IL procedures addressing emergency response to hazardous material releases. The OSHA Hazardous Waste Operations and Emergency Response (HAZWOPER) standard33 states that employers have two choices when responding to uncontrollable hazardous material releases: they can
31 Prior to the April 2004 incident, FPC USA only required its PVC facilities to institute policies for interlock override as part of a work permit process used for maintenance. 32 Estimates range from 2.5 to 5 minutes as the time from the start of the release until ignition. 33 29 CFR 1910.120.
Formosa Plastics Corp. March 2007 39 respond if they are trained and equipped by implementing the rigorous emergency response requirements of the standard, or evacuate to a safe distance and rely on an outside response agency (the local fire or HAZMAT department).34 Formosa personnel did not evacuate to a safe location, and while they did respond to the release and try to control it, they did not implement the HAZWOPER emergency response requirements. Formosa-IL managers told the CSB that, in their opinion, HAZWOPER did not apply to the operations of the plant, yet various sections within the facility procedures outline response actions that trigger HAZWOPER requirements by directing employees to mitigate a release. The Formosa-IL facility had six different procedures relating to VCM release emergencies, which made determining Formosa’s plan for responding to a large VCM release difficult. For example, one procedure stated that a trained emergency brigade would respond to releases of less than 55 gallons. Another directed the shift supervisor and unit operators (not necessarily trained in emergency response) to put on protective equipment and take necessary actions to stop a release, yet it did not define the size of the release that employees were to respond to. These ambiguities created uncertainties that increased stress and compounded the potential for mistakes. Given that the procedures outlined employee response actions and that employees did respond to control the VCM release, the CSB concluded that the employees would have been better prepared to respond to this emergency if Formosa-IL had fully implemented the HAZWOPER emergency response requirements. HAZWOPER training conducted by experienced and qualified instructors, combined with annual refresher training and drills, can help workers handle the stress and emotions experienced during
34 29 CFR 1910.120(q) exempts an employer from HAZWOPER requirements if employees evacuate from the danger area and do not handle release emergencies and the employer develops an emergency action plan that complies with 29 CFR 1910.38.
Formosa Plastics Corp. March 2007 40 emergencies. The shift supervisor and operators who tried to control the release were not trained to the appropriate HAZWOPER emergency response requirements. 35 The purpose of drills and exercises is to rehearse and test the adequacy of emergency response plans, facility equipment and resources, and employee training and readiness. Drills also help employees realize that hazards are real and understand what actions they should take in an emergency. The CCPS recommends that emergency response plans specify the type and frequency of drills and exercises, and contain procedures for organizing, conducting, and evaluating them. Furthermore, the CCPS suggests annually conducting a “full scale” exercise and periodic credible incident scenario drills for each process (CCPS, 1995b). Formosa-IL had no written requirements or procedures for conducting drills or exercises; instead of planning exercises or drills, the facility only documented actual occurrences (false alarms, minor system upsets and releases, employee evacuations) and after such occurrences, conducted “lessons learned” sessions with management and employee representatives. Contrary to these recommendations, the CSB found that the Illiopolis facility had not conducted a drill of a large release scenario in more than 10 years. 4.6 Designing Deluge Systems to Prevent Fires and Explosions Deluge systems can sometimes prevent vapor cloud fires and explosions through several mechanisms: • Dispersing vapor and inducing air flow into the release, ultimately reducing the vapor concentration below the lower flammable limit (CCPS, 2003). • Absorbing the substance released; this, however, depends on the properties of the substance, primarily its solubility in water (CCPS, 2003).
35 See CFR 1910.120 (q)(6)for emergency response training requirements for.
Formosa Plastics Corp. March 2007 41 • Cooling and condensing vapors from materials with high boiling point temperatures, which may also reduce the vapor concentration below its lower flammability limit (NFPA, 2001). • Preventing ignition by reducing the potential for static electricity-generated sparks, and by cooling hot surfaces (NFPA, 2001).36 Formosa-IL employees believed that the reactor building water deluge system would prevent or mitigate an explosion or fire from a major VCM release.37 The PVC1 deluge system did not activate during the April 2004 fatal incident. The CSB was unable to determine a cause for the malfunction. However, the CSB concluded that the PVC1 deluge system would probably not have prevented the fire and explosion by reducing the vapor concentration below the lower flammable limit because • the PVC1 building was enclosed, thereby preventing effective dispersion of VCM vapors; • VCM is only slightly soluble in water, making water sprays ineffective for absorbing VCM releases; and • VCM vapors cannot be condensed by water sprays due to the low VCM atmospheric boiling point.38 The CCPS (1997) provides some general guidelines for the design of deluge (water spray) systems for air entrainment, and suggests a strategy for designing a system to mitigate flammable material releases that requires concise definition of the protection scenario. However, the CCPS refers to NFPA 15, Standard
36 If electrical components are not sealed properly, water ingress can actually create ignition sources by causing sparks from electrical short circuits (Thomas, 2000). 37 The CSB collected information on the PVC industry through an informal sampling of PVC manufacturers and learned that other PVC industry personnel have similar expectations. 38 The boiling point of VCM is -13.6oC.
Formosa Plastics Corp. March 2007 42 for Water Spray Fixed Systems for Fire Protection (NFPA, 2001), for specific critical design features of fixed water spray systems.39 NFPA 15 states that preventing fire is a legitimate design objective for water spray systems. The standard also provides specific, quantitative guidance on designing fixed water spray systems to extinguish and control burning and for exposure protection. However, NFPA 15 does not provide a clear strategy or detailed guidelines on how to design systems to prevent flammable vapor fires, nor does it include information on, or discussion of, the limitations of such systems. The CSB concluded that more comprehensive and detailed guidance would help manufacturers specify and understand the limitations of deluge systems to prevent flammable vapor fires and explosions. 4.7 Identifying Hazards at Newly Acquired Facilities Company mergers and acquisitions are common in the chemical industry. The PVC1 process was constructed and operated by Borden, Inc., and when FPC USA bought Formosa-IL, it inherited a design and procedures that presented significant risk, which FPC USA audits did not reveal. Little industry guidance is available to help companies evaluate process safety risks associated with acquisitions. At least one company, Air Products and Chemicals, Inc., has published an article detailing its corporate program for preventing incidents at newly acquired facilities (Dunbobbin, 2006). However, more industry guidance could assist companies, like FPC USA, develop programs to quickly identify and mitigate risk in newly acquired facilities.
39 NFPA 15 Chapter 7, Section 7.5 contains design objectives for fixed water spray systems (NFPA, 2001).
Formosa Plastics Corp. March 2007 43 5.0 Regulatory Analysis VCM is regulated under OSHA standards 29 CFR 1910.107 Vinyl Chloride and 29 CFR 1910.119 Process Safety Management of Highly Hazardous Chemicals (PSM).40 VCM is also regulated by the EPA as a Hazardous Air Pollutant (HAP) and under 40 CFR 68 Risk Management Program. 5.1 OSHA Regulations OSHA enforcement in Illinois is generally in response to accidents and complaints, or as part of a targeted (planned) inspection. During the five years prior to this incident, OSHA conducted no compliance or enforcement visits to Formosa-IL. 5.1.1 Process Safety Management of Highly Hazardous Chemicals The OSHA PSM standard provides a structure to systematically approach process safety and catastrophic incident prevention. It applies to processes containing threshold quantities of specific highly hazardous chemicals and flammable liquids and gases in quantities greater than 10,000 pounds. The PSM standard applies to the Formosa-IL facility because Formosa-IL stored and used VCM and vinyl acetate in quantities greater than 10,000 pounds.41 PSM-covered processes require adherence to 14 good safety management elements. The elements most relevant to the root and contributing causes of this incident are • Process Hazard Analysis—1910.119(e). (Section 4.3); • Management of Change—1910.119(l). (Section 4.1.3);
40 Because the process at Formosa-IL contained more than 10,000 lbs of VCM, it was required to comply with the OSHA PSM Standard (29 CFR 1910.119). 41 Formosa-IL reported to the IEPA in 2004 that it stores 2.3 million pounds of vinyl chloride and 185,000 pounds of vinyl acetate.
Formosa Plastics Corp. March 2007 44 • Incident Investigation—1910.119(m). (Section 4.2); and • Emergency Planning and Response—1910.119(n).42 (Section 4.5). 5.2 EPA Regulations VCM is regulated under the Risk Management Program, and at the time of this incident, it was regulated as an HAP under the Clean Air Act, National Emissions Standards for Hazardous Air Pollutants (NESHAP).43 IEPA oversees compliance with these regulations at the Formosa-IL facility. 5.2.1 Risk Management Program The Risk Management Program focuses on potential environmental and health hazards outside facility boundaries. The program requires regulated facilities to develop and implement appropriate risk management programs to minimize the frequency and severity of chemical plant accidents, and to submit a Risk Management Plan (RMP) to the EPA identifying, among other things, the chemicals and quantities stored at the facility, the worst case release scenarios, and the alternative case release scenario.44 The Risk Management Program largely incorporates the OSHA PSM requirements for high hazard facilities. 5.2.2 National Emissions Standards for Hazardous Air Pollutants (NESHAP) Until June 2004, the EPA regulated PVC manufacturing under 40 CFR 63 Subpart J, National Emission Standards for Hazardous Air Pollutants for Polyvinyl Chloride and Copolymers Production.45 This regulation required PVC manufacturing facilities that used greater than 10,000 pounds of vinyl chloride
42 This section of the PSM standard references two other OSHA regulations: 1910.120 and 1910.38. 43 See Section 112 of the CAA, 42 USC 7401 et seq. (1990). 44 The alternative case release is considered more realistic than the worst case and therefore more likely to occur. 45 On June 18, 2004, the U.S. Court of Appeals for the D.C. Circuit vacated this regulation and told the EPA to “…reconsider or properly explain its methodology for regulating HAPs emitted in PVC production….” See Mossville Environmental Action Now and Sierra Club v. EPA, 370 F.3d 1232 (D.C. Cir. 2004).
Formosa Plastics Corp. March 2007 45 (or other listed chemicals) to control emissions by applying the “maximum achievable control technology” (MACT) to the manufacturing process to minimize emissions.46 5.2.3 EPA Best Practices Guide for the PVC Industry In 2002, the EPA Region 3 Office of Enforcement, Compliance, and Environmental Justice embarked on a new enforcement approach to identify specific industries for inspections based on the findings and recommendations of an EPA investigation team of toxicologists, engineers, and scientists. The resulting industry list included the PVC industry for its emission of vinyl chloride. In 2003, the EPA Region 3 office in Philadelphia, Pennsylvania, began the Vinyl Chloride Pilot Project, gathering and consolidating information on the PVC industry and inspecting PVC plants in Region 3 (Pennsylvania, Delaware, West Virginia, Maryland, and the District of Columbia). In April 2004, the pilot project was expanded to include PVC manufacturing facilities nationwide. Through December 2005, the EPA assessed the air, water, and solid waste compliance status of 83 percent of PVC manufacturing facilities. In addition to collecting information on the industry and inspecting PVC plants, the project planned to develop a PVC industry best practices guide. 6.0 Key Findings 1. Borden Chemical did not implement 1992 PHA recommendations that suggested revisions to policies, procedures, and hardware for the reactor bottom valve interlock bypass to reduce the potential for deliberate or accidental misuse. 2. When it bought Formosa-IL, FPC USA implemented a new organizational structure and reduced staffing. Formosa-IL did not analyze the safety impact of this change.
46 See 67 FR 45885, “Rule for Polyvinyl Chloride and Copolymers Production.”
Formosa Plastics Corp. March 2007 46 3. In February 2004, an operator inadvertently transferred the contents of an operating reactor, resulting in a VCM release to the atmosphere. Although Formosa-IL recommended that the system be redesigned to prevent inadvertent reactor transfers by April 1, 2004, the redesign was never completed. 4. The interlock for the reactor D310 bottom valve had been bypassed and the drain valve opened, which released the reactor contents into the reactor building. 5. Neither Borden Chemical nor Formosa-IL analyzed the reactor cleaning procedure to identify hazards and recommend safeguards to prevent personnel from draining the wrong reactor during cleaning. 6. Operators on the lower level had no means (indication or communication) to determine the operating status of a reactor from the lower level. 7. Even though the operators were not authorized to use the reactor bottom valve interlock bypass, they had uncontrolled access, and the bypass could be used without detection. 8. The Formosa-IL plant had no written procedure to ensure that safeguards were sufficient to control the risk of a given hazard. 9. FPC USA had previous incidents at Baton Rouge and Formosa-IL similar to the April 23, 2004, Formosa-IL incident. FPC USA did not recognize the similarities among these incidents and make the installation of a more effective bottom valve interlock an urgent priority.
- More than a year after the Formosa-IL incident, a similar incident occurred at the Delaware City
plant indicating that, even after the April 23, 2004, incident, FPC USA had still not instituted rigorous safeguards to prevent an individual from inadvertently opening a reactor bottom valve.
- Formosa-IL had vague and conflicting procedures for responding to a large VCM release.
Formosa Plastics Corp. March 2007 47
- The Engineering and Safety offices were located close enough to the process to be heavily damaged
in the incident.
- NFPA 15 (NFPA, 2001) provides no clear engineering design basis, including limitations, for water
spray deluge systems intended to prevent or mitigate fires and explosions. 7.0 Root and Contributing Causes 7.1 Root Causes The investigation identified the following root causes:
- Borden Chemical did not adequately address the potential for human error:
a) Borden Chemical did not implement 1992 process hazard analysis (PHA) recommendations to change the reactor bottom valve interlock bypass to reduce potential misuse. b) In a 1999 PHA, Borden identified severe consequences for opening the reactor bottom valve on an operating reactor, but accepted the interlock, controlled by procedures and training, as a suitable safeguard.
- Formosa-IL did not adequately address the potential for human error:
a) After a 2003 incident at FPC USA’s Baton Rouge facility, Formosa-IL did not recognize that a similar incident could occur at the Illiopolis facility or take action to prevent it. b) Formosa-IL site management did not implement corrective actions identified in the investigation of a similar incident in February 2004 at Formosa-IL.
- Formosa-IL relied on a written procedure to control a hazard with potentially catastrophic
consequences.
Formosa Plastics Corp. March 2007 48 7.2 Contributing Causes The investigation identified the following contributing causes:
- FPC USA did not have written guidelines for matching safeguards with risk.
- FPC USA did not have comprehensive written standards managing interlocks at its PVC facilities.
- FPC USA did not recognize and address common elements of among several serious incidents at its
PVC facilities.
- Formosa-IL employees were unprepared for a major VCM release.
- 0 Recommendations
The CSB makes recommendations based on the findings and conclusions of its investigations. Recommendations are made to parties that can affect change to prevent future incidents, which may include the facility where the incident occurred, the parent company, trade organizations responsible for developing good practice guidelines, regulatory bodies, and/or organizations that have the ability to broadly communicate lessons learned from the incident, such as trade associations and labor unions. Formosa USA 04-10-I-IL-R1 Review the design and operation of FPC USA manufacturing facilities and implement policies and procedures to ensure that • Site-wide policies are implemented to address necessary steps and approval levels required to bypass safety interlocks and other critical safety systems. • Chemical processes are designed to minimize the likelihood and consequences of human error that could result in a catastrophic release. • Safety impacts of staffing changes are evaluated.
Formosa Plastics Corp. March 2007 49 • Risks identified during hazard analyses and near-miss and incident investigations are characterized, prioritized, and that corrective actions are taken promptly. • High-risk hazards are evaluated using layers of protection analysis (LOPA) techniques and that appropriate safeguards are installed to reduce the likelihood of a catastrophic release of material. • All credible consequences are considered in near-miss investigations. • Emergency procedures clearly characterize emergency scenarios, address responsibilities and duties of responders, describe evacuation procedures, and ensure adequate training. Ensure that periodic drills are conducted. • The siting of offices for administrative and support personnel is evaluated to ensure the safety of personnel should an explosion or catastrophic release occur. 04-10-I-IL-R2 Conduct periodic audits of each FPC USA PVC manufacturing facility for implementation of the items in Recommendation R1. Develop written findings and recommendations. Track and promptly implement corrective actions arising from the audit. Share audit findings with the workforce at the facilities and the FPC USA Board of Directors. 04-10-I-IL-R3 Design and implement a program requiring audits of newly acquired facilities that address the issues highlighted in this report. Document, track, and promptly address recommended actions arising from the audits. 04-10-I-IL-R4 Communicate the contents of this report to all employees of FPC USA PVC facilities. National Fire Protection Association 04-10-I-IL-R5 Revise NFPA 15, Standard for Water Spray Fixed Systems for Fire Protection, to provide additional design guidance for deluge systems designed to prevent or mitigate
Formosa Plastics Corp. March 2007 50 fires and explosions. Include information concerning the limitations of using deluge systems for this purpose. Vinyl Institute 04-10-I-IL-R6 Issue a safety alert to your membership highlighting the need to identify design features that may render processes vulnerable to human error and to implement sufficient layers of protection to minimize the likelihood human error causing catastrophic releases of hazardous material. Include lessons from PVC industry industrial accidents (including those described in this report and others highlighted in The Encyclopedia of PVC and elsewhere) that involved human error. Environmental Protection Agency 04-10-I-IL-R7 Ensure that the EPA’s Enforcement Alert concerning PVC facilities includes the causes and lessons learned from this investigation. Emphasize the importance of analyzing human factors and the need to implement adequate safeguards to minimize the likelihood and consequences of human error that could result in catastrophic incidents. AIChE Center for Chemical Process Safety 04-10-I-IL-R8 Develop guidelines for auditing chemical process safety at newly acquired facilities. Emphasize the identification of major hazards, a review of the acquired facility’s previous incident history and hazard analyses, the adequacy of management safety systems, and harmonization of the acquired facility’s standards and practices with those of the acquiring company.
Formosa Plastics Corp. March 2007 51
By the U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board
Carolyn W. Merritt
Chair
John S. Bresland
Member
Gary L. Visscher
Member
William B. Wark
Member
William E. Wright
Member
Date of Board Approval
Formosa Plastics Corp. March 2007 52 9.0 References Agency for Toxic Substances and Disease Registry (ATSDR), 1997. “Dioxin and Dioxin-Like Compounds in Soil, Part 1, ATSDR Interim Policy Guideline,” Toxicology and Industrial Health, Vol. 13, No. 6, pp. 759-768, 1997. ATSDR. ToxFAQs, February 1999, http://www.astdr.cdc.gov/facts104.html (accessed August 2006). Anderson, M., 1999. IChemE Safety and Loss Prevention Subject Group Newsletter, Spring 1999. Bird, F. E. and Germain, G. L., 1985. Practical Loss Control Leadership, International Loss Control Institute, Inc. Center for Chemical Process Safety (CCPS), 2003. Guidelines for Fire Protection in Chemical, Petrochemical, and Hydrocarbon Processing Facilities, American Institute of Chemical Engineers (AIChE). CCPS, 2001. Layer of Protection Analysis, AIChE. CCPS, 1997. Guidelines for Postrelease Mitigation Technology in the Chemical Process Industry, AIChE. CCPS, 1995a. Guidelines for Safe Process Operations and Maintenance, AIChE. CCPS, 1995b. Guidelines for Technical Planning for On-site Emergencies, AIChE. CCPS, 1993. Guidelines for Safe Automation of Chemical Processes, AIChE. CCPS, 1992. Guidelines for Hazard Evaluation Procedures, AIChE. CCPS, 1989. Guidelines for Technical Management of Chemical Process Safety, AIChE. Chemical Manufacturers Association, (CMA) (n.d.), Management of Safety and Health During Organization Change.
Formosa Plastics Corp. March 2007 53 CMA, 1990. A Manager’s Guide to Reducing Human Errors. Crawley, F., Preston, M., and Tyler, B. 2000. IChemE HAZOP Guide to Best Practice, Institution of Chemical Engineers. Dunbobbin, B.R., Paxton, C. L., Peters, G.A., and Dennehy, M.A., 2006. “Preventing Incidents at Newly Acquired Facilities: Implementation of Lessons Learned.” Process Safety Progress, Vol. 25, No. 1, pp. 64-70. Hopkins, A., 2005. Safety, Culture and Risk The Organisational Causes of Disasters, Sydney, Australia. CCH Australia Limited. Kletz, T., 1991. An Engineer’s View of Human Error, Rugby, U.K.: Institution of Chemical Engineers (IChemE). Lees, F. P., 1996. “Pressure System Design” in Loss Prevention in the Process Industries: Hazard Identification, Assessment and Control, Vol. 1, Butterworth-Heinemann. Lorenzo, D. K., 1990. A Manager’s Guide to Reducing Human Errors: Improving Human Performance in the Chemical Industry, Chemical Manufacturers Association, Inc. Nass, L.I., ed., 1976. Encyclopedia of PVC, Marcel Dekker, Inc. National Fire Protection Association (NFPA), 2002. National Fire Alarm Code, NFPA 72. NFPA, 2002a. Standard for the Inspection, Testing, and Maintenance of Water-Based Fire Protection Systems, NFPA 25. NFPA, 2001. Standard for Water Spray Fixed Systems for Fire Protection, NFPA 15. “Product Focus: Polyvinyl Chloride,” Chemical Week, Vol. 167, No. 42, 14 December 2005, p. 27. Norman, D.A., 1988. The Psychology of Everyday Things. Perry, R.H. and D.W. Green, 1984. Perry’s Chemical Engineer’s Handbook, 6th ed., McGraw-Hill, Inc.
Formosa Plastics Corp. March 2007 54 Sanders, M.S. and E. J. McCormick, 1993. Human Factors in Engineering and Design, McGraw-Hill, Inc. Skelton, B., 1997. IChemE Process Safety Analysis, An Introduction, Institution of Chemical Engineers. Strauch, B., 2002. Investigating Human Error: Incidents, Accidents, and Complex Systems, Ashgate. Thomas, G.O., September 2000. “On the Conditions Required for Explosion Mitigation by Water Sprays,” Process Safety and Environmental Protection, Vol. 78, Part B. U.S. Environmental Protection Agency (USEPA), 2003. “Exposure and Human Health Reassessment of 2,3,7,8-Tetrachlorodibenzo-p-Dioxin (TSDD) and Related Compounds,” EPA/600/P-00/001Cb, December 2003. USEPA, April 5, 2005. Air Toxics Website, http://www.epa.gov/ttn/atw/, (accessed December 2005). USEPA, 1982. Vinyl Chloride- A Review of National Emission Standards, Office of Air Quality Planning and Standards, February 1982.
Formosa Plastics Corp. March 2007 55 Appendix A: Casual Factor Diagram
Formosa Plastics Corp. March 2007 56 Appendix B: Logic Diagram
Formosa Plastics Corp. March 2007 57 APPENDIX C: Studies of Human Error in the Chemical Process Industries (CPI) Study Results Garrison (1989) Human error accounted for $563 million of major chemical accidents up to 1984 Joshchek (1981) 80-90% of all accidents in the CPI due to human error Rasmussen (1989) Study of 190 accidents in CPI facility; top four causes: • Insufficient knowledge 34% • Design errors 32% • Procedure errors 24% • Personnel errors 16% Butikofer (1986) Accidents in petrochemical and refinery units • Equipment and design failures 41% • Personnel and maintenance failures 41% • Inadequate procedures 11% • Inadequate inspection 5% • Other 2% Uehara and Hoosegow (1986) Human error accounted for 58% of the fire accidents in refineries • Improper management 12% • Improper design 12% • Improper materials 10% • Misoperation 11% • Improper inspection 19% • Improper repair 9% • Other errors 27% Oil and Insurance Association Report on Boiler Studies (1971) Human error accounted for 73% and 67% of total damage for boiler start-up and online explosions, respectively. (CCPS, 1994)
Formosa Plastics Corp. March 2007 58 APPENDIX D: Health Effects of VCM The health effects of acute (short-term) airborne exposure to high levels of VCM consist mainly of central nervous system depression and irritation of the eyes and respiratory tract. Acute human exposure to extremely high levels of vinyl chloride can cause loss of consciousness, lung and kidney irritation, and can inhibit blood clotting. Chronic (long-term) exposure to VCM can result in central and peripheral nervous system effects, 47 liver damage, numbness, discomfort in the hands and feet,48 joint and muscle pain, disfigurement of the extremities, and skin hardening.49 Inhaled VCM can increase the risk of a rare form of liver cancer (angiosarcoma). The EPA has classified vinyl chloride as a “Group A, Human Carcinogen,”50 and the International Agency for Research on Cancer (IARC), part of the World Health Organization (WHO), classifies VCM as a “Group 1” human carcinogen.51
47 Central nervous system effects include dizziness, drowsiness, fatigue, headache, visual and/or hearing disturbances, memory loss, and sleep disturbances. Peripheral nervous system effects include burning, pain, tingling, numbness, and weakness in the fingers. 48 Chronic exposure to VCM can cause some of the symptoms associated with Raynaud's Syndrome due to peripheral nervous system damage, including pain, cyanosis, and cold fingers and toes. 49 These symptoms are referred to as scleroderma-like skin changes, which, when advanced, can impair circulation and distort the extremities. 50 The EPA uses this group only when sufficient evidence from epidemiologic studies supports a causal association between exposure to an agent and cancer. 51 This category is used by IARC when sufficient evidence exists of a cause-and-effect relationship between exposure to the material and cancer in humans. Such determination requires evidence from epidemiologic (demographic and statistical); clinical; and/or tissue/cell studies involving humans exposed to the substance in question.
Formosa Plastics Corp. March 2007 59 The OSHA permissible exposure limit (PEL) for VCM is 1 ppm averaged over an 8-hour workday. For shorter exposures to higher concentrations, OSHA has adopted a short-term exposure limit not to exceed 15 minutes at 5 ppm. In addition, employers are required to take certain actions (conduct medical surveillance and periodically monitor worker exposures) when employee exposures are 0.5 ppm or higher averaged over an 8-hour workday.52
52 See 29 CFR 1910.1017, Vinyl Chloride.
Formosa Plastics Corp. March 2007 60 Appendix E: Dioxins Waste incinerators, forest fires, and backyard burn barrels are all significant sources of dioxin in the environment. Dioxins are also produced when PVC burns, as in the fires after the explosion at Formosa- IL. A fact sheet about dioxins can be found at the Agency for Toxic Substances and Disease Registry (ATSDR) website: http://www.atsdr.cdc.gov/tfacts104.html. According to the Agency for Toxic Substances and Disease Registry (ATSDR), “dioxin” is a general term that describes a group of 75 chemically related chlorine-containing organic chemical compounds known as chlorinated dibenzo-p-dioxins (CDD). One of the most toxic of these compounds, 2,3,7,8- tetrachlorodibenzo-p-dioxin, or TCDD, has been linked to severe health effects, and is considered a human carcinogen by the WHO and the IARC (ATSDR, 1999). Dioxins break down slowly and are very difficult to remove from the environment.
FD06391 | 2004_美国_DPC_Enterprises_Glendale_氯气泄漏-_DPC_Enterprises_Glendale_Chlorine_Release__调查报告.pdf
分类:06_境外及港澳台调查报告 | 年份:2004 | 地域: | 严重程度: | 场所: | 起火原因:燃气/爆炸 | 来源格式:pdf
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1
UNITED STATES OF AMERICA
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CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
- + + + +
PUBLIC MEETING RE
DPC ENTERPRISES PLANT
- + + + +
JUNE 9, 2004 6:00 P.M.
- + + + +
The meeting was held at the City of Glendale Council Chambers, 5850 West Glendale Avenue, Glendale, Arizona, John Bresland, presiding.
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P R O C E E D I N G S
(6:00 p.m.)
MR. BRESLAND: Good evening. Welcome to this public meeting of the U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board. I'm John Bresland, a member of the Board.
Before we begin, we have put some safety information in terms of if there is an emergency how do you exit the building, and there are exit doors at the ones you came in both my right and my left. And then behind me there are two more exit doors that eventually will lead outside. So, if we have to use them, hopefully we won't. That will be the way for you to exit.
Again, I'm John Bresland, a member of the Board of the Chemical Safety Board. We'd like to welcome you all to this public meeting to bring the community up to date on the CSB's investigation into the chlorine release last November 17, 2003 at the DPC Enterprises Plant here in Glendale, Arizona. I would especially like to thank the City of Glendale for their very kind hospitality in making these really wonderful facilities available to us for this important meeting. The cooperation of local officials in our investigation has been much appreciated, and we
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Later in the public meeting we will have a public comment period and we'll hear from anyone who wishes to speak about this investigation. I would remind you to please sign the sign-up sheet that is at the front entrance and if you haven't signed there's still plenty of time to do so. That sign-up sheet is on the table outside as you came in. Also, on the table outside is more information about the CSB and it's investigations and you're welcomed to take any of that information away with you.
With me at this table is another member of our five-member Board at the CSB, Rixio Medina. We also have the lead investigator in this instant that we are discussing tonight, Mr. John Murphy, who is sitting over here. He is accompanied by investigator Michael Morris, who's standing in front of us here. And also next to me is our general counsel, Mr. Chris Warner. In the audience is our chief operating officer, Mr. Charles Defras (phonetic). I believe Charles is outside right now welcoming people. And our public affairs person, Mr. Sandy Gilmore. At this time we'd like to recognize Glendale City Councilman, Phil Lieberman, and ask him if he'd like to give some brief remarks.
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MR. LIEBERMAN: Thank you, Mr. Bresland.
You will pardon my appearance. I didn't know I was going to do this until exactly eight minutes ago, but it's alright. I like it. Last September 17th, I got a call on what I would call my hotline from our city public relations director who said, Phil, there's a chemical spill. A chemical spill? Yes, and it's in your district. Uh-oh. And, we're even getting around to where we may have to evacuate homes. You better get over there. Believe me, I did in nothing flat. And then I discovered that I really couldn?t get there if I wanted to because road after road after road was blocked. I did go to the baseball park where facilities were going to be set up and were being set up, and we had a nice audience there of people who had been asked to leave their home. There was food. There was services. There was information. I thought for the very first effort of this type everything was working.
I do at this time want to publicly thank the Board, the U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board. I'm delighted and I'll use that term again delighted, to find that they are with the City of Glendale, with the City of Phoenix, they are doing the investigation to tell us what we can do
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And we are delighted, and I would tell you as a representative of the council, personally, I'm also delighted to see so many of you here. I hope to learn from this meeting. We are certainly learning from this incident. We had a meeting just last week where we were discussing this incident. We hope that it never happens again.
We also hope that should there be anything like it that does happen again we will no more about what to do. We will know more about what to do with the people who are in the area. We'll know more about, of course, the prevention of it, and I'm going to tell you with that, that I again want to welcome the Board. I want to welcome all of you. I want to welcome Claude Mattox, who just arrived, who I understand is going to speak to you a few works at the minute. And, again, please forgive my informal attire. Claude, it's your turn. Thank you.
MR. BRESLAND: Thank you, Councilman Leiberman. And now I'd like to introduce Phoenix city
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MR. MATTOX: Thank you very much. Good evening. I'm going to be very brief. Thank you, Phil, for recognizing that I had shown up late. I appreciate you bringing that to everyone's attention.
PHIL LIEBERMAN: Better late than never.
MR. MATTOX: Absolutely. I am Claude Mattox, Phoenix City Council. I happen to share a border with Mr. Lieberman. The City of Phoenix shares the border with Glendale and while the incident occurred in Glendale, those who were affected as far as the residential communities is concerned are in the City of Phoenix and were in my district. This evening, my interest is threefold. I would like to know what happened.
The second thing is, is I would like to know what preventative action can be taken to keep it from happening again in the future but, more importantly, how can the City of Phoenix and the City of Glendale work together inspecting these facilities and preventing this from happening in the future. As I look at what's out there in the City of Phoenix and surrounding communities, there are many of these facilities that surround our border. Phoenix does not
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[Applause]
MR. BRESLAND: Thank you very much, Mr. Mattox. Before we begin with the formal presentation, I'd like to very quickly tell you a little bit about the Chemical Safety Board, and I've asked Mike Morris to move ahead a couple of slides that we're going to show you. Let's go to the first slide, Mike.
As you can see, the Chemical Safety Board is an independent federal agency. It's mission is to investigate chemical accidents and when we talk about chemical accidents we talk about accidents in facilities that are using chemicals. And that's much broader than perhaps you would think. It's not only oil refineries, chemical plants. It could be steel mills. It could be paper mills. And in this case here it's a distributor of chemicals. And as part of
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As you can see we're not a regulatory agency. We're not like EPA or OSHA. We don't issue fines or penalties. We have five Board members who are appointed by the President. Mr. Medina is the most recent appointee and he's been on the Board for several months now. Our investigations are conducted by the professional staff that is headquartered in Washington. We've a budget of about $9 million a year, and our investigations typically take about a year to complete. And we normally investigate about 12 significant incidents a year. Coming across our desk and coming through our information services, we're seeing perhaps 500 to 1000 incidents a year, but we pick -- because of our limited budget, we pick the most serious of those incidents to investigate.
So, tonight here's what you're going to hear. First of all, you're hear a presentation of the preliminary findings from the investigation into the chlorine release at DPC. This is what we call our
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Then there's going to be a public comment period where any member of the public may speak for up to three minutes on matters that are relevant to our investigation. And I should say when I talk about timing, we have a little machine here that is set up to hopefully keep you on time. It'll go from green to orange to red, and green is typically three to four minutes, and then we'll give you a little leeway and then it'll turn to red. We're not going to tell you what happens when it turns to red. [Laughter]
It'll be quite a -- quite a non pleasant sensation. [Laughter]
So, we're here to report to the community and to listen to the members of the community because
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And, in this particular case, the truck that was being loaded was going to be shipped to the City of Glendale for the disinfection of their -- I'm sorry, the City of Scottsdale for disinfection of their drinking water. About 12 million tons of chlorine are manufactured every year. As well as being a very important chemical it's also a very toxic chemical and in high concentrations it can kill a person in just a few minutes. So, the CSB takes very seriously accidents that involve the release of chlorine. Fortunately, in this case no one was seriously injured and the amount released was limited.
In August of 2002, DPC had another incident in Festus, Missouri about 30 miles south of St. Louis, in which 40,000 pounds of chlorine were released. There, only favorable winds kept the chlorine from blanketing a nearby mobile home park.
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So, the work of the CSB is to find out what happened in these kinds of accidents and then make safety recommendations to prevent them from happening again. That's why this meeting is important tonight. So, I'd like to thank you for your attendance here this evening. Now, I'd like to ask if my colleague, CSB Board Member, Rixio Medina, has any comments.
MR. MEDINA: Thank you, John. Good evening. I would like to echo John's welcoming comments and would like to thank you for being here tonight. We hope to have a very productive meeting that will assist the Chemical Safety Board in completing it's investigation. We have made special efforts and preparations to ensure that the Spanish-speaking only members of the public would benefit from this meeting, and we have a translator
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Thank you.
MR. BRESLAND: Thank you, Mr. Medina. I'd like now to introduce our lead investigator, John Murphy and Mike Morris, who will present the preliminary findings. The first presentation is by Mr. Murphy.
MR. MURPHY: Thank you, Board Member Bresland, and good evening. As John has stated, we are here to discuss the DPC chlorine release of November 17, 2003 and to give you some preliminary findings. What happened that day was the chlorine was being transferred from a rail care to a tank truck. A chlorine scrubber was overloaded and chlorine was released to the environment. First we need to discuss a little bit about the DPC of Glendale operation. It is basically a chlorine repackaging facility. They receive rail cars of chlorine and repackage them into one ton and 150-pound cylinders. On occasion, approximately monthly, they also fill tank trucks of chlorine. An important part of the process is a
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This is a picture of the tank car that was being unloaded on the day of the incident. Upon arrival, it contained approximately 180,000 pounds of chlorine. This is a picture of the tank truck that was being filled, that as John stated, for shipment to Scottsdale for municipality water treatment purposes. This is a picture of the chlorine scrubber. This is a very important part of our story. It's basically, just a 4000-gallon tank. It contains 3500 gallons of scrubbing solution, which we'll talk about later. You might notice at the bottom of the picture you see water in the containment area. This is water that was deluged on the toxic cloud for mitigation purposes by the fire department.
This is an overview of a profile of the incident. We have calculated that up to 3500 pounds of chlorine gas was released when the scrubber was overloaded. Over 4000 people were told to evacuate. Businesses in the surrounding area around the facility were also evacuated. Two elementary schools had to shelter-in-place. By shelter-in-place, we mean the
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Now, a little bit about the characteristics of chlorine. At normal temperatures and pressures, chlorine is a greenish-yellow gas. It has the smell of household bleach. When it's shipped like in tank cars or tank trucks, however, it is in the form of a liquefied gas under pressure. As Board member Bresland has stated, chlorine can have adverse health effects if inhaled. In low concentrations, the effects are rather mild, but at higher concentrations they can be deadly. At one to three parts per million, there is mucous membrane irritation. From five to 15 parts per million, there are moderate respiratory tract irritation.
From our reports, people that were exposed to gas, they were probably exposed to these lower concentrations. However, at higher concentrations at 30 parts per million there can be immediate chest pain, vomiting and coughing.
At even higher concentrations the chlorine gas can be deadly. At 430
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Now, a little bit about the DPC scrubber process. The scrubber is an environmental or safety device used to prevent chlorine gas from escaping into the environment and the process that feeds chlorine vapors into a caustic solution. Again, you see the picture of the caustic scrubber, basically a 4000-gallon tank with 3500 gallons of scrubbing solution. This produces bleach, which can be sold as a product.
A little bit more about the scrubber process. Chlorine gas is normally vented into a solution which starts off at 20% sodium hydroxide, commonly called caustic. As the chlorine enters the scrubber, the concentration drops as the process continues. If the concentration reaches 0%, the scrubber stops working and chlorine gas is released into the atmosphere. This is what happened on November 17th.
With that, I'd like to turn the presentation over to Mike Morris, who'll talk a little bit about the procedures for scrubber operation at DPC. He will talk about the events of November 17,
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MR. MORRIS: Thanks, John. First of all, I want to discuss a little bit about what we found as the DPC written operating procedures that we found so far during our investigation. During the transfer process when low-concentration safety alarms sound, chlorine flow is to be shut off and caustic is to be tested to determine the percent concentration. When concentration is less than 0.5%, scrubber is emptied and caustic is added to bring the solution back to 20% caustic. What we found is common practice at the DPC Glendale facility.
After hearing the low-concentration safety alarms, operators typically would not shut off the chlorine feed while testing the caustic solution. The scrubber solution was run down to as low as 0.2% also, and this is significant because once it reaches 0%, all the caustic is reacted away and there's nothing left to treat the chlorine vapors that are being emptied into the caustic scrubber.
A little bit of timeline about the day of the incident the Chemical Safety Board found. During the morning they tested the caustic solution concentration and found it to be somewhere around 2%.
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This is animation of the normal chlorine tank loading process, simplified animation. I just want to point out to you that this is the rail tanker truck car with liquid chlorine, chlorine vapor piping. This is the tanker truck that was being filled, and
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The recirculation line on the caustic scrubber, it continuously recirculates the solution past sensors in the recirculation line. And these sensors let the operators know that alarms at certain set points to tell them that they're getting close to using up the caustic.
The next animation is of scrubber venting from over- chlorination. This is what happened the day of the incident. Again, the rail tank car, the tanker truck and the chlorine scrubber operation was working. They put dry air into the tank car, sent the liquid chlorine into the tanker and the vapor was going into the caustic scrubber. Once all the caustic was depleted in the scrubber, at this time the
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The Chemical Safety Board's preliminary findings of the DPC operations, it was common practice for DPC operators not to shut off the chlorine flow as required by the written procedure after a safety alarm. Allowing the caustic to drop to 0.5% concentration left a very limited safety margin. Also, no automatic shutdown systems were in place to prevent this over-chlorination. Again, John Murphy would like to come down and speak to the emergency response, and also steps forward for the CSB.
MR. MURPHY: Thank you, Mike. Now, some of the preliminary findings regarding the emergency response. There was some question as to whether the
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Now, what is the path forward, what are the next steps? The investigating team is now working on what we call root cause analysis. We're looking at the key findings, putting a timeline together, asking the questions why did these different events happen. But with asking the why questions, we come up with management system deficiencies. Once these are identified, this leads us to recommendations. The second thing the Board investigative team needs to do is to complete a review of the DPC corporate safety culture. Due to the fact that the Board has two DPC chlorine releases, the Board has some concern about the safety culture at DPC, and we want to do some
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MR. BRESLAND: Thank you, Mr. Murphy and Mr. Morris. There are actually two reasons for this meeting this evening. One is to tell the community, tell the people who are here this evening, what we have found out so far in our investigation. The second purpose of the meeting is to hear from the community about any concerns that they may have, any information that they may have that would be of use to us in our investigation. And to do that we'd like to introduce our first panel. And that panel is of
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MR. SHANNON: Okay. My name is Tom Shannon. I'm the Assistant Fire Chief for the City of Glendale. My role in this incident was twofold. I serve as the emergency manager for the City, and in addition the chief over operations, which includes largely the hazardous materials and fire response. I would like to welcome the Board and the citizens and feel as though this is an opportunity to not only give
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MR. BRESLAND: Why don't we go right through the brief presentations and then we can pose some questions to each of you at the end of that. So, Assistant Chief Kirkland.
MR. KIRKLAND: Thank you. My name's Andrew Kirkland. I'm Assistant Chief of Glendale, and I want to thank the Chemical Safety Board for the representatives that you sent out that worked with us. They did a great job and we appreciated working with them. I also want to take a moment to thank all the responders that day, all the emergency responders from Phoenix, our partners in the fire department as well who helped us that day.
The police department takes these incidents seriously and we attempt to learn as much as we can as a public safety agency. We are committed to protecting our community. We are here to share what we've learned from this incident and to hear others and how things could have worked better. We understand, you know, our role in law enforcement as first responders having a great deal of responsibility at the ground level and responsible for evacuation. Again, we take that very seriously, and we welcome you
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MR. BRESLAND: Thank you. Commander Forster from the Phoenix Police Department.
MR. FORSTER: Thank you, Mr. Bresland, members of the Board. The Phoenix Police Department's involvement was primarily was as an assistive unit to Glendale PD and Glendale fire units and supportive of a hazardous material incident. As both Chief Kirkland and Chief Shannon have stated in the past, organizationally intra-agency, intra-operability, we drill these incidents quite frequently. We partner. We share information. And we try to make each incident a learning experience prior to if a subsequent incident should occur. The primary role of law enforcement in this particular case relating to the Phoenix Police Department, as I stated, was traffic control and evacuation system. Police always defer to fire in these types of situations for their expertise and their direction.
Our primarily responsibility was a significant commitment of manpower, technical apparatus, aircraft and coordination evacuation. When that was decided, assisting and arranging for a reception area for those citizens that were asked to evacuate, and dealing with both individual notifications and use of the CEN
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MR. BRESLAND: How many police officer?
MR. FORSTER: About 80 police officers, roughly.
MR. BRESLAND: Okay. Mr. Newbill from the LEPC.
MR. NEWBILL: Good evening, Mr. Bresland and to the Board. I am Tim Newbill with Maricopa County Emergency Management. I want to first start by saying that I will be speaking this evening on behalf of -- as a Maricopa County Emergency HAZMAT planner, not the LEPC. Our bylaws state that without our committee voting on speaking on the behalf of the LEPC, and since we don't meet until next month, we didn't have that opportunity. So, I will be speaking this evening as the HAZMAT planner for Maricopa County. And just our role was to receive the information as whenever there is some type of release, we receive the call and then to pass that information on through the circ, as well as to just make sure that
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MR. BRESLAND: Okay. We have several questions that we'd like you to think about, and Mr. Medina and I will kind of take it in turns to. One question that I have, the number of evacuees has been quoted at 4000 and I wondered is there any more exact information as to how many people actually did evacuate and how many people left their homes or their places or business or their schools or their shops. Do we have any more accurate information on that.
MR. FORSTER: I don't think we have an exact number for you.
MR. SHANNON: I would defer to the reception center run by Phoenix to give you an idea of how many folks actually used that. I believe, Chief, it was the 100s.
MR. FORSTER: Mr. Bresland, if I could address that briefly. The 4000 number comes from, I believe, what was the CENS, the Community Emergency Response Notification System. As you know, that system has the ability to make a significant number of
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MR. BRESLAND: Can you explain the different between the 4128 phones and the 7000 phone calls?
MR. FORSTER: The calls are made -- when CENS activates, it calls that number three times if there's no answer. So, the number of persons that actually receive full delivery of the message, where somebody actually answered the phone, were 1286. So, that would be 30% of the calls that were made. There were several where only a partial message was delivered, where there was no answer, where there was a hang-up and in some cases some of those numbers actually went to fax machines. We use QWEST as the
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MR. BRESLAND: What did the message say, did it direct people to evacuate or to shelter-in-place?
MR. FORSTER: The message can be custom made to whatever the incident is. It can be preprogrammed for a normal incident or a repetitive incident that might be of interest to the community but it's also tailor made to whatever the event is. In this case, I don't have the exact verbiage -- a transcript of that recording, but it basically tells people that there is a chlorine leak incident, it gives them directions to evacuate and where to go.
MR. SHANNON: Mr. Bresland, to clarify, on that day there was the benefit of two systems working. The Glendale system is slightly different in that the way the message was constructed was done by folks in Glendale and without coordination between the CENS folks, because there was a time lapse between the two systems being implemented, but the Glendale emergency notification system utilized both Spanish-speaking messages and English-speaking and deferred the Spanish speakers to a separate number where they would actually speak to a live body and they would provide
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MR. MEDINA: Since we're talking about the community notification system, I would like to ask a question. How is it then that we heard that the Spanish-speaking people got the message in English and the English-speaking people in Spanish. And, have (sic) that issue been addressed and has it been resolved to prevent from happening again?
MR. FORSTER: I believe that's a CENS issue. I can't comment regarding that because I speak to the Glendale issue. I would defer to the CENS system, and I just couldn't comment regarding that.
MR. SHANNON: Mr. Bresland, Mr. Medina, I'm not aware of the amount of cross linguistics went and what the issue was. Again, CENS is run from Phoenix Regional Fire Dispatch, and those particular numbers, if that did occur, I don't know to what level that is. If we were made aware of it, if CENS was made aware of it, I believe they would have moved forward to correct it.
MR. BRESLAND: Now, one of the advantages of an incident like this is, if there is such a thing as an advantage from an incident like this, is that
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MR. KIRKLAND: I'll go first speaking for law enforcement. And there are several changes that -- at least things that we've learned from here. And one is to continue training of our officers about emergency response. Getting there, not arriving in a hot zone, working with our dispatchers in dispatching the call correctly, learning how to do that, continually working with them to do that, but also bringing in the other agencies in this valley, because we had about 40 officers out there and Phoenix, they had 80. If we needed more assistance -- our partners in the west valley, we work with them very closely and we're putting together our own system amongst law enforcement agencies that will allow us to train and work and communicate more effective together. So, it's a learning process not for us, but we've expanded that throughout the western part of this valley to incorporate all of the agencies out here.
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MR. SHANNON: From the fire and emergency management perspective without question, like law enforcement, we take every incident like this and do a self evaluation. Whether or not things went very well or if they don't go so well. And particular issue that comes up in incidents like this is communication. Communication between disciplines: law enforcement, fire. And communication between sectors within an incident. In the fire service we will sectorize an incident into the specific needs. Hazard sector is a forward placed sector that operates the technical side of making entry and gaining values and things like that. And they communicate back to the incident commander, who then communicates to other sectors as well as our law enforcement partners in the unified command process. We can always do better in making that a very seamless process, either by improving the technology, understand the language that is being used so that there are not lapses of understanding. In this particular case there were some semantic issues in understanding by perimeter folks of the appropriateness of using personal protective equipment based on what they were hearing from the incident commander. Really came down to semantics. And so what we need to do and we will always continue to do
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MR. BRESLAND: Okay. Thank you. Anybody else like to comment on that?
MR. FORSTER: Yes, Mr. Bresland. To echo Chief Shannon's comments and Chief Kirkland's both. There are significant things that were learned -- some procedural, some communications as was stated, some additional opportunities to grow from this incident to do two things, to protect the community and provide better service to the community and to protect the
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don't
not only do we not have organizational misunderstandings but at the line level, at the first responder level, that that level understands each other's language and communicates in an immediate environment.
MR. MEDINA: Mike, I have a request and a question. First, to Commander Forster. I understand that, and we have a community notification system that has some specific functionality and another one that's kind of a regional. We heard again that there were difficulties in sending the right message to the right
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MR. KIRKLAND: Mr. Bresland, Mr. Medina, I will absolutely follow up on that to clarify that for the Board and for the community that I believe deserves a response to that. In addition to the CENS, there were multilevel response tactics that were used. That included police officers and fire fighters going door to door. That included police officers both in Spanish and English using police cruiser PA systems and it included the police helicopter, Phoenix's police helicopter doing loudspeaker broadcasts trying to assist in that. But your point is well taken. I
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MR. MEDINA: Thank you. And my question to Chief Shannon, do you have authority -- this is more on the preventative side, do you have authority within your jurisdiction to conduct inspections or audits at chemical facilities?
MR. SHANNON: Well, certainly there are -- as businesses, there are permits required for specific types of operations. My fire marshall is here to speak specifically if you need to know details as to the DPC facility and what permits are required. However, what is philosophically required and legally required is evaluated and then during the inspection process on an annual or semi-annual basis based on the hazard potential, it is confirmed again. So, the difficulty for a fire department is to -- once a permit is given without technical expertise, a fire protection engineer that specializes in chemical safety, to know whether or not the there is additional issues related to their permit. So, I don't know if I'm answering your question directly. This company satisfied all permit requirements for the type of business that they do. We have had a longstanding relationship with them in terms of preplanning, knowing what's at their facility when they were both
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MR. MEDINA: And my final question to Chief Kirkland here, I understand from Chief Shannon that perhaps the officers did not use the respirator or the personal protective equipment that they had because there could be some confusion in the instructions or in the -- command. So, the bottom line is why were these officers not using -- why did they not use the proper respiratory protection equipment?
MR. KIRKLAND: As Chief Forster mentioned, there was communication issues, I think between -- as people started to respond, about whether or not the masks they had were actually -- would be effective in that environment. And so that leads to what the point that was made about how people at the ground level -- how our staff at the ground level -- we have to work out those communication issues and what is said and what is responded to and how they do what they do when they arrive on scene, and that was simply a
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MR. MEDINA: Thank you.
MR. KIRKLAND: Can I add just two things that were not mentioned that should be addressed and I think -- we talk a lot about our staff and training and doing the education and that component of it, but the two pieces that we've left out and should be at the forefront as well as what we do is the business community and talking with those businesses and not only DPC but others and educate them on what happens or what they should do. And also the citizens. We take a lot of time -- we do a lot of education about water safety, about all of these other things that we do on a day-to-day basis and we should be talking to them about this. We should not let those go. So, those two components as lessons learned for us in law enforcement is something that we're going to look at as well.
MR. BRESLAND: This is a follow-up to a question that Mr. Medina asked. And it's an issue that comes up not only with this incident but comes up quite commonly with the investigations that we do and that is how does a local community -- there isn't a simple answer to this question but I'd be interested
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MR. SHANNON: I believe that to tag on what Chief Kirkland was saying, it's the responsibility of the fire department to assure that they are an appropriately operating facility, but also to educate the public in terms of just safe living in their community. So, we can't put the onus on the community to ask the question first. We can do a better job of informing them. But, specific to your question, citizens should feel very comfortable whether they be from Phoenix or Glendale in calling their fire department and asking to talk to the fire protection department and get to the specifics. It's essentially like calling the better business bureau. Find out what kind of things are going on in this industry and have you had problems and if you have had problems what is your plan. I think that there's not an agency within the automatic eight system, over 22 cities, that would deny citizens direct contact with the folks who are doing the leg work at these
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MR. BRESLAND: But you're the -- the fire fighters are the people with the expertise in going in and looking at the potential for fire fighting issues, but -- the fire fighters are the people who can go in and look at the facility if there's a fire risk, but how do you determine without -- as you said without the expertise if it's a chemical operation, how do you determine -- how do you feel comfortable about its operation and who would you call upon or who could you call upon to give you that expertise?
MR. SHANNON: As a citizen you're saying?
MR. BRESLAND: No, as a member of the --
MR. SHANNON: Fire fighting community?
MR. BRESLAND: As a member of the fire fighters or as a -- as a person who is running the City of Glendale.
MR. SHANNON: Very clearly, you rely upon you inspection programs. The facilities are inspected on a regular basis. This facility was inspected two years prior. As I mentioned before, we target
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MR. BRESLAND: I'm thinking of a facility in Ohio that had an incident and the fire department there had actually hired a chemist to get some understanding of what the issues were around the --
MR. SHANNON: There is a city -- Tempe has done just then. We intend to hire a fire protection engineer to look at specialized systems. And we use the knowledge that's gained by technicians who are
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MR. BRESLAND: Do you have some questions?
MR. MEDINA: Yes. We go to other communities where there's always discussion between appropriateness of short term place versus evacuation. I'm interested to know how that decision -- what is the process used to make the decision in this particular case and what do you use to make that decision?
MR. SHANNON: In this particular case, it was a two-pronged consideration. We go into every response knowing that it's very dynamic and you need to be prepared for wind changes and not knowing exactly how the situation is for some period of time. So, we take a very pessimistic approach at first. And we say this is the area that we know is impacted and given that we're going to evacuate in a very pessimistic mindset.
In this case it was approximately one square mile. As you gain more information you make changes to the decisions about
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MR. KIRKLAND: And I will echo that. And it's our job to do the evacuation piece of working with the fire folks to get that critical information. But, he's right. That's the view we take and that's the direction we like to go.
MR. BRESLAND: I think we are out of time for Q&A. Just a couple of closing comments. One, is there anything else that we've missed -- any other thoughts that you have that you'd like to express. I know we've covered a very complex issue in a very short period of time. We could spend several days talking about this.
MR. SHANNON: I would just say that we welcome any recommendations that the Board might have as a learning tool and certainly any input that the citizens have in terms of their needs because, frankly, that's why we're here. So, anything you might offer at least from my perspective we would welcome.
MR. BRESLAND: I think the other comment that I have is that as I go around the country and we're investigating other incidents and as I go around the country talking to groups about the work that we do, I have been using the response here that I saw as an excellent example of first class response to an
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MR. FORSTER: Thank you.
MR. BRESLAND: I'm not an expert in this area, but I certainly was very impressed by what I saw and what I've heard from everybody.
MR. FORSTER: We appreciate that.
MR. BRESLAND: I think the community should be happy with what you have here. You always learn from the incident and hopefully the next time anything happens you'll have learned from the one before and things will be better. But, certainly, I was very impressed by what I saw here.
MR. FORSTER: Thank you. We appreciate it.
MR. BRESLAND: And thank you all for coming. And I will turn to the second panel. The next panel I would like to introduce will discuss local emergency and local community issues. Because of their ongoing involvement in local emergency planning committee meetings, we've asked the following people to join us. Mr. Steve Brittle is head of the organization Don't Waste Arizona. The Reverend Ron Friesen is Chairman of Black Canyon CLOUT, which stands for Community Leaders Organizing for Urban Transformation. And we also have Ms. Jamie Johnson,
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JAMIE JOHNSON: Yes.
MR. BRESLAND: I'd like to thank you all for joining us again. If you would limit your opening remarks to three or four minutes. And let's start with Ms. Johnson.
JAMIE JOHNSON: Yes. Thank you, Mr. Bresland, Mr. Medina. Welcome to Arizona and thank you so much for letting me speak before you today. My name is Jamie Johnson and I am the president of the Sevilla Neighborhood Association, and I'm involved with a business calling Atsco (phonetic throughout) Products, Inc., which was one of the businesses that was evacuated during this chlorine spill. So, I have the unusual opportunity to bring two perspectives to the table tonight. The Sevilla neighborhood is located directly east and north of 43rd Avenue and Camelback in Phoenix and was immediately downwind from the chlorine spill. A quarter square mile of our community was evacuated through the Community Notification System. In addition, I was the employee that accepted the order from the Glendale police officer, who requested our immediate evacuation at
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MR. BRESLAND: Thank you very much. Reverend Friesen.
REVEREND FRIESEN: Yes, I'm the chairman of the Black Canyon CLOUT Neighborhood Association Group. We represent the community directly east of
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MR. BRESLAND: Can I just clarify on point you made. The ad hoc committee to review the incident. Can you explain?
REVEREND FRIESEN: Well, the LEPC formed a little ad hoc committee out of some of its board members, the purpose of which to represent and to explore not only DPC but another facility down the road approximately a mile, which is actually in Phoenix, which has a similar situation, is the same kind of a company, it's a repackaging company. It
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MR. BRESLAND: Okay. Thank you. Mr. Brittle.
MR. BRITTLE:
Thank you for the opportunity to speak here tonight. I am a member of the Maricopa County LEPC, but I will make clear I don't represent them here tonight per our rules. We did push. I was behind a push for this ring down system and it took several years to get people to do that. The thing that bothered me right away when I heard about this incident is we specifically designed the bid for this ring down where you could tell one section near an incident to evacuate, because obviously sheltering wouldn't work, but that a larger area around it should have been told to shelter, and I understand that didn't occur. It kind of goes back to a problem that's recurring throughout the valley, and this is just another example of it. Fire fighters are real good about handling the incident right there, but it seems that what's out of sight is beyond their --
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They couldn't find any of them. So, they had passed up an opportunity to do electronic reporting using some free software from EPA. They were given a computer. And they ignored it. Until they, you know, kind of come into the modern age, these kinds of incidents are going to occur and it could be a lot worse. If that railroad car had gone, then we would have lost a lot of people. Thank you.
MR. BRESLAND: Thank you very much. We do
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MR. MEDINA: Question for the Reverend Friesen. All these comments and you said you've had a lot of communication by e-mail. Have you gone before the LEPC and actually made publically those requests?
REVEREND FREISEN: Yes, on two occasions I have attended. January 7, 2004. I presented about 14 questions to the board. They responded on an undated memo to me approximately the end of February. I was not happy with the answers I received so on April the 7th, I returned to the LEPC with another set of questions. To date on now June 9th, I have not received any answer to those questions at all. So, they relate really to LEPC planning laws, to the ERCA laws that relate to what the community has to provide, what the right to know laws relate to what the community needs to be informed about. The LEPC is charged, as I understand it, with the task of ensuring that the community is aware of the community's response and it's capability to respond and to date they've not satisfied me in saying to me, well, these are the things that we are doing and these are the learnings we have to date related to this spill. So, I guess I'm saying I'm a dissatisfied customer/community member in terms of this group, as I
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MR. BRESLAND: Getting back to the ad hoc committee to review the incident which, as you say, was formed by the LEPC. Was that formed with the specific purpose of looking at the incident and looking at the response to the incident and coming up with suggestions for improvement?
REVEREND FRIESEN: As I understand it, the primary task of that ad hoc committee was actually to look at the response, to look at the capability of the community to respond to incident, and then to also sit down with the community and tell the committee this is what we have in our committee. We have large quantities of chlorine sitting here. This is what we have done to respond to that. And that committee has not met -- and one of the things that they were charged with is actually have a community meeting in which they would sit down with the community and actually tell the community what exists in a neighborhood, what the dangers are, and what the community can do to satisfy that. It should be interesting to you gentleman to know that I have chosen this week, in fact, to move eight miles closer to the intended place. You call me foolish. But, I
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MR. BRESLAND: Mr. Brittle, you are on the LEPC?
MR. BRITTLE: Yes, sir.
MR. BRESLAND: So, what do you know about this ad hoc committee?
MR. BRITTLE: There was one meeting that was called with about two days of notice in a weekday morning. I don't think that he was notified of it even though he'd asked to be. And after the meeting he was told that it had occurred. And I find these kinds of things happen, unfortunately, with the LEPC. I'm the only person on that that's supposed to represent a community and community groups and I'm always outvoted. But, there was a meeting. DPC refused to come and talk about their incident because they felt there was an EPA enforcement action coming and the chairman of the committee decided not to discuss the DPC matter at that time.
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MR. BRESLAND: Who is the chairman of that committee?
MR. BRITTLE: Dr. Richard Thomas, who is an LEPC member.
MR. MEDINA: Ms. Johnson, you mentioned some of the opinions regarding notification and your views of how things went that day. As a business owner and as a member of the community, how well do you think the public is being informed or trained on what to do in case of an emergency?
MS. JOHNSON: The information's available, but unless individual community groups like ours or individuals in their home make a special effort to maybe invite Red Cross or somebody else who's involvement with disaster preparedness is pretty deep, it's kind of hard to dig out. It was not totally surprised that a large number of our residents have no idea the magnitude of the chemicals that are located near our community. The second location that the Reverend to is Hills Brothers, which happens to be right across the railroad tracks from the business that I spoke of. And so when the police officer first came to talk about a chemical spill we were concerned it was right across the railroad tracks from us, as opposed to being about a half a mile away. But, as
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MR. BRESLAND: If you had a magic wand, what would you do to ensure that communities are aware of the potential hazards in their community from chemical processing, and following up on a question that I expressed to Chief Shannon, how do you think communities should develop the expertise to understand how the operations in their community work and do they work safely and appropriately?
MS. JOHNSON: I do believe that community members should be able to get access to find out the scores and how the results are when these various governmental agencies go in and inspect. I have to admit that when I heard that two years prior that this particular location had been inspected, somehow seems very lax to me given the magnitude of the harm. As far as communities, I always have appreciated when the news media has brought forth preferably not exactly the same day, when there are events and opportunities for people to go and get information about how to
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REVEREND FRIESEN: Can I follow up on that, Mr. Bresland?
MR. BRESLAND: Uh-huh.
REVEREND FRIESEN: As a member of the community and as a resident in the community, it's disconcerting to me to hear what we did hear from Mr. Shannon, who I consider a friend, that the knowledge that Glendale Fire does not currently have expertise to do the inspections, that their experts in preplanning and in zoning and making sure that the business meets code at the time when they open their doors and lock the doors and get the occupancy permit, but after that the fire department is at this point unequipped and untrained to actually do the inspections. That is a great concern to me, and I
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MR. BRITTLE: If I might also. The LEPC actually had a discussion about this telephone ring down system that we'd like to put together an event when it debuted that we would try to get every TV station, every newspaper of every language have a day basically awareness of the ring down system because we're the largest county in America to have this, and it just never happened.
The Department of Environmental Quality wound up awarding the contract to QWEST to do this and they were supposed to do a public education outreach. I have had several discussions with the DEQ contractor who awarded it and said no one's had any training and he said, well, I'll have them call you and they never have. We have a real problem.
MR. BRESLAND: Okay. Well, thank you very much for your attendance. We appreciate your very interesting comments. We're now scheduled to hear from the company, DPC Enterprises, and we understand that DPC has prepared a statement for the purposes of this hearing. And while we welcome the statement, I
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MR. PENICK: Good evening. My name is Wayne Penick. I'm the Manager of Safety, Health and Security for DPC Enterprises LP. We appreciate the investigative work of the Chemical Safety Board regarding the Glendale incident and the opportunity to participate in this community meeting tonight. Because litigation is currently pending with respect to this incident, we are not able to answer questions at this time, but we do think it is important for our company to make a statement to this community. DPC is committed to the safety of our employees and our communities. We are proud to provide an essential service to many residents in and around Glendale. For example, DPC manufactures and distributes products necessary to produce clean drinking water and properly treat wastewater. Our company sincerely regrets the incident that occurred at our Glendale, Arizona facility on November 17, 2003, and we have taken appropriate and immediate steps to prevent a
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MR. BRESLAND: I understand, Mr. Penick, from your presentation that you're not able or willing to take any questions, is that correct?
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MR. PENICK: Right. At this time we're not able to answer questions because of the pending litigation.
MR. BRESLAND: Thank you, Mr. Penick. The Chemical Safety Board is continuing its investigation of this incident and obviously we will continue to be in discussions with DPC and we'll be following up with you with additional questions that we may have. Now, we come to the public comment period. If anybody has not yet signed up who wishes to speak, please do so now. And since we've had people sign up we'd ask you to be as brief as possible. We're keeping the same rules on presentation of three to four minutes, and if you have any additional information please submit it to us by writing to our Washington offices and our address is outside. So, we have a list of people from the public and the first one we have here is Mr. Larry Franklin. Is Mr. Franklin here?
MR. BRESLAND: We have a microphone up here. Mr. Franklin, if you would state your name and then spell it for the record, please.
MR. FRANKLIN: My name is Larry W. Franklin. F-r-a-n-k-l-i-n.
MR. BRESLAND: Thank you.
MR. FRANKLIN: And most of my questions
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MR. BRESLAND: Okay. Thank you. That was easy. Does that mean this meeting has been good? [Laughter]
MR. BRESLAND: The second person on the list is Mr. Barry Reed. Mr. Reed, again can you state your name and spell it and your affiliation if you have an affiliation that would be appropriate.
MR. REED: My name is Barry, B-a-r-r-y, Reed, R-e-e-d. I am one of the senior partners of the law firm of Zimmerman Reed, and I represent members of the community in Festus, Missouri and in Phoenix, Glendale, in litigation against DPC. Obviously, I will have no questions directed to DPC, but there were a couple of fact questions if I might ask a couple of questions of the people engaged in the investigation. I think a great many of my clients are very interested in a couple of the points. The first would be -- there was a mention of automatic shut-off valves and I did some research on the internet, and I think these basically operate with a computer sense, within seconds which shut down any leak once it senses the presence of chlorine. My question is, based on your knowledge of the systems, would such a system have
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MR. BRESLAND: We're not here to answer questions this evening.
MR. REED: Oh, I see.
MR. BRESLAND: We're here to hear your comments on the investigation and on the incident. We will take your questions under advisement and we may address them in the final report. But, the issue of emergency shutdown -- automatic shutdown, is a very broad topic and it's a complex topic and we will discuss that if it's appropriate in our final report.
MR. REED: Well, if I can just perhaps then put my questions on the record --
MR. BRESLAND: Please do.
MR. REED: I am very familiar with the Board's report on the Festus matter that was released in late May and one of my questions is whether your investigation revealed compliance or noncompliance with the recommendations of page 75 that were made to DPC. My other question really concerned whether there was any community alarm. My clients are not aware of having heard any. And I was wondering whether your investigation had revealed whether that did or did not occur.
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MR. BRESLAND: Can you clarify that? Without a community alarm here in Glendale or in Festus?
MR. REED: In Glendale. I am aware there was none in Festus, but I was wondering about Glendale, since that was an issue that had come up there. Those are my only questions.
MR. BRESLAND: Mr. Warner, did you have a comment?
MR. WARNER: I would just like to point out for the community that the Chemical Safety Board is a non regulatory agency. We do a root cause analysis. We try to find out what happened and make broad safety recommendations. To do that we need the cooperation of all parties, company, public. We do not assess blame or reports may not be used in civil litigation.
MR. REED: Understood. Yeah, it was not about assessing blame. What I was simply trying to find out is what had happened in terms of the relationship between the two incidents.
MR. BRESLAND: Mr. Larry Krieger. I hope I pronounced it properly. Again, can you state your name and spell it and give us any affiliation that you may have.
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MR. KRIEGER: Yes. That's Larry Krieger, K-r-i-e-g-e-r. You were right the first time, Mr. Bresland.
MR. BRESLAND: Thank you.
MR. KRIEGER: Well done. I am an investigator who has served several of the attorneys firms that are involved with the litigants against DPC. I would like to begin by offering to you my expression that the people of Glendale and police and fire department and Phoenix police and fire department from all examples that I have been able to determine, performed in a very exemplary fashion and they should be congratulated as such. I would like to bring before this Board one matter that has not been discussed this evening. On September 12, 2001, the District of Columbia, in light of the terrorist activities of the previous day, suspended all transportation, handling and storage of chlorine in the District of Columbia on a permanent basis. Given their recognition of the difficulties that this very dangerous chemical can provide when it is placed in close proximity to personal residences and occupied areas, I would like the Chemical Safety Board to consider the necessities for increased security with regard to companies that handle, transport and in any
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MR. BRESLAND: Can I ask you a question?
MR. KRIEGER: Certainly.
MR. BRESLAND: When you say increased security, do you have some suggestions as to what -- what would you have in mind?
MR. KRIEGER: I do, sir. Night time security at these facilities to prevent people from tampering with equipment where a spill occurring in the middle of the night would go undetected and would have a much greater effect on the populous, for instance, surrounding DPC in Glendale than took place because of the immediate response that was capable from the Glendale and Phoenix fire and police departments. Additional security for tanker cars and travel and transport. And I know this is a process that's being studied by other groups at this time. And more importantly, for those facilities that have storage capabilities of chlorine in large containers, where those containers could be damaged in any way and cause leaks that would create additional danger to the public that surrounds these plants. Obviously, we're not going to be able to place plants only in places
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MR. BRESLAND: Are you aware of some of the work that's being done on security vulnerability analysis for chemical plants?
MR. KRIEGER: Yes, sir.
MR. BRESLAND: By the trade organizations such as the Chlorine Institute or the American Chemistry Counsel or --
MR. KRIEGER: I'm sorry, I couldn't hear that.
MR. BRESLAND: The work that's being done on assessing the vulnerability of chemical plants to terrorist attacks or criminal attacks by the major chemical trade associations on the facilities and companies that belong to them?
MR. KRIEGER: Yes
MR. BRESLAND: And also in Washington, the
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MR. KRIEGER: Yes, sir, I am aware of that.
MR. BRESLAND: But your point is well taken and certainly this is an issue that is an important one in today's world and it's one that is under continuing discussion.
MR. KRIEGER: Your Board performs a very important function, sir, and your ability to influence those individuals who might bring this legislation forward is certainly well recognized. I thank you for your time here in Glendale.
MR. BRESLAND: Thank you very much. We don't have anybody else who wrote down their name. Do we have anybody else who would like to stand up and make a few comments or make a comment? We've got two people at least. Why don't you come down to the microphone please. Again, if you'd state your name and spell it and your affiliation, please.
MR. MEYER: My name is Scott Meyer, M-e-y-e-r. I'm with an organization called Don't
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So, hopefully, there will be that recommendation. Thank you.
MR. BRESLAND: Okay. Thank you, Mr. Meyer.
MR. KREIS: Mr. Bresland, I'm Steve Kreis. I'm an assistant chief with the Phoenix Fire Department. The first thing I'd like to do is thank all of you for extending your valuable time and helping us with this event that took place on November
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Just a couple quick comments, if I could. There have been references made to the Community Emergency Notification, CEN system. That system was not scheduled to go on line until January of 2004. In essence, this was baptism by fire for that system. It was not scheduled to go on line at the time that we used it. We felt it was an option that we couldn't overlook and tried to take advantage of it as best we could. We found that there were some small things that we need to work on and we have continued to work on that and will continue to work on that because it serves the valley so well.
Another comment though that I would like to make is that over the last 20 years, and thank you for your nice comments on how the emergency responders played that day, over the last 20 years here in the valley there has been a strong relationship between the fire departments and the police departments and we've had a good relationship with the City of Glendale. We were one of the very first automatic aid partners.
So, I think that that relationship continues to work and it showed itself very well. One of the opportunities, I think, that's going to come
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74 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 out of this event for us is the same sort of relationship in the areas of fire prevention and inspections and joint sharing of resources, and Glendale has acquired some resources and Phoenix is doing some things to kind of address these problems. So, again, let me just thank all of you for spending your valuable time looking at this and helping us with the situation. But there were a couple of comments that I kind of wanted to pass along to the Board. So, thank you.
MR. BRESLAND: Okay. Thank you. Do we have any other -- anyone else in the audience who would like to say something? Before we get to the conclusion of the meeting and a few concluding remarks, there have been some comments made by the speakers, by the second panel and by some of the citizens, about the emergency response and I'd like to give the members of the initial panel, if they have anything that they'd like to respond to and any comments they'd like to make, especially on -- I guess most of the comments were on the emergency notification system. If you have any additional comments or any rebuttals that you'd like to make, we'd be happy to hear from you.
Mr. Shannon?
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MR. SHANNON: I don't know that I would rebut, but I would expand on some of the information. The emergency notification systems that are being used now are being integrated so that you don't have one brand not able to be utilized by another. That process is ongoing. As Chief Kreis mentioned, it's a work in progress. So, we will continue to address that and will not be satisfied, not only as a result of what could be seen as areas of concern at this incident, but for future incidents. We simply just don't know the limits to which that tool can be used.
Reverend Friesen indicated that he's quite concerned with the City of Glendale's inability to be able to predict whether or not the systems being used in industry are appropriate. I don't necessarily take that as a criticism at all. I would share his concern. Any time we have industry we want to make sure that that industry's providing whatever product they produce in a very safe manner. The City of Glendale, like every city, is challenged with resources. We have inspectors that do a body of work that oftentimes needs to be massaged as we become a larger city or as industries change their methods of business. So, I would welcome comments such as that and, in fact, I believe that our fire protectin deputy
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MR. BRESLAND: What about the issue of training the residents on the use of the call down system?
MR. SHANNON: Well, I certainly would agree that residents need to know what tools they have in their tool box or should expect to hear from them. I don't feel fully required to speak about the CIN system, essentially because I'm not a manager of that program, but I would not suggest to you that the comment made is inappropriate. The citizens need to know what tools are going to be used on them. And keeping asking questions. Hold our feet to the fire. I mean, we are your public servants and so if you're not happy with what you're hearing, keep letting us know and we will work on it.
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MR. BRESLAND: Okay, thank you. Mr. Mattox, did you want to say something?
MR. MATTOX: Thank you, Mr. Bresland and Mr. Medina. We appreciate you coming out and having this public hearing tonight.
Just a couple very quick comments in closing. One of the things that we in the City of Phoenix have been doing is discussing this issue very specifically from a preventative perspective. There's been a lot of discussion about the emergency response, what were the shortcomings of the emergency response to the CIN system, what were the problems with the CIN system. My interest, as I said earlier, is what was the problem, what's been done to correct the problem, and how do we prevent the problem from happening in the future. The City of Phoenix has been very proactive in this process as far as taking experiences that we've had in the past and capitalizing on them.
One of the things that I think has been brought up tonight is that inspections, especially with companies such as DPC, Hill Brothers and some of those who have the larger quantities of hazardous materials. City of Phoenix implemented a fee program predicated on the types of chemicals you have, the amounts of chemicals you have, in order to fund
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One of the things that we from Phoenix's perspective want to do is work with our fellow communities, Glendale, Scottsdale and others who have hazardous facilities that are on our border, work with them to implement more inspections and to assist us in working with them. We have a great cooperative effort between the City of Phoenix and the communities that surround us. This is another opportunity that we can partner and work together to prevent problems, especially those where something that occurs in one city such as this event in Glendale would directly affect the residents and the businesses in another city. I appreciate you being here and I look forward to your report on your recommendation. Thank you.
MR. BRESLAND: Thank you. If there are no more public comments then that will bring our public meeting to a close. Let me just say how much we appreciate everybody's participation. To our panel members, to the company, to members of the public, I want to thank you for your attendance.
The information that we receive tonight will help us a
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I have had several media interviews today, and one of the comments that I've made in all of them is if companies are taking on the responsibility of handling a chemical as toxic as chlorine, they also have to take on the responsibility of handling it in the safest possible manner so that people in the community are not impacted by an accident such as the one that happened at DPC. The CSB works to prevent accidents but we know that accidents will happen. When chemical accidents happen involving toxic releases of
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And I think we saw an effective response here in Glendale from all of the agencies. We've heard testimony that there were some glitches in the response and the community notification, but overall the response appears to have been timely and effective. It's heartening to hear that your local emergency response agencies have already reviewed what happened and are taking steps to improve their operations. This is doubly important given the homeland security issues involved with chemical plant safety. I'd like to give Mr. Medina the opportunity for a closing comment.
MR. MEDINA: Well, we heard that many Spanish-speaking members of the community were impacted or some way involved in this incident. We made a significant effort to invite them to this meeting. Over 4000 invitations were distributed in the community. We went to the Spanish media to invite them. I'm sad to see that they weren't here today. We will continue working and will have information in Spanish available to them so they know where we're going with this investigation, and the final report
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81 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 definitely we'll make a big effort to translate it and make it available to them. Thank you.
MR. BRESLAND: With that, I'd like to thank you again for coming this evening. Thank you to all our participants and drive home safely.
Thank you.
[Applause]
[Proceedings Concluded]
FD06392 | 2004_美国_D_DWilliamson&_公司_Catastrophic_VesselFailure-_D.D.Williamson&_Co._Catastrophic_Vesse.pdf
分类:06_境外及港澳台调查报告 | 年份:2004 | 地域: | 严重程度: | 场所: | 起火原因: | 来源格式:pdf
1 NEAL R. GROSS COURT REPORTERS AND TRANSCRIBERS 1323 RHODE ISLAND AVE., N.W. (202)234-4433 WASHINGTON, D.C. 20005-3701 WWW.nealrgross.com. BEFORE THE UNITED STATES OF AMERICA CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
PUBLIC HEARING
GALT HOUSE
LOUISVILLE, KENTUCKY
MARCH 12, 2004
2 NEAL R. GROSS COURT REPORTERS AND TRANSCRIBERS 1323 RHODE ISLAND AVE., N.W. (202)234-4433 WASHINGTON, D.C. 20005-3701 WWW.nealrgross.com. APPEARANCES:
MS. CAROLYN MERRITT,
CHAIRPERSON
MR. RIXIO MEDINA,
BOARD MEMBER
MR. JOHN BRESLAND,
BOARD MEMBER
DR. GERALD POJE,
BOARD MEMBER
MR. CHRIS WARNER,
GENERAL COUNSEL
MR. CHARLES JEFFRESS,
CHIEF OPERATING OFFICER
MR. DAVID HELLER,
LEAD INVESTIGATOR
MR. MIKE MORRIS,
ASSOCIATE INVESTIGATOR
PUBLIC PARTICIPANTS
Mr. Ted Nixon, President
and CEO of D.D. Williamson & Company
Ms. Pat Thixton
Ms. Rachel Grimes
Ms. Leslie Barras
Ms. Cherise Williams
Mr. Kevin McAdams
Ms. Amy Hibbard
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SPEAKERS:
PAGE
OPENING REMARKS AND INTRODUCTIONS
5 - 12
DAVID HELLER
12 - 19
25 - 36
MIKE MORRIS
19 - 24
QUESTIONS OF MR. HELLER BY BOARD MEMBERS:
MR. MEDINA
36 - 37
50 - 50
MR. BRESLAND
37 - 42
51 - 54
DR. POJE
42 - 47
54 - 54
CHAIRPERSON MERRITT
47 - 50
STEVE WALLACE
55 - 60
QUESTIONS OF MR. WALLACE BY BOARD MEMBERS:
DR. POJE:
60 - 61
CHAIRPERSON MERRITT
61 - 65
PUBLIC COMMENTS:
MR. TED NIXON
67 - 71
MS. PAT THIXTON
71 - 72
MS. RACHEL GRIMES
72 - 74
MS. LESLIE BARRAS
74 - 80
MS. CHERISE WILLIAMS
81 - 83
MR. KEVIN McADAMS
83 - 84
MS. AMY HIBBARD
84 - 84
5 NEAL R. GROSS COURT REPORTERS AND TRANSCRIBERS 1323 RHODE ISLAND AVE., N.W. (202)234-4433 WASHINGTON, D.C. 20005-3701 WWW.nealrgross.com. .
6 PROCEEDINGS FOLLOWING TEN-MINUTE ADJOURNMENT: 85 - 87
COMMENTS BY BOARD MEMBERS:
DR. POJE
87 - 89
MR. BRESLAND
89 - 90
QUESTION OF MR. WALLACE BY BOARD MEMBER:
MR. MEDINA
90 - 94
REMARKS BY CHAIRPERSON MERRITT
94 - 95
QUESTION, MOTION, SECOND AND VOTE
95 - 96
CLOSING REMARKS BY CHAIRPERSON MERRITT
96 -100
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7
59 - 60 P R O C E E D I N G S 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47
CHAIRPERSON MERRITT: Good morning. Welcome this morning to this Public Meeting of the U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board.
I am Carolyn Merritt, and I am Chairman of the Board.
With me this morning are our Board Members, Dr. Jerry Poje, Mr. John Bresland and Mr. Rixio Medina.
Also with us this morning are our Chief Operating Office, Charles Jeffress, and our General Counsel, Chris Warner.
Also with us this morning who will be introduced Mr. Jeffress is our investigative staff and our recommendation specialist.
So that we are not disturbed this morning and in consideration of your neighbors, I would ask that if you have pagers or cell phones that you would please turn them off or use them so that our proceedings aren’t interrupted.
Also, for your safety, if an event of an emergency, we would ask that you exit through the back door. To the right and the left at the end of the hall are stairways that lead us out.
Also, directly across is the pedway that leads to the building across the street. To the right of the pedway are also some stairs that go down three flights that would exit outside.
So please exit through these doors in the event of an emergency.
The subject of today’s public meeting is a serious accident that occurred at the D.D. Williamson Company, a caramel coloring manufacturing plant here in Louisville, on April 11th of last year.
The explosion took the life of an operator, Louis Perry, who had worked for five years at the plant.
It is difficult to imagine a more tragic situation and circumstance than those that unfolded at the plant that Thursday night last April.
Louis Perry was the lead operator overseeing drying of a batch of caramel coloring, and assisting him was his own brother who had recently been hired and started working at the plant. NEAL R. GROSS COURT REPORTERS AND TRANSCRIBERS 1323 RHODE ISLAND AVE., N.W. (202)234-4433 WASHINGTON, D.C. 20005-3701
Mr. Perry and his brother worked together closely through much of the overnight shift as they WWW.nealrgross.com.
8 NEAL R. GROSS COURT REPORTERS AND TRANSCRIBERS 1323 RHODE ISLAND AVE., N.W. (202)234-4433 WASHINGTON, D.C. 20005-3701 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 had on previous occasions. But as events began to spiral out of control at 2:00 a.m., Louis Perry asked his brother to go seek outside help from a mechanic.
Moments after he left an eight-foot-tall stainless steel seed tank filled with hot pressurized liquid exploded with tremendous force. Heavy metal debris, including the tank lid, was hurled a hundred yards or more into the air. Louis Perry, standing right next to the tank, had no chance for survival and died instantly.
The explosion also caused heavy damage to the facility, including damage to a large aqua ammonia storage tank. Some twenty-six thousand pounds of ammonia solution were released, forcing twenty-six nearby residents to evacuate, and requiring fifteen hundred others to shelter in their homes.
The Chemical Safety Board’s investigation has now uncovered the root causes of this tragedy and investigators are ready to present those causes before the Board and to the public.
Most importantly, the staff will then make recommendations for safety actions to prevent the recurrence of similar accidents at D.D. Williamson, but also at other companies where similar circumstances may right now exist.
We would like to thank D.D. Williamson for their cooperation in this investigation. We get our best products and we have our best results when companies cooperate in the investigation of tragedy.
But this accident, along with many others that we investigate, emphasized that to achieve safety requires understanding the hazards of dangerous processes in detail, and anticipating every possible scenario where something might go wrong and complying with laws, codes and standards that regulate dangerous processes. Not doing so courts disaster.
We begin today’s agenda with a presentation by the CSB investigators, David Heller and Mike Morris.
Finally, their presentation on the investigative findings, a Mr. Steven Wallace will present proposed safety recommendations.
The floor will then be open for public comments, and we encourage you, if you have comments, to please feel free to do so. But if you would like WWW.nealrgross.com.
9 NEAL R. GROSS COURT REPORTERS AND TRANSCRIBERS 1323 RHODE ISLAND AVE., N.W. (202)234-4433 WASHINGTON, D.C. 20005-3701 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 to comment we would ask that you register with Mrs. Spiers outside so that we can get your name and I can call on you at the proper time.
We would ask that your comments be Germaine to this event and that you would limit your comments to five minutes.
Following public comment, we expect to vote on this report and the recommendations.
And after adjournment of around eleven o’clock, there will be a news conference right here to recap the morning’s events and to take questions from members of the press.
Mr. Heller and Mr. Bresland, who is the Board Member who accompanied the team on this investigation in Louisville at the time of the accident, will be available for this press conference.
On a personal note and more pleasant note, let me formally welcome Mr. Rixio Medina to the Board. While Mr. Medina has already been with us for a few months, this is actually his first public meeting with the Board as a Board Member.
Mr. Medina has a distinguished career as a safety official with Citgo Petroleum. He was a member of the National Advisory Committee on Occupational Safety and Health, and a leader of the American Society of Safety Engineers.
Mr. Medina, I welcome you. And I know that you will be a strong contributor to process safety in your five-year term with us.
I would like now to recognize any Board Members who, for the purpose of an opening statement, would like to have the floor.
DR. POJE: Madam Chair, I just would also like to echo your remarks. It has only been a few months since Rixio has joined the Board, but I have enjoyed the depth of our conversations about how to prevent chemical accidents, and he brings an enormous experience to our institution. So I think the weight is on his shoulders to help us bring forth a higher level of safety in this country in chemical performance.
But having said that, I think he is amply capable of helping make this institution reach its next paradigm of performance.
CHAIRPERSON MERRITT: Thank you, Dr. Poje.
Yes, Rixio? WWW.nealrgross.com.
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MR. MEDINA: Thank you, Chairman Merritt.
As you mentioned, this is my first public meeting as a member of the United States Chemical Safety Board. I am grateful and excited for this excellent opportunity for public service on chemical safety, an area where I have spent more than twenty- five years of my professional life.
During my five-year-term appointment I hope to make significant contributions and assist the Chemical Safety Board achieve its mission of promoting the prevention of chemical accidents such like the one we are going to talk about today, and to safe lives, protecting the workers, the public and the environment.
Thank you.
CHAIRPERSON MERRITT: Thank you, Mr. Medina.
If there are no other statements, then I would like to turn the floor over to Mr. Jeffress, who will introduce the staff and begin the presentation.
MR. JEFFRESS: Thank you, Madam Chairman.
As Chairman Merritt indicated, when an event such as happened here in Louisville occurs we at the Chemical Safety Board dispatch a team of investigators to the site to begin the investigation, do on-site investigation and begin our extensive analysis of what happened and begin an analysis of what can be done to prevent such a thing from happening again.
The leader of the investigation here in Louisville is Dave Heller, who will make the major presentation this morning.
He is a supervisor for our investigative staff in Washington, D.C., as well as the lead investigator here. He has twenty-four years of experience in private industry prior to joining the Board about almost five years ago now, and he is a Certified Safety Professional and a Chemical Engineer.
Joining him on the investigation was Mike Morris, who has also been with the Board -- I guess about three years now with the Board. He has a Master’s in Safety Environmental Management from West Virginia University; was the process safety manager in private industry prior to joining the Board.
Joining the two of them this morning in making the presentation is Steven Wallace, who is a WWW.nealrgross.com.
11 NEAL R. GROSS COURT REPORTERS AND TRANSCRIBERS 1323 RHODE ISLAND AVE., N.W. (202)234-4433 WASHINGTON, D.C. 20005-3701 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 professional engineer and also a Certified Safety Professional and Chemical Engineer with extensive experience in the private sector again, prior to joining the Board, in process safety. Also, a published author of a number of chemical engineering professional trade journals on safety matters.
Thank you all for doing the investigation here forth. And, Dave, I will turn it over to you.
MR. HELLER: Thanks, Charles.
Madam Chair, Board Members, Mr. Jeffress, Mr. Warner, guests. This morning my team and I will present to you results of our investigation of the accident that occurred at the D.D. Williamson Company facility on the morning of April 11th, 2003, when at two o’clock in the morning an eight-foot-tall, two thousand gallon feed tank exploded with catastrophic consequences.
Our presentation will begin with some background on our investigative process and on the D.D. Williamson facility.
Next we will review in some detail the course of events on the night of April 10th and 11th.
We will then present the key findings and the root causes of our investigation.
And finally, we will present to you the recommendations we would like to make to D.D. Williamson, the Commonwealth of Kentucky and others.
Our investigation team arrived at the site on Saturday, April 12th. The field team consisted of myself, Randy McClure and Mike Morris.
With me today are Mike, and Steve Wallace, who is our recommendations specialist.
Our field team spent about one week initially at the site, conducting interviews, examining the scene and recovered debris and reviewing documents. We made three subsequent trips to Kentucky over the months to further our investigative work.
We would like to first acknowledge the cooperation of the staff and employees of D.D. Williamson throughout the eleven months of our investigation.
We would also like to acknowledge the following organizations who assisted us in our work:
Louisville Fire Department, Louisville Police Department, Louisville/Jefferson County WWW.nealrgross.com.
12 NEAL R. GROSS COURT REPORTERS AND TRANSCRIBERS 1323 RHODE ISLAND AVE., N.W. (202)234-4433 WASHINGTON, D.C. 20005-3701 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 Emergency Management Agency, the U.S. Bureau of Alcohol, Tobacco, Firearms and Explosives, the Kentucky Department of Labor, Division of Occupational Safety and Health Compliance, and the Boiler Inspection Section of the Office of the State Fire Marshal and the Office of Housing, Buildings and Construction, which is a part of the Environment and Public Protection Cabinet.
This incident was caused by a lack of effective safety systems or programs to identify hazards in one portion of the facility, and as a result the feed tank that failed was not equipped with necessary protective devices.
The accident at D.D. Williamson resulted in the death of one operator, Louis Perry. Twenty-six thousand pounds of aqua ammonia were released, resulting in evacuations of homes in the close vicinity of the plant and sheltering in place of people within a one-half mile radius of the plant.
Debris from the explosion was found several hundred yards from the site of the explosion. Fortunately, the debris landed without doing any additional damage. The damage to the plant was significant.
Now the D.D. Williamson facility is located on Payne Street, east of downtown Louisville, and it is a mixed neighborhood of some industrial, but very residential. This is an aerial photograph of the site (Indicating). This is Payne Street down here, and these are railroad tracks that run the north of the facility. This is I-64 going by, on by the plant. Again, we point out that most of this area here is residential homes.
D.D. Williamson is the world’s largest producer of caramel coloring with facilities on five continents. Caramel coloring is used in a plethora of food products. It is used in cola drinks, alcoholic beverages and sauces.
The Louisville facility has been in operation since 1948. It is D.D. Williamson’s largest and has about forty-five employees.
D.D. Williamson’s corporate offices are just down the -- walking distance of the plant site, on Spring Street.
Now D.D. Williamson produces the caramel color by heating and reacting liquid sugars with ammonia or ammonium bisulfate, and that is called the WWW.nealrgross.com.
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There is another reaction they use, a caramelization reaction that -- that is done with aqua ammonia compounds.
About eighty-five percent of the D.D. Williamson product is shipped in liquid form. The remaining fifteen percent dried to a powder. And the incident that occurred last April occurred in the spray-drying area of the plant.
Now this sketch shows a layout of the facility (indicating). North is to the top of this picture. The spray dryer area where the incident occurred was over -- over here (indicating).
And I would like to point out that the ammonia storage tank that leaked was over here (indicating), and this area is surrounded by a corrugated aluminum wall, so it didn’t provide any real way to stop the tank when it exploded and left the area and hit that ammonia tank.
We will be talking also about the packaging area, and that was behind a concrete block wall, cinder block wall over here (indicating). Again, here is the tank that exploded, Feed Tank Number 2.
Now the heart of the spray dryer system was a five-story tall spray dryer. And a spray dryer, how it works, is a high pressure stream of liquid caramel is sprayed into the top of this chamber and air heated up to about six hundred degrees is introduced at the bottom. And as the liquid droplets fall and the hot air is rising, these droplets dry by the time they reach the bottom of this five-story drop through the hot air. It is a powdered caramel color.
There were two feed tanks that were used to feed the material to the spray dryer. And it was Feed Tank 2, the larger of these two feed tanks, that exploded.
Two operators ran the spray-dryer system, and their duties included preparing the feed in the feed tanks, monitoring and controlling the spray dryer, and packaging the powdered product. And the D.D. Williamson operators work twelve-hour shifts, 7:00 p.m. to 7:00 a.m., 7:00 a.m. to 7:00 p.m.
I am going to show you in a minute two slides that illustrate how the feed tanks operate in the feed dryer system.
In order to dry caramel color the operators WWW.nealrgross.com.
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The operators would then warm up the material, and that was needed because this is a very viscous material, this liquid caramel color. Honey or molasses, especially the one they were working this night, honey or molasses would be an analogy for what this material was like before it was heated up.
Finally the operators would close the tank vent valve and they would put about twenty to twenty- five pounds of air pressure on the tank, and that was to help push the liquid out of this tank and get it to the pumps that ran it up to the spray dryer.
Here is an overall drawing (indicating). This is the two tanks. You see Feed Tank Number 2 on the left, about twenty-two hundred gallons.
This drawing here is more just focusing in on Feed Tank 2, and the key things here to look at are the air in, regulated down to pressure of, we said twenty, twenty-five pounds, with the vent value or winch vent valve, and steam that was coils inside of this vessel to heat up the caramel color.
Before we get into the incident description I would also like to make a few points about the feed tanks, themselves.
They are initially built for use at other D. D. Williamson facilities not in Kentucky. They are built to contain some pressure. They were designed for -- Number 2 Tank was designed for forty PSI, pounds per square inch pressure, and Number 1 was designed for twenty-five PSI.
The operators, as we saw in the diagram, manually control the amount of steam. It had a hand valve to control the amount of steam going in and out of that kettle to warm it up. And they also would control the air going into the top of the tank.
And this is all done based on a batch sheet. That was just kind of a recipe for the material. And it is crucial to note that -- and we will be talking about this in much greater detail later on -- that the tanks were not equipped with emergency relief valves, which are required on pressure vessels to ensure that pressures greater than the designed pressure of the tank can be vented WWW.nealrgross.com.
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I am now going to hand things over to Mike Morris, who is going to walk us through the incident description.
MR. MORRIS: Thank you, David.
Good morning, Board Members, Mr. Jeffress, Mr. Warner, general public.
I would now like to present a description of the incident that occurred on April 11th, 2003.
Operators working the day shift on April 10th, towards the end of their shift, loaded a batch of liquid caramel into Feed Tank Number 1, and prepared it for spray drying. The day shift also took apart the spray dryer and cleaned it.
Now between 6:30 p.m. and 7:00 p.m., the two night shift operators arrived. The lead operator at six-thirty, and his brother, also an operator, arrived at 7:00 p.m. for their twelve-hour shift, which ran, again as David said, from 7:00 p.m. to 7:00 a.m.
The operators began their shift by reassembling the spray dryer. Then later in the shift the operators began sending the contents of Feed Tank Number 1 to the spray-dryer system, which automatically dried the caramel and bagged and boxed the product, which was powderized caramel.
Also, during this time they filled Feed Tank Number 2, and began preparing this material to be fed to the spray dryer as Tank Number 1 ran empty.
The process would have been to switch to Feed Tank 2 as Feed Tank Number 1 ran empty, to -- almost as a continual process.
While waiting for Feed Tank 1 to empty they discovered a problem with the labels on boxes that were being filled by Feed Tank Number 1.
Between 1:00 a.m. and l:15 a.m. the operators called their supervisor at home to inform him of the problem with the labels. They continued preparing the material in Feed Tank Number 2 by adding steam to heat the contents while they were also working to correct the problem with the box labels in a nearby room.
During this time the operators checked on the temperature of Feed Tank Number 2 while working on the labels, fixing the labels. And while checking WWW.nealrgross.com.
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Now these were clear indications that the temperature and pressure that was building inside the tank was exceeding normal operating limits.
The lead operator sent his brother to get the maintenance mechanic, and he went around to the back of the tank.
Moments later, before the operator and the maintenance mechanic returned to the room, Feed Tank Number 2 exploded.
The lead operator, who was likely standing directly next to the tank, was killed instantly upon the tank exploding.
The tank, itself, Feed Tank Number 2, was launched to the west where it struck a storage tank of aqua ammonia, knocking it off its base, which caused the drain line on the bottom of the tank to break, releasing the ammonia to the ground.
After striking the ammonia tank, Feed Tank Number 2 then struck the spray dryer structure, toppling the entire structure. This scattered debris up to several hundred yards away.
This is a photo of the top pad of Feed Tank Number 2 (indicating). The tank was nearly eight foot in diameter and was constructed of three- sixteenths stainless steel. This piece was found over one hundred yards away to the west, and this piece weighed approximately five hundred pounds.
This is a photo of the feed tank, itself, Feed Tank Number 2, (indicating). As you can see in the picture, what was once a cylindrical tank is now a flat piece of metal debris.
This is another photo showing damage, looking to the north. The tank lying here (indicating), is Feed Tank Number 1. It is the smaller of the two feed tanks. It is about a hundred feet to the south from its original location, which was in this area (indicating). You can see also this is the, what we have been talking about, as the spray-dryer structure, five-story structure.
Probable chain of events of that evening and early morning, Feed Tank Number 2 was prepared per batch instructions. Operators heated the tank by introducing steam to the internal coils of Feed Tank WWW.nealrgross.com.
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The temperature of Feed Tank Number 2 likely rose above 160 degrees Fahrenheit and continued to rise. The one-inch vent line on the feed tank was plugged with hardened caramel. With no way to vent the internal pressure building up inside Feed Tank Number 2, the vessel failed catastrophically.
This is a photo of the one-inch vent line found from Feed Tank Number 2. Through this line was the only way to vent the excess pressure that was building up on Feed Tank Number 2. Notice as it was found, the line was plugged with hardened caramel material. And that, discussed briefly, the ammonia release was a result of the tank explosion.
Approximately twenty-six thousand pounds of aqua ammonia leaked from the aqua ammonia tank that was knocked off of its base. The vaporizing ammonia formed a cloud that floated towards Payne Street from the back of the plant.
Because of this, residents were asked to evacuate from their homes that were located on Payne Street, and to shelter in place for about fifteen hundred other local residents was instituted.
Concentrations as high as fifty parts per million were recorded at the D.D. Williamson fence line of ammonia by the Jefferson County Health Department and the Fire Department during the Hazmat response.
Because of the large amount of debris and the leak being on the under side of the tank, amidst a lot of other debris, it took them three entries to secure before they could find the source of the leak, and the majority of the ammonia vapors dissipated by approximately 7:30 a.m. on the 11th.
This slide is to give you an idea of amounts of ammonia. The odor threshold for humans is about .5 parts per million. That is when you can begin to smell ammonia.
Immediate eye and throat irritation can occur at 50 parts per million. And according to the National Institute of Occupational Safety and Health, human exposure to ammonia above or at 300 parts per million is immediately dangerous to life and health.
Now I would like to ask Dave Heller to step back up and talk about the key findings from the WWW.nealrgross.com.
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MR. HELLER: Thanks Mike.
Key findings, as a result of our analysis of a large body of evidence we gathered during our investigation, this is information from interviews, studies of physical evidence, documents and as compared to the regulatory environment various consensus codes and standards, basic good manufacturing practices, engineering practices, and honed down to the key points of the incident, key findings were then used to derive the root contributing causes.
We identified first a lack of engineering administrative controls on the feed tanks. Feed tanks, again, lacking operational or safety controls.
Controlled heating was manual. The operators relied on their experience and their attentiveness of the operation to ensure that proper temperature was met and maintained.
The operators had little guidance on how to control the equipment or on what actions to take in the event of unusual occurrences. And we will discuss this in some more detail when we talk about operating procedures and training.
There were no alarms on the system to alert operators of abnormal conditions, which increased the likelihood on this night that they had missed the warning signs which preceded the tank failure. And there were no interlocks or safety systems to automatically shut down the feed tanks if safe operating limits were exceeded.
And finally, as we discussed earlier and what we will talk about in more detail, there were no over-pressure protection devices. And we describe this as that there were insufficient layers of protection in this system, sort of like layers on an onion that protect the system. The operators’ operate work, alarms and trips, and finally the relief devices that were there to protect the system.
We found a lack of technical oversight or understanding of the hazards in the feed tank system. D.D. Williamson staff did not recognize the two feed tanks as pressure vessels. In the past they had had previous drawing operations with open top vessels, and they called these tubs.
And when they put in the new spray-dryer system, which was in the early, very early nineties, WWW.nealrgross.com.
19 NEAL R. GROSS COURT REPORTERS AND TRANSCRIBERS 1323 RHODE ISLAND AVE., N.W. (202)234-4433 WASHINGTON, D.C. 20005-3701 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 that same mind set of these feed tanks as being just tubs feeding the spray dryer continued on, so these were never recognized as pressure vessels.
Consultants and contractors who had been in the plant over the years also did not recognize the fact, or did not consult with D.D. Williamson as to the hazards. And this occurred despite the fact that the spray dryer, the five-story spray dryer itself was adequately designed and instrumented for safety, and despite the fact that in other areas of the D.D. Williamson facility there were pressure vessels that had proper relief devices and rupture disks and other safety equipment.
So, again, as a result of the mindset at the feed tanks, it did not receive the required inspections and repairs, and modifications were not inspected or certified.
Operating procedures and training were not adequate for the hazards of the process. The D.D. Williamson operators used batch sheets to guide them through the production process. And the batch sheet for the spray dryer would require the operator to list the amounts of raw materials that were going into the process and they would have various quality control check points; take samples, bring them to the lab for the quality control.
So from a quality viewpoint, which is very important in the plant producing food products, they were covering all the bases. But the batch sheets contained no safety information or warnings or guidance concerning the operation of the equipment or safety for the operators.
The written procedures did not explain the risks of overheating the feed tanks or the consequences that could occur if the vent valves were closed. And, again, operators were relying on their judgment on the length of time it would take to heat up the feed tanks.
Finally, training for the job was pretty much on-the-job training and a new operator would be paired up with an experienced operator. This is a training method that is very common in the chemical industry, but it has some problems in that old bad habits can be passed along, or unapproved operational shortcuts can be transmitted. So some classroom training and some instructions on the batch sheets themselves are really a good adjunct to that. WWW.nealrgross.com.
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Now the two feed tanks were operated as pressure vessels. Twenty to twenty-fives pounds of air pressure was added to each batch to push the caramel liquid into the spray-dryer feed pump.
Drawings for the tanks show that they were built to design pressures of forty and twenty-five pounds per square inch. However, there is no evidence that the tanks were built or operated per the requirements of the ASME Boiler and Pressure Vessel Code.
The code regulating pressure vessels in the United States is the Boiler and Pressure Vessel Code of the American Society of Mechanical Engineers. That is the ASME.
The ASME first formulated rules for the construction of steam boilers and pressure vessels back in 1911, and ASME writes:
“The Code establishes rules of safety governing the design, fabrication and inspection of boilers and pressure vessels.”
Now the two tanks we are talking about were never certified by appropriate inspectors when built. The certification process involves a visual inspection, review of fabrication details such as the welding specifications, and review of test results, pressure tests on the vessel, and this assures the integrity of the vessel at the design or rated pressure.
And the tanks were never registered with the National Board of Boiler and Pressure Vessel Inspectors. The National Board is the organization that serves in the United States as the repository for all pressure vessel records.
And finally, repairs and modifications to the tanks over the years were never inspected or certified.
The ASME Code states that all vessels, pressure vessels that is having an operating pressure above 15 PSI shall be provided with pressure relief devices.
The Code further states that it is the responsibility of the user to ensure that the required pressure relief devices are installed prior to initial operation.
Again, D.D. Williamson did not consider these tanks to be pressure vessels and so did not ensure that pressure relief devices were installed as WWW.nealrgross.com.
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They had had relief devices on them when they were being used in other D.D. Williamson facilities. The devices were removed when the tanks were brought to Kentucky and never reinstalled. But it is typical to take devices or other appliances off a tank when it is in transit to avoid any damage.
Again, since D.D. Williamson had this mindset that they were not pressure vessels or did not see the need for over-pressure relief, and so they did not reinstall devices or look at the operation and see what was required.
Physical failure of Feed Tank Number 2 began with over pressure due to over heating. The Chemical Safety Board calculated that a new tank designed like Feed Tank 2 might have been able to withstand an internal pressure of 180 pounds per square inch.
The tank, on the night of the incident, probably didn’t see pressures at the worst of 130 PSI, which was the pressure of the steam that was being used to heat the material in the tank.
The vessel then was most likely weakened from prior damage due to application, misapplication of vacuum and from uncertified repairs and modifications before the vessel was brought into Kentucky.
The pressure relief valves, properly sized to the maximum over-pressure that could have been experienced, would have protected the vessel from catastrophic failure.
Now as in thirty-nine other states, the ASME Code serves as the basis for Kentucky’s Boiler and Pressure Vessel Safety Act. The Kentucky Act is the basic boiler and pressure vessel safety law, and the details on how that Act is administered are in the Kentucky Administrative Regulations.
We have said that D.D. Williamson had never informed the State of Kentucky that they were bringing the vessels into the State. The Commonwealth of Kentucky requires that used pressure vessels must be certified and a proof inspector when built and carry a National Board registration number. We said that these vessels were not properly registered with the National Board.
When informed by a vessel owner that an WWW.nealrgross.com.
22 NEAL R. GROSS COURT REPORTERS AND TRANSCRIBERS 1323 RHODE ISLAND AVE., N.W. (202)234-4433 WASHINGTON, D.C. 20005-3701 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 owner plans to bring a used pressure vessel into the State, Kentucky pressure vessel inspectors will travel to inspect that vessel before it is brought into the State. And in this incident State inspectors would have rejected these vessels because the tanks were not certified and were not registered with the National Board.
Now lack of knowledge of vessels operating that do not meet code requirements is not a problem unique to Kentucky. In our investigation we interviewed the chief boiler inspectors of six other states. We talked to folks in Ohio, Indiana, Virginia, North Carolina, Pennsylvania and Tennessee, and we found this to be a common thread, that pressure vessel and boiler owners and operators do not inform the state that they have these vessels in use. The state really has to rely on a number of informal means to ferret out this information.
Sometimes state inspectors receive calls from fire departments doing routine inspections, from building inspectors and plumbing inspectors. Sometimes even from insurance company inspectors.
We found in general that Kentucky’s regulations and practices are in line with the other states. In fact, exceed the other states in a number of areas.
The final results of our investigation analysis of the root causes gave rise to the incident. Root causes flow from our key findings and they are the basic causes that if they had not occurred or had not been in place the accident would not have occurred.
That takes us to our first root cause.
D.D. Williamson did not have effective programs in place to determine if equipment and processes met basic engineering requirements. There is no program to evaluate necessary layers of protection on the spray-dryer feed tanks.
No recognition of the need to provide process control alarms or instrumentation on feed tanks, and was one single temperature indicator that the operators had to read, and that is real insufficient on an operation where you are generating pressure and generating raising temperatures. As a result, the operators were unaware that the system had exceeded normal operating conditions.
The feed tanks were installed for use in WWW.nealrgross.com.
23 NEAL R. GROSS COURT REPORTERS AND TRANSCRIBERS 1323 RHODE ISLAND AVE., N.W. (202)234-4433 WASHINGTON, D.C. 20005-3701 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 the spray-dryer processor out of review of their design versus system requirements. The need for safety valves on the spray-dryer feed tanks were never considered and they were never installed. And the fact that these tanks were pressure vessels did not register with D.D. Williamson management.
Our second of three root causes:
D.D. Williamson did not have adequate hazard analysis systems to allow staff to identify hazards posed by the feed tanks, nor did it effectively use contractors and consultants to evaluate the response to associated risks.
D.D. Williamson plant lacked methods of systematically evaluate hazards of its operations.
Now as a facility producing food products, D.D. Williamson abides by regulations of the Food and Drug Administration, and they have what they call their good manufacturing practice standards and address issues like cleanliness, quality control, ensuring product safety for consumers.
However, these guidelines from the regulations from the FDA do not address worker or manufacturing safety.
D.D. Williamson relied on reviews by consultants and contractors and inspections by insurance inspectors, OSHA inspectors, local fire departments, but none of these individuals or organizations are really best positioned to understand what D.D. Williamson was doing and how they were managing their operation.
One of the best ways to ensure that staff expertise is properly directed is through systematic reviews of plant systems, procedures and equipment, and these reviews were not being done.
An example would be the review that would be done for determining the proper size for relief devices. A review of this type would have likely have identified that the one-inch vent line was inadequate and improper for the relief of the potential over-pressure scenarios that could arise.
So neither D.D. Williamson or their consultants or contractors recognized the need for over-pressure protection. And, again, another example, this lack of hazards analysis. D.D. Williamson never registered his vessels with the State of Kentucky, his pressure vessels.
Our third root cause: WWW.nealrgross.com.
24 NEAL R. GROSS COURT REPORTERS AND TRANSCRIBERS 1323 RHODE ISLAND AVE., N.W. (202)234-4433 WASHINGTON, D.C. 20005-3701 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47
D.D. Williamson did not have adequate operating procedures or training programs to ensure that operators were aware of the risks of operating the spray-dryer feed tanks to overheat and would know how to respond appropriately.
The hazards of allowing the temperature of the feed tank to exceed normal operating conditions or for heating a batch while the vent valve was closed were not documented in the operating procedures. And the operators were not trained to keep the vent valve open until the process of heating the feed tank batch was complete.
At this point we ask the Board if they have any questions before we proceed to the recommendations.
CHAIRPERSON MERRITT: Thank you, Mr. Heller.
At this point I would open the floor. Are there Board Members who have questions for staff?
Mr. Medina?
QUESTIONS OF MR. HELLER BY BOARD MEMBERS .
MR. MEDINA: Mr. Heller, you mentioned the calculated rupture pressure for a vessel designed to the same specifications of Tank Number 2 of 180 PSI. You also mentioned the normal working pressure for Vessel Number 2 of 40 PSI, and the steam pressure of 130 and the air pressure of -- not to exceed 25 pounds.
You also mentioned the no more -- the temperature of 160 degrees.
Were you actually able to determine at what temperature or pressure Tank Number 2 failed?
MR. HELLER: No. We were -- we really couldn’t do that. We looked at the damage. We looked at the debris, and we did look at the metal. But there was no way to really come up with an accurate number.
We -- the 180 number is a number calculated for a new vessel, built per the thicknesses and the design of the -- what we saw from the drawings of the tank.
The 130 pounds was an estimate of the maximum pressure we think could have been seen in the tank based on the steam pressure going into the tank.
And the 40 was the design pressure for the WWW.nealrgross.com.
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CHAIRPERSON MERRITT: Are there other questions? Mr. Bresland?
MR. BRESLAND: I have several questions, but I will start my questions and then I can turn it over to Dr. Poje and then I can come back to some, my additional questions.
You talked about a lack of automation on the feed tank and the temperature in the feed tank was measured by one indicator.
What would be, in your professional opinion, a more appropriate design for such a temperature control?
MR. HELLER: Again, we talked about the concept of layers of protection, and one aspect of that is redundancy. So one way this could have been done would be the temperature indicator, and then a separate temperature indicator which would go to an alarm that would be set at say this 160 degrees, or it could be set whatever was necessary to provide the operators with sufficient warning that things were getting to a point where they needed to take action.
But again, redundancy so that one common failure wouldn’t take both of these instruments out of service at the same time.
MR. BRESLAND: And would that be a temperature that is -- that controls the steam flow?
MR. HELLER: That temperature could be used to control the steam flow either automatically, or another layer of protection would be a shutdown system.
So if 160 is the alarm and the operators come in and say, `Okay, I can say this batch is fine. I can just turn off the steam now manually,’ and you are okay.
Maybe if the temperature gets up to 180, or whatever the setting might be, then the system would say, `Well, the operators aren’t here. I have to take automatic action,’ and it automatically shuts off the steam valve.
Another layer of protection would have been to have a pressure alarm or pressure warning in the same token. Rather than just checking temperature, now you have another parameter you are checking. Like these are again, some more redundancy, a little more safety.
MR. BRESLAND: Were you able to determine, WWW.nealrgross.com.
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MR. HELLER: The tank was not completely full. That would be an issue. If the tank had been full to the very top, then as the liquid expanded that generates quite a bit of pressure. That was a consideration that we looked at.
But based on D.D. Williamson’s looking at the material balances around the tank and our checking those numbers, there was a -- it was not completely full. There was a space at the top of the tank.
It appears that the batch was filled as it should normally be filled per the batch requirements.
MR. BRESLAND: In the description you talk about the aluminum bands that are around the tank that hold on the insulation. You talk about them snapping. Could you expound a little more what that means?
MR. HELLER: There’s two possible explanations for that. One is, again, there is insulation around the tank. The aluminum covers that as a way of protection, or protection from any external damage, and then the bands hold that all in place, bands like on a shipping container.
The bands snapping, again, two possible interpretations. One is that the vessel itself was expanding and the band was snapping.
Another interpretation was that what had occurred was some sort of a small leak in that vessel and the caramel was filling up the space between the shell of the vessel and the aluminum inside that insulation area, and that was filling up and expanding.
Both indications of a problem with the vessel.
MR. BRESLAND: Now when the tank was being heated up, you know, the material was put into it, then they opened the steam valve, how quickly did the temperature increase?
MR. HELLER: We talked to just about all the operators in the plant and the numbers were twenty to twenty-five minutes to go from about 120 degrees up to about 160 degrees, somewhere in that ball park. That depended on the time of year and the temperature it came in and different batches would be somewhat WWW.nealrgross.com.
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But twenty, twenty-five is what they told us for this material.
MR. BRESLAND: And if the operator was unable to pay attention and the temperature for a period of time, let’s say ten or fifteen minutes, how much higher would the temperature have gone, would you estimate?
MR. HELLER: We really couldn’t estimate how high it would have gone. We did talk, from talking with the other operators, that they had all experienced situations where the temperature had exceeded what they were hoping to get to, and they had come over and they would open vent valve, or they would have the vent valve already open, and they were able to just bleed off that pressure and continue on with the operation with no adverse consequences.
But they had, all of them had had experience of missing that point where you really had to turn it off and move along.
MR. BRESLAND: I will turn the questioning over to Dr. Poje, but I do have some additional questions.
DR. POJE: Dave, I have a couple of questions in regards to clarification.
What was the condition of the valve on the inlet air side? Were you able to examine that?
MR. HELLER: We found the regulator, and it was -- it was damaged quite a bit. Again, it flew quite a distance from the source of the -- where it was originally located.
We think that where the position of the set screw was that it was set so that it wouldn’t have, you know, fell open condition. So we -- what I am saying is we don’t think that there was a massive in- rush of 125 PSI air into the vessel. Typically, air regulators don’t fail in a fell open position.
DR. POJE: I would also like some clarification on your characterization of the batch sheets. I am recalling another tragic event, the Morton Chemical event of 1988, in which workers stayed around a vessel that was clearly out of control and in a very dangerous situation, and their nearness to the vessel added to the human consequences.
In this case obviously there was an impending situation that wasn’t recognized by the WWW.nealrgross.com.
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What is the details of the safety operating equipment batch sheets that you would likely see -- did you see at this facility, and what might you have from your background of professional experience as a better designed batch sheet that might provide more warning on abnormal situations?
MR. HELLER: Well, good practices in the chemical industry is to have some level of warnings and safety information each batch sheet; so, whereas, an operator might have, when he first learned the job, had some training on safety or whatever the issues are.
But having it right on the batch sheet, every night when he is running this product, or whenever -- especially if he is not running this particular product that often, when he does run it he will see, Do not exceed 160 degrees because . . .’ He will see,Do not let pressure exceed 20 PSI because . . .’ of these consequences.
And then it would say, And here is what you should do if that happens. And the alarms are set at . . . and your shut down is set at . . .’ Just has it right in front of the operator every day. So he says,Okay. I am making product twelve and, gee, I need to be careful about 160 degrees and I need to remember to keep that vent valve open when I get working there.’
DR. POJE: I am also struck by the consequences of this catastrophic failure of this vessel. Can you tell me about the nature of the explosion’s impact on the cinder block wall?
MR. HELLER: Right. The vessel itself was propelled to the west, and that was where the ammonia tank was. And then it appeared to have ricocheted back and taken out the top of the spray-dryer structure.
On the right was the cinder block wall that separated the bagging area and where the carrying agent was. That cinder block wall was taken out. And, in fact, the roof structure was precarious and we were -- it was -- we were not going in that area for several days until their structural folks came in and kind of took a look at that situation.
DR. POJE: Then you mentioned that we had an estimated release at this event of twenty-six WWW.nealrgross.com.
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Can you give me some indications of the differences in those two materials and perhaps their behaviors when released to the environment?
MR. HELLER: Aqua Ammonia is a solution of pure ammonia and water, and because of that it sort of mitigates the consequences of release.
Release of anhydrous ammonia, it is going to be immediate large vapor cloud, has very disastrous consequences.
Here, again, the water mitigates that somewhat. The leak at this tank was from a hole, a valve at the bottom of the tank, so it was a slower leak; not a massive release all at one time.
But, again, the consequences were such that emergency responders who were trying to get in there had to wear self-contained breathing apparatus, had to wear Level A suits, moon suits, if you will, fully encapsulated suits to get in there and assess the damage.
DR. POJE: And this event occurred at 2:00 a.m. in the morning. There was a number of impacts upon the surrounding public.
Can you characterize the emergency response function during this event?
MR. HELLER: Their response was very good. The folks were on the scene very quickly. I believe it was the firefighters went door-to-door to evacuate the residents that were most close to the incident.
They brought in buses to stage folks away and prepared to move them farther away if the need arose.
They put water on the scene. It was quite a large response and very quick.
DR. POJE: I have one last thing. You did present that a projectile of a 500-pound piece of the top of the tank was driven far away from the site and next to the railway.
What would be the nature of the types of cargoes on that rail line? Would it include hazardous materials?
MR. HELLER: I would assume so. This was a -- I think it was a CSX Rail Line. There’s two lines going by the plant. The company had a third line, WWW.nealrgross.com.
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Again, fortunate -- this head of the tank landed on the D.D. Williamson spur. But, again, it was very close to the -- to where the other lines were.
Another piece of the tank, a motor, the agitator motor on the top of the tank, actually landed in the front yard of a house on the other side of the rail tracks.
DR. POJE: I am recalling an event that Steve Wallace and John Bresland and I were at a little more than a year ago in Pascagoola, Mississippi, in which shrapnel patterns of a failed vessel came near to causing another layer of endangerment to the surrounding community. So, again, this is a very serious incident in my mind, and --
MR. HELLER: Well, I think, again, the ammonia tank was pushed off its foundations and lying separate on the bottom. There was a very large dent in that tank which had thirty-two thousand pounds -- was twenty-six thousand. If that tank had been punctured the release would have been much more significant.
DR. POJE: Thanks.
CHAIRPERSON MERRITT: I have some questions.
Explain for me the air pressurization system. I understand this vessel was installed and at some point air pressure was added to this installation.
There was a regulator for the air pressure. What would be the purpose of putting an air pressure regulator on an atmospheric tank, if that is what it was to be?
MR. HELLER: Well, the plant air system ran off the compressor at about 125 pounds per square inch. The recognition by the plant was that that was way more air pressure than would be needed to push the material out. So the regulator was added to just control that down to a much -- really a controlled level.
CHAIRPERSON MERRITT: Okay. And then -- but pressure was needed to move this out?
MR. HELLER: Right.
CHAIRPERSON MERRITT: Okay. So I assume all the holes were plugged in the tank. And where these pressure relief valves had been, what was put in WWW.nealrgross.com.
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MR. HELLER: I don’t know if that was the nozzle where the air was added, but typically a tank has a number of nozzles on the top for various appliances or pieces of equipment.
CHAIRPERSON MERRITT: Can you explain to me what this air vent looks like? Because I understand from the report that air pressure would be added and there was a ball valve. Was that on the vent line?
MR. HELLER: It came off of the vent line. The vent line went into the top of the tank and the air -- I mean, the air pressuring line came to the top of the tank. The vent valve came off of that line and there was a quarter-turn hand valve that was used to open up and bleed off the pressure.
CHAIRPERSON MERRITT: It was there in order to also contain pressure?
MR. HELLER: Right. Right.
CHAIRPERSON MERRITT: If it is open you develop no pressure.
MR. HELLER: Right. To push the stuff from the feed tank to the pump, you would close that valve, add the pressure, and then you would start your pumps and work it off.
After you were done and the tank was empty, you would open that valve to bleed off whatever pressure was left before you refilled the tank with the next batch of caramel color.
CHAIRPERSON MERRITT: Now does D.D. Williamson have any engineering staff that would have looked at this tank and identified they would have needed a ball valve in order to pressurize this tank, or how did they come to that?
MR. HELLER: There was quite a level of experience among the staff. There was a young engineer, but they also had experienced people working at the plant who had many years in this industry and in various industries. And these tanks had been used in other locations where also they had experienced people.
CHAIRPERSON MERRITT: So, indicating that they did not recognize this tank as a pressure tank comes a little hard for me to understand.
MR. HELLER: Right. And that is where, if you have a system where you are having systematic reviews, if one person misses this, or if another person misses it, if you have a group of people WWW.nealrgross.com.
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CHAIRPERSON MERRITT: Okay. Do you have other questions, Mr. Medina?
MR. MEDINA: You explained some of the emergency response activities. I would like to know how effective was the shelter in place notification for the residents, considering that it was two o’clock in the morning.
MR. HELLER: Right.
MR. MEDINA: And how well did they actually follow that recommendation?
MR. HELLER: It seems it went very well. Again, most people were sleeping and they wouldn’t have received the notifications which were by emergency radio and -- radio and television. But, again, because it was two o’clock in the morning and there was sufficiently -- the shelter in place requirements is stay where you are, don’t go outside because you could walk in the wrong direction and go into the problem.
So the fact that it did happen at two o’clock in the morning, people were asleep, was good.
CHAIRPERSON MERRITT: Other questions, Mr. Bresland?
MR. BRESLAND: On the evening of the accident, or even on a typical evening before the accident, how many people worked -- were at work at the facility?
MR. HELLER: Oh, on the night of the accident there were five people at the plant. There were the two Perry brothers. There were two, a mechanic and another operator working, again, on the other side of this cinder block wall, in the cooker area of the plant. And there was a lab technician up in the offices.
MR. BRESLAND: That is four? Did I miss someone?
MR. HELLER: The two brothers, the two other mechanic and another operator inside, and then the lab technician.
MR. BRESLAND: That is five. Was there normally any supervisor on duty --
MR. HELLER: No, not on the -- I don’t know. I really can’t answer that in general. But certainly WWW.nealrgross.com.
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MR. BRESLAND: And what is the typical work schedule; what is their normal work schedule?
MR. HELLER: It was a twelve-hour shift, several days on, several days off, twelve-hour shift schedule.
MR. BRESLAND: Five days a week, seven days a week?
MR. HELLER: Seven days.
MR. BRESLAND: So the person comes in to work at seven in the evening and leaves at seven --
MR. HELLER: Right.
MR. BRESLAND: -- in the morning?
MR. HELLER: There is a shift change where you meet the folks from the previous shift and kind of go over what is new, what is different, here is the way we are set up.
MR. BRESLAND: Now what was the job experience of the two operators who were working the equipment that evening?
MR. HELLER: The operator, Mr. Perry that was killed, had been on the job about five years. And the other operator had only been there I think since January, he had been hired on.
MR. BRESLAND: I would like to refer to a section in the complete report as opposed to the shortened version here in which you describe what happened on the shift from the time when the operator came in.
Can you go through the time-line of starting at seven o’clock in the evening as to what actually -- what happened from then until two o’clock in the morning when the explosion took place?
MR. HELLER: Right. The operators came in about seven o’clock in the evening. Our information is that Mr. Perry slept for a few hours at the beginning of his shift. He worked two full-time jobs and he was taking -- his brother covered, really covered for him while he took a nap at the beginning of the shift.
Again, this is a night shift operation. They were getting all their work done. They were considered good operators, and it was not considered a performance issue at the time.
At ten o’clock they got back on getting the first feed tank going into the spray dryer, and continued on with their other duties from that point. WWW.nealrgross.com.
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MR. BRESLAND: Was this a normal occurrence?
MR. HELLER: From talking with staff and from interviews with the employees and staff, yes, this was a fairly normal occurrence.
MR. BRESLAND: And what -- you said you investigated that and the relationship between that and the incident was --
MR. HELLER: We saw no causal relationship at all. Again, the opinion was that he got up around nine-thirty or ten o’clock. The accident didn’t occur until two in the morning. We know he talked to the plant manager by phone about one, one-fifteen in the morning. We saw nothing that related to the events in any way.
MR. BRESLAND: Okay. I don’t have any more questions at this time. Thank you.
DR. POJE: I have just one more question. I am persuaded by the findings that you have and the causation, one of the areas that you have raised is the area of layers of protection, which I think is a very important concept in a number of chemical operations.
One that is sort of closest to the core there has to deal with the inherent design of the operation and safety. Is there any way of producing caramel that does not involve pressurized vessels?
MR. HELLER: I do not know the answer to that question. Again, the caramel is already produced at this point in the process. This is just getting the material ready to go to the spray dryer.
CHAIRPERSON MERRITT: Are there any other questions? And if there’s no other questions, I would then turn it over to Mr. Wallace --
MR. HELLER: Right.
CHAIRPERSON MERRITT: -- and do recommendations.
MR. HELLER: Steve?
MR. WALLACE: Good morning.
The incident that occurred at D.D. Williamson was a tragic accident that did not have to happen. The mission of the Chemical Safety Board is to prevent accidents like this in the future.
We do this in two ways:
We investigate these accidents and we communicate our findings from the investigations.
We also make recommendations, specific WWW.nealrgross.com.
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Our recommendations are a primary tool that we use to motivate an implementation of safety improvements and to prevent these accidents. They address specific issues that caused the incident and they address management system changes that will prevent similar incidents in the future.
Our recommendations are issued and closed only by a vote of the Board.
I will now read the proposed recommendations from the staff.
(Reading): We have talked a lot in the findings about safeguards that were not in place. Safeguards are best put into place during the design phase when equipment is designed and should be consistent throughout the life of operating equipment.
Consistent with our findings that these were not designed and operated in accordance with good management practice, we recommend that D.D. Williamson and Company, Incorporated, institute procedures to ensure that pressure vessels are designed, fabricated, repaired and operated according to applicable codes and standards.
And in an effort to assure that there are not similar latent hazards at other D.D. Williamson facilities, we recommend also to D.D. Williamson that they audit all vessels at D.D. Williamson facilities to ensure that they are equipped with adequate over- pressure protection as warranted and equipped with alarms and interlocks as warranted.
As we discussed, one of our findings is that a safety valve which had been in place was removed. Also, we found that this tank replaced an atmospheric storage tank, and it was never fully considered as a pressure vessel by the company, even though it obviously was.
Therefore, we recommend that D.D. Williamson implement a program that includes hazard reviews when existing equipment is used for new purposes and when safety devices are removed or altered.
The lack of hazard evaluation can result in insufficient safeguards to prevent accidents, which we have talked about a number of times this morning.
Therefore, we recommend that D.D. WWW.nealrgross.com.
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As Mike and Dave discussed, this was a labor -intensive process, requiring operators to monitor the process in the heating of the tank while they were attending to other duties.
Therefore, we recommend that D.D. Williamson audit manual control of process conditions, such as temperature and pressure, to determine if safeguards are needed.
And our final recommendation to D.D. Williamson is that they upgrade their written operating procedures and train operators on these revised procedures.
There is an exemption in the Kentucky Regulations which I will discuss momentarily. The exemption only applies to new vessels and not used vessels.
Therefore, in the spirit of communicating information critical to people who install these types of vessels, we recommend to the Commonwealth of Kentucky that they communicate to owners of pressure vessels, mechanical contractors, engineering consulting companies and insurance companies doing business in Kentucky that used vessels are not exempt from registration and initial inspection before being placed into service in Kentucky.
Further, in the spirit of communicating as much information to as many relevant parties as possible, we recommend to the Mechanical Contractor’s Association of Kentucky that they communicate to their members that use pressure vessels are not exempt from registration and initial inspection before being placed into service in Kentucky.
And finally, we would like to recommend to the Risk and Insurance Management Society, RIMS, and the National Board of Boiler and Pressure Vessel Inspectors that they communicate the findings of this report to their membership.
One final issue I wanted to touch on, which is not a recommendation but an issue that we will be following up on.
There is an exemption in the State of Kentucky for new vessels. And the exemption reads, and I quote, “The following vessels shall be WWW.nealrgross.com.
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That comes from the Kentucky Administrative Regulations.
While the vessels that we are discussing this morning were used vessels that were brought into the State, this is not causally related to this incident. However, we believe that by exempting the class of vessels that is less than 200 pounds, which would include vessels such as these that we have talked about, the vessel that failed was designed for 40 pounds.
We believe that there is a significant gap in the Kentucky Regulations when compared with other states. We have surveyed five other states to determine if they have similar exemption for vessels, and we found that they do not.
We are concerned that a large number of dangerous vessels may not receive adequate oversight in the State of Kentucky because of this exemption. And, therefore, we have sent a letter to the State of Kentucky communicating our concerns and requesting that they immediately explore ways to remove this exemption from their regulations.
CHAIRPERSON MERRITT: Thank you.
MR. WALLACE: We would like to try to address any questions you may have about the recommendations.
CHAIRPERSON MERRITT: At this point I would like to open the floor to the Board for any other questions you might have with regard to recommendations.
DR. POJE: Just one of clarification, Steve. In our root cause, the third one that we have identified, we focused in on the adequacy of the operating procedures, being inadequate in this particular incident. But our Recommendation Number 6, I believe it is, focuses in on upgrading those.
Would that include an upgrade that would provide some focus on abnormal situations and the appropriate management to them?
MR. WALLACE: Yes. Appropriate written operating procedures should include deviations that you can have from what you expect and what consequences could come from those deviations, WWW.nealrgross.com.
38 NEAL R. GROSS COURT REPORTERS AND TRANSCRIBERS 1323 RHODE ISLAND AVE., N.W. (202)234-4433 WASHINGTON, D.C. 20005-3701 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 whether it is an increase in temperature, whether it is an increase in pressure, whether it is an increase in contamination, whatever is critical to keeping that operation safe.
There are normal boundaries that should be recorded, understood, and deviations from those normal boundaries, for instance high temperature, low temperature, high pressure. Those should be documented and people should be trained on how to address those situations, which would include the abnormal situations that you discuss.
DR. POJE: Thank you.
CHAIRPERSON MERRITT: I there a reference that we will provide that would direct D.D. Williamson to these guidelines for proper procedures and training with regard to operations; I mean, if we have some guidelines that we can direct them to, or will we in our recommendations?
MR. WALLACE: Yes. As part of the recommendation follow-up it just doesn’t stop with a letter that we issue to the company. We will have a number of times that we communicate back and forth with the company.
We will issue the recommendation to the company. The company and other recipients will then respond to us. And then we will evaluate their response, and we continue to have a back and forth dialogue.
But during that process, we certainly communicate our expectations, as we communicated our expectations when we met with recipients prior to issuing this, when we were deciding exactly what recommendations we wanted to make. We wanted to get their input on it. To go --
CHAIRPERSON MERRITT: So that the CCPS, the Center for Chemical Process Safety, or AICHE, or ASTM, or any of these organizations, do they have best practices for procedures and operations?
MR. WALLACE: Yes. And to address the other part of your question, some very good guidelines exist in industry. Some of the ones that I am most familiar with are with the CCPS, Center for Chemical Process Safety. They actually have books specifically addressing maintenance and operating procedures, and those are aspects of some of their other books.
Some of the OSHA Regulations, which all may WWW.nealrgross.com.
39 NEAL R. GROSS COURT REPORTERS AND TRANSCRIBERS 1323 RHODE ISLAND AVE., N.W. (202)234-4433 WASHINGTON, D.C. 20005-3701 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 not apply in this case; but, for instance, OSHA PSM- 1910.119 has a section, a very brief section, on operating procedures, and discusses what should be in that section as well as training.
So good management guidelines and good practices do exist. There are other ones that exist in different quarters. The American Petroleum Institute puts out a number of publications. I realize that a company like D.D. Williamson probably is not a member of the American Petroleum Institute, but they do have good guidelines. Even if you are not in that field, you can apply those guidelines to procedures that you would develop.
CHAIRPERSON MERRITT: And what about management systems? One of the things we say is that there weren’t adequate management systems. Do our recommendations address management system guidelines that D.D. Williamson and others should be following in order to assure that they are paying to these layers of protection?
MR. WALLACE: Well, our recommendations try to speak to the outcome that we would require, and the things that we discuss are the hazard reviews and hazard analysis that should be done in order to determine if they have necessary safeguards.
Hazard evaluation is a management system, an appropriate aggressive, persistent hazard evaluation program which proactively looks at vessels as they are being designed. It looks at vessels throughout their operation. It looks at the training that operators receive. It looks at procedures that are in place in order to assist operations personnel in doing their job.
And it covers issues like changes, management of changes, one management system you have to have in place when changes occur.
These were pressure vessels that were actually used to serve a function that atmospheric tubs had been used in the past. That could be interpreted as a change, and an aggressive management system to evaluate changes would address issues such as those.
CHAIRPERSON MERRITT: And can you find those in manuals or in books that are published under -- by CCPS or others?
MR. WALLACE: Right. Again, I would go back to CCPS. They have some very good publications WWW.nealrgross.com.
40 NEAL R. GROSS COURT REPORTERS AND TRANSCRIBERS 1323 RHODE ISLAND AVE., N.W. (202)234-4433 WASHINGTON, D.C. 20005-3701 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 specifically on management systems. They have a book that is “Technical Management of Chemical Process Plants. I think I have the name right. And it discusses several management systems that you would have.
And, again, I go back to OSHA PSM Regulation. Even in facilities where the PSM Standard, OSHA 1910.119, is not technically applicable, those same management systems and guidelines that exist there, it is good for business to do those. Not only because it makes business safer, but preventing incidents is a cost benefit for industry; and so, therefore, I would encourage people who are looking for these types of standards to review the OSHA Regulations, but also the Center for Chemical Process Safety and the American Petroleum Institute Safety Guidelines.
CHAIRPERSON MERRITT: Mr. Warner, does it require an amendment if we wanted to reference those documents and those guidelines in our recommendation letter? I mean, we don’t proscribe how the recommendation is fulfilled, but does it require an amendment to the recommendation, or can we do that?
MR. WARNER: No amendment would be required.
CHAIRPERSON MERRITT: No amendment would be required? Well, I would like to ask, though, that those documents be referenced in our recommendation letters in the event they are not familiar to the company.
MR. WALLACE: I think that is an excellent idea, Madam Chair. We will do that.
CHAIRPERSON MERRITT: Thank you.
Are there any other questions, Mr. Bresland or Mr. Rixio?
MR. RIXIO: Mr. Rixio?
CHAIRPERSON MERRITT: Mr. Medina.
(No further questions indicated.)
CHAIRPERSON MERRITT: Well, with that then, we would like to open the floor to public comment. First of all, I would like to acknowledge that Councilwoman Tina Ward Pug is here and we appreciate very much your coming and attending this meeting. We feel it is important to have local representation here to see what the proceedings are like, and that you very much for taking time out of your schedule to come. WWW.nealrgross.com.
41 NEAL R. GROSS COURT REPORTERS AND TRANSCRIBERS 1323 RHODE ISLAND AVE., N.W. (202)234-4433 WASHINGTON, D.C. 20005-3701 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47
At this time what I would like to do is, Number One, ask you to keep your remarks Germaine to this event. Number Two, to keep them to five minutes or less, and we will time you so and give you a warning.
Also, so that you can be heard, we would like you to use the microphone over here to your left, and please pronounce your name clearly so our court reporter can get it, and spell it for us and tell us what your affiliation is.
With that, I would like to ask, or recognize Mr. Ted Nixon.
. PUBLIC COMMENTS
MR. NIXON: Good morning, and thank you. I am Ted Nixon. I am currently the President and Chief Executive Officer of D.D. Williamson and Company. Nixon is spelled N-I-x-o-n.
I appreciate the opportunity to share my thoughts on what I believe we have all learned through the efforts of the Chemical Safety Board and many others since the tragic accident nearly a year ago.
This was difficult experience for everyone. We lost a friend and associate in the accident, and certainly caused some anxiety among our many friends and neighbors in the Clifton Community.
We were determined to understand what happened and how it could be prevented. That is why we welcomed a rigorous review by the Chemical Safety Board and three other investigation groups.
When we talk about the fabric of safety practices that surround us in our lives we can see that they have been developed either by anticipating potential risks or learning from failures. I wish this situation could fit into the earlier category, that we could have imagined what might have happened and put controls in place to handle it.
The fact is, this tank operated safely and reliably for ten years.
As our Chairwoman pointed out earlier, companies need to not just look at how things are supposed to work, but how they might go terribly wrong.
Unfortunately, everyone missed it. Inspectors, outside consultants, insurance companies WWW.nealrgross.com.
42 NEAL R. GROSS COURT REPORTERS AND TRANSCRIBERS 1323 RHODE ISLAND AVE., N.W. (202)234-4433 WASHINGTON, D.C. 20005-3701 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 and our own engineers. But it was our tank and it is ultimately our responsibility.
We respect the findings of this Board and are here to learn, and certainly not to argue with this report. I would appreciate the opportunity, however, to clarify what I feel may be one misunderstanding.
And that is that when the tank -- when the feed tank was brought into the State of Kentucky, as Mr. Heller pointed out, the pressure relief valves were removed to prevent them from damage. And the reason that they were installed was that -- and that it was not certified by the State, was that for four years it was utilized as a non-pressure storage tank. The State did not make a mistake, and we did not make a mistake when the tank came in.
Three years later the feed tank was put into a low pressure situation, and I wish certainly today that we had reinstalled the pressure vessels at that -- the pressure relief valves at that time.
We sought to follow the law. Everyone had done their jobs. But the fact is that a tragic accident still happened. What we have learned from that is that we must be more vigilant.
We have already drawn from this experience and the investigation over the last few months to incorporate many advance safety designs in our new facility. We have completely re-engineered our processes and equipment to eliminate sources of over pressure and high temperature in the feed tank operation.
Dr. Poje asked if pressure and temperature are required in the feed tank operation. Our process now has been changed to eliminate both pressure and temperature in this operation.
We have computerized equipment monitoring in controls in several operations. In our rebuild, all of our raw materials, including our aqua ammonia, will be stored inside the building with highly sensitive leak detection devices to protect our neighbors.
We have designed fans and other noise producing equipment for quieter operation. New emissions equipment has been and will be installed as we rebuild to further protect our air and water quality.
We have contracted with DuPont Safety WWW.nealrgross.com.
43 NEAL R. GROSS COURT REPORTERS AND TRANSCRIBERS 1323 RHODE ISLAND AVE., N.W. (202)234-4433 WASHINGTON, D.C. 20005-3701 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 Resources to review all of our operations on a global basis and to help us develop a uniform best practices safety program which will be implemented at all of our facilities.
The end result of these efforts is something we have always sought to have and our neighbors deserve, a plant that is safer, cleaner and quieter.
Along with these enhancements to our Louisville Facility, we have also launched a six- point safety enhancement plan at our plants around the world which addresses all of the recommendations of the Chemical Safety Board. I would be happy to provide anybody with details of that at a later date.
In closing, I want to add my deepest appreciation for our neighbors in Clifton and our many friends in this community of Louisville.
I feel so sorry about what happened in our neighborhood a year ago. We sought during this last year to keep them informed of what happened and what we are doing about it, because that is what neighbors should do.
All along their many expressions of support and encouragement have meant a lot to me and to our associates. They have made us a better company and, in turn, we hope in a small way we have reaffirmed the value of businesses and residences working together.
Thank you.
CHAIRPERSON MERRITT: Thank you, Mr. Nixon.
CHAIRPERSON MERRITT: I would like to recognize Pat Thixton.
MS. THIXTON: Good morning. Thank you for the opportunity to address the Board and the D.D. Williamson management.
I guess I come as a lifelong resident of the neighborhood, and I am coming just to share some of my concerns, and I come with more questions than comments.
I would like to know what assurance do we have that the corrective plan of action that has been put in place will ensure that a similar occurrence does not take place in the future?
What kind of oversight or inspection procedures are in place by the regulatory agencies to determine that laws, codes and standards are followed WWW.nealrgross.com.
44 NEAL R. GROSS COURT REPORTERS AND TRANSCRIBERS 1323 RHODE ISLAND AVE., N.W. (202)234-4433 WASHINGTON, D.C. 20005-3701 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 to the law?
As a result of the explosion there has been reconstruction. From casual observation, it appears that there has been a significant expansion of the facility. Does that also imply that there is significant risk to the neighbors who live in the area?
And I guess have the personnel of D.D. Williamson been trained to handle the worst case scenario?
Thank you.
CHAIRPERSON MERRITT: Thank you for your comments.
CHAIRPERSON MERRITT: The next person is Rachel Grimes.
MS. GRIMES: Good morning. My name is Rachel Grimes. That is G-r-I-m-e-s. I live at 2042 Frankfort Avenue. I serve on the Board of the Clifton Community Counsel, also. I can actually see the D.D. Williamson plant from my rear yard if I look west along the CSX Rail Line.
During the ten years that I have lived here there have been two catastrophic explosions at this plant. This recent explosion made pictures fall off my walls, something that the freight lines does not cause.
I understand from several articles in the Courier-Journal that this company has had twenty- seven hazardous spills since 1991. There have also been fifty-nine violations, other fines and civil suits brought upon them by MSD -- that is our Metropolitan Sewer District -- for being a significant non-complier with waste water pollution discharge.
I am outraged that the owners of this company have been so grossly and repeatedly negligent with regard to the health and safety of its workers and the residents of Clifton.
Clearly this Chemical Safety Board has found that this accident was preventable. D.D. Williamson’s willful avoidance of compliance resulted in a man’s death.
It is not enough that 140-year-old company has committed to rebuilding a safer state of the art plant. They should implement the recommendations that have been brought to you today by this Board. WWW.nealrgross.com.
45 NEAL R. GROSS COURT REPORTERS AND TRANSCRIBERS 1323 RHODE ISLAND AVE., N.W. (202)234-4433 WASHINGTON, D.C. 20005-3701 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47
But I also feel they should implement a hazard communication program for the workers and the residents that would include an audio component for Clifton’s many visually impaired residents as well as those that are sleeping soundly in their beds.
Both of these explosions that I refer to happened at two in the morning.
I feel very strongly that they should be held accountable to the full extent of the law with regard to the environmental health and safety regulations that they have negligently avoided repeatedly.
Thank you.
CHAIRPERSON MERRITT: Thank you very much for your comments.
CHAIRPERSON MERRITT: All right. I would like to call Leslie Barras.
MS. BARRAS: Good morning. My name is Leslie Barras. My last name if spelled B-as in boy- a-r-r-a-s. My husband and I live at 100 North Keats Avenue within the Clifton neighborhood.
We are approximately a half a mile as the crow flies from the plant, well within the odor shed of the plant, and also I believe within the area of impact from a worst case release, according to the Company’s Clean Air Act Risk Management Plan.
We also live about twenty-five to thirty feet from the CSX Rail Line. I can assure you there are a lot of hazardous materials moved along that line, including large quantities of Chlorine, Methyl methacrylate, molten sulfur, pretty much the gamut of materials. So that is another concern and I appreciate that being raised.
I am going to address two proposed recommendations for your consideration to add, adding to the report, and then make just a couple of comments.
One is that I would like for you to consider recommending that the company have an independent registered professional engineer review and certify both the design and as-constructed- installation of the expansions that are currently either already been completed or under way right now. Someone who puts their independent RP on the line, to make sure that in fact those plans and proper codes are being addressed in this new construction. WWW.nealrgross.com.
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Secondly, I notice that one of the recommendations that there be an audit of global facilities. I would like to see that a recommendation be considered that for the next five years that the company have an annual environmental health and safety audit conducted by a qualified consulting firm and that the results of that report be shared with the neighborhood, just to ensure that as they put programs into place and implement them that someone is actually doing an evaluation, since -
- my concern is that we are not getting the
government oversight required, that a qualified firm come in and do that and then share the reports or the results.
In terms of comments, my first comment -- and I was glad to Mr. Heller address the land use issue in the neighborhood. The initial Federal Register Notice for this meeting indicated that the neighborhood is a mixed industrial/residential area. And I can assure you, as Mr. Heller brought out, it is a very residential area.
Clifton is approximately four to five hundred acres. It is a National Register Listed District, a local Historic Preservation District.
According to our adopted neighborhood plan, which was adopted in 2002, the percentage of breakdown of zoning by land use is approximately nine percent industrial, ten percent office, retail and restaurants, sixty-seven percent residential and fourteen percent community.
That community percentage is important because that includes the campus of the Kentucky School for the Blind, which has been in the neighborhood since the eighteen-fifties, and the American Printing House for the Blind within a couple of blocks of the facility. And because of that there is -- this neighborhood has one of the largest populations of visually impaired residents living anywhere in the entire country, which we believe is a special consideration in terms of safety protections for this particular facility.
I would like to make a brief comment on the conduct of the company and to give some context for my remarks.
I have been an environmental attorney for twenty years. I spent the first fifteen years of that experience in environmental law, consulting for WWW.nealrgross.com.
47 NEAL R. GROSS COURT REPORTERS AND TRANSCRIBERS 1323 RHODE ISLAND AVE., N.W. (202)234-4433 WASHINGTON, D.C. 20005-3701 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 industry, particularly the process industries, with a consultant who is actually Terrell Minnett (phonetic), a competitor of RNT Jones and Moyse (phonetic). I hope you don’t hold that against me.
Process industries included the petroleum, petrol chemical industries in Southeast Texas, South Louisiana, including a facility, Mr. Medina, in Lake Charles I am sure you are familiar with. Facilities in Pascagoola.
Part of what I did was to be involved in to lead and actually participate in environmental health and safety audits that our clients wanted to initiate on their own.
And I am very familiar with companies in the process industries who are very responsible, who go out and conduct their own internal environmental health and safety audits, to uncover problems ahead of time, to be pro-active. These are large, sophisticated, publicly traded companies, and so I am very well aware that companies take their compliance commitments very responsibly and understand the importance of them.
Particularly based on what Ms. Grimes said, and looking at the recommendations, maybe you can’t say this, but I will say it. I am appalled. Some of these are so basic to process issues.
This is not an unsophisticated company. Its management has been trained in engineering at one of the better public educational schools in this entire country, and I don’t view this issue as an isolated issue.
With the environmental problems that have occurred over the past decade, the two explosions, the fact that when this particular incident happens there was no timely notification to the National Response Center. The company had also failed to keep up to date its hazard communication submittals for local Emergency Management Agency.
My concern is that what we are seeing is a very systemic, systematic, pervasive failure to meet basic minimum compliance requirements. And that causes me very great concerns.
And part of what I ask for in terms of having some independent ongoing review through qualified companies would hopefully correct that problem.
But this is not an isolated issue. This is WWW.nealrgross.com.
48 NEAL R. GROSS COURT REPORTERS AND TRANSCRIBERS 1323 RHODE ISLAND AVE., N.W. (202)234-4433 WASHINGTON, D.C. 20005-3701 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 a very sophisticated company, and it really calls into my mind really how much was known and how much was intentionally not taken care of at this particular facility.
The other issue I would like to address very briefly is the conduct of government. And this is something I am just responding to quickly based on reading the Courier-Journal this morning.
I was somewhat concerned that our Metro Emergency Management Agency indicated that they considered this facility as not a high risk facility and that they were amazed by the force of the blast and the tremendous destruction.
I am amazed at that comment, because I wonder what the basis of that comment was. It makes me wonder whether they have the facility’s Risk Management Plan. You know, why weren’t they notifying the facility that they weren’t fully submitting their community right to know materials, and that causes me great concerns as well.
And I thought about also asking for possibly a recommendation from you that our Metro Emergency Management Agency go back and do its own exhaustive self-evaluation in terms of how they truly do identify and respond to risks. Because I -- I have not a great level of assurance right now after reading that comment this morning.
Finally, and this is just a personal line of inquiry I am going to follow up on. I would be curious with the new, very complex, exacting requirements of the Bio-Terrorism Act of 2002, particularly the food security requirements which recently have come into force, requires companies to be registered, as to whether this company has taken the time to meet those compliance responsibilities.
Of course, those are very serious. There are very quick, stiff sanctions, particularly for import and export of their products at port of entry. And if the answer I find out is that in fact they have met all those regulatory requirements but yet we have got a situation of where Federal Environmental Health and Safety laws that have been on the books for thirty years, somehow escaped that level of scrutiny. That particularly would cause me great concerns.
Thank you for your very thoughtful evaluation in your technical staff evaluation. WWW.nealrgross.com.
49 NEAL R. GROSS COURT REPORTERS AND TRANSCRIBERS 1323 RHODE ISLAND AVE., N.W. (202)234-4433 WASHINGTON, D.C. 20005-3701 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47
CHAIRPERSON MERRITT: Thank you.
CHAIRPERSON MERRITT: Ms. Cherise Williams.
MS. WILLIAMS: Good morning. My name is Cherise Williams. That is C-h-e-r-I-s-e. And I am a neighbor that lives about two hundred yards from the plant.
I would like to open with maybe a question type of comment. And -- well, let me first say that I was not going to speak because I am very, very angry about what has happened here. But I feel it is very important for my anger to be known because I know that I am not alone, in living in this neighborhood with what has happened in this plant in the past ten years that I have lived there.
I am directly affected by ongoing smells in emissions. Better air pollution control devices as well as, from what I understand, drainage control devices need to be in place.
I am concerned for the safety of my neighborhood as well as for the employees at the plant.
My more immediate thoughts after this explosion were that D.D. Williamson needed to move out of a neighborhood setting and into a more industrial area.
And why were these vessels not inspected prior to the accident which killed a man when installation of this valve could have prevented such a tragedy?
In today’s Courier-Journal, the CEO of the company stated that they thought that they had a good safety program and that this was a wake-up call.
And I want to remind you, I am not a family member of the man that was killed, nor did I even know him. But I found that remark very offensive because this man will not ever wake up again.
While we are on this subject of wake-ups, I have been awakened two times in the past seven years from my sleep in my bed from explosions. The first time was in ‘96, when I thought an airplane was about to land on my roof.
The aftermath from that was the pistachio green or mint green snow covered the entire neighborhood to the north of the plant. The houses, the lawns, the walks, the cars, everything were covered. WWW.nealrgross.com.
50 NEAL R. GROSS COURT REPORTERS AND TRANSCRIBERS 1323 RHODE ISLAND AVE., N.W. (202)234-4433 WASHINGTON, D.C. 20005-3701 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47
April 11th, I was sound asleep again. This was the second time that it felt like my house had been picked up and put back down. My first thought that it was a bomb. And then I started fearing for my elderly neighbors and I ventured out to check on their safety, and then I discovered that it was again an explosion at D.D. Williamson.
I might add I was not evacuated. And I am only a hundred to two hundred yards from the plant.
They have now built a very unattractive prison-looking expansion that I see every morning on my way to work when I am looking straight at it.
If they are to continue to operate in my neighborhood or any other location, I would hope that safety devices as well as air pollution and drainage controls would not only be in place but that inspections by external agencies would be instigated by D.D. Williamson and not rely on their knowledge of whether they have a safe operation or not.
CHAIRPERSON MERRITT: Thank you.
CHAIRPERSON MERRITT: I would like to call Kevin McAdams.
MR. McADAMS: Thank you. Kevin McAdams, a resident of Clifton. M-c-A-d-a-m-s. My remark will be brief.
For want of a safety valve, a man died, a neighborhood was imperilled. Assurances about future behaviors are all well and good, but accountability for past practice is paramount.
I ask our Commonwealth Attorney and our Attorney General to investigate and explain to my Clifton neighbors why this incident is not a culmination of criminal negligence.
Thank you.
CHAIRPERSON MERRITT: Thank you.
CHAIRPERSON MERRITT: Amy Hibbard. Please come to the microphone so we can hear you.
Okay. Thank you.
MS. HIBBARD: Hello. I am Amy Hibbard. I am a stepdaughter to Louis Perry, the deceased. I just had a few questions.
Why would the valve not have been installed after they had brought it into Kentucky, and why there were no alarms?
I am sure it could have did a lot more WWW.nealrgross.com.
51 NEAL R. GROSS COURT REPORTERS AND TRANSCRIBERS 1323 RHODE ISLAND AVE., N.W. (202)234-4433 WASHINGTON, D.C. 20005-3701 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 damage than what was done. And basically the rest have been answered.
Thank you.
CHAIRPERSON MERRITT: Thank you. And the Board’s condolences to you and your family.
CHAIRMAN MERRITT: With that note, we would -- are there any other comments that are to be made?
(No other comments indicated.)
CHAIRMAN MERRITT: Then with that, what I would like to do is briefly take a ten-minute adjournment so that we might talk about the comments and we would proceed from there. So we will adjourn for a brief ten minutes.
If you would agree to that we would appreciate it, and we will reconvene in ten minutes.
(Whereupon, a ten-minute adjournment was had.)
(Following the adjournment, the appearances being the same as heretofore noted, the proceedings reconvened, as follows:) .
CHAIRPERSON MERRITT: Well, I really appreciate the comments and suggestions that were made. They were very thoughtful and also things that we need to take into consideration.
I would ask -- many of the comments that were made, I think are comments that should be directed to others besides this Agency, and we are using this forum as a way to get these comments out.
What I would like to do, with the Board’s concurrence, and I don’t think I need a vote on this, is to write -- when we get our transcript we will write a letter to the Louisville City Council, to the Environmental and Safety organizations in the area and to the company and to -- we will identify one person, if one person wants to be considered a focal point, we will be happy to communicate with that person, reiterating the comments and questions that were made.
One thing that I would strongly recommend -
- it sounds like there is a gross need for some
intimate communication between the company, the community, and the regulatory and governing organizations and public bodies in this area. WWW.nealrgross.com.
52 NEAL R. GROSS COURT REPORTERS AND TRANSCRIBERS 1323 RHODE ISLAND AVE., N.W. (202)234-4433 WASHINGTON, D.C. 20005-3701 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47
Mr. Wallace and I just returned from Contra Costa County, California, in which the number of refineries and chemical plants in the area -- this is in the area of Monterey, California, very environmentally sensitive area. The Contra Costa County has a wonderful regulatory organization through their health department that regulates the companies and communicates and coordinates with the companies, and also through their public participation.
And I can’t emphasize enough how important public participation is with regard to these kinds of communication and -- not just communication, but public satisfaction that your right and your safety are being protected through the rules, regulations and enforcements of regulations that are on the book, or possibly may need to be enacted in the local community specific to your own situation.
Contra Costa County -- and I will spell that for you, because I know I am not saying it right -- has a marvelous model that I think, and many people have recognized it besides myself, as a model of how this triad really works between elected officials, the industry in the area and the interests of the public, how this can work and work to the benefit and satisfaction of everybody.
And I will include information and contact in my communications to you when that comes out.
At this time I would like to open the floor to the rest of the Board Members for your comments concerning the recommendations and any other actions that we should take.
DR. POJE: Yes, Madam Chair.
COMMENTS BY BOARD MEMBERS
DR. POJE: I was very impressed. It is an honor to be a member of an institution that can bring its work before the public, and in particular then to hear from members of the public in reaction to that work and to the incidence that calls a federal agency into its actions.
There is always important learning that occurs for me through that, so I am honored by the opportunity to have heard all the comments that people have made today.
And I also realize that it is very difficult to stand up in public, but I think that is WWW.nealrgross.com.
53 NEAL R. GROSS COURT REPORTERS AND TRANSCRIBERS 1323 RHODE ISLAND AVE., N.W. (202)234-4433 WASHINGTON, D.C. 20005-3701 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 the hallmark of what makes this nation great, is people having forums to stand up in public and making their comments heard. So it is a tribute to this community that so many have turned out for this meeting.
I am persuaded that the Board’s staff’s presentation today, both in the findings, the causations and in the recommendations, all move in a very important direction towards making this lesson learned well and for recommending how to prevent it from occurring in the future.
There are additional matters that were raised in the public comment that I would like to gather more information about. But I think we have enough information before us today for us to make a decision, and I would like to encourage my colleagues here to pursue making a decision coming out of our presentations today.
CHAIRPERSON MERRITT: Mr. Bresland, do you have a question, comment?
MR. BRESLAND: I don’t have a question, but I do have a couple of comments, and they relate to some of the presentations made by members of the community.
There were several specific recommendations made by Ms. Barras on independent evaluation of the operation, and I think I agree with Madam Chair that we should take those comments under advisement and go back and discuss them among ourselves.
I think we, as an agency, have the power of making recommendations. We don’t have the power of saying to someone `You have to do it.’ And I think the recommendation or a requirement that an independent evaluation be made of the operation would be better coming from the appropriate agencies in Louisville and in the State of Kentucky where there might be more, a little more strength to them.
And I would like to go back and among ourselves talk about that and think about it and make a decision on that some time in the very near future and then communicate that decision back to the people in the community, to the company and to the appropriate agencies here in Louisville and in the State of Kentucky.
CHAIRPERSON MERRITT: Yeah. It is possible, if we vote to accept these recommendations as they WWW.nealrgross.com.
54 NEAL R. GROSS COURT REPORTERS AND TRANSCRIBERS 1323 RHODE ISLAND AVE., N.W. (202)234-4433 WASHINGTON, D.C. 20005-3701 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 stand, it is also possible for us to go back to evaluate the comments and to make additional recommendations at some time in the future. And that is done through a Board vote and is noticed on our Website, and so that information -- for those of you who don’t know, all of our proceedings as well as all of our reports, all of our recommendations and all of the follow-up action are published on our Website for tracking, and you can access our Website through www.CSB.gov, and you would be able to track all of that activity as well.
MR. MEDINA: I would like to ask a question of Mr. Wallace.
Steve, could you explain briefly what is the process to manage the recommendations? What is the work done by the staff with the recipient, and how the Board gets involved in that process of accepting those recommendations?
MR. WALLACE: Okay. I will be glad to, Mr. Rixio. This is basically --
CHAIRPERSON MERRITT: Huh-oh. I am sorry.
MR. WALLACE: Mr. Medina. I am sorry. It is contagious.
MR. MEDINA: That is fine.
MR. WALLACE: Basically this is the beginning of the process for us. It is not the end. We issue recommendations that is done through a formal communication with recipients, and some of the particular recommendations that we focused on this morning involved audits that are done. We communicate to facilities what we -- what the recommendation is, and per our conversation this morning we are also going to mention good management practice guidelines that can be referenced in order to ensure that those recommendations are addressed in accordance with what the intent of the Board if.
When we issue that, we will then receive responses from recipients. We will evaluate those responses to determine if what is being proposed meets the intent of what we have.
We will then assign a status to the recommendations. It could be that the intention is there but the action has not been taken, in which case we may call it acceptable response, but we leave it open. We do not close it out.
And the staff action at that point is to WWW.nealrgross.com.
55 NEAL R. GROSS COURT REPORTERS AND TRANSCRIBERS 1323 RHODE ISLAND AVE., N.W. (202)234-4433 WASHINGTON, D.C. 20005-3701 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 ensure that the action which is proposed is actually taken.
For instance, on audits what we would do is, we would want to see the audit questions that are being used. We would want to see how the audit is being performed. We would also want to see evidence that the audit actually was done and what findings and recommendations came out of that audit, and then what follow-up came from those recommendations to ensure that it is closed out.
It is not enough to simply go find problems. If you find problems and you make recommendations, you have to follow up on those recommendations to ensure that the actions are taken, that problems are fixed and the incident will not happen again in the future. So we will actually look for the response for the audit.
The company has indicated that they have hired DuPont to come in and do an external audit. We would expect to see that information from their audits that they do as part of the follow-up to our responses.
We also recently -- Chairwoman Merritt mentioned that we were in Contra Costa County on that instance along with meeting with the county. We actually followed up with a facility in which we had made recommendations in the past. And we not only reviewed their documentation, but we actually sat down and conducted interviews with some of the subject matter experts who implemented our recommendations.
They developed procedures. They changed procedures in accordance with what out recommendations were, to evaluate not only what was on paper but what was actually physically being done to comply with the recommendations. That gave us a second check.
We don’t do that in all cases, but we did do that in this particular case.
Speaking to the issue of how that information is available, the status of our recommendations is available on our Website. Anyone from the public can go to our Website and see what the status is of any recommendation.
As far as the material that goes into assigning the status for recommendation, that material can be available to the public provided that WWW.nealrgross.com.
56 NEAL R. GROSS COURT REPORTERS AND TRANSCRIBERS 1323 RHODE ISLAND AVE., N.W. (202)234-4433 WASHINGTON, D.C. 20005-3701 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 it doesn’t contain confidential business information or trade secrets which has legalities involved. But that information can be made available to the public and requests for that information should go to Chris Warner, our General Counsel
Did that address your question?
MR. MEDINA: Yes, thank you.
CHAIRPERSON MERRITT: Well, and then finally the staff makes recommendation to the Board, and the Board actually votes as to whether or not we accept those recommen -- the recommendation to leave the recommendation open as acceptable, or in some instances unacceptable, and also or to close it.
Now we don’t close vote very many unacceptable. We are pretty good at nagging people. We do have the bully pulpit, and we are not afraid to use public pressure to help companies to implement the recommendations that our findings feel are founded and would prevent this from happening again.
So somebody once said that our recommendations may not be binding. But it is like bringing a note home from the teacher to your mother. It is something of great importance that the federal government does take seriously and we take seriously.
With that, are there any other questions then about this -- what I would ask staff to do is, I would ask our recommendations staff to take the questions, the recommendations that have been made here, to go back to the office and to review them and to determine whether or not indeed additional recommendations need to be made that we would then vote on or act on as a Board.
I will produce a letter that will go to the three constituents. If somebody from the public would please identify yourself as a recipient, I would be happy to make sure that the letter gets to that person. And then we will proceed.
CHAIRPERSON MERRITT: If there are no other questions or comments at this point, I would ask then does somebody have the question that should be presented concerning the acceptance of this report and its recommendations?
MR. MEDINA: Madam Chairman, move to approve the CSB Staff Investigative Report and Recommendations regarding the catastrophic vessel WWW.nealrgross.com.
57 NEAL R. GROSS COURT REPORTERS AND TRANSCRIBERS 1323 RHODE ISLAND AVE., N.W. (202)234-4433 WASHINGTON, D.C. 20005-3701 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 failure at the D.D. Williamson and Company, Inc., plant in Louisville, Kentucky on April 11th, 2003.
CHAIRPERSON MERRITT: Is there a second for this?
MR. BRESLAND: Second it.
CHAIRPERSON MERRITT: Is there any other discussion concerning this question?
DR. POJE: My only comments are, I have a few editorial comments, but I believe them of a minor nature and we will work with the staff to implement those changes.
CHAIRPERSON MERRITT: That will be incorporated in the final report?
DR. POJE: Could be incorporated into the final report.
CHAIRPERSON MERRITT: With that, if you would, Mr. Medina, I will re-read this, approve the CSB Staff Investigative Report and Recommendations regarding a catastrophic vessel failure at the D.D. Williamson and Company, Incorporated, plant in Louisville, Kentucky, on April 11th, 2003.
If you would signify aye or nay, Mr. Bresland?
MR. BRESLAND: Aye.
CHAIRPERSON MERRITT: Mr. Medina?
MR. MEDINA: Aye.
CHAIRPERSON MERRITT: Dr. Poje?
DR. POJE: Aye.
CHAIRPERSON MERRITT: And I vote aye as well.
With that, the report and recommendations are approved. And I thank you all, and I thank you staff, and I thank you members of the public and the company and the community for attending.
With that vote to approve the report, we are at the end of this planned agenda for this morning.
After this meeting, Mr. Heller and Mr. Bresland will be available for a conference with members of the news media.
Thank all of the investigative staff for their work on this case. The team has uncovered the root causes of this accident and developed important safety recommendations.
If D.D. Williamson implements these recommendations carefully, the plant, its workforce and its neighbors will be safer. WWW.nealrgross.com.
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We understand that there are about five thousand pressure vessels registered for use in the State of Kentucky. No one knows how many other unregistered vessels may be out there. No one knows how many of those may be operating right now in an unsafe condition, perhaps just one misstep away from total failure.
Kentucky officials need to communicate with other owners and installers of pressure vessels throughout the State about the safety requirements for safe operation of those vessels.
Owners must abide by codes and regulations, perform required inspections and install needed safety equipment. Used vessels must be inspected prior to being brought into this State.
It is also important to install, repair and maintain pressure equipment according to good and established engineering practice.
The Board concludes that the accident at D.D. Williamson’s might not have occurred if this pressure vessel had been previously inspected and properly engineered and certified.
Vessel failures caused by inadequate pressure relief are all too common. In the six and a half years of the Board’s existence, we have determined that inadequate pressure relief systems figured in no fewer than seven of the nineteen serious accidents that we have investigated.
All seven accidents caused substantial facility damage. And sadly and more importantly, four of the accidents also killed employees.
D.D. Williamson has, I believe, learned a great deal from this accident at a very high cost. This was the worst day of its existence.
I encourage Mr. Nixon and others who have had this kind of experience in the State of Kentucky to take the word out to its neighbors, to its colleagues and its customers and suppliers, and let them know that the cost of prevention is far less than the cost of a major accident. We all owe that service to Louis Perry and to his family.
And certainly our Board is willing to be working with, as well as independently, getting the word out on this accident in order to prevent it from happening again.
Perhaps this accident should also be a wake-up call to the state officials in oversight and WWW.nealrgross.com.
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As mentioned earlier today, I have also urged the State, separate of this investigation, to review the current exemption for the inspection of new pressure vessels rated at less than 200 pounds of pressure.
Although this exemption was not a cause of this accident, it did -- pardon me.
Although this exemption was not causally related to the accident at D.D. Williamson, which involved an unregistered used vessel, I believe that Kentucky should consider following the example of other states and find mechanisms that would include all pressure vessels, new and used, to get inspected for safety.
As D.D. Williamson accident shows, even vessels that operate far below 200 pounds per square inch of pressure can cause tremendous damage if they fail catastrophically.
On another note, sadly, the Board will be back here in Kentucky this year for the completion of our investigation of another devastating accident. This time involving dust at the factory in Corbin on February 20th of 2003.
The explosion at CTA Acoustic Insulation plant killed seven workers and injured a dozen more. And it also raises serious problems with hazard awareness with regard to combustible dusts in industrial operations.
Our investigation is making good progress, and the Board plans to meet in Corbin later this summer to release our final report.
With that, if there is no other comments or questions, I adjourn this meeting. . (MEETING ADJOURNED AT APPROXIMATELY 12:00 NOON.)
. . . .
FD06393 | 2004_美国_Removal_Hazardous_Material_from_PipingSystems-_Removal_of_Hazardous_Material_from_Piping.pdf
分类:06_境外及港澳台调查报告 | 年份:2004 | 地域: | 严重程度: | 场所: | 起火原因: | 来源格式:pdf
Safety Bulletin U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board REMOVAL OF HAZARDOUS MATERIAL FROM PIPING SYSTEMS
No. 2004-03-B | July 2004 C hemical and refinery facility personnel open piping and equip- ment to perform routine maintenance, add/replace components, or modify pipe routing. The piping may contain hazardous material, such as flammable hydrocarbons, toxic chemicals, or thermally reactive chemicals. Safe work practices dictate the removal or mechanical isolation of hazardous material from piping and equipment (e.g., using valves or blind flanges) before commencing work. This Safety Bulletin identifies specific tasks that facilities should include in all work activities involving piping or equipment opening to ensure the complete removal of hazardous material. In addition, guidance is provided on implementing generic (plant-wide) procedures for nonroutine work activities. Introduction Peroxide Explosion and Flash Fire In January 2004, the U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board (CSB) investigated an explosion and fire at a Huntsman Petrochemical Corporation facility in Port Neches, Texas. During a steam purge for a piping modi- fication that required line opening and hot work (i.e., cutting and welding), a peroxide/alcohol mixture was heated above its thermal decomposition tempera- ture. The mixture was trapped in a low point along a 900-foot-long, 6-inch process pipe. The resulting explosion and fire seriously injured two employees. Plant personnel incorrectly believed that a nitrogen gas purge preceding the steam purge had removed all liquid from the pipe. However, an unknown quantity of a thermally reactive peroxide/ alcohol mixture remained in an unidentified low-point trap in the pipe. As the steam heated the trapped peroxide, it exothermically decomposed and overpressurized the pipe, causing it to rupture (Figure 1). The venting flammable vapor then ignited, resulting in a flash fire that burned two employees and significantly damaged nearby equipment (Figure 2). The automatic deluge system and the fire brigade suppressed the fire. Incident Causes Incomplete Removal of Hazardous Mixture Huntsman operating and maintenance procedures highlighted the hazards of incomplete removal of toxic, flammable, or reactive chemicals from pipes and equipment. The normal unit startup procedure required clearing the peroxide/ alcohol from the line using a nitrogen gas purge. Plant personnel were aware of the hazards associated with leaving peroxide in a closed piping system. However, the procedural steps for the nitrogen gas purge were Figure 1. Ruptured pipe/valve and fire damage.
2 CSB Safety Bulletins offer advisory information on good practices for managing chemical process hazards. Case studies provide supporting information. Safety Bulletins differ from CSB Investigation Reports in that they do not comprehensively review all the causes of an incident. U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board Office of Investigations and Safety Programs 2175 K Street NW, Suite 400 Washington, DC 20037-1848 202-261-7600 www.csb.gov ineffective in removing all of the hazardous mixture from the pipe. The modification work order for the infrequently used startup line required hot work on the pipe; it included a nitrogen purge before opening the line, similar to the normal line clearing procedure. This activity was intended to clear thermally reactive liquids from the line prior to steam purging to remove all traces of flammable material. Steam purging was a prerequisite to performing hot work on any piping or equipment. The pipe routing contained a low- point segment almost 300 feet long (Figure 3), with a volume in excess of 350 gallons. The pipe was routed more than 20 feet above- ground in an overhead pipe rack that obscured the long, shallow low-point section (Figure 4). Operators were unaware that the nitrogen gas purging, required by the operating procedure, was ineffective in removing all of the peroxide/alcohol mixture in the low point. Preparing the line for hot work required an additional nitrogen purge as a precaution, then the steam purge to complete the removal of residual hydro- carbon vapor. This was the first time hot work had been specified for this line. It was only when the pipe was purged with steam in preparation for the approved pipe modification that the peroxide overheated, causing it to decompose and over- pressurize the pipe. Inadequate Verification of Pipe Routing The liquid could have been safely removed before the steam purge. As shown in Figure 3, both ends of the long pipe section contained low-point drains. A comprehensive review of the as- built drawings, combined with a walkdown of the entire peroxide/ alcohol transfer pipe—if required in the management of change (MOC) process—would have likely identified the low-point trap. Although the low-point piping segment and two available drains were shown on the as-built piping isometrics, the low point was split onto separate sheets (Figure 3), Figure 2. Floor stanchion and piping tangled in damaged overhead electrical conduits. Figure 3. Unused low-point drains on piping segment.
3 ft As-built isometric 2 300 ft As-built isometric 1
3 making it difficult to recognize the liquid trap. Furthermore, the piping modification involved only one of the isometric drawings. As in most large chemical manu- facturing facilities, many miles of piping were routed throughout overhead pipe racks (Figure 4). There is a high probability that some low points will be over- looked unless a pipe walkdown focuses on identifying both low points and installed drains.* Unsafe Heating of Thermally Sensitive Chemicals Using the generic steam purging procedure on the peroxide/alcohol pipe created an unanticipated hazard. The steam temperature exceeded 380ºF, which is signifi- cantly above the decomposition temperature of the peroxide. The high- temperature steam flowed through the piping system for nearly 1.5 hours, and the trapped peroxide began to decom- pose. Pressure buildup ultimately caused a valve gasket to fail and release flammable vapor. At about the same time, the pipe upstream of the leaking valve burst, releasing additional flammable liquid and vapor, further spreading the fire. The pressure concussion also caused additional damage to equipment in the area. Inadequate Hazards Review of Procedure Revision Complex pipe routing and equipment configurations often contain low points that trap hazardous material. Flushing the pipe with water or other suitable liquid may effectively remove the material but generates a significant quantity of waste liquid. Further- more, liquid that remains in low points or equipment may cause unsafe conditions or degrade piping. To reduce waste volume, Huntsman revised the procedures to substitute inert gas purging for water flushing. However, purging with inert gas or steam does not necessarily remove trapped liquid. The revised procedure: Failed to address the importance of identifying low points in the piping. Failed to require the use of low- point drains to remove trapped hazardous liquids. Proper identification and use of drains ensures the complete removal of hazardous liquids. The revised inert gas purging procedure was applied to process pipes containing thermally unstable liquids without adequately considering the hazards if these liquids remained in the pipe during the steam purge. High-temperature steam—used to remove traces of flammable vapor from the pipe prior to performing hot work—may cause thermally unstable liquids to violently decompose. This is precisely what occurred with the peroxide/ alcohol mixture in this incident. Lessons Learned Nonroutine Pipe and Equipment Opening Opening chemical process piping and equipment can be extremely hazardous. It should never be considered routine work. Facilities handling hazardous chemicals should: Perform a complete walkdown of all piping and components between the isolation devices. Update as-built drawings as necessary. *After the incident, Huntsman conducted a comprehensive walkdown of all peroxide piping and identified additional low-point traps. An MOC work order was implemented to eliminate each trap. Figure 4. Piping and electrical conduits in congested, overhead pipe rack.
4 The U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board (CSB) is an independent Federal agency whose mission is to ensure the safety of workers, the public, and the environment by investigating and preventing chemical incidents. CSB is a scientific investigative organization; it is not an enforcement or regulatory body. Established by the Clean Air Act Amendments of 1990, CSB is responsible for determining the root and contributing causes of accidents, issuing safety recommendations, studying chemical safety issues, and evaluating the effectiveness of other government agencies involved in chemical safety. No part of the conclusions, findings, or recommendations of CSB relating to any chemical incident may be admitted as evidence or used in any action or suit for damages arising out of any matter mentioned in an investigation report (see 42 U.S.C. § 7412(r)(6)(G)). CSB makes public its actions and decisions through investigation reports, summary reports, safety bulletins, safety recommendations, case studies, incident digests, special technical publications, and statistical reviews. More information about CSB may be found at www.csb.gov. CSB investigation reports may be purchased from: National Technical Information Service 5285 Port Royal Road Springfield, VA 22161-0001 (800) 553-NTIS or (703) 487-4600 Email: info@ntis.fedworld.gov For international orders, see: www.ntis.gov/support/cooperat.htm. CSB publications may be downloaded at www.csb.gov or obtained by contacting: U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board Office of Government, Public, and Board Affairs 2175 K Street NW, Suite 400 Washington, DC 20037-1848 (202) 261-7600 Use as-built drawings of the affected piping to identify all branch connections, isolation valves, low-point drains, and high-point vents. Prepare a specific written procedure for removing, flushing, and purging hazardous material from the system. Consider the consequences if flushing liquid remains in the system after the work is complete. Unit-Specific Procedures Unit-specific procedures should be used to ensure the safe conduct of nonroutine activities, such as steam purging of process lines that handle thermally unstable liquids. Facilities should: Review planned steps against unit-specific hazards. Update unit-specific procedures as necessary to address unique characteristics of the activity, especially when modifications are involved. If a modification activity includes the use of generic safety procedures, clearly identify applicable constraints (e.g., specify additional inspection steps to verify removal of all energy sources, including thermally reactive chemicals). For Further Reading U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board (USCSB),
- Hazard Investigation,
Improving Reactive Hazard Management, Report No. 2001-01- H, December 2002. USCSB, 2002. Investigation Report, Steel Manufacturing Incident, Bethlehem Steel Corporation, Burns Harbor Division, Chesterton, Indiana, February 2, 2001, Report No. 2001-02-I-IN, January 2002. USCSB, 2002. Investigation Report, Thermal Decomposition Incident, BP Amoco Polymers, Inc., Augusta, Georgia, March 13, 2001, Report No. 2001-03-I-GA, June 2002. USCSB, 2001. Investigation Report, Refinery Fire Incident, Tosco Avon Refinery, Martinez, California, February 23, 1999, Report No. 99- 014-I-CA, March 2001.
FD06394 | 2004_美国_giant-industries-refinery-explosions-and-fire.pdf
分类:06_境外及港澳台调查报告 | 年份:2004 | 地域: | 严重程度: | 场所: | 起火原因: | 来源格式:pdf
1 OIL REFINERY FIRE AND EXPLOSION GIANT INDUSTRIES’ CINIZA OIL REFINERY Jamestown, NM April 8, 2004 NO. 2004-08-I-NM October 2005 Case Study U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD INSIDE . . . Introduction Introduction Introduction Introduction Introduction T his case study describes the sudden release of flammable liquid and subsequent fire and explosion that occurred on April 8, 2004 at the Giant Industries’ Ciniza oil refinery, Jamestown, NM. The incident injured six employees and caused evacuation of non-essential employees as well as customers of a nearby travel center and truck stop. Refinery equipment and support structures were damaged. Production at the unit was not resumed until the fourth quarter of 2004, and damage to the unit was in excess of $13 million. Because of the serious nature of the incident—injuries to employees and extensive damages to facilities—the U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board (CSB) produced this Case Study to share lessons learned so that similar occurrences might be prevented. 1.0 Giant Operations T he parent company, Giant Industries Arizona, Inc., which is headquartered in Scottsdale, AZ, owns and operates the Ciniza re- finery in Jamestown, NM. Subsidiaries of Gi- ant Industries Inc. own and operate refineries in Bloomfield, NM and Yorktown, VA. 2.0 Refinery Operations T he Giant Ciniza re- finery is located 17 miles east of Gallup, NM, and processes up to 22,000 barrels of crude oil per day. The refinery was purchased by Giant Industries in 1982. Process Description ...... 2 Pre-Incident Events ...... 2 Incident Description ..... 3 Analysis of Incident ...... 6 Lessons Learned ......... 11 References................. 12
2 CSB Case Studies summarize incident investigation data and present conclusions based on CSB analyses. They do not discuss root and contributing causes or make safety recommendations—unlike the more comprehensive CSB Investigation Reports. U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board Office of Investigations and Safety Programs 2175 K Street NW Suite 400 Washington, DC 20037-1848 202-261-7600 www.csb.gov 3.0 Process Description T his incident occurred at the refinery’s hydrofluoric acid (HF) alkylation unit. HF, a highly hazardous, toxic, and corrosive chemical, is used as a catalyst in the alkylation process. Fortunately, no significant amount of HF was re- leased in this incident. In HF alkylation, olefin and isobutane feedstocks are combined, then mixed with HF in a reactor vessel, where the alkylate1 forms. (American Petroleum Institute 1999) 4.0 Pre-Incident Events T he day before the incident, alkylation unit operators at- tempted a regularly scheduled switch of the alkylate recirculation pumps in the Iso-Stripper unit. The primary electric pump would be taken out of service and the spare steam-driven pump started up. The switch was scheduled because of re- curring problems with the spare pump’s mechanical seal 2 leaking. This was done to free the spare pump’s mechanical seal of any ma- terial that might cause it to function improperly. While attempting to put the spare pump in service, op- erators found it would not rotate. 1 Alkylate is a highly flammable gasoline blending component used to boost the octane of gasoline. It forms explosive vapor/air mix- tures at above-ambient temperatures. Fortunately, no significant amount of HF was released in this incident. Interviews with several operators revealed that some operators used the valve wrench’s position . . . to determine whether the valve was open or closed, while others referred to the position indicator . . . 2 Mechanical seals are used to keep the con- tents of rotating equipment such as pumps and compressors from escaping. They do this by sealing the shaft that protrudes from the casing.
3 5.0 Incident Description T he next morning, the mainte- nance supervisor assigned a mechanic specialist and a mechanic to repair the seal on the spare pump. An operator prepared a work permit that outlined the work to be done and the safeguards re- quired for a safe repair.3 The valve used to isolate the pump for mainte- nance was a ¼ turn plug valve. A plug valve is used primarily for on/ off, and some throttling services. It controls flow by means of a cylin- drical or tapered plug with a hole in the center that lines up with the flow path of the valve to permit flow. The valve is opened or closed with the use of a valve wrench. A quarter turn of the valve blocks the flow path. In preparing the pump for mainte- nance, the operator relied on the valve wrench to determine that the suction valve was open. He moved the wrench to what he believed was 3 The work permit is issued by the operator and contains information on hazards in- volved in the maintenance operation, the ap- propriate personal protective equipment to be worn, and lock-out-tag-out (LOTO) infor- mation. Lockout/tagout refers to a program to control hazardous energy during the servicing and maintenance of machinery and equip- ment. Lockout refers to the placement of a locking mechanism on an energy-isolating device, such as a valve, so that the equipment cannot be operated until the mechanism is removed. Tagout refers to the secure place- ment of a tag on an energy-isolating device to indicate that the equipment cannot be oper- ated until the tag is removed. the closed position with the wrench perpendicular to the flow of prod- uct. Interviews with several opera- tors revealed that some operators used the valve wrench’s position relative to the flow to determine whether the valve was open or closed, while others referred to the position indicator on the valve stem. The valve was actually open. The pump needed to be disas- sembled and the rear pump housing assembly and impeller moved to the shop for repair. Before leaving the area to obtain materials needed to remove the pump, the mechanic no- ticed that the valve position indica- tor on the suction valve body showed that the valve was open (See Figure 1). He did not relate this informa- tion to his co-workers.
Figure 1. Suction Valve and Position Indicator as Found After Incident
Position Indicator
Valve Wrench Valve Wrench Collar
4 The plant operator placed tags and locks on the suction and discharge valves to prevent inadvertent open- ing and to indicate that the valves had been closed. The mechanic specialist then placed tags and locks on the suction and discharge valves. When the mechanic returned, the mechanic specialist told him that the valves had been closed, secured, tagged, and locked per the facility’s LOTO procedure and that they could remove the pump. Neither mechanic observed the op- erator closing the valve. Both me- chanics believed the task had been completed because the wrench used to open and close the valve was posi- tioned perpendicular to the flow, and the operator had affixed his tags. (See Figure 1) The operator then disconnected the pump’s vent hose to verify that no pressure was in the pump case. The low point drain plug was not used because it was not equipped with a valve to isolate it from the line used for depressuring the pump. (See Figure 2) Giant lockout/ tagout procedures outlining opera- tor responsibilities state: On mechanical, pneumatic, steam and hydraulic equip- ment such as steam turbines, air pumps etc. this will in- clude locking out of the en- ergy isolating devices (i.e. valves) and verifying total release of any stored or residual energy by opening bleeders and verifying com- plete depressurization. Pump Case Flange
Rear Pump Assembly
Figure 3. Damage to Area of Pump
Figure 2 Depressurizing Hose Vent Hose Low Point Bleeder
5 After uncoupling the hose at the connection to the flare line, a stream of alkylate flowed from the pump housing through the hose and subsided after a few seconds. The operator and the maintenance me- chanics believed the pump had been de-pressured and was ready for re- moval. Actually, the vent line was plugged, and the pump was not de- pressured. The pump shaft coupling and the flange connecting the pump to the pump case were unbolted. (See Figure 3) As the pump case flange was separated, alkylate was suddenly released at about 150 pounds per square inch gauge (psig) and 350 de- grees Fahrenheit. The release pro- duced a loud roaring sound that could be heard throughout the refinery. The mechanic was blown over an adjacent pump and suffered broken ribs. Material was blown into the mechanic specialist’s eyes so he made his way to an eyewash station, cleared his eyes, and then quickly exited the unit. Alkylate, which cov- ered the plant operator’s clothing, quickly ignited, seriously burning the operator in the ensuing fire. About 30 to 45 seconds after the initial release, the first of several explosions occurred. The refinery’s safety officer was about 150 yards away when the re- lease occurred. In an attempt to turn on a fire monitor to suppress escaping vapors, the officer ad- vanced towards the release. He was caught in the fire and injured. Two other workers suffered slight inju- ries escaping the area.
- 0
Analysis of Incident 6.1 Mechanical Integrity A review of repair work prior to the incident revealed a history of re- peated pump failures. The pri- mary, electric, and steam-driven spare isostripper recirculation pumps had 23 work orders submit- ted for repair of seal-related prob- lems or pump seizures in the one- year period prior to the incident (See Table 1). Giant’s mechanical integrity pro- gram did not effectively prevent these repeated failures of the pump seals. After the incident occurred, plugging material was found in the pump discharge line, the depressur- izing line, pump housing, and the impeller. (See Figure 4). Giant’s ap- proach to these frequent pump seal problems was an example of break- down maintenance. In other words, pump failures were addressed when the equipment finally broke down, instead of identifying causes of breakdowns and preventing them before they occurred again. The Center for Chemical Process Safety (CCPS) recommends that maintenance programs troubleshoot and search for possible hidden or multiple reasons for frequently oc- curring problems. (CCPS, Guide- lines for Safe Process Operations and Maintenance 1995). An effec- tive mechanical integrity program The primary, electric, and steam-driven spare isostripper recirculation pumps had 23 work orders submitted for repair of seal-related problems or pump seizures. . .
6 would have investigated and re- solved the problems that were re- peatedly causing the recirculation pump seals to fail. 6.2 Corrosion and Scale Formation At Giant, the isostripper pumps fre- quently had plugging problems. A number of factors contribute to the formation of corrosion, scale, and deposits, which in turn can lead to the fouling or scoring of pump seals. The failure of the seals is not typically caused by corrosion of the seal faces, but by the scoring/ero- sion (galling) of the seal faces from a solid fouling material. Carbon seal faces such as those used for the pump involved in this incident, are prone to contaminant scoring. Some corrosion and scale products occur because of operating tem- peratures and pressures at which an HF alkylation unit is run. Many HF alkylation units operate at 125 psig or lower. The isostripper col- umn at the Giant refinery is nor- mally operated at about 150 psig. Operation at higher pressures re- quires much higher temperatures, which can result in accelerated cor- rosion of equipment. Plugging and fouling material can also occur as soft iron fluoride scale develops and forms in the tower overhead and domes when prepar- ing to shut down the unit for DATE PUMP PROBLEM 1. April 17, 2003 P-5A (Elec.) Seal leak 2. May 9, 2003 P-5B (Stm.) Pump spraying from seal 3. May 23, 2003 P-5A (Elec.) Repair seal 4. June 9, 2003 P-5B (Stm.) Repair seal 5. June 9, 2003 P-5A (Elec.) Repair seal 6. June 18, 2003 P-5A (Elec.) Repair seal 7. June 20, 2003 P-5A (Elec.) Replaced seal 8. July 31, 2003 P-5A (Elec.) Replaced seal 9. August 22, 2003 P-5B (Stm.) Seal leak
- August 25, 2003
P-5B (Stm.) Replaced seal
- September 26, 2003
P-5B (Stm.) Replaced seal
- September 26, 2003
P-5A (Elec.) Replaced seal
- October 14, 2003
P-5A (Elec.) Seal leak
- December 6, 2003
P-5A (Elec.) Replaced seal
- December 9, 2003
P-5B (Stm.) Seal leak
- December 9, 2003
P-5A (Elec.) Seal leak
- December 15, 2003
P-5B (Stm.) Replaced seal
- December 15 2003
P-5A (Elec.) Seal leak
- January 28, 2004
P-5A (Elec.) Seal leak 20 March 22, 2004 P-5A (Elec.) Seal leak
- April 1, 2004
P-5A (Elec.) Pump seal leaking
- April 3, 2004
P-5A (Elec.) Pump seal leaking
- April 7, 2004
P-5A (Elec.) Repair pump seal Figure 3
Table 1 Seal-Related Repair Work for Isostripper Recycle Pumps
7
cleanup activities. Some of this soft, water-laden scale comes off when the unit is running. The rest cre- ates a site for extremely fast and extensive corrosion, resulting in a large amount of scale being added into the process. Scale may accu- mulate and settle at low points and orifices in equipment such as spare pumps. Giant management did not investi- gate why excessive iron fluoride generation in the process caused the mechanical seals on the alkylate recirculation pumps to fail repeat- edly. 6.3 Valve Design Examination of the 6-inch, ¼ turn, plug valve after the incident deter- mined that it was originally de- signed to be opened and closed by a gear-operated actuator. The gear- driver had been removed and was replaced by a valve wrench. The wrench was a two-foot-long bar in- serted into a collar. Because it had a square shape, the collar could be easily removed and repositioned on the valve stem in different direc- tions. (See Figure 5) Giant did not consider the design or engineering safety implications of changing from a gear-operated valve actuator to using a wrench as a valve handle. Interviews with operators revealed they would sometimes determine
Figure 4 Plugging Material Found in Discharge Valve Figure 5 Spare Pump Valve Wrench Collar
8 whether the valve was open or closed by the valve wrench position. If the wrench was perpendicular to flow through the valve, it was con- sidered closed. If the wrench was aligned parallel to the flow, the valve was thought to be open. In some instances, set screws would be loosened, and the wrench would be removed and placed on the pump base to provide better clearance for personnel walking nearby. When the valve was to be opened or closed, the wrench would be re- placed on the valve stem. In the Ciniza oil refinery incident, the valve wrench collar was installed in the wrong position. Figure 6 is a drawing of the plug valve in the open position with the wrench in the perpendicular or perceived “closed” position. Both the plant operator who at- tached the locks and the mechanics who removed the pump mistakenly believed the suction valve had been closed, in part because the valve wrench was perpendicular to the normal pipe flow. After he re- turned from obtaining materials needed for pump removal, the me- chanic who earlier observed the po- sition indicator in the open position began working on the opposite side of the pump, so he did not realize the valve position indicator still in- dicated the valve was open. From his vantage point, he observed the valve wrench in a perpendicular orientation and believed the valve was closed. Both the plant operator who attached the locks and the mechanics who removed the pump mistakenly believed the suction valve had been closed
Figure 6 Plug Valve in the Open Position
9 Technically, the wrench was not in- tended to indicate valve position be- cause the valve was equipped with the position indicator, which was lo- cated on the valve stem. (See Figure 7) In practice, however, some plant employees used the wrench to de- termine valve position, partly be- cause the wrench was much more visible than the actual valve position indicator. 6.4 Human Factors Consideration Donald A. Norman (The Design of Everyday Things) states that design of a system’s controls, as seen by the operator, must accurately re- flect the actual state of the system, and that movement of the controls must operate the system in the manner the operator would natu- rally expect from the visual cues. He says that: Natural mappings are the ba- sis of what has been called “response compatibility” within the field of human fac- tors and ergonomics. The ma- jor requirement of response compatibility is that the spatial relationship between the posi- tioning of controls and the sys- tem or objects upon which they operate should be as di- rect as possible, with the con- trols either on the objects themselves or arranged to have an analogical relationship to them. In similar fashion, the movement of the controls should be similar or analogous to the expected operation of the system. Difficulties arise wherever the positioning and movements of the controls de- viate from strict proximity, mimicry or analogy to the things being controlled.
Figure 7 Suction Valve & Position Indicator . . . [T]he wrench was much more visible than the actual valve position indicator
Position Indicator
10 6.5 Management of Change OSHA’s Process Safety Manage- ment standard (1910.119) states that any change that may affect a process covered by that standard should trigger a management of change (MOC) analysis. The only exception to this is when the change is a “replacement in kind.” 4 In some instances, the smallest of changes can lead to a significantly unexpected outcome. In Still Go- ing Wrong, safety expert, Trevor Kletz cites an example in which the central bolt on a three-way valve was marked by operators to indi- cate the position of the valve. This was reportedly done because the original markings on the valve itself were hard to see. The marks cor- responded to the valve position. Two washers were placed under the bolt in subsequent maintenance, and the valve could no longer be screwed all the way in to close it. The marks on the central bolt no longer corresponded with the ac- tual valve position. However, op- erators set the valve according to marks on the bolt, resulting in a misdirection of flow and a subse- quent explosion. Giant’s use of the wrench instead of the original valve actuator was a significant equipment change and should have been included in the company’s MOC program. 6.6 Lockout/Tagout and Isolation While the Giant mechanics and op- erator locked and tagged the pump involved in this incident, they mis- takenly believed the pump had been isolated and depressured. They had not adequately verified that the pump was isolated or drained before locking and tagging it out. Effective LOTO procedures include specific requirements for testing machines to determine and verify the effectiveness of lockout devices, tagout devices, and other energy-control measures. (OSHA, 2002) Giant’s use of the wrench instead of the original valve actuator was a significant equipment change and should have been included in the company’s MOC program. 4“Replacement in Kind” means replacement that satisfies the design specification
11 7.0 Lessons Learned 7.1 Valve Modification Any valve position indication used by employees to determine the open/closed position of valves should communicate accurate information to employees. Valve modification should receive MOC analysis to de- termine whether new hazards or risks have been introduced. Although the valve had a position indicator, employee practice was to sometimes use the position of the valve wrench to determine the open/ closed status of the valve. The valve collar and wrench were not perma- nently fixed to the stem and were positioned incorrectly. When the valve was changed from a wheel and gear-driven mechanism to a wrench, the collar could be attached in the wrong position. An MOC hazard analysis was not conducted. If an MOC had been used, it could have revealed the potential for the valve wrench to be oriented in the wrong direction. 7.2 Lockout/Tagout Lockout/tagout programs should re- quire effective verification that equipment has been isolated, de- pressurized and drained. Although Giant employees believed the pump was isolated before it was locked out, the facility lacked proce- dures to verify that the pump had been isolated, depressurized and drained. Equipment being prepared for maintenance should be drained of all liquid at a low point drain. 7.3 Mechanical Integrity Mechanical integrity programs should prevent breakdown mainte- nance. Identifying operating condi- tions that could be contributing to equipment failure is a critical com- ponent of mechanical integrity. Instead of determining the cause of frequent pump malfunctions and then implementing a program that would prevent problems before they occurred, Giant used breakdown maintenance by making repeated repairs to the pump seals after fail- ure. The valve collar and wrench were not permanently fixed to the stem and were positioned incorrectly. Instead of determining the cause of frequent pump malfunctions and then implementing a program that would prevent problems before they occurred, Giant used breakdown maintenance . . .
12 CSB is an independent Federal agency whose mission is to ensure the safety of workers, the public, and the environment by investigating and preventing chemical incidents. CSB is a scientific investigative organization; it is not an enforcement or regulatory body. Established by the Clean Air Act Amendments of 1990, CSB is responsible for determining the root and contributing causes of accidents, issuing safety recommen- dations, studying chemical safety issues, and evaluating the effectiveness of other government agencies involved in chemical safety. No part of the conclusions, findings, or recommendations of CSB relating to any chemical incident may be admitted as evidence or used in any action or suit for damages arising out of any matter mentioned in an investigation report (see 42 U.S.C. § 7412(r)(6)(G)). CSB makes public its actions and decisions through investigation reports, summary reports, safety bulletins, safety recommendations, case studies, incident digests, special technical publications, and statistical reviews. More information about CSB may be found at www.csb.gov. 8.0 References American Petroleum Institute
- The Use of Hydrofluoric
Acid in the Petroleum Refining Alkylation Process, Refining Department Background Paper, April 1999 Center for Chemical Process Safety, Guidelines for Safe Process Operations and Maintenance, 1995 Giant, Standard Safety Regulations. Kletz, Trevor, Still Going Wrong, 2003 Norman, Donald A., The Design of Everyday Things, 1990 Occupational Safety and Health Administration (OSHA), Process Management Standard. OSHA, Control of Hazardous Energy Lockout/Tagout,OSHA 3120, 2002 U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board 2175 K Street NW, Suite 400 Washington, DC 20037- 1848 (202) 261-7600
FD06395 | 2004_美国_sterigenics-ethylene-oxide-explosion.pdf
分类:06_境外及港澳台调查报告 | 年份:2004 | 地域: | 严重程度: | 场所: | 起火原因: | 来源格式:pdf
U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
INVESTIGATION REPORT
REPORT NO. 2004-11-I-CA
STERIGENICS (4 Employees Injured)
STERIGENICS ONTARIO, CALIFORNIA AUGUST 19, 2004
KEY ISSUES • PROCESS HAZARD ANALYSIS • PROCESS DESIGN • EMPLOYEE TRAINING • LESSONS LEARNED ISSUE DATE: MARCH 2006
Sterigenics, Inc.
March 28, 2006
Page 2 of 59 Contents EXECUTIVE SUMMARY ..........................................................................................................................6 1.0 INTRODUCTION ...........................................................................................................................7 2.0 STERIGENICS HISTORY..............................................................................................................9 2.1 Ontario Facility..............................................................................................................................10 3.0 ETHYLENE OXIDE (EO) HAZARDS ........................................................................................11 3.1 Flammability..................................................................................................................................11 3.2 Toxicity..........................................................................................................................................12 4.0 EO STERILIZATION PROCESS .................................................................................................13 4.1 Pre-conditioning.............................................................................................................................14 4.2 Sterilization....................................................................................................................................14 4.3 Aeration .........................................................................................................................................19 5.0 FACILITY EMISSIONS CONTROL ...........................................................................................19 5.1 Acid Scrubber ................................................................................................................................20 5.2 Catalytic Oxidizer (Oxidizer) ........................................................................................................20 6.0 INCIDENT DESCRIPTION..........................................................................................................21 6.1 Pre-incident Events........................................................................................................................21 6.2 The Incident ...................................................................................................................................22
Sterigenics, Inc.
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Page 3 of 59 6.3 Incident Aftermath.........................................................................................................................23 7.0 INCIDENT ANALYSIS................................................................................................................25 7.1 Origin of the Explosion..................................................................................................................25 7.2 Engineering Controls .....................................................................................................................28 7.3 Training..........................................................................................................................................32 7.4 Past Incidents .................................................................................................................................34 7.5 Hazard Analysis.............................................................................................................................37 8.0 REGULATORY REVIEW............................................................................................................39 9.0 INDUSTRY STANDARD ANALYSIS........................................................................................42 10.0 KEY FINDINGS............................................................................................................................47 11.0 ROOT AND CONTRIBUTING CAUSES....................................................................................48 11.1 Root Causes ...................................................................................................................................48 11.2 Contributing Causes.......................................................................................................................48 12.0 RECOMMENDATIONS...............................................................................................................49 References...................................................................................................................................................55 APPENDIX A: EVENT TIMELINE..........................................................................................................57 APPENDIX B: LOGIC TREE DIAGRAM................................................................................................58
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Page 4 of 59 Figures Figure 1 Facility Damage........................................................................................................................7 Figure 2 Ontario Plant Layout .................................................................................................................8 Figure 3 Ontario Plant Ownership ........................................................................................................10 Figure 4 Sterilization Overview .............................................................................................................14 Figure 5 Sterilization Cycle Sequencing..............................................................................................15 Figure 6 Facility Emission Control Devices..........................................................................................17 Figure 7 Diagram of Catalytic Oxidizer.................................................................................................21 Figure 8 Explosion Overview.................................................................................................................23 Figure 9 Control Room Windows...........................................................................................................24 Figure 10 Oxidizer Manifold Damage...................................................................................................26 Figure 11 Damage to Ventilation Ducting............................................................................................27 Figure 12 Building Damage from Chamber Door...............................................................................27 Figure 13 Damage to Sterilization Chamber 7 ...................................................................................28
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Page 5 of 59 Acronyms and Abbreviations AIChE American Institute of Chemical Engineers CCPS Center for Chemical Process Safety (AIChE) CFR
Code of Federal Regulations CSB
U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board EMS
Emergency medical services EOSA Ethylene Oxide Sterilization Association EPA
U.S. Environmental Protection Agency EO
Ethylene Oxide HAZCOM Hazard Communication Standard (OSHA) HAZOP Hazards and operability NFPA National Fire Protection Association NIOSH National Institute for Occupational Safety and Health OSHA Occupational Safety and Health Administration PHA
Process hazard analysis PPE
Personal protective equipment ppm
Parts per million PSM
Process Safety Management of Highly Hazardous Chemicals (OSHA) RMP
Risk Management Program (EPA)
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Page 6 of 59 Executive Summary On August 19, 2004, an explosion at the Sterigenics International, Inc., ethylene oxide (EO) sterilization facility in Ontario, California, injured four workers and caused extensive damage to the 66,000 square- foot facility. Flying glass from the control room windows was responsible for all of the injuries, and both the facility structure and equipment sustained severe damage. The Sterigenics plant and neighboring facilities were evacuated, and plant operations were disrupted for 9 months. Sterigenics is a contract medical sterilization services provider that specializes in various types of sterilization in the U.S. and around the world. Its EO facility in Ontario performs services for manufacturers of a variety of medical products such as disposable syringes, urinary tract catheters, and cardiovascular stints and valves. The U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board (CSB) determined that maintenance personnel overrode safety devices and EO flowed through the ventilation system from a sterilizer to an open-flame catalytic oxidizer (oxidizer) where it ignited. The flame traveled back to the sterilizer chamber through the ventilation system ducting and ignited a large volume of EO in the chamber. The investigation identified the following root causes: • Engineering controls installed at the facility did not prevent an explosive concentration of ethylene oxide (EO) from reaching the oxidizer. • Employees did not understand the hazards associated with the process. This CSB report makes recommendations to Sterigenics International, Inc., the National Fire Protection Association (NFPA), the National Institute for Occupational Safety and Health (NIOSH), and others.
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Page 7 of 59 1.0 INTRODUCTION On August 19, 2004, an explosion inside an air pollution control device and medical products sterilization chamber at Sterigenics International, Inc., in Ontario, California, injured four workers and severely damaged the facility (see Figure 1). Neighboring businesses were evacuated for several hours and operations at the Ontario facility were disrupted for 9 months.
Figure 1 Facility Damage
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Page 8 of 59 The explosion occurred when maintenance personnel entered a password to override computer safeguards, allowing premature opening of the sterilizer door. This caused an explosive mixture of ethylene oxide (EO) to be evacuated to the open-flame catalytic oxidizer1 (oxidizer) by the chamber ventilation system. The oxidizer is used to remove EO in compliance with California air quality regulations. When the EO reached the oxidizer it ignited and the flame quickly traveled back through the ducting to the sterilizer where approximately fifty pounds of EO ignited and exploded. Figure 2 is an illustration of the facility floor plan and location of key equipment involved in the explosion.
Figure 2 Ontario Plant Layout
1 Oxidizers include both thermal and catalytic devices. Thermal oxidizers generally operate at higher temperatures and rely solely on heat to destroy pollutants, whereas catalytic oxidizers operate at lower temperatures and employ a catalyst bed to facilitate the destruction of pollutants.
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U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board (CSB) investigations result in safety recommendations targeted toward preventing similar incidents. CSB investigated this incident because it was a serious explosion that would have resulted in more serious injuries and possibly fatalities if workers had been in the sterilization area when the explosion occurred. During the course of this investigation, CSB investigators examined physical evidence, interviewed Sterigenics employees, EO manufacturing industry and instrumentation experts, and reviewed relevant company documents. Investigators coordinated with California Occupational Safety and Health Administration (Cal/OSHA), South Coast Air Quality Management District (SCAQMD), San Bernardino County Fire Department, Hazard Materials Division, and the City of Ontario Fire Marshall’s office. 2.0 STERIGENICS HISTORY Sterigenics International, Inc. is a contract medical sterilization services provider that specializes in various types of sterilization in the U.S. and around the world. It began operation in 1979, but did not begin EO sterilization until 1999, when it merged with Ion Beam Applications (IBA); IBA had acquired Griffith Micro Science, Inc. (Griffith)—owner of the Ontario facility—in April of 1999. In June of 2004, PPM Capital Limited and PPM America Capital Partners (PPM)—private equity firms with worldwide assets totaling nearly $4 billion—acquired the IBA sterilization and ionization business and renamed it Sterigenics. PPM is owned by Prudential plc, a financial services group incorporated in the United Kingdom with over $300 billion in assets. Sterigenics International now operates at 40 locations around the world—including 9 EO sterilization facilities in the U.S.— and employs approximately 1,000 people. Figure 3 below is a timeline outlining the Ontario facility ownership.
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Figure 3 Ontario Plant Ownership 2.1 Ontario Facility Griffith began construction on the Ontario facility in 1993, and commenced sterilization operations in
- The facility has eight sterilization chambers and operates 24 hours a day, seven days a week, with
approximately 30 employees. 2.1.1 Continuity of Management Although the facility changed ownership twice since its construction—first, when it was purchased by IBA in 1999, and again in 2004, when PPM purchased it and renamed it Sterigenics—many of the original management and engineering personnel remained on staff. They continued to oversee plant operations throughout these transitions, and were in charge at the time of the incident. CSB investigators interviewed many of these managers and engineers during this investigation.
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- 0 Ethylene Oxide (EO) Hazards
EO is both flammable and toxic. OSHA regulates EO in two separate regulations: Ethylene Oxide (29 CFR 1910.1047) and Process Safety Management of Highly Hazardous Chemicals (PSM).2 Likewise, EO is regulated by the Environmental Protection Agency (EPA). Most relevant to this investigation are the Hazardous Air Pollutant (HAP) regulations under the Clean Air Act (CAA), the National Emissions Standards for Hazardous Air Pollutants (NESHAP)3, and the Risk Management Program (RMP).4 See Section 8.0, Regulatory Review 3.1 Flammability EO is a highly reactive compound represented by the chemical formula CH2OCH2. The lower flammable limit of EO/air mixtures is 2.6%, while the upper flammable limit is 100%, because pure EO will burn in the absence of air or oxygen. The flammable range of EO/air mixtures is accordingly 2.6-100%. Once ignited, the velocity of an EO flame inside a gas enriched pipe or ventilation duct accelerates rapidly. As the flame continues to accelerate, the unburned EO just ahead of the flame front is compressed and heated, causing further ignition. Because EO flames can accelerate so rapidly (Thibault et al., 2000), designing and installing reliable explosion control systems is difficult, particularly when adding them to existing process equipment.
2 Because Sterigenics stores more than 5,000 lbs of EO at its facility, it is covered by the OSHA PSM Standard (29 CFR § 1910.119). PSM covers processes containing threshold quantities of highly hazardous chemicals identified on a list contained in Appendix A of the standard, as well as other flammables present in quantities greater than 10,000 pounds. 3 See Section 112 of the CAA and 40 CFR Part 61. 4 The RMP program is detailed in Section 112(r) of the Clean Air Act and in 40 CFR Part 68.
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In order to avoid explosions, facilities must maintain EO concentrations entering oxidizers below the lower flammable limit, also commonly referred to as the lower explosive limit (LEL).5 National Fire Protection Association (NFPA) codes require facilities to dilute EO concentrations transported to oxidizers to less than 25% of the LEL, or 6,500 ppm.6 Typical chamber concentrations during sterilization reach 400,000 ppm (40% by volume), which is a very explosive concentration. 3.2 Toxicity The acute (short-term) effects of EO in humans consist mainly of central nervous system (CNS) depression and irritation of the eyes and mucous membranes. Chronic (long-term) exposure can cause irritation of the eyes, skin, and mucous membranes, and problems in the functioning of the brain and nerves. A recent study conducted by the National Institute for Occupational Safety and Health (NIOSH) concluded that long term exposures to EO increases the risk of bone cancer in men and breast cancer among women.7 EPA has classified ethylene oxide as a probable human carcinogen, and the International Agency for Research on Cancer (IARC)—part of the World Health Organization—classifies EO as a Group 1 human carcinogen.8
5 The Lower Explosive Limit (LEL) is the level at which there is enough oxygen and fuel to support combustion. The LEL for EO is 26,000 parts per million in air. 6 See NFPA 86 Standard for Ovens and Furnaces 2003 Edition, Chapters 9.2.6.1. Chapter 9.2.8 allows < 50% of the LEL when automated detection and response systems are used. 7 The results of this study can be viewed at the NIOSH website: www.cdc.gov/niosh/ 8 This category is used by IARC when there is sufficient evidence of a cause and effect relationship between exposure to the material and cancer in humans. Such determination requires evidence from epidemiologic (demographic and statistical), clinical, and/or tissue/cell studies involving humans who were exposed to the substance in question.
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The Occupational Safety and Health Administration (OSHA) permissible exposure limit (PEL) is 1 ppm, averaged over an 8-hour workday. For shorter exposures to higher concentrations, OSHA has adopted a short-term exposure limit (STEL)—not to exceed 15 minutes—of 5 ppm. In addition, employers are required to take certain actions (e.g., conduct medical surveillance and periodically monitor worker exposures) when employee exposures exceed 0.5 ppm averaged over an 8-hour workday.9 4.0 EO STERILIZATION PROCESS The Sterigenics facility in Ontario conducts sterilization by placing pallets of products inside a large stainless steel chamber, applying a vacuum, and injecting pure EO to achieve a sterilizing concentration of approximately 400,000 ppm. EO kills microbes by disrupting life-sustaining molecules. Commercially sterilized medical products must meet stringent U.S. Food and Drug Administration (FDA) safety regulations that address product sterility (i.e., microbial levels) and acceptable levels of EO residue. Because of the variability of products, packaging, load density, etc., each product type (e.g., tubing, catheters, containers, bandages) requires a unique treatment cycle to ensure sterilization. Cycle variables include EO concentration, duration of exposure, temperature, humidity, vacuum applied during sterilization, and gas washing and aeration required to remove residual EO. FDA requires that manufacturers “validate” (ensure successful sterilization) cycles for each product type. This entails using biological indicators10 to ensure that residual EO is at or below standards deemed safe by the FDA. The
9 See 29 CFR 1910.1047, Ethylene Oxide. 10 Biological indicators are small devices containing microbes (germs) with known resistance to EO sterilization. They are strategically placed inside palletized product loads for the duration of a sterilization cycle, and afterwards, are transported to a laboratory for evaluation.
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Page 14 of 59 majority of the products sterilized at the Ontario facility are pre-conditioned, sterilized, and then aerated. (See Figure 4).
Figure 4 Sterilization Overview
- 1
Pre-conditioning Pre-conditioning is the first stage of the medical product sterilization process. It lasts from 6 to 24 hours—depending on the products being conditioned—and involves subjecting products to high levels of humidity, and temperatures between 80o and 120o F (27-49o C). This stage helps ensure effective EO penetration and warms products for the sterilization process. Pre-conditioning occurs in four environmentally controlled rooms along the north wall of the facility. 4.2 Sterilization Operators use forklifts to move products to the sterilization chambers at the conclusion of pre- conditioning. The chambers are then sealed and prepared for sterilization. From the control room located at the west end of the facility, operators then input codes into the computerized process control system (the Antares system) that controls and monitors the sterilization cycle. The cycle takes from 6 to 15 hours, depending on the products being sterilized. See Section 4.2.2 Computerized Process Control below, for a detailed discussion of the Antares system.
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Page 15 of 59 4.2.1 Cycle Phases The sterilization cycle begins by placing chambers under a vacuum, injecting some steam to further condition the products, and then injecting EO from pressurized 400-pound cylinders housed in cabinets located alongside each chamber. Products are exposed to EO while the chamber is maintained at a negative pressure for a pre-determined period, called the “dwell”11 phase. At the end of this phase, the chamber gas mixture is evacuated to the acid scrubber that removes EO. Approximately 60% of the EO is exhausted from the chamber during this phase of the cycle. The chamber then undergoes a series of nitrogen and/or air washes to remove the remaining EO.12 Figure 5 (below) illustrates the sterilization cycle sequencing described in this section. Draw Initial Vacuum Add Steam Conditioning Period Dwell Period Post-Dwell Vacuation Release chamber vacuum Lock Chamber Doors & Inflate Nitrogen Door Gasket Ventilate chamber Add N2 Add EO Gas Washes Add N2 & Evacuate (repeated) Cycle Completed (Crack door to initiate backvent) 29 20 10 4 2 0 Cycle Sequence Materials removed
Figure 5 Sterilization Cycle Sequencing
11 Dwell is the period during the sterilization cycle during which products are exposed to high concentrations of EO.
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Despite efforts to remove all of the EO from sterilized products, potentially toxic (but normally not explosive) levels of EO remain in the chamber after gas washing. To purge this remaining EO, operators open the sterilizer door to approximately six inches, which automatically opens a ventilation duct— referred to as a “backvent”—located in the rear of the chamber. Operators leave the door in this position for several minutes to ventilate the chamber so that employees can safely enter to remove sterilized products. Air exhausted through the backvent flows to the oxidizer, which removes the remaining EO from the airstream. See Section 5.0 Facility Emissions Control (below) for more information about the emission control devices at the facility.
12 Nitrogen/air washing involves decreasing the pressure inside the chamber relative to atmospheric pressure (“pulling a vacuum”), injecting nitrogen and/or air, and then evacuating the chamber.
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Figure 6 Facility Emission Control Devices 4.2.2
Computerized Process Control The Antares13 computerized process control system manages the sterilization process inside the chamber. This includes automatically controlling levels of humidity, temperature, pressure, EO, and dwell time.
13 Antares (manufactured by Digital Dynamics, Inc.) is the commercial name for the software used to control the process.
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Page 18 of 59 4.2.3 Facility management staff program cycle parameters and event sequencing into the Antares system during the cycle design phase, based on specifications to achieve FDA-mandated sterilization parameters. See Section 4.2.3, Cycle Design and Chamber Concentration Measurements, for a detailed discussion of cycle design. To activate a particular sterilization cycle operators simply type the corresponding numeric code into the Antares system terminal located in the control room. The Antares system then controls the sequencing of that cycle from start to finish. Taking actions to manually intervene (advance or interrupt) a cycle sequence may present a considerable safety hazard. If an unrecoverable problem occurs during the sterilization cycle, operators can immediately abort the cycle by activating a button located on the control room console. This initiates a pump that removes the high concentration gas from the sterilization chamber, followed by a sequence of gas washes that removes the remaining EO. Because of the explosion hazard potential, any modification to the Antares cycle sequence—other than an abort command—requires a manager’s password. Cycle Design and Chamber Concentration Measurements The high EO concentration gas mixture evacuated after the dwell and gas wash phases goes to the acid scrubber for treatment, and is normally not an explosion safety concern, provided the cycle proceeds uninterrupted. Interrupting a cycle, by advancing it or otherwise, presents a considerable safety hazard because there is no monitoring or detection equipment to warn employees that an explosive concentration remains in the chamber. On the day of the explosion, after advancing the cycle and thereby bypassing gas washes, the technician who opened the sterilizer door did not know that the sterilizer contained an explosive gas mixture. Gas washing to remove explosive levels of EO is the primary explosion-safety design feature of the sterilization process. As a backup, the engineering staff designed the ventilation system to dilute
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Page 19 of 59 backvent exhausts to less than 25% of the LEL before reaching the oxidizer. See Section 7.2.1.4, Vent Stream Dilution Air, for a more detailed discussion of this. Mathematical calculations using the ideal gas law are used to design gas washes for the specific cycle during the initial cycle design. Thereafter, the pressure sensor system located inside the chambers predicts chamber concentrations. However, the sensor system does not measure EO concentration; it measures pressure inside the chamber at various phases of the cycle, such as during gas injection or removal. The sensor alerts the Antares system if a predetermined cycle pressure is not achieved. Such an alert indicates that the pressure is either too high or too low, which may indicate that too much or too little EO was injected. This system does not indicate the actual chamber EO concentration, or provide a warning to employees that a dangerous concentration may exist in the chamber. The Ontario facility used no other devices to measure explosive concentrations inside the chambers. 4.3 Aeration After ventilating the chamber, operators completely open the sterilizer door and use forklifts to move products to the aeration rooms. Circulating air in the aeration rooms, also vented to the oxidizer, removes any remaining residual EO. 5.0 Facility Emissions Control EPA and California Air Resources Board (CARB) emissions standards for EO—discussed more fully in Section 8.0 below—require sterilization facilities to remove EO from their gas emissions. When the Ontario facility was constructed in 1994, the oxidizer was installed to comply with these requirements. In 1998—after a series of oxidizer explosions involving EO at other sterilization facilities—Griffith installed an acid scrubber to treat high concentration chamber exhausts evacuated at the end of its sterilization and gas wash phases. However, the facility continued to use the oxidizer to treat the lower concentration
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emissions from backvents and aeration rooms because the scrubber was unable to meet CARB emissions standards. 5.1 Acid Scrubber The acid scrubber (manufactured and installed by Ceilcote Air Pollution Control) is safer to operate than the oxidizer, because it does not utilize an open flame or heat source. It contains a solution of water and sulfuric acid (H2SO4) that converts gaseous EO to an ethylene glycol solution. The ethylene glycol is transported to a waste treatment facility. The scrubber performs well for high concentration emissions, but cannot satisfy California emissions standards for the lower concentrations typical of backvents and aeration rooms. The Ontario facility continues to utilize its oxidizer to treat these emissions. 5.2 Catalytic Oxidizer (Oxidizer) The oxidizer—just outside the eastern-most wall of the facility—was designed, manufactured, and installed by Donaldson, Inc., which worked closely with facility and corporate engineering personnel. A series of spiral wound steel ducts routed to a manifold connected to the oxidizer, transports EO-containing exhausts to the oxidizer. A heat exchanger and natural gas-fired (open flame) combustion chamber heats air entering the oxidizer to approximately 300o F, the temperature required to initiate a reaction between the EO and the metal impregnated catalyst bed to destroy EO.14 (See Figure 7)
14 EO molecules are converted to carbon dioxide and water vapor when they contact the metal alloy in the catalyst bed.
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Figure 7 Diagram of Catalytic Oxidizer The oxidizer has several safety features focused on preventing damage to the oxidizer, but none of these features prevent high concentration chamber exhausts from igniting. Likewise, there is nothing associated with the design of the oxidizer or ventilation system that can detect or stop a flame front from traveling from the oxidizer back to a chamber. 6.0 Incident Description 6.1 Pre-incident Events On Thursday, August 19, 2004, at approximately 1:30 AM, the Antares control system alerted operators of an EO injection failure during a cycle in Chamber 7. The operator immediately ran several routine system checks in the control room to determine that the alert was accurate, but was unable to identify any problems. He then called in the lead operator, and together, they decided to abort the cycle. In accordance with company protocol, they used the cycle abort button on the control room console. Upon completion of the abort cycle, operators removed the chamber contents to an aeration room, and the chamber was left open awaiting maintenance personnel.
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Page 22 of 59 The maintenance supervisor arrived at the plant at approximately 7:30 AM and immediately assigned two technicians to work on the gas injection problem. The technicians ran a series of tests, including an abbreviated test cycle that injected approximately 4 pounds of EO. The cycle performed as designed, and the technicians did not identify any problems. Before returning the chamber to production, the technicians ran a final calibration cycle that utilized 125 pounds of EO. This cycle progressed through its gas injection phases with no problems. Thinking that they had ruled out the injection system as the problem, and eager to get the chamber back on line, the technicians asked the maintenance supervisor for permission to skip the final gas washes and advance the cycle to completion. Witness interviews indicated that the technicians believed—because the chamber was empty of products being sterilized—the single end of cycle evacuation had removed the explosive concentrations of EO, and therefore, there was no reason for the gas washes because no residual EO remained in the chamber. The maintenance supervisor agreed with their logic and agreed to advance the cycle to completion. 6.2 The Incident To advance the cycle to completion the maintenance supervisor verbally gave the required password to a maintenance technician. The technician typed the command into the Antares system thereby skipping the gas wash phase. Minutes later, the technician cracked the sterilizer door to the pre-determined ventilation level, which automatically opened the backvent and caused approximately 50 pounds of EO remaining in the chamber to move into the ventilation system. EO immediately began to leak out of the chamber door into the building, causing nearby LEL monitors to alarm. The alarms, however, did not allow sufficient time to shut down the oxidizer or evacuate the facility before the EO-laden air reached the oxidizer and ignited. The flame flashed back through the duct to the chamber and ignited the remaining EO, resulting in a powerful explosion. The explosion occurred shortly after 2 PM on August 19, 2004. There were no employees working in the chamber area at the time of the explosion.
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Page 23 of 59 1 2 3 4 5 6 9 Sterilization Chambers Preconditioning Area Aeration Area Acid Scrubber Shipping & Receiving Area Catalytic Oxidizer Truck Truck Truck Truck Truck EO Storage Area CATALYTIC OXIDIZER 7 Chamber door location after the explosion Chamber door location after the explosion Dilution Manifold Control Room Flying shattered glass
Figure 8 Explosion Overview
- 3
Incident Aftermath 6.3.1 Employee Injuries Four employees in the facility’s control room sustained minor cuts and lacerations from the shattered control room glass (see Figure 9). Three of these employees were transported to the hospital where they received minor medical treatment and were released the same day. Emergency responders treated and released one employee at the incident scene. The normal course of duties for operator and maintenance employees involves various activities in the sterilization area. During a normal shift there are three to seven employees performing duties there. It
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Page 24 of 59 was a fortunate coincidence that there were no employees in the sterilization area at the time of this incident.
Figure 9 Blown Out Control Room Windows 6.3.2 Emergency Response Employees exited the facility safely and called 911. The Ontario Fire Department and San Bernardino County Hazardous Materials unit arrived together at 2:47 PM and took control of the site. The Ontario Police Department immediately evacuated neighboring businesses and closed an approximately one quarter mile section of the street on the east side of the plant. Soon thereafter, the fire department began monitoring the air for EO and explosive gases using detector tubes and a direct-reading gas analyzer. No explosive concentrations were detected, but levels in the 1.0 ppm range were detected inside the building. The incident response officially ended the following day at 2:05 PM, but because of elevated EO levels and structural damage, the fire department continued to monitor for EO and restrict access into the
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Page 25 of 59 facility. Once EO monitoring levels indicated it was safe and the remaining drums of EO were removed from the site, monitoring was suspended. Access to the building remained restricted until the structure was shored and a structural engineer approved the work. The structural support work was completed and access to the building was granted approximately two weeks after the incident. 7.0 Incident Analysis CSB analyzed this incident by inspecting facility damage, reviewing company documents and industry accident data, and interviewing employees and other industry experts. In addition, several investigative techniques were used to analyze the incident, including establishing an event timeline (Appendix A) and developing a logic tree diagram (Appendix B). Key issues identified during the investigation included process design, control room design and construction, employee training, lessons learned from past incidents, and hazard identification and evaluation. 7.1 Origin of the Explosion The location and magnitude of the damage to the ventilation system and Chamber 7 indicate that explosive EO-laden air was transported through the ventilation ducting to the oxidizer where it initially ignited. A large section of the manifold connecting the chamber ducts to the oxidizer was blown outward, on the upstream side of the oxidizer. This indicates that an explosive overpressure occurred inside the oxidizer (see Figure 10).
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Figure 10 Oxidizer Manifold Damage Once the explosive airflow was ignited, the flame traveled through the ventilation duct back to the chamber. The pressure created inside the duct as the flame front traveled back to the chamber destroyed a large section of the ventilation ducting from the oxidizer to the chamber (see Figure 11). The flame front, entering the chamber through the open backvent, initiated a powerful explosion.
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Figure 11 Damage to Ventilation Ducting
Figure 12 Building Damage from Chamber Door
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Page 28 of 59 The force of the explosion sheared the hinges and propelled both chamber doors outward.15 The loading (south) door came to rest approximately 15 feet away, after colliding with and damaging a steel column. The unloading (north) door came to rest approximately 75 feet from the chamber after striking and fracturing the south wall of the building (see Figure 12). The pressure flexed the entire chamber structure outward, leaving it permanently disfigured (Figure 13).
Figure 13 Damage to Sterilization Chamber 7 7.2 Engineering Controls According to AIChE’s Center for Chemical Process Safety (CCPS), process safety starts with the basic process design and includes control systems, alarms and interlocks, safety shutdown systems, response
15 CSB estimates that the doors each weigh in excess of 4,000 pounds.
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plans, and training (CCPS, 1993). Should primary protective systems fail, however, hazards must be controlled with reliable backup systems (CCPS, 2001).16 Primary and backup safety systems are identified and evaluated during the process design phase, and again during the various Process Hazard Analysis (PHAs) conducted throughout the life cycle of the process. See Section 7.5, Hazard Analysis, for a detailed analysis of the PHAs conducted at this facility. Concentration Control Design Measures Key to preventing explosions at the Ontario facility is ensuring that high EO gas mixtures never reach a source of ignition, such as the oxidizer. The process design features that helped ensure this at the time of the incident were Antares-controlled chamber pressure monitoring, evacuation and gas washing, and a system of interlocks. The Antares system controls all of these through sequencing set points programmed into the system during the initial cycle design phase. The only backup was the ventilation system, designed to dilute chamber gas mixture produced from minor system upsets before it reached the oxidizer. 7.2.1.1 Chamber Monitoring The facility indirectly monitored chamber concentrations to verify that the chamber achieved FDA prescribed EO levels; however, they did not monitor the chamber concentrations for explosivity, despite recommendations to the entire sterilization industry by NIOSH and NFPA. When the cycle sequence was interrupted just prior to the incident, employees were unable to determine if an explosive concentration remained in the chamber.
16 Additional protective measures outlined by CCPS include post-release physical protection (dikes), plant emergency response, and community emergency response. These were excluded from this discussion because they were not relevant to this investigation.
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- 2.1.2
Evacuation and Gas Washing The evacuation and gas washing phases of the sterilization cycle remove high concentration chamber gas to the acid scrubber for treatment. The Antares system controls these phases, which, if allowed to proceed uninterrupted, will remove explosive concentrations of EO from the chamber. 7.2.1.3 Interlocks Interlocks installed to prevent the inadvertent opening of a chamber door include nitrogen filled door gaskets and chamber pressure sensors. Employees, using a password supplied by managers, can override both interlocks. Without chamber concentration monitoring to inform them of the existence of explosive concentrations, this system is vulnerable to human error. 7.2.1.4 Vent Stream Dilution Air The engineering staff at the Ontario facility designed the ventilation system with a four-to-one dilution rate—four times more aeration room air than backvent air.17 Using this dilution air, and ensuring final chamber concentrations are kept below 25% of the LEL through cycle design calculations, the engineering staff reasoned that it would be impossible for an explosive concentration to reach the oxidizer. However, they did not foresee a scenario that would leave a large volume of undetected EO in a chamber at the end of a cycle. CSB investigators estimate that the EO concentration inside the chamber, just prior to the explosion, was approximately 18% (180,000 ppm), or six times the LEL.
17 Air concentrations of EO in the airflows from the aeration rooms to the oxidizer are less than 10 ppm and do not significantly affect the explosivity of the combined airflows to the oxidizer.
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Page 31 of 59 7.2.2 7.2.3 Backup Engineering Controls Backup engineering control systems may be required at sterilization facilities if primary concentration control measures cannot reasonably ensure safe operation of the process. These systems can be grouped into two broad categories: those that monitor chamber exhausts in the ventilation ducting and divert explosive exhausts before they reach the oxidizer, and those that detect explosions that originate in the oxidizer and control them before they become destructive. According to industry guidance, however, the rapid flame speed of EO (Reference 11) is a central design consideration when retrofitting existing processes with reliable backup protection systems. Detection equipment must have adequate time to take protective actions, and this means ensuring safe minimum distances between detection and reaction devices and using devices that are fast acting. The most efficient addressing of reaction time issues is during the initial process design and engineering phases. There were no backup engineering controls to detect, prevent or mitigate an explosion at the Ontario facility. Control Room Design and Location The control room used to monitor and control the sterilization process is located approximately 75 feet from Chamber 7. Primarily constructed of drywall over metal stud frames, the control room includes six glass windows that provide a view of the sterilization chamber area. The explosion resulted in minor damage to the control room structure, but all windows were shattered. The windows were tempered window glass without any shatter-resistant treatments, and the walls were not designed to resist pressure from an explosion. All of the injuries resulted from flying glass from the shattered control room windows. Staff engineering personnel involved in the original design of the facility indicated that windows were necessary because operators needed to view chamber operations. They further indicated that no explosion safety design measures were considered during the design and construction of the control room, and—
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according to the PHA documents CSB investigators received from corporate staff—an evaluation of the control room was not included in the various PHAs conducted since the plant began operation. Plant designers should avoid the use of normal or tempered window glass in areas with the potential for explosion overpressure. If proximity to the process is essential, and it is necessary to view the operation, good engineering design considerations would include substituting tempered window glass for something safer, such as video monitoring, or shatter-resistant glass. See the reference section at the end of this report for references to glass selection criteria provided by the American Society for Testing and Measurements (ASTM), the General Services Administration (GSA), and FM Global. 7.3 Training According to the OSHA Hazard Communication (HAZCOM)18 standard, all employees involved with hazardous chemicals require job-specific training on the particular chemical and physical hazards they encounter in the workplace. In addition, the OSHA PSM standard specifies that training must include an overview of the process and operating procedures, and safe work practices applicable to the employee’s job tasks (OSHA, 1994). CSB investigated the training conducted at the Ontario facility by interviewing employees and reviewing training materials and records dating back to 1994, when the facility began operations.
18 See 29 CFR 1910.1200
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Page 33 of 59 7.3.1 7.3.2 Process Understanding The maintenance supervisor had an Antares system password in order to be able to perform his maintenance duties. Interviews with senior management and engineering staff at Sterigenics revealed that they assumed he possessed the requisite knowledge and experience to make appropriate decisions without additional supervision. Interviews with the supervisor and technician indicate that they both believed that the first evacuation after the dwell had removed all remaining EO, and that no dangerous levels of EO remained in the chamber when they made the decision to advance the cycle. Interviews with other employees confirmed this misconception. They each thought the only purpose of the gas wash cycle was to “wash out” residual EO that had been absorbed into the sterilized products. Because there were no products inside the chamber to absorb any EO, they thought the gas washes were unnecessary. Of the ten employees interviewed in conjunction with this incident, only management and senior engineering staff personnel understood that the first evacuation after the dwell phase only removes 55- 60% of the EO, and that gas washing is an essential safety measure, even if a chamber is operating without products in it. Training Materials The majority of the formalized employee training at the Ontario facility targets operations employees. Operators receive new-hire and refresher training that is formally administered and well documented; however, there is no job-specific maintenance-training program for maintenance personnel. Maintenance technicians at the Ontario facility are routinely promoted from operations, where they gain a working knowledge of the process through initial and refresher operator training and on the job experience. CSB investigators reviewed all the training materials used at the Ontario facility since the plant began operations and found many references to the potential explosion hazard associated with skipping gas washes. The various materials make it clear that only managers have permission to modify a cycle
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sequence. Operator training presented by a corporate staff member during a single training session in 1997 warned that the after vacuum only removed 60 percent of the EO, and that gas washes were always necessary. However, that training never distinguished between empty and full chambers. The maintenance supervisor on duty the day of the incident, hired afterwards, never received this training. 7.4 Past Incidents General Industry Incidents The use of oxidizers in the U.S. has grown since passage of the 1990 Clean Air Act Amendments (CAAA). They are now widely used to control air pollutants in many industries other than medical sterilization. As with those used to control EO, these oxidizers have demonstrated a similar propensity to cause explosions. EPA reports that nearly 3,000 facilities employ approximately 4,000 oxidizers to treat volatile organic compounds (VOCs) in the United States. This number accounts for the largest emissions sources that are required to report facility information to the EPA, but falls far short of the total number in use.19 Interviews with industry experts and device manufacturers indicate that there are approximately 25 oxidizer manufacturers making equipment for use in the U.S., and more than 10,000 devices in use.20 A search of the major databases21 for explosions involving oxidizers revealed very few reported injuries or deaths. However, there are numerous incidents and case studies outlined in various professional
19 This information is submitted by air quality authorities in the various states and compiled in the National Emissions Inventory (NEI) in compliance with CAAA requirements. 20 Many oxidizers do not require reporting/permitting by EPA, hence, there are no EPA records pertaining to them. 21 Databases searched included OSHA’s IMIS; EPA’s NRC; and AIChE.
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publications and papers,22 and many of them describe incidents—similar to the Ontario explosion— involving management system failures, significant property damage, and a high potential for fatalities and serious injuries in high traffic areas. The management system failures identified during this research included identification and evaluation of hazards and failure to install appropriate engineering controls. Sterilization Industry During the four years following EPA’s 1994 EO emissions reduction rule, there was a series of approximately ten explosions involving EO and oxidizers (NIOSH, 2000).23 These explosions drew the attention of the regulatory environment and led to a series of significant changes, including suspension of EPA’s 1998 backvent EO emissions control rule, publication in 2000 of a NIOSH Alert regarding oxidizer/EO explosions, and modification of NFPA 560 language regarding EO/oxidizer safety.24 See Section 8.0 Regulatory Review for more details regarding these standards. 7.4.2.1 1997 Griffith Abator Safety Review As a result of these EO explosions at other facilities, Griffith—who built the plant ultimately acquired by Sterigenics—conducted a company-wide safety review of its emission control systems, and published a report in September of 1997, entitled “Abator Safety Review.” That report identified specific process safety issues that “should” be addressed at the Ontario facility; specifically, dilution air calculations and interlock systems. It also identified issues at the Vernon (Los Angeles) facility; specifically, human error,
22 CSB reviewed over 30 professional articles and papers for this portion of the investigation. 23 One of these incidents was the 1997 Griffith Micro Science (Vernon) facility explosion in Los Angeles.
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and the lack of LEL monitoring at the oxidizer. If the recommendations outlined in this report would have been implemented, both of the explosions that followed may have been prevented. It was distributed to all of Griffith’s U.S. facilities approximately one month before an EO/oxidizer explosion at the Vernon facility. 7.4.2.2 1997 Vernon Plant Explosion During November of 1997, an operator—confused as to which chamber was ready to be unloaded— opened the chamber door of a sterilizer during the dwell phase. According to the company investigation report, he discovered his mistake quickly and closed the door, but not before initiating the backvent and causing airflow to the oxidizer. An explosion followed, but no one was injured, and damage was limited to the oxidizer and ventilation ducting. The Vernon incident investigation report contained specific corrective actions that were to be applied company-wide. These included alternative emission control devices, interlocks, automated controls, chamber monitoring tied to an alert system, and oxidizer explosion venting. Griffith communicated these corrective actions to the Ontario plant during an all-hands safety meeting conducted soon after the incident. According to company officials, however, Griffith—because of various operating differences— believed the lessons learned from the Vernon incident were of limited value to Ontario, and that the same incident could not happen there. For example, the sterilizers at Vernon were manually operated, and some cycles operated at atmosphere, allowing the chambers to be inadvertently opened mid-cycle by an operator in the production area. The sterilizers at Ontario, however, were automated and could not be opened mid-cycle because of air-filled gaskets and negative chamber pressures. According to company
24 NFPA 560, Storage, Handling, and Use of Ethylene Oxide for Sterilization and Fumigation.
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Page 37 of 59 officials, despite wording in the incident report outlining company-wide application of corrective actions, they focused on correcting the deficiencies associated with the Vernon explosion. They did not rigorously evaluate the Ontario process to determine if it too, was vulnerable to an explosion. 7.5 Hazard Analysis The hazard analysis process is an organized and systematic effort to identify and analyze the significance of potential hazards associated with the processing or handling of highly hazardous chemicals. It provides valuable information to employees and employers in making decisions for improving safety and reducing consequences of unwanted or unplanned releases of hazardous chemicals (OSHA, 1993). According to OSHA, conducting a thorough Process Hazard Analysis (PHA) is one of the most important elements of a process safety management (PSM) program. PHAs identify fire, explosion, and release scenarios resulting from equipment failures, and human and external factors that affect the safety of the process (OSHA, 1993). The ultimate objective of the PHA is to improve process safety by preventing incidents and mitigating effects of chemical incidents. A typical PHA identifies and evaluates hazardous events in relation to the likelihood of occurrence and severity of consequences, to determine the risk to the employees, facility, neighboring community, and environment. Both OSHA and EPA require facilities to perform an initial PHA on every covered process, and revalidate it at least every 5 years to ensure it remains relevant. See Section 8.0, Regulatory Review for a more detailed analysis of the OSHA and EPA regulatory requirements. 7.5.1.1 Initial Process Hazard Analysis Griffith conducted an initial PHA on its sterilization process in November 1993, just prior to the plant opening. It identified 16 various hazard scenarios and recommended 13 corrective actions. None of these scenarios identified or evaluated an explosion scenario involving the oxidizer. However, this PHA did identify “door opening with EO inside sterilizer” and “abator and software fails, causing high
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Page 38 of 59 temperature”, but listed the consequences as “no effect”, stating in both cases that automated controls (i.e., the Antares system, and the high temperature limit switches on the oxidizer) are in place to prevent harm. The PHA did not identify or evaluate other engineering controls or layers of protection. 7.5.1.2 Revalidations The Ontario facility conducted two PHA revalidations after the initial PHA in 1993; one in 1996, and another in 2001. 1996 Revalidation—This focused specifically on the oxidizer, but also did not identify any explosion hazard scenarios. Because of the potential to overheat and damage the catalyst bed inside the oxidizer, the team recommended the installation of a “LFL [Lower Flammability Level] monitor and alarm”.25 When CSB asked various management officials at Sterigenics about the status of that recommendation, each responded that accurate and safe monitoring technology did not exist; therefore, Sterigenics did not act upon the recommendation. See Section 9.2.1, Monitoring, for a discussion on chamber monitoring equipment. 2001 Revalidation—This was the most recent revalidation prior to the incident. It identified a catastrophic explosion scenario involving the oxidizer, but recommended only that the facility investigate the prospect of equipping the oxidizer with explosion relief equipment. It did not specifically address the cause of the explosion or any other potential failures or solutions. At the time of the incident, the facility had not installed this equipment. See Section 9.2.2, Damage Prevention and Protection, for a discussion on explosion relief devices.
25 The terms “LFL” and “LEL” are synonymous for the purposes of this discussion.
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The written report of this evaluation of potential explosion scenarios failed to identify or address the recent history of sterilization industry EO/oxidizer explosions, including an explosion in 1997 at a nearby Griffith plant (Vernon) that resulted in specific recommendations for additional engineering controls at “…other Griffith Micro Science facilities.” Company officials told CSB that these incidents were reviewed, but did not result in written action items. 8.0 Regulatory Review 8.1 Process Safety Management of Highly Hazardous Chemicals (PSM) Because the Ontario facility stores more than 5,000 lbs of EO at its facility, it is covered by the OSHA PSM Standard (29 CFR § 1910.119). PSM provides a structure for a systematic approach to process safety and the prevention of catastrophic incidents. It covers processes containing threshold quantities of highly hazardous chemicals identified on a list contained in Appendix A of the standard, as well as other flammables present in quantities greater than 10,000 pounds. PSM-covered processes require adherence to 14 elements of good safety management. Cal/OSHA enforces PSM26 by conducting workplace inspections in response to accidents, complaints, or as part of a targeted (planned) inspection program that focuses on particularly hazardous businesses (e.g., PSM-covered facilities), or those with high rates of fatalities, injuries or illnesses. A specialized PSM
26 See Division 1. Department of Industrial Relations, Chapter 4. Division of Industrial Safety, Subchapter 7. General Industry Safety Orders, Group 16. Control of Hazardous Substances; Article 109. Hazardous Substances and Processes; §5189. Process Safety Management of Acutely Hazardous Materials.
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enforcement unit located in Torrance investigates accidents and complaints, and conducts planned inspections of PSM-covered facilities in the Ontario region. Cal/OSHA Inspections During September 2004—after the explosion—the Cal/OSHA PSM enforcement unit conducted a post incident inspection at the Ontario facility that resulted in three citations, two of which were classified as “Serious”. These citations were for failures to follow operating procedures and conduct training. The facility was assessed a combined fine amount of $36,000 for these two citations.27 8.2 Environmental Regulations Hazardous Air Pollutant (HAP) Control Because EO is a toxic substance, EPA regulates it as a Hazardous Air Pollutant (HAP) under the Clean Air Act Amendments (CAAA) of 1990.28 In 1994, EPA promulgated specific emissions standards for sterilization facilities that required facilities that used 10,000 pounds or more to eliminate 99 percent of their EO emissions by applying the “maximum achievable control technology” (MACT) to each distinct emission source (i.e., chamber exhausts, backvents, and aeration room exhausts).29 For the vast majority of EO facilities, oxidizer units were the compliance solution of choice.
27 As of September 18, 2005, Sterigenics was still appealing this citation. 28 See U.S. Code Title 42, Chapter 85, Subchapter I, Part A §7412 Hazardous Air Pollutants. 29 See 40 CFR Part 63, Subpart O— Final Air Toxics Rule For Controlling Ethylene Oxide Emissions From Commercial Sterilization And Fumigation Operations, November 15, 1994.
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Following the 1994 MACT rule, a series of EO/oxidizer explosions prompted EPA (in 1997) to temporarily suspend the portion of the rule pertaining to backvents.30 In 2001 EPA made the suspension permanent.31 In April 2000, EPA co-authored—with NIOSH and the Ethylene Oxide Sterilization Association (EOSA)32—a NIOSH Alert detailing the hazards associated with oxidizers and EO. (See Section 9.2. for more details regarding this collaboration.) Despite EPA’s suspension of the rule, the California Air Resources Board (CARB)—and other State and air quality districts—continue to require backvent emission treatment.33 According to CARB regulations, any source such as the Ontario facility that uses 20,000 pounds or more of EO over a consecutive 12-month period, must remove 99.0% of its backvent emissions.34 The CARB regulation does not specify mandatory equipment, but interviews with CARB and EOSA officials—as well as other sterilization facility managers—indicate that sterilization facilities in California utilize oxidizer technology to control their backvent emissions. Despite EPA’s suspension of Federal backvent emission rules—based largely on explosion safety concerns—the CARB rules do not contain any requirements, precautionary language or references to safety codes or standards regarding the explosive hazards associated with EO and oxidizers.
30 See 62 FR 64736, December 9, 1997. 31 See 66 FR 55577, November 2, 2001. 32 EOSA is a non-profit industry organization whose members share a common interest in promoting ethylene oxide sterilization. Its stated mission is to promote the safe use and handling of ethylene oxide for sterilization purposes. Sterigenics is an active member of EOSA. 33 Air quality boards in California, Michigan, North Carolina, and New York require some form of control of backvent emissions. Other States may also require backvent emission treatment. 34 See California Air Resources Board Final Regulation Order—§93108.5 Ethylene Oxide Airborne Toxic Control Measure – Part 2 Commercial Sterilizers and Aerators Using 20,000 Pounds or more of Ethylene Oxide per 12 Consecutive Months.
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- 0 Industry Standard Analysis
This portion of the incident evaluation includes a review of the industry standards and guidance applicable to this incident. 9.1 NFPA 560, 2002 Edition The National Fire Protection Association (NFPA) serves as a leading advocate of fire prevention and is an authoritative source on public safety. NFPA develops standards by consensus, enlisting regulators, industry, the scientific community, and other parties in the development process. This standard- development process has earned accreditation from the American National Standards Institute (ANSI). NFPA 560, Standard for the Storage, Handling, and Use of Ethylene Oxide for Sterilization and Fumigation, 2002 Edition, has been adopted as an industry standard by the Ethylene Oxide Sterilization Association (EOSA) and is used as a compliance reference by the Ontario Fire Department when inspecting the sterilization facilities in its jurisdiction. The Ontario facility maintained and referenced a copy of this standard. NFPA 560 was first published in 1995 at the behest of EO manufacturers, following the phase out of chlorofluorocarbons (CFCs)35 called for by the Montreal Protocol.36 Prior to the phase out, CFCs were added to EO to reduce flammability and the risk of explosion. Most sterilization facilities used an
35 CFCs are nontoxic, nonflammable chemicals containing atoms of carbon, chlorine, and fluorine. They are classified as halocarbons. 36 The Montreal Protocol on Substances that Deplete the Ozone Layer is a 1987 international treaty intended to stop the depletion of the stratospheric ozone layer. Such depletion allows harmful ultraviolet radiation to reach the
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“88:12” (88% CFCs, 12% EO) blend. According to EO manufacturer safety personnel, hospitals and commercial sterilization facilities needed guidance because they were unaccustomed to dealing with the explosion hazards created by the shift from 88:12 to pure EO. During the period from 1994 to 1998, approximately ten sterilization facilities experienced explosions. In 2002, the NFPA 560 committee took action by adding some of the explosion prevention language outlined in the 2000 NIOSH Safety Alert. See Section 9.2, NIOSH Guidance, for a more detailed discussion of the NIOSH Safety Alert. The following is the CSB analysis of two relevant sections of the 2002 Edition of NFPA 560. Disposal and Emissions, NFPA 560, Section 11.5 Oxidizing Emissions Control Devices (Chapter 11) This section requires monitoring of the EO chamber concentration to avoid venting an explosive concentration to the oxidizer. It does not specify what type of monitoring is required. The Ontario facility uses pressure-sensing devices to ensure the injection of target quantities of EO, but conducts no real-time concentration monitoring. Pressure readings provide no real-time concentration information during the cycle or during system upsets or abnormal operating conditions. The language outlining the requirement for monitoring in this section is ambiguous, and does not communicate the intent of the NIOSH Safety Alert: that monitoring should include direct reading devices (e.g., EO or combustible gas detection) capable of determining chamber vapor concentrations.
Earth's surface. It was ratified by the United States on April 21, 1988, and the phase out of CFCs was to be completed by 2000.
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Page 44 of 59 9.1.2 In 2001 an industry group proposed removing the chamber-monitoring requirement altogether, based on claims that monitoring equipment is expensive and unreliable. The NFPA 560 committee rejected this proposal, however, and retained the requirement to monitor EO concentrations. See Section 9.2.1, Monitoring, for a detailed discussion of chamber monitoring. Annex C – Informational References Because local municipalities and sterilization facilities reference NFPA 560 and it may be the only fire prevention design guidance used, it is important for it to contain references to other relevant fire and explosion safety codes. This section does not include references to NFPA 69 or 86, which are important fire and explosion safety standards. In addition, despite having incorporated its recommendations, this section has no reference to the 2000 NIOSH Alert. 9.1.2.1 NFPA 69, Standard on Explosion Prevention Systems NFPA 69 applies to systems and equipment used to prevent and/or control deflagrations,37 and covers the minimum requirements for installing explosion prevention systems in enclosures that contain flammable concentrations of gases, vapors, mists, dusts, or hybrid mixtures. NFPA 69 is a companion guide to NFPA 68, Guide for Venting Deflagrations, which is referenced in Annex A Explanatory Information, and in Annex C of NFPA 560. 9.1.2.2 NFPA 86, Ovens and Furnaces This standard provides the requirements for prevention of fire and explosion hazards associated with heat processing of materials in ovens, furnaces, and related equipment (e.g., Thermal Oxidizers, Chapter 8). It
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Page 45 of 59 also provides an oven/furnace classification for oxidizers (i.e., Class A), and contains the recognized industry standard for maximum solvent vapor levels in ventilation (i.e., < 25% of the LEL),38 and an exception when automated detection and response systems are used (i.e., < 50% of the LEL).39 9.2 NIOSH Guidance Between 1994 and 1998, EO was involved in 10 explosions at industrial EO sterilization facilities and EO repackaging plants. One of these incidents resulted in a fatality, all caused damage to the plants, and most of the facilities involved used oxidizers to control EO emissions. In April of 2000—in response to these explosions—the National Institute for Occupational Safety and Health (NIOSH) published a 32-page Safety Alert entitled Preventing Worker Injuries and Deaths from Explosions in Industrial Ethylene Oxide Sterilization Facilities.40 EPA and industry representatives from the Ethylene Oxide Sterilization Association (EOSA)41 collaborated with NIOSH to produce this alert.42 It warns EO sterilization facility employees and managers about the explosion hazards associated with oxidizers, and it makes comprehensive recommendations for preventing future incidents. CSB evaluated recommendations made by NIOSH pertaining to monitoring and damage protection. 9.2.1 Monitoring
The Alert instructs employers to monitor concentrations in the sterilizer before opening the backvents, to avoid venting high EO concentrations to the oxidizer. This warning appears in the section designed for
37 A deflagration is a rapid burning at a velocity that is less than the speed of sound. 38 See Chapter 9, § 9.2.6.1. 39 See Chapter 9, § 9.2.8. 40 DHHS (NIOSH) Publication No. 2000-119, April 2000. 41 Sterigenics was a member and active participant in EOSA at the time the NIOSH Safety Alert was being prepared, and provided technical input into its publication.
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posting in the workplace, as well as in the Recommendations section (p. 8). Appendix C (p. 22), a work product of the EOSA safety committee, provides more detail pertaining to monitoring. It states that facilities should use direct analysis of the sterilizer gas content in conjunction with backvent lockout, but adds the caveat that “[t]he accuracy, reliability, resolution, and availability of current EO measurement devices is questionable” (NIOSH, p. 22). CSB investigators collected and reviewed monitoring device literature and conducted interviews with leading device manufacturers and process instrumentation consultants. While some of the devices reviewed—without some modification—would not meet the safety demands of commercial EO sterilization facilities, CSB identified one manufacturer with a commercially available instrument that will accurately, reliably, and safely determine explosive concentrations of EO inside sterilization chambers. Other devices reviewed might also perform this monitoring, but would require some modification to ensure the safety of the process. Sterigenics uses a proprietary microwave monitoring device on some of its sterilizers that is capable of determining the explosivity of chamber gases at the end of a cycle. However, this device was not installed on chamber 7 at the time of the incident. Damage Prevention and Protection Recommendation Number 5, entitled “Implement engineering controls,” located on page 11 of the NIOSH Alert, advises employers to “[u]se damage control devices in the EO supply lines and oxidizer feed lines to limit explosion damage.” Further discussion of this issue is in the Recommendations section (p. 11 of the Alert) but does not specifically address pressure, temperature or gas detection methodology for ventilation systems connected directly to oxidizers. The vulnerability of ventilation systems and
42 See DHHS (NIOSH) Publication No. 2000-119, April 2000.
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Page 47 of 59 relevant engineering methodologies are widely discussed in professional journals, and in NFPA, 68, 69 and 86; the NIOSH Alert should reference them. 10.0 KEY FINDINGS
- The maintenance supervisor entrusted with the password for bypassing gas washes did not fully
understand the hazards associated with the process.
- A maintenance employee, unaware of the explosion hazard inside the chamber, opened the chamber
door and activated the backvent, sending an explosive mixture of EO to the oxidizer, which ignited it.
- Sterigenics management did not implement company-wide engineering control recommendations that
could have prevented this explosion.
- Despite recommendations directed to the sterilization industry by NIOSH and NFPA, Sterigenics
management did not monitor sterilization chamber concentrations for explosivity.
- The initial and subsequent revalidation Process Hazard Analysis (PHAs) did not thoroughly evaluate
the explosion hazard presented by the oxidizer.
- The design of the control room did not include blast or shatter resistant window glass.
- Federal EPA permanently suspended its requirement to treat backvent EO emissions in 2001,
although California and at least four other states continue to require some form of treatment.
- Catalytic oxidizers are commonly used to treat backvent emissions by sterilization plants located in
states that continue to require it.
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Page 48 of 59 11.1.1 11.1.2 11.2.1 11.0 Root and Contributing Causes 11.1 Root Causes Engineering controls installed at the facility did not prevent an explosive concentration of ethylene oxide (EO) from reaching the oxidizer. • Sterigenics management did not implement company-wide engineering control recommendations that, if implemented, would have likely prevented this incident. • Sterigenics management did not implement design recommendations for chamber monitoring issued by NIOSH and NFPA that, if implemented, would have likely prevented this incident. The maintenance supervisor did not fully understand the hazards associated with the process. • The maintenance supervisor did not understand that bypassing gas washes during a maintenance procedure involving an empty sterilization chamber could lead to an explosion. 11.2 Contributing Causes The Process Hazard Analysis program at the Ontario facility did not fully identify and evaluate the hazard associated with an explosive concentration of EO reaching the oxidizer. • The initial PHA did not identify any explosion scenarios or evaluate any engineering or administrative controls that may have prevented an explosion. • PHA revalidations narrowly addressed the potential for an explosion, but did not comprehensively evaluate the need for additional engineering controls, or apply lessons learned from past incidents in the sterilization industry and at its own facilities.
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Page 49 of 59 11.2.2 11.2.3 The control room was not designed to protect workers from an explosion. • Griffith located the control room within proximity of explosion impact and installed windows that were not blast or shatter resistant. California Air Resources Board (CARB) did not help ensure that sterilization facilities covered by its EO backvent emission treatment rule design and operate their facilities to prevent explosions. • In 1997, following a series of EO/oxidizer explosions at sterilization facilities, Federal EPA suspended the NESHAP rule requiring backvent emission treatment so as to “eliminate safety problems associated with the existing requirements.” This suspension was made permanent in 2001. • Despite the EPA rule suspension, CARB continues to require backvent EO emission treatment. • Oxidizers, which pose a serious explosion hazard, continue to be used in California to comply with this rule. 12.0 Recommendations Sterigenics International Audit all Sterigenics ethylene oxide sterilization facilities using oxidizing emissions control devices. Ensure that audits assess the issues detailed below, under “Sterigenics International– Ontario Facility,” and that necessary corrective measures are promptly implemented. Communicate results of these audits to your workforce. (2004-11-I-CA-R1)
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- Review and revise the Process Hazard Analysis (PHA) program to ensure that: (2004-11-I-CA-R2)
• Hazardous scenarios are identified, evaluated, and documented. • Lessons learned from past incidents are applied, where appropriate.
- Evaluate current process controls and install appropriate safeguards, such as: (2004-11-I-CA-R3)
• Real-time chamber and/or effluent concentration monitoring connected to alarms, interlocks, and/or fast acting control devices. • Post-ignition deflagration detection and damage control devices.
- Ensure that all employees with passwords capable of modifying the sterilization cycle sequence have
process experience and training that enables them to make safe process decisions. Training should emphasize flammability hazards and the need for gas washes when the chamber is empty of products to be sterilized. (2004-11-I-CA-R4)
- Ensure that the control room, and any other room where employees congregate in dangerous
proximity to the sterilization area, is located and/or designed to protect workers from an explosion. (2004-11-I-CA-R5)
- Communicate the findings and recommendations of this report to all employees, including operators
and maintenance staff. (2004-11-I-CA-R6)
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Page 51 of 59 California Air Resources Board (CARB) In collaboration with other state/regional agencies as necessary, such as California Occupational Safety and Health Administration, recommend to facilities that treat ethylene oxide backvent emissions with oxidizing emissions control devices to evaluate current process controls and install appropriate safeguards, such as: (2004-11-I-CA-R7) • Real-time chamber and/or effluent concentration monitoring connected to alarms, interlocks, and/or fast acting control devices. • Post-ignition deflagration detection and damage control devices. California Occupational Safety and Health Administration (Cal/OSHA) In collaboration with other state/regional agencies as necessary, such as California Environmental Protection Agency, identify the ethylene oxide sterilization facilities in California that utilize oxidizing emissions control devices and conduct inspections of those facilities (including the Sterigenics Ontario facility) in terms of the findings of this report. Ensure prompt correction of all violations identified during these inspections. (2004-11-I-CA-R8) National Fire Protection Association (NFPA) Review and revise NFPA 560, Standard for the Storage, Handling, and Use of Ethylene Oxide for Sterilization and Fumigation in terms of the findings of this report. Specifically: • Include references to the following: (2004-11-I-CA-R9) o NFPA 69, Standard on Explosion Prevention Systems. o NFPA 86, Ovens and Furnaces.
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Page 52 of 59 o NIOSH Alert: Preventing Worker Injuries and Deaths from Explosions in Industrial Ethylene Oxide Sterilization Facilities. • Include requirements for appropriate safeguards, such as: (2004-11-I-CA-R10) o Real-time chamber and/or effluent concentration monitoring connected to alarms, interlocks, and/or fast acting control devices. o Post-ignition deflagration detection and damage control devices. National Institute for Occupational Safety and Health (NIOSH) Revise and reissue the NIOSH Alert: Preventing Worker Injuries and Deaths from Explosions at Industrial Ethylene Oxide Facilities (Publication No. 2002-119) in terms of the findings of this report. Specifically: • Include industry guidance materials on Process Hazard Analysis (PHA), such as those published by the Center for Chemical Process Safety (CCPS). (2004-11-I-CA-R11) • Add references to NFPA 68 Guide for Venting of Deflagrations; NFPA 69 Standard on Explosion Prevention Systems; NFPA 86 Ovens and Furnaces; and NFPA 560 Standard for the Storage, Handling, and Use of Ethylene Oxide for Sterilization and Fumigation. (2004-11-I-CA-R12) • Coordinate with the Ethylene Oxide Sterilization Association (EOSA) to remove the portion of paragraph D of Appendix C that states, “[t]he accuracy, reliability, resolution, and availability of current ethylene oxide measurement devices is questionable.” (2004-11-I-CA-R13)
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Page 53 of 59 Ethylene Oxide Sterilization Association (EOSA)
- Coordinate with NIOSH to revise and reissue Appendix C of the NIOSH Alert: Preventing Worker
Injuries and Deaths from Explosions at Industrial Ethylene Oxide Facilities (Publication No. 2002- 119) in terms of the findings of this report. Specifically, remove the portion of paragraph D that states, “[t]he accuracy, reliability, resolution, and availability of current ethylene oxide measurement devices is questionable.” (2004-11-I-CA-R14)
- Conduct outreach to communicate the findings and recommendations of this report, and the contents
of the NIOSH Alert: Preventing Worker Injuries and Deaths from Explosions at Industrial Ethylene Oxide Facilities, to your membership. (2004-11-I-CA-R15) Recommendations to Communicate the Findings from the Investigation In an effort to distribute lessons learned from investigations as widely as possible, CSB recommends that organizations communicate relevant findings and recommendations to their membership and stakeholders. CSB intends for those organizations to use multiple avenues to communicate, such as having presentations at conferences, placing summaries of a report and links to full CSB reports on their websites, developing and holding training sessions that highlight the report findings, and summarizing relevant findings in newsletters or direct mailings to members. CSB encourages the organizations to use all their existing methods of communication and explore new ways to distribute these messages more widely.
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Page 54 of 59 U.S. Environmental Protection Agency Communicate the findings and recommendations of this report to the states that require EO backvent emissions treatment. Emphasize the need for facilities to evaluate current process controls and install appropriate safeguards, such as: (2004-11-I-CA-R16) • Real-time chamber and/or effluent concentration monitoring connected to alarms, interlocks, and/or fast acting control devices. • Post-ignition deflagration detection and damage control devices. Institute of Clean Air Companies (ICAC) Communicate the findings and recommendations of this report to your membership. (2004-11-I-CA-R17)
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Page 55 of 59 References ASTM International (ASTM), 2004. Standard Test Method for Glazing and Glazing Systems Subject to Airblast Loadings, ASTM F 1642-04. Center for Chemical Process Safety (CCPS), 1992. Guidelines for Hazard Evaluation Procedures, American Institute of Chemical Engineers (AIChE). Center for Chemical Process Safety (CCPS), 1993. Guidelines for Engineering Design and Process Safety, American Institute of Chemical Engineers (AIChE). Center for Chemical Process Safety (CCPS), 1995. Guidelines for Safe Process Operations and Maintenance (AIChE). Center for Chemical Process Safety (CCPS), 1996a. Evaluating Process Plant Buildings for External Explosions and Fires, American Institute of Chemical Engineers (AIChE). Center for Chemical Process Safety (CCPS), 1996b. Inherently Safer Chemical Processes, A Life Cycle Approach, American Institute of Chemical Engineers (AIChE). Center for Chemical Process Safety (CCPS), 1999. Process Safety in Batch Reaction Systems, American Institute of Chemical Engineers (AIChE). FM Global, 2005. Damage Limiting-Construction, FM Global Data Sheet 1-44 (2005). Health and Safety Executive (HSE), 2000. Designing and Operating Safe Chemical Reaction Processes, Norwich, U.K.: HSE Books. Occupational Safety and Health Administration (DOL), 1994. Process Safety Management Guidelines for Compliance, OSHA 3133, U.S. Department of Labor.
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Page 56 of 59 National Institute for Occupational Safety and Health (DHHS), 2000. Alert: Preventing Worker Injuries and Deaths from Explosions in Industrial Ethylene Oxide Sterilization Facilities, Publication No. 2000-119, U.S. Department of Health and Human Services. Thibault, Paul; Britton, Laurence G.; Zhang, Fan, 2000. Deflagration and detonation of ethylene oxide vapor in pipelines, Process Safety Progress, Volume 19, No. 3, pp. 125-139, American Institute of Chemical Engineers. U.S. General Services Administration (GSA), 2003. U.S. General Services Administration Standard Test Method for Glazing and Window Systems Subject to Dynamic Overpressure Loadings, GSA TS01 (2003).
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Page 57 of 59 Appendix A: Event Timeline Process Design 1993 Vernon Facility Explosion Nov. 1997 (Lessons Learned) Initial PHA 1993 Acid Scrubber Installation 1998 PHA on Emission Control Systems 1996 Plant Begins Operation 1994 1st PHA Revalidation 2001 EO failed to inject Maintenance attempts to troubleshoot Chamber unloaded in preparation for day maintenance crew First shift tenance crew takes over problem main Maintenance runs standard cycle injecting 4 lbs EO Maintenance unsure of EO injection Maintenance runs cycle injecting 125 lbs of EO First half of cycle complete 125 lbs of EO injects into chamber Cycle completes after -vacuum Edit password used to advance cycles to complete Computer advances to complete Chamber door opens 6 inches Back vent opens 40 lbs of EO in chamber with LEL alarms EO travels to Catalytic Oxidizer CatOx flame ignites EO stream Flame front travels back to chamber Explosion 8/19 15:11 Overpressure from explosion shatters control room glass NIOSH Alert Published 2000 EPA Suspends Backvent Rx Rule 2001 CAL/OSHA citation 2003 NFPA 560 Updated 2002
Abator Safety Review
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Appendix B: Logic Tree Diagram 4 Employee Injuries Flying Glass Employees in proximity to blast (in Control Room) Glass in Control Room not shatter-resistant Chamber Explosion Control Room Design LTA Flammable mixture in chamber at end of cycle Flammable mixture sent to CatOx Engineering Controls LTA ~40 lbs of EO in chamber Back vent opened / door opened EO ignited by open flame at CatOx CatOx used for treatment CARB rules for back vents Industry standard (safer technologies not used) EO harmful to environment Interlocks Detection A A & B Decision that EEs must have visual of process Flame travels back to chamber EE not aware of chamber concentration Back-up Engineering Controls LTA Back-up Engineering Controls LTA Decision made to bypass gas washes with password No fast-acting venting/diversion devices No air stream monitoring No pressure/ flame monitoring Training LTA C EE not aware of chamber concentration A & B Page 58 of 59
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Recommendation s follow-up LTA Lessons learned LTA Documentation LTA Hazard analysis LTA Hazard identification LTA Documentation LTA FDA compliance driven Inexperienced team lead PSM program LTA PHA / HAZOP LTA Initial PHA LTA Revalidation & Auditing LTA Management failed to ensure that supervisor had adequate process knowledge Training LTA Maintenance supervisor hired after chamber awareness training in 1997 Page 59 of 59
Page 59 of 59 Recommendation s follow-up LTA Lessons learned LTA Documentation LTA Hazard analysis LTA Hazard identification LTA Documentation LTA FDA compliance driven Inexperienced team lead PSM program LTA PHA / HAZOP LTA Initial PHA LTA Revalidation & Auditing LTA Management failed to ensure that supervisor had adequate process knowledge Training LTA Maintenance supervisor hired after chamber awareness training in 1997
FD06396 | 2005_US_CSB_BP_Texas_City_Refinery_Explosion_and_Fire_Investigation_Report.pdf
分类:06_境外及港澳台调查报告 | 年份:2005 | 地域: | 严重程度: | 场所: | 起火原因: | 来源格式:pdf
U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
INVESTIGATION REPORT
REPORT NO. 2005-04-I-TX REFINERY EXPLOSION AND FIRE (15 Killed, 180 Injured)
KEY ISSUES:
BP
SAFETY CULTURE
TEXAS CITY, TEXAS
REGULATORY OVERSIGHT
MARCH 23, 2005
PROCESS SAFETY METRICS HUMAN FACTORS MARCH 2007
BP Texas City Final Investigation Report 3/20/2007
BP Texas City Final Investigation Report 3/20/2007
3 Contents FIGURES AND TABLES ..........................................................................................................................10 ACRONYMS AND ABBREVIATIONS ...................................................................................................13 1.0 EXECUTIVE SUMMARY ...........................................................................................................17 1.1 Incident synopsis ........................................................................................................................17 1.2 Scope of Investigation ................................................................................................................17 1.2.1 BP Group and Texas City .................................................................................................18 1.2.2 OSHA ...............................................................................................................................20 1.3 Incident Description ...................................................................................................................21 1.4 Conduct of the Investigation.......................................................................................................22 1.5 Key Technical Findings..............................................................................................................22 1.6 Key Organizational Findings......................................................................................................25 1.7 Recommendations ......................................................................................................................26 1.7.1 New Recommendations ....................................................................................................26 1.7.2 Previously Issued Recommendations ...............................................................................27 1.8 Organization of the Report .........................................................................................................29 2.0 INCIDENT OVERVIEW ..............................................................................................................31 2.1 BP Corporate and Texas City Refinery Background..................................................................31 2.2 ISOM Unit Process.....................................................................................................................31 2.2.1 Raffinate Splitter Section..................................................................................................32 2.2.2 Raffinate Splitter Tower ...................................................................................................33 2.2.3 Safety Relief Valves .........................................................................................................36 2.2.4 Disposal Header Collection Systems................................................................................37 2.2.5 Blowdown Drum and Stack..............................................................................................37 2.2.6 ISOM Unit Sewer System.................................................................................................40 2.3 Turnaround Activities.................................................................................................................40 2.3.1 Ultracracker Unit and Aromatics Recovery Unit Turnaround..........................................40 2.3.2 Partial ISOM Unit Shutdown............................................................................................41 2.4 The Hazards of Unit Startup.......................................................................................................44 2.5 Incident Description ...................................................................................................................44 2.5.1 Unit Staffing .....................................................................................................................45 2.5.2 Preparations for the ISOM Startup ...................................................................................47 2.5.3 Initial Tower Filling and Shutdown..................................................................................49 2.5.4 Inadequate Shift Turnover ................................................................................................51 2.5.5 Raffinate Tower Startup....................................................................................................52 2.5.6 Tower Overfills.................................................................................................................54 2.5.7 Tower Overflows ..............................................................................................................58 2.5.8 Safety Relief Valves Open................................................................................................59 2.5.9 Hydrocarbon Liquid Flows Into Collection Header .........................................................61 2.5.10 Flammable Liquid Flow Into ISOM Sewer System..........................................................61 2.5.11 Flammable Liquid Flow Out of the Blowdown Stack......................................................62 2.5.12 Flammable Vapor Cloud Formation and Fire...................................................................64 2.5.13 Ignition Source..................................................................................................................66 2.5.14 Blast Pressure....................................................................................................................66 2.5.15 Post-Explosion Fires.........................................................................................................67
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4 2.5.16 Fatalities and Injuries........................................................................................................68 2.5.17 Equipment and Facility Damage.......................................................................................68 2.5.18 Offsite Damage.................................................................................................................70 2.5.19 Post-Incident Emergency Response..................................................................................70 3.0 SAFETY SYSTEM DEFICIENCIES IN UNIT STARTUP .........................................................71 3.1 Work Environment Encouraged Procedural Deviations.............................................................72 3.1.1 Procedures Did Not Reflect Actual Practice.....................................................................73 3.1.2 Procedural Changes Without Management of Change (MOC) ........................................76 3.1.3 Startup Procedure Lacked Sufficient Instructions ............................................................77 3.1.4 Summary...........................................................................................................................78 3.2 Ineffective and Insufficient Communication Among Operations Personnel..............................79 3.3 Malfunctioning Instrumentation.................................................................................................81 3.4 Poor Computerized Control Board Display................................................................................83 3.5 Ineffective Supervisory Oversight and Technical Assistance During Unit Startup....................85 3.6 Insufficient Staffing During Start Up .........................................................................................86 3.6.1 Refining and Corporate Management Decisions Affected Staffing .................................88 3.7 Operator Fatigue.........................................................................................................................89 3.7.1 Fatigue Factors..................................................................................................................90 3.7.2 Operator Performance Impaired by Fatigue......................................................................91 3.7.3 Lack of a BP Fatigue Prevention Policy...........................................................................93 3.8 Inadequate Operator Training.....................................................................................................94 3.8.1 Training for Abnormal Situation Management.................................................................94 3.8.2 Verifying Operator Knowledge and Qualifications..........................................................96 3.8.3 Simulators Not Used to Train for Hazardous Scenarios...................................................96 3.8.4 Refinery and Corporate Management Decisions Affected Training.................................98 3.9 Failure to Establish Effective Safe Operating Limits...............................................................100 3.10 Distraction Not a Factor ...........................................................................................................101 3.11 Summary...................................................................................................................................102 4.0 INCIDENT INVESTIGATION SYSTEM DEFICIENCIES ......................................................103 5.0 EQUIPMENT DESIGN...............................................................................................................105 5.1 Hazards of High Tower Level ..................................................................................................105 5.2 Previous Tower Overfilling Incidents ......................................................................................105 5.3 Level Indication Design............................................................................................................106 5.4 Automatic Safety Controls .......................................................................................................107 5.5 Pressure Relief and Disposal System Design ...........................................................................109 5.5.1 Safety and Engineering Standards ..................................................................................110 5.5.2 Pressure Relief System Design Basis .............................................................................110 5.5.3 Blowdown System Design Basis ....................................................................................111 5.5.4 Process Safety Standard No. 6........................................................................................111 5.5.5 Amoco Engineering Specification 49D-2.......................................................................112 5.5.6 Amoco Engineering Specification A CV-PLT-DISP-E..................................................113 5.6 Previous Attempts to Remove Blowdown Drums....................................................................114 5.6.1 1991 Flare/Blowdown Strategy ......................................................................................114 5.6.2 1992 OSHA Citation.......................................................................................................114 5.6.3 1993 Amoco Regulatory Cluster Project ........................................................................115 5.6.4 2002 NDU Flare line.......................................................................................................115 5.6.5 2002 Clean Streams Project............................................................................................116 5.7 API 521 Guidelines ..................................................................................................................117
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5 5.7.1 Tower overfilling scenario..............................................................................................118 5.7.2 Selection of disposal systems..........................................................................................118 5.7.3 Sizing the knockout drum...............................................................................................119 5.7.4 Inherently safer approaches ............................................................................................119 5.8 Conclusion................................................................................................................................120 6.0 TRAILERS ..................................................................................................................................122 6.1 Placement of Temporary Structures .........................................................................................122 6.2 History of Trailers in the Area..................................................................................................122 6.2.1 2005 Turnaround.............................................................................................................123 6.3 BP Texas City Facility Siting Practices....................................................................................123 6.3.1 Amoco Facility Siting Screening Workbook...................................................................124 6.3.2 MOC Procedures for Facility Siting ...............................................................................125 6.3.3 What If/Checklist Methodology .....................................................................................125 6.3.4 MOC Implementation Problems with Trailer Siting.......................................................126 6.4 API 752 Guidelines ..................................................................................................................127 6.5 BP Actions After the Explosion ...............................................................................................129 7.0 MECHANICAL INTEGRITY.....................................................................................................130 7.1 Instrumentation Failures...........................................................................................................130 7.2 Mechanical Integrity Management System Deficiencies .........................................................132 7.2.1 Process Safety Information.............................................................................................132 7.2.2 Maintenance Procedures and Training............................................................................133 7.2.3 Process Hazard Analysis (PHA) .....................................................................................133 7.2.4 Deficiency Management: The SAP Maintenance Program ............................................134 7.3 Summary...................................................................................................................................134 8.0 OTHER SAFETY SYSTEM PROBLEMS .................................................................................136 8.1 Process Hazard Analysis (PHA)...............................................................................................136 8.2 Management of Change (MOC)...............................................................................................137 8.3 Auditing....................................................................................................................................138 8.3.1 Compliance Audits .........................................................................................................138 8.3.2 PSM Audits.....................................................................................................................138 8.3.3 2001 PSM Audit .............................................................................................................139 8.3.4 2004 PSM Audit .............................................................................................................139 8.4 Controlling Vehicle Traffic and People During Startup...........................................................140 8.4.1 Traffic Safety Policy.......................................................................................................140 8.4.2 Failure to Remove Non-Essential Personnel ..................................................................141 9.0 BP’S SAFETY CULTURE..........................................................................................................142 9.1 BP Texas City Explosion: An Organizational Accident...........................................................142 9.2 Grangemouth Lessons—Focus on PSM...................................................................................144 9.3 BP’s Approach to Safety—Lack of PSM Focus.......................................................................146 9.3.1 Changes in the Safety Organization................................................................................146 9.3.2 BP Group’s HSE Management System ..........................................................................147 9.3.3 Group Major Hazard Safety Standard.............................................................................150 9.3.4 BP Management Framework ..........................................................................................150 9.3.5 Texas City Process Safety Group ...................................................................................152 9.3.6 Other Factors Impacting BP’s Safety Management........................................................153 9.3.7 Summary.........................................................................................................................155 9.4 Ineffective BP Response to Reports of Serious Safety Problems 2002-2005 ..........................155
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6 9.4.1 2002 Study Provides Warnings of Impending Major Site Incident................................155 9.4.2 Study Follow-up: Lack of Investment Compromised Safety..........................................157 9.4.3 1999 – 2000 Significant Budget Cuts.............................................................................158 9.4.4 2002 Financial Crisis Mode............................................................................................159 9.4.5 2003 Maintenance Gap Assessment ...............................................................................160 9.4.6 The SHIFT Program .......................................................................................................160 9.4.7 2003 GHSER Audit—“The condition of infrastructure and assets is poor”...................161 9.4.8 1,000 Day Goals .............................................................................................................163 9.4.9 The Texas City Repositioning Project............................................................................163 9.4.10 The Ultraformer #4 (UU4) Incident................................................................................164 9.4.11 Ultraformer #3 (UU3) Incident.......................................................................................165 9.4.12 2004 BP Group GHSER Audit Review—“Systemic Underlying Issues”......................166 9.4.13 BP’s Golden Rules of Safety ..........................................................................................167 9.4.14 Process Safety Performance Declines Further in 2004...................................................171 9.4.15 “Texas City is not a Safe Place to Work”.......................................................................172 9.4.16 Telos Survey ...................................................................................................................173 9.4.17 2005 Budget Cuts............................................................................................................176 9.4.18 2005 Key Risk—“Texas City kills someone”.................................................................177 9.4.19 Summary.........................................................................................................................177 10.0 ANALYSIS OF BP’S SAFETY CULTURE...............................................................................179 10.1 Lack of Reporting, Learning Culture........................................................................................179 10.1.1 Reporting Culture ...........................................................................................................180 10.1.2 Learning Culture.............................................................................................................182 10.2 Lack of Focus on Controlling Major Hazard Risk ...................................................................184 10.2.1 Focus on personal safety rather than process safety .......................................................184 10.2.2 “Check the box”..............................................................................................................186 10.2.3 Oversimplification ..........................................................................................................186 10.2.4 Ineffective corporate leadership and oversight...............................................................187 10.3 Safety Implications of Organizational Change.........................................................................191 10.3.1 BP mergers......................................................................................................................191 10.3.2 Organizational Changes at Texas City............................................................................192 10.3.3 Budget Cuts.....................................................................................................................194 10.3.4 Good Practice Guidelines ...............................................................................................194 11.0 REGULATORY ANALYSIS......................................................................................................196 11.1 OSHA’s Process Safety Management Regulation....................................................................196 11.1.1 Background Information.................................................................................................196 11.1.2 PSM Standard Elements .................................................................................................196 11.1.3 Other Models for Process Safety Inspections .................................................................204 11.1.4 Summary and Discussion................................................................................................206 11.2 EPA’s Risk Management Plan (RMP) Rule.............................................................................207 11.2.1 Comparison to PSM........................................................................................................208 11.2.2 RMP Rule Enforcement..................................................................................................209 12.0 ROOT AND CONTRIBUTING CAUSES..................................................................................210 12.1 Root Causes..............................................................................................................................210 12.2 Contributing Causes .................................................................................................................211 13.0 RECOMMENDATIONS.............................................................................................................212 American Petroleum Institute (API) and United Steelworkers International Union (USW)....................212
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7 Occupational Safety and Health Administration (OSHA)........................................................................213 Center for Chemical Process Safety (CCPS)............................................................................................214 BP Board of Directors ..............................................................................................................................214 BP Texas City Refinery............................................................................................................................215 United Steelworkers International Union and Local 13-1........................................................................216 APPENDIX A: TEXAS CITY TIMELINE 1950S – MARCH 23, 2005.................................................218 APPENDIX B: LOGIC TREE..................................................................................................................222 APPENDIX C: PREVIOUSLY ISSUED RECOMMENDATIONS........................................................236 C.1 Safety Culture Recommendation..............................................................................................236 C.2 Trailer Siting Recommendation................................................................................................241 American Petroleum Institute ......................................................................................................243 American Petroleum Institute & the National Petrochemical and Refiners Association.............244 C.3 Blowdown Drum & Stack Recommendation ...........................................................................244 American Petroleum Institute ......................................................................................................247 Occupational Safety and Health Administration (OSHA)...........................................................248 APPENDIX D: BP CORPORATE AND TEXAS CITY REFINERY BACKGROUND........................249 D.1 BP- Amoco Merger ..................................................................................................................249 D.2 BP South Houston Integrated Site............................................................................................249 D.3 BP Texas City Refinery............................................................................................................250 APPENDIX E: ISOM UNIT - HISTORY, EQUIPMENT, AND OPERATION.....................................251 E.1 Raffinate Splitter Section..........................................................................................................251 E.2 Blowdown Drum and Stack......................................................................................................252 APPENDIX F: TRAILERS FOR TURNAROUND ACTIVITIES..........................................................255 F.1 BP Internal Guidelines Compared To Good Practice Guidelines.............................................256 F.1.1 Occupancy Criteria .........................................................................................................257 APPENDIX G: PROCESS MODELING .................................................................................................258 G.1 Modeling Approach..................................................................................................................258 G.2 Raffinate Splitter Column Overfill ...........................................................................................260 G.3 Blowdown Stack Hydrocarbon Liquid Overflow.....................................................................261 G.3.1 Methodology...................................................................................................................261 G.3.2 Computer Inputs and Assumptions.................................................................................262 G.3.3 Computer Simulation Results .........................................................................................263 APPENDIX H: BLAST DAMAGE ANALYSIS, VAPOR CLOUD AND EXPLOSION MODELING 265 H.1 Surveys of Blast Damage..........................................................................................................265 H.2 Blast Damage Analysis.............................................................................................................266 H.3 Intense Blast Regions ...............................................................................................................266 H.4 Trailer Damage.........................................................................................................................269 H.5 ISOM Satellite Control Room Building ...................................................................................270 H.6 Catalyst Warehouse ..................................................................................................................271 H.7 Storage Tanks ...........................................................................................................................271 H.8 Off-Site Buildings.....................................................................................................................272 H.9 Vapor Cloud Dispersion Modeling...........................................................................................272 H.10 Methodology.............................................................................................................................273 H.10.1 Wind Effects ...................................................................................................................273 H.10.2 Source Term....................................................................................................................274 H.11 PHAST Modeling.....................................................................................................................275
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8 H.12 Pool Evaporation ......................................................................................................................276 H.13 FLACS Vapor Dispersion Modeling........................................................................................277 H.13.1 Results.............................................................................................................................278 H.14 Explosion Modeling Methodology...........................................................................................279 H.15 Vapor Cloud Formation............................................................................................................279 H.16 Ignition Locations....................................................................................................................281 H.17 Additional Explosion Modeling ...............................................................................................283 H.17.1 Results.............................................................................................................................283 APPENDIX I: HISTORICAL DATA ON 19 RAFFINATE UNIT STARTUPS ....................................285 APPENDIX J: INEFFECTIVE AND INSUFFICIENT COMMUNICATION........................................286 J.1 What is Effective Communication?..........................................................................................286 J.2 BP Grangemouth Refinery Study on Effective Communication..............................................287 J.3 Summary...................................................................................................................................288 APPENDIX K: DESIGN OF THE AU2/ISOM/NDU CONTROL BOARD...........................................289 APPENDIX L: STAFFING CONCERNS................................................................................................291 APPENDIX M: FATIGUE AND PERFORMANCE...............................................................................293 M.1 Research on the Performance Effects of the 12-Hour Shift......................................................293 M.2 BP’s Fatigue Policy ..................................................................................................................295 APPENDIX N: COMPARISON OF HOURS-FOR-SERVICE REGULATIONS ..................................296 APPENDIX O: OPERATOR TRAINING ...............................................................................................300 O.1 BP Board Operator Training.....................................................................................................300 O.1.1 Five-Week Basic Operator Training...............................................................................300 O.1.2 Two-Day Troubleshooting Course .................................................................................300 O.1.3 On-The-Job Training ......................................................................................................301 O.1.4 Computerized Training Program ....................................................................................301 O.2 Training Certifications..............................................................................................................302 APPENDIX P: DISTRACTION NOT A CONTRIBUTING FACTOR ..................................................304 P.1 Possible Distraction Due to Understaffing ...............................................................................305 APPENDIX Q: PRIOR INCIDENTS.......................................................................................................306 Q.1 Texas City Blowdown System Incidents..................................................................................307 Q.2 Raffinate Splitter Tower Upsets During Startup.......................................................................311 APPENDIX R: EMERGENCY RELIEF SYSTEM DESIGN ANALYSIS.............................................313 APPENDIX S: RAFFINATE SPLITTER AND BLOWDOWN DRUM INSTRUMENT HISTORY, TESTING, INSPECTION, AND ANALYSIS .........................................................................................319 S.1 Instruments Involved ................................................................................................................319 S.2 Physical Failure Causes............................................................................................................319 S.2.1 Description of Instrument Testing ..................................................................................320 S.2.2 Raffinate Splitter Level Transmitter LT-5100................................................................320 S.2.3 Raffinate Splitter Sight Glass LG-1002A/B ...................................................................323 S.2.4 Raffinate Splitter High Level Alarm LSH-5102.............................................................323 S.2.5 Blowdown Drum High Level Alarm LSH-5020.............................................................324 S.2.6 Raffinate splitter 3-pound vent valve PCV-5002............................................................325 S.3 Instrument Inspection and Testing............................................................................................326 S.4 Test Results and Instrument Failure Analysis ..........................................................................327
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9 S.5 Photographic Evidence.............................................................................................................329 APPENDIX T: BP MANAGEMENT-OF-CHANGE (MOC) POLICY..................................................332 APPENDIX U: BP TURNAROUNDS TRAFFIC CONTROL MAP*....................................................334 REFERENCES .........................................................................................................................................335
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10 Figures and Tables Figures Figure 1. Raffinate section of the ISOM.....................................................................................................34 Figure 2. Disposal collection header system...............................................................................................37 Figure 3. Blowdown drum and gooseneck..................................................................................................39 Figure 4. Left: Gooseneck piping and manual block valve (chained-locked open) Right:: Close-up of manual block valve.............................................................................................................................40 Figure 5. Refinery layout of the area surrounding the ISOM unit..............................................................42 Figure 6. At 1:04 p.m. the liquid level in the tower was 158 feet (48 m), but the computerized control system indicated to operators that the level was at 78 percent of the level transmitter (7.9 feet, or 2.4 m, of liquid in the tower). ...................................................................................................................57 Figure 7. Heating of feed in the splitter tower ............................................................................................58 Figure 8. Hydrostatic head of liquid in overhead piping leads to the three relief valves opening..............60 Figure 9. Tower overfills and blowdown drum releases hydrocarbons......................................................63 Figure 10. The darkened areas in and around the ISOM unit had the heaviest fire damage; the red arrow points to the top of the blowdown stack .............................................................................................65 Figure 11. Idling diesel pickup truck at north end of ISOM unit................................................................66 Figure 12. Blast overpressure map depicting the areas of highest blast pressure (10+, 5+, and 2.5+ psi) .67 Figure 13. Destroyed trailers west of the blowdown drum (red arrow in upper left of the figure).............69 Figure 14. The Board Operator viewed this screen, which provides information on raffinate product leaving the unit but not the liquid being added to the unit..................................................................84 Figure 15. Trailer area and adjacent ISOM unit .......................................................................................124 Figure 16. Comparison of explosion damage based on API and BP Texas City criteria..........................129 Figure 17. Simplified organizational chart of BP at the time of the March 23, 2005 incident. Some positions are not included .................................................................................................................148 Figure 18. Organizational changes affecting the Texas City refinery.......................................................192 Figure G- 1. Experimental boiling (bubble) point data (Fauske & Associates, 2005)..............................260
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11 Figure H- 1. Intense blast regions in the ISOM unit.................................................................................268 Figure H- 2. Blast overpressure map ........................................................................................................269 Figure H- 3. Cloud extent comparing field observations (red line) to dispersion modeling.....................278 Figure K- 1 The computerized control system for the AU2/ISOM/NDU complex..................................289 Figure S- 1. Calculated LT-5100 flooded reading versus specific gravity ...............................................321 Figure S- 2. Calculated raffinate splitter feed specific gravity as a function of temperature....................322 Figure S- 3. LT-5100 cabinet showing calibration set for 0.8 specific gravity.........................................329 Figure S- 4. LSH-5102 internal components ............................................................................................329 Figure S- 5. Internal components of LSH-5020 blowdown drum high level alarm..................................330 Figure S- 6. Close-up of LSH-5020 float, showing corrosion and hole....................................................330 Figure S- 7. PCV-5002 shop testing .........................................................................................................331
Tables Table 1. Timeline of events from ISOM unit shutdown to March 23 incident...........................................43 Table 2. Individuals involved in the March 23, 2005, startup ....................................................................46 Table 3. Safeguard reliability (CCPS, 1996b) ..........................................................................................108 Table 4. Instrumentation that failed to operate properly on March 23, 2005 ...........................................131 Table 5. Upper management job position descriptions.............................................................................147 Table G- 1. Raffinate splitter column simplified composition model (Fisher, 2006)...............................259 Table G-2: Safety relief valve characteristics...........................................................................................262 Table G-3: Overall mass balance of hydrocarbon flow from the raffinate splitter...................................264 Table H- 1. Trailer damage.......................................................................................................................270 Table H- 2. Source term release and material property data.....................................................................275 Table H- 3. PHAST input parameters.......................................................................................................275
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12 Table H- 4. PHAST model results ............................................................................................................276 Table R- 1. Specifications of safety relief valves installed on the raffinate splitter tower .......................316 Table R- 2. Flow from the safety relief valves on the raffinate splitter....................................................316 Table S- 1. Field and Shop Testing and Inspection Summary..................................................................326 Table S- 2. Test results and analysis summary .........................................................................................327
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13 Acronyms and Abbreviations ACC American Chemistry Council AIChE American Institute of Chemical Engineers API American Petroleum Institute ARPD Amoco Refining Planning Department ARU Aromatics Recovery Unit AU2 Aromatics Unit #2 BOT Basic Operator Training BPSH BP South Houston bpd barrels per day BUL Business Unit Leader CAIB Columbia Accident Investigation Board CDP Compliance Delivery Process CFHU Cat Feed Hydrotreating Unit CCPS Center for Chemical Process Safety CMMS Computerized Maintenance Management Software CSB U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board CVP Capital Value Process DIERS Design Institute for Emergency Relief Systems DIH Deisohexanizer EHS Environment, Health and Safety EPA Environmental Protection Agency GHSER Getting Health, Safety, and Environment Right gph gallons per hour
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14 HAZOP Hazard and Operability Study HC1 Hydrogen Chloride HRO High Reliability Organization HSE Health, Safety & Environment HSSE Health, Safety, Security, & Environment HUF Heavy Ultraformate Fractionator IH Industrial Hygiene IMAS Industrial Mutual Aid System ISBL Inside Battery Limits ISOM Isomerization unit kPa kilopascal KPI Key Performance Indicators L&D Learning and Development MAR Major Accident Risk MAWP Maximum Allowable Working Pressure MDL Manufacturing Delivery Leader MOA Memorandum of Agreement MOC Management of Change mscf million standard cubic feet NDU Naptha Desulfurization Unit NESHAP National Emissions Standard for Hazardous Air Pollutants NPRA National Petrochemical and Refiners Association NPS Nominal Pipe Size NTSB National Transportation Safety Board OSBL Outside Battery Limits
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15 OCAM Operator Competency Assurance Model OSHA Occupational Safety and Health Administration P&ID Piping and Instrumentation Diagram PHA Process Hazard Analysis PIP Piping Integrity Program pph pounds per hour PPS Amoco Petroleum Products Sector psi pounds per square inch PSM Process Safety Management PSS Process Safety Standard PSSR Pre-Startup Safety Review PT Process Technician QA/QC Quality Assurance/Quality Control R&M Refining and Marketing RCFA Root Cause Failure Analysis RHU Resid Hydrotreating Unit RIF Recordable Injury Frequency RMP Risk Management Program SAP Systems Applications and Products SEP Special Emphasis Program SHIFT South Houston Infrastructure for Tomorrow SIS Safety Instrumented System SOI Standard Operating Instructions SOPs Standard Operating Procedures SPU Strategic Performance Unit
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16 TCEQ Texas Commission on Environmental Quality TCR Texas City Refinery TCS Texas City Site TSP Traffic Safety Policy UK United Kingdom ULC Ultracracker unit UOP Universal Oil Products USW United Steelworkers UU3 Ultraformer Unit # 3 UU4 Ultraformer Unit #4 VOC Volatile Organic Compounds VPP Variable Pay Plan
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- 0 EXECUTIVE SUMMARY
- 1
Incident synopsis On March 23, 2005, at 1:20 p.m., the BP Texas City Refinery suffered one of the worst industrial disasters in recent U.S. history. Explosions and fires killed 15 people and injured another 180, alarmed the community, and resulted in financial losses exceeding $1.5 billion. The incident occurred during the startup of an isomerization1 (ISOM) unit when a raffinate splitter tower2 was overfilled; pressure relief devices opened, resulting in a flammable liquid geyser from a blowdown stack that was not equipped with a flare. The release of flammables led to an explosion and fire. All of the fatalities occurred in or near office trailers located close to the blowdown drum. A shelter-in-place order was issued that required 43,000 people to remain indoors. Houses were damaged as far away as three-quarters of a mile from the refinery. The BP Texas City facility is the third-largest oil refinery in the United States. Prior to 1999, Amoco owned the refinery. BP merged with Amoco in 1999 and BP subsequently took over operation of the plant. 1.2 Scope of Investigation Due to the significance of the disaster, the U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board (CSB) investigated not only BP’S safety performance at Texas City, but also the role played by BP Group
1 The refining isomerization process converts straight chain normal pentane and normal hexane streams to the higher octane branched hydrocarbons isopentane and isohexane that are used for gasoline blending. 2 The raffinate splitter is a distillation tower that takes raffinate, a non-aromatic, primarily straight-chain hydrocarbon mixture and separates it into light and heavy components.
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18 management, based in London, England.3 The CSB further examined the effectiveness of the Occupational Safety and Health Administration (OSHA), which has primary U.S. federal government oversight responsibility for worker safety. 1.2.1 BP Group and Texas City The Texas City disaster was caused by organizational and safety deficiencies at all levels of the BP Corporation. Warning signs of a possible disaster were present for several years, but company officials did not intervene effectively to prevent it. The extent of the serious safety culture deficiencies was further revealed when the refinery experienced two additional serious incidents just a few months after the March 2005 disaster. In one, a pipe failure caused a reported $30 million in damage; the other resulted in a $2 million property loss. In each incident, community shelter-in-place orders were issued. This investigation was conducted in a manner similar to that used by the Columbia Accident Investigation Board (CAIB) in its probe of the loss of the space shuttle. Using the CAIB model, the CSB examined both the technical and organizational causes of the incident at Texas City. The CAIB report stated that NASA’s organizational culture and structure had as much to do with this accident as did the immediate cause.4
3 BP Group management is the global corporate management responsible for business operations, including refining and marking (R&M). 4 Immediate causes are the events or conditions that lead directly or indirectly to an incident, such as mechanical failure or human error (CCPS, 1992a). The immediate cause of the Columbia space shuttle disaster was striking of the left shuttle wing by a piece of insulating foam that separated from the external tank about a minute after launch. During re-entry, superheated air melted the area damaged by the foam strike, weakening the structure, leading to the subsequent failure of the structure and break up of the shuttle (CAIB report, 2003, vol. 1, p.9).
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19 of
The CAIB also observed that: Many accident investigations make the same mistake in defining causes. They identify the widget that broke or malfunctioned, then locate the person most closely connected with the technical failure: the engineer who miscalculated an analysis, the operator who missed signals or pulled the wrong switches, the supervisor who failed to listen, or the manager who made bad decisions. When causal chains are limited to technical flaws and individual failures, the ensuing responses aimed at preventing a similar event in the future are equally limited: they aim to fix the technical problem and replace or retrain the individual responsible. Such corrections lead to a misguided and potentially disastrous belief that the underlying problem has been solved (CAIB, 2003). Simply targeting the mistakes of BP’s operators and supervisors misses the underlying and significant cultural, human factors,5 and organizational causes of the disaster that have a greater preventative impact.6 One underlying cause was that BP used inadequate methods to measure safety conditions at Texas City. For instance, a very low personal injury rate at Texas City gave BP a misleading indicator process safety performance. In addition, while most attention was focused on the injury rate, the overall safety culture and process safety management (PSM)7 program had serious deficiencies. Despite numerous previous fatalities at the Texas City refinery (23 deaths in the 30 years prior to the 2005
5 “Human factors refer to environmental, organizational, and job factors, and human and individual characteristics, influence behaviour at work in a way which can affect health and safety” (HSE, 1999). 6 The Center for Chemical Process Safety (CCPS) states that identifying the underlying or root causes of an incident has a greater preventative impact by addressing safety system deficiencies and averting the occurrence of numerous other similar incidents, while addressing the immediate cause only prevents the identical accident from reoccurring (CCPS,1992a). 7 CCPS defines process safety as a “discipline that focuses on the prevention of fires, explosions and accidental chemical releases at chemical process facilities.” Process Safety Management (PSM) applies management principles and analytical tools to prevent major accidents rather than focusing on worker occupational health and safety issues, such as fall protection and personal protective equipment (CCPS, 1992a).
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20 ing risk of .
disaster) and many hazardous material releases, BP did not take effective steps to stem the grow a catastrophic event Cost-cutting and failure to invest in the 1990s by Amoco and then BP left the Texas City refinery vulnerable to a catastrophe. BP targeted budget cuts of 25 percent in 1999 and another 25 percent in 2005, even though much of the refinery’s infrastructure and process equipment were in disrepair. Also, operator training and staffing were downsized. 1.2.2 OSHA OSHA enforcement at the BP Texas City refinery was also examined. In the years prior to the incident OSHA conducted several inspections, primarily in respose to fatalities at the refinery, but did not identify the likelihood for a catastrophic incident, nor did OSHA prioritize planned inspections of the refinery to enforce process safety regulations, despite warning signs. After this incident OSHA uncovered 301 egregious willful8 violations for which BP paid a $21 million fine, the largest ever issued by OSHA in its 35-year history. Prior to OSHA issuing citations, the refinery had two additional serious incidents. Despite the large number of major violations on the ISOM unit, and these two additional serious incidents in 2005, OSHA did not conduct a comprehensive inspection of any of the other 29 process units at the Texas City refinery.9
8 A “willful” violation is defined as an "act done voluntarily with either an intentional disregard of, or plain indifference to, the Act's requirements." Conie Construction, Inc. v. Reich, 73 F.3d 382, 384 (D.C. Cir. 1995). An “egregious” violation, also know as a “violation-by-violation” penalty procedure, is one where penalties are applied to each instance of a violation without grouping or combining them. 9 The settlement agreement between OSHA and BP from the ISOM incident and other investigations did require BP to retain a PSM expert to conduct comprehensive audits at the Texas City refinery to assess the “robustness of the PSM systems.” United States of America Occupational Safety and Health Administration, BP Products North America Inc. Settlement Agreement, September 21, 2005.
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21 OSHA’s national focus on inspecting facilities with high personnel injury rates, while important, has resulted in reduced attention to preventing less frequent, but catastrophic, process safety incidents such as the one at Texas City. OSHA’s capability to inspect highly hazardous facilities and to enforce process safety regulations is insufficient; very few comprehensive process safety inspections were conducted prior the ISOM incident and only a limited number of OSHA inspectors have the specialized training and experience needed to perform these complex examinations. 1.3 Incident Description On the morning of March 23, 2005, the raffinate splitter tower in the refinery’s ISOM unit was restarted after a maintenance outage. During the startup, operations personnel pumped flammable liquid hydrocarbons into the tower for over three hours without any liquid being removed, which was contrary to startup procedure instructions. Critical alarms and control instrumentation provided false indications that failed to alert the operators of the high level in the tower. Consequently, unknown to the operations crew, the 170-foot (52-m) tall tower was overfilled and liquid overflowed into the overhead pipe at the top of the tower. The overhead pipe ran down the side of the tower to pressure relief valves located 148 feet (45 m) below. As the pipe filled with liquid, the pressure at the bottom rose rapidly from about 21 pounds per square inch (psi) to about 64 psi. The three pressure relief valves opened for six minutes, discharging a large quantity of flammable liquid to a blowdown drum with a vent stack open to the atmosphere. The blowdown drum and stack overfilled with flammable liquid, which led to a geyser-like release out the 113-foot (34 m) tall stack. This blowdown system was an antiquated and unsafe design; it was originally installed in the 1950s, and had never been connected to a flare system to safely contain liquids and combust flammable vapors released from the process.
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22 The released volatile liquid evaporated as it fell to the ground and formed a flammable vapor cloud. The most likely source of ignition for the vapor cloud was backfire from an idling diesel pickup truck located about 25 feet (7.6 m) from the blowdown drum. The 15 employees killed in the explosion were contractors working in and around temporary trailers that had been previously sited by BP as close as 121 feet (37 m) from the blowdown drum. 1.4 Conduct of the Investigation Investigators from the CSB arrived at the facility on the morning of March 24, 2005. During the investigation, the CSB reviewed over 30,000 documents; conducted 370 interviews; tested instruments; and assessed damage to equipment and structures in the refinery and surrounding community. Electronic data from the computerized control system and process information from five years of previous startups were also examined. The CSB investigation team was supplemented by experts in blast damage assessment, vapor cloud modeling, pressure relief system design, distillation process dynamics, instrument control and reliability, and human factors. Several analytical tools were used by CSB in its investigation of the BP incident, including timeline construction and logic tree causal analysis. See Section 2.3 for an incident timeline, Appendix A for an organizational timeline leading up to the incident, and Appendix B for the logic tree. This investigation was coordinated with OSHA; the U.S. Environmental Protection Agency (EPA); the Texas Commission of Environmental Quality (TCEQ); and BP’s investigation team. 1.5 Key Technical Findings
- The ISOM startup procedure required that the level control valve on the raffinate splitter tower be
used to send liquid from the tower to storage. However, this valve was closed by an operator and
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23 the tower was filled for over three hours without any liquid being removed. This led to flooding of the tower and high pressure, which activated relief valves that discharged flammable liquid to the blowdown system. Underlying factors involved in overfilling the tower included: • The tower level indicator showed that the tower level was declining when it was actually overfilling. The redundant high level alarm did not activate, and the tower was not equipped with any other level indications or automatic safety devices. • The control board display did not provide adequate information on the imbalance of flows in and out of the tower to alert the operators to the dangerously high level. • A lack of supervisory oversight and technically trained personnel during the startup, an especially hazardous period, was an omission contrary to BP safety guidelines. An extra board operator was not assigned to assist, despite a staffing assessment that recommended an additional board operator for all ISOM startups. • Supervisors and operators poorly communicated critical information regarding the startup during the shift turnover; BP did not have a shift turnover communication requirement for its operations staff. • ISOM operators were likely fatigued from working 12-hour shifts for 29 or more consecutive days. • The operator training program was inadequate. The central training department staff had been reduced from 28 to eight, and simulators were unavailable for operators to practice handling abnormal situations, including infrequent and high hazard operations such as startups and unit upsets. • Outdated and ineffective procedures did not address recurring operational problems
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during startup, leading operators to believe that procedures could be altered or did not have to be followed during the startup process.
- The process unit was started despite previously reported malfunctions of the tower level indicator,
level sight glass, and a pressure control valve.
- The size of the blowdown drum was insufficient to contain the liquid sent to it by the pressure
relief valves. The blowdown drum overfilled and the stack vented flammable liquid to the atmosphere, which fell to the ground and formed a vapor cloud that ignited. A relief valve system safety study had not been completed.
- Neither Amoco nor BP replaced blowdown drums and atmospheric stacks, even though a series
of incidents warned that this equipment was unsafe. In 1992, OSHA cited a similar blowdown drum and stack as unsafe, but the citation was withdrawn as part of a settlement agreement and therefore the drum was not connected to a flare as recommended.10 Amoco, and later BP, had safety standards requiring that blowdown stacks be replaced with equipment such as a flare when major modifications were made. In 1997, a major modification replaced the ISOM blowdown drum and stack with similar equipment, but Amoco did not connect it to a flare. In 2002, BP engineers proposed connecting the ISOM blowdown system to a flare, but a less expensive option was chosen.
10 A flare system is process plant disposal equipment designed to receive and combust waste gases from emergency relief valve discharge or process vent. In an oil refinery, flares convert flammable vapors to less hazardous materials. Flare system equipment includes a vessel, or “knockout drum,” that is sized appropriately to safely contain any liquid discharge. After the liquid is removed, the remaining gases are safely combusted by a flare burner. OSHA withdrew the citation after Amoco argued that the design of the atmospheric blowdown stack was consistent with industry standards.
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- Occupied trailers were sited too close to a process unit handling highly hazardous materials. All
fatalities occurred in or around the trailers.
- In the years prior to the incident, eight serious releases of flammable material from the ISOM
blowdown stack had occurred, and most ISOM startups experienced high liquid levels in the splitter tower. Neither Amoco nor BP investigated these events.
- BP Texas City managers did not effectively implement their pre-startup safety review policy to
ensure that nonessential personnel were removed from areas in and around process units during startups, an especially hazardous time in operations. 1.6 Key Organizational Findings
- Cost-cutting, failure to invest and production pressures from BP Group executive managers
impaired process safety performance at Texas City.
- The BP Board of Directors did not provide effective oversight of BP’s safety culture and major
accident prevention programs. The Board did not have a member responsible for assessing and verifying the performance of BP’s major accident hazard prevention programs.
- Reliance on the low personal injury rate11 at Texas City as a safety indicator failed to provide a
true picture of process safety performance and the health of the safety culture.
- Deficiencies in BP’s mechanical integrity program resulted in the “run to failure” of process
equipment at Texas City. 11 OSHA’s Recordable Occupational Injury and Illness Incidence Rate, which does not include fatalities, is normalized to allow for comparisons across workplaces and industries. The rate is calculated as the number of recordable incidents for each 100 full-time employees per year, based on 2,000 hours worked per employee per year. BP’s calculation of injury rate was the same as OSHA’s, but included fatalities, and counted fatalities the same as injuries.
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- A “check the box” mentality was prevalent at Texas City, where personnel completed paperwork
and checked off on safety policy and procedural requirements even when those requirements had not been met.
- BP Texas City lacked a reporting and learning culture. Personnel were not encouraged to report
safety problems and some feared retaliation for doing so. The lessons from incidents and near- misses, therefore, were generally not captured or acted upon. Important relevant safety lessons from a British government investigation of incidents at BP’s Grangemouth, Scotland, refinery were also not incorporated at Texas City.
- Safety campaigns, goals, and rewards focused on improving personal safety metrics and worker
behaviors rather than on process safety and management safety systems. While compliance with many safety policies and procedures was deficient at all levels of the refinery, Texas City managers did not lead by example regarding safety.
- Numerous surveys, studies, and audits identified deep-seated safety problems at Texas City, but
the response of BP managers at all levels was typically “too little, too late.”
- BP Texas City did not effectively assess changes involving people, policies, or the organization
that could impact process safety. 1.7 Recommendations 1.7.1 New Recommendations As a result of this investigation, the CSB makes recommendations to the following recipients: • BP Group Executive Board of Directors • BP Texas City Refinery • U. S. Occupational Safety and Health Administration (OSHA)
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27 1.7.2.1 • American Petroleum Institute (API) • United Steelworkers International Union and Steelworkers Local 13-1 • Center for Chemical Process Safety (CCPS) Section 13 of this report provides the detailed recommendations. 1.7.2 Previously Issued Recommendations The CSB issued recommendations during the course of the investigation. This section provides a brief description; Appendix C provides the full text of each. Safety Culture Recommendation On August 17, 2005, the CSB issued an urgent safety recommendation to the BP Group Executive Board of Directors that it convene an independent panel of experts to examine BP’s corporate safety management systems, safety culture, and oversight of the North American refineries. BP accepted the recommendation and commissioned the BP U.S. Refineries Independent Safety Review Panel, chaired by former Secretary of State James Baker, III (“Baker Panel”). The scope of the Baker Panel’s work did not include determining the root causes of the Texas City ISOM incident. “The Report of the BP U.S. Refineries Independent Safety Review Panel” was issued January 16, 2007. The Baker Panel Report found that “significant process safety issues exist at all five U.S. refineries, not just Texas City,” and that BP had not instilled “a common unifying process safety culture among its U.S. refineries.” The report found “instances of a lack of operating discipline, toleration of serious deviations from safe operating practices, and [that an] apparent complacency toward serious process safety risk existed at each refinery.” The Panel concluded that “material deficiencies in process safety performance exist at BP’s five U.S. refineries.”
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28 1.7.2.2 1.7.2.3 The Baker Panel Report stated that BP’s corporate safety management system “does not effectively measure and monitor process safety performance” for its U.S. refineries. The report also found that BP’s over-reliance on personal injury rates impaired its perception of process safety risks, and that BP’s Board of Directors “has not ensured, as a best practice, that BP’s management has implemented an integrated, comprehensive, and effective process safety management system for BP’s five US refineries.” The report’s 10 recommendations to BP addressed providing effective process safety leadership, developing process safety knowledge and expertise, strengthening management accountability, developing leading and lagging process safety performance indicators, and monitoring by the Board of Directors the implementation of the Baker Panel’s recommendations. Trailer Siting Recommendations On October 25, 2005, the CSB issued two urgent safety recommendations. The first called on the American Petroleum Institute (API) to develop new guidelines to ensure that occupied trailers and similar temporary structures are placed safely away from hazardous areas of process plants; API agreed to develop new guidelines. A second recommendation to API and the National Petrochemical and Refiners Association (NPRA) called for both to issue a safety alert urging their members to take prompt action to ensure that trailers are safely located. API and NPRA published information on the two recommendations, referring to the CSB’s call for industry to take prompt action to ensure the safe placement of occupied trailers away from hazardous areas of process plants. Blowdown Drum and Stack Recommendations On October 31, 2006, the CSB issued two recommendations regarding the use of blowdown drums and stacks that handle flammables. The CSB recommended that API revise “Recommended Practice 521, Guide for Pressure Relieving and Depressuring Systems,” to identify the hazards of this equipment, to address the need to adequately size disposal drums, and to urge the use of inherently safer alternatives
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such as flare systems. The CSB issued a recommendation to OSHA to conduct a national emphasis program for oil refineries focused on the hazards of blowdown drums and stacks that release flammables to the atmosphere and on inadequately sized disposal drums. The CSB further recommended that states that administer their own OSHA plan implement comparable emphasis programs within their jurisdictions. Additional Recommendations from July 28, 2005, Incident The CSB also made two recommendations as a result of its investigation of the July 28, 2005, incident in the Resid Hydrotreating Unit (RHU) of the BP Texas City refinery, one of two incidents after the March 23, 2005, incident.12 The RHU had a major fire that resulted in a shelter-in-place for 43,000 people and a reported $30 million in plant property damage. In October 2006, the CSB released a Safety Bulletin on the findings of its investigation of the incident, available at www.csb.gov. 1.8 Organization of the Report Section 2 describes the events in the ISOM startup that led to the explosion and fires. Section 3 analyzes the safety system deficiencies and human factors issues that impacted unit startup. Sections 4 through 8 assess BP’s systems for incident investigation, equipment design, pressure relief and disposal, trailer siting, and mechanical integrity. Because the organizational and cultural causes of the disaster are central to understanding why the incident occurred, BP’s safety culture is examined in these sections. Section 9 details BP’s approach to safety, organizational changes, corporate oversight, and responses to mounting safety problems at Texas City. Section 10 analyzes BP’s safety culture and the connection to the management system deficiencies. Regulatory analysis in Section 11 examines the effectiveness of
12 On August 10, 2005, the BP Texas City refinery experienced the third major mechanical integrity-related incident of that year, this one in the Cat Feed Hydrotreating Unit (CFHU); it resulted in a shelter-in-place order and $2 million in property damage.
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30 OSHA’s enforcement of process safety regulations in Texas City and other high hazard facilities. The investigation’s root causes and recommendations are found in Sections 12 and 13. The Appendices provide technical information in greater depth.
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- 0 INCIDENT OVERVIEW
- 1
BP Corporate and Texas City Refinery Background On March 23, 2005, an explosion and fires occurred at the BP refinery in Texas City, Texas, 30 miles southeast of Houston. The refinery, the company’s largest worldwide, can produce about 10 million gallons of gasoline per day (about 2.5 percent of the gasoline sold in the United States) for markets primarily in the Southeast, Midwest, and along the East Coast. It also produces jet fuels, diesel fuels, and chemical feed stocks; 29 oil refining units and four chemical units cover its 1,200 acre site. The refinery employs approximately 1,800 BP workers, and at the time of the incident, approximately 800 contractor workers were onsite supporting turnaround13 work. The site has also had numerous changes in management at both the refinery and corporate levels. (Appendix D provides details on how the site changed from its commissioning to the date of the explosion.) The Texas City facility is one of five U.S. refineries owned by BP; its others are in Whiting, Indiana; Carson, California; Cherry Point, Washington; and Toledo, Ohio. 2.2 ISOM Unit Process The incident occurred while a section of the refinery’s ISOM unit was being restarted after a maintenance turnaround that lasted one month. The ISOM unit, installed at the refinery in the mid-1980s to provide higher octane components for unleaded gasoline, consists of four sections: an Ultrafiner14 desulfurizer, a
13 In petroleum refining, a turnaround is the shutdown of a process unit after a normal run for maintenance and repair, then putting the unit back into operation (Parker, 1994). 14 Ultrafining is a licensed process developed by Standard Oil of Indiana to desulfurize and hydrogenate refinery feedstocks from naphtha to lubrication oils using a regenerative fixed-bed catalyst.
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Penex15 reactor, a vapor recovery/liquid recycle unit, and a raffinate splitter. Isomerization is a refining process that alters the fundamental arrangement of atoms in the molecule without adding or removing anything from the original material. At the BP Texas City refinery, the ISOM unit converted straight- chain normal pentane and hexane into higher octane branched-chain isopentane and isohexane for gasoline blending and chemical feedstocks. (Appendix E provides historical information on the ISOM unit and the refinery.) 2.2.1 Raffinate Splitter Section On the day of the incident, the startup of the ISOM raffinate splitter section was initiated. It was during this startup that the tower was overfilled with liquid. This section describes the relevant equipment involved in the startup on March 23, 2005. The raffinate splitter section took raffinate -- a non-aromatic, primarily straight-chain hydrocarbon mixture -- from the Aromatics Recovery Unit (ARU) and separated it into light and heavy components. About 40 percent of the raffinate feed was recovered as light raffinate (primarily pentane/hexane). The remaining raffinate feed was recovered as heavy raffinate, which was used as a chemicals feedstock, JP-4 jet fuel, or blended into unleaded gasoline. The raffinate splitter section ccould process up to 45,000 barrels per day (bpd)16 of raffinate feed.
15 Penex is a licensed fixed–bed process developed by Universal Oil Products (UOP) that uses high-activity chloride-promoted catalysts to isomerize C5/C6 paraffins to higher octane branched components. 16 One barrel equals 42 US gallons, or 159 liters.
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The process equipment in the raffinate splitter section (Figure 1) consisted of a feed surge drum; a distillation tower; a furnace with two heating sections, one used as a reboiler for heating the bottoms of the tower and the other preheating the feed; air-cooled fin fan condensers and an overhead reflux drum; various pumps; and heat exchangers. (Appendix E provides details on the history of the raffinate splitter section.) 2.2.2 Raffinate Splitter Tower The tower was a vertical distillation column with an inside diameter of 12.5 feet (3.8 m) and height of 170 feet (52 m) with an approximate liquid-full volume of 154,800 gallons (586,100 liters). The tower was fitted with 70 distillation trays17 that separated the light from the heavy raffinate (Figure 1).
17 A distillation tray has an opening at one end called a downcomer that allows liquid to flow down from the tray, and a series of bubble caps that allow vapors to pass through from below. Hydrocarbon liquid enters the tray from the downcomer of the tray above. The liquid entering the tray is aerated with the vapor rising from the tray below that is flowing through the bubble caps to form froth on the tray. The froth flows across the tray until it reaches an outlet weir. The froth flows over the weir into the downcomer, where the vapor is disengaged from the liquid (Kister, 1990, pg. 267).
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Figure 1. Raffinate section of the ISOM BP Texas Cit
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Liquid raffinate feed was pumped into the raffinate splitter tower near the tower’s midpoint. An automatic flow control valve adjusted the feed rate. The feed was pre-heated by a heat exchanger using heavy raffinate product and again in the preheat section of the reboiler furnace, which used refinery fuel gas. Heavy raffinate was pumped from the bottom of the raffinate splitter tower and circulated through the reboiler furnace, where it was heated and then returned below the bottom tray. Heavy raffinate product was also taken off as a side stream at the discharge of the circulation pump and sent to storage. The flow of this side stream was controlled by a level control valve that, when placed in “automatic,” adjusted to maintain a constant level in the tower. The splitter tower was equipped with a level transmitter, which provided a reading of liquid level in the tower to the control room board operator.18 The transmitter measured the tower’s liquid level in a 5-foot (1.5-m) span within the bottom 9 feet (2.7 m) of the 170-foot (52-m) tall tower.The splitter tower also had two separate alarms that indicated high liquid level; one was programmed to sound when the transmitter reading reached 72 percent (a height of 7.6 feet or 2.3 meters in the tower). The second, a redundant hardwired high level switch,19 was designed to sound when the liquid level reached 7.9 feet (2.4 m) in the tower (which corresponded to a reading of approximately 78 percent on the transmitter).The raffinate splitter was also fitted with a redundant low level alarm. The heavy raffinate product side stream flowed through two heat exchangers, one that exchanged heat from the heavy raffinate with the colder incoming feed to the raffinate splitter, and a second that cooled the heavy raffinate feed using water, before the heavy raffinate was sent to storage or blending tanks.
18 This reading was also used by the computerized control board system to adjust the position of the level control valve. 19 The redundant hardwired high level switch was an independent instrument not connected to the level transmitter.
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Light raffinate vapors flowed overhead and down a 148-foot (45-m) long section of pipe before they were condensed by the air-cooled fin fan condensers and then deposited into a reflux drum. Liquid from the reflux drum, called “reflux,” was then pumped back up into the raffinate splitter tower above tray 1 (the top tray). The reflux drum was operated as a “flooded” drum, which means that during normal steady- state operation, it was kept completely full. The reflux drum also had high and low level alarms and a safety relief valve set at 70 psig (483 kPa). A bypass line, which discharged into the raffinate splitter disposal header collection system, allowed release of non-condensable gas (e.g. nitrogen) and purge the system. During startup, uncondensed vapors that built up in the drum were normally vented through a control valve to the refinery’s 3-pound purge and vent gas system (Figure 1). This control valve malfunctioned and was not used during the March 23, 2005, startup. 2.2.3 Safety Relief Valves To protect the raffinate splitter tower from overpressure, three parallel safety relief valves (Figure 2) were located in the overhead vapor line 148 feet (45 m) below the top of the tower. The outlet of the relief valves was piped to a disposal header collection system that discharged into a blowdown drum fitted with a vent stack. The set pressures on these relief valves were 40, 41, and 42 psig (276, 283, and 290 kPa), respectively. An 8-inch NPS20 (8.625-inch, 21.9 cm outer diameter) line, fitted with a manual chain valve, bypassed the safety relief valves and was used to release non-condensable gases and for system purging. The rel valves were designed to open and discharge primarily vapor into the raffinate splitter disposal header collection system when their set pressures were exceeded.
20 NPS, or nominal pipe size, is a set of standard pipe sizes used for pressure piping in North America.
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37 2.2.4 Disposal Header Collection Systems The disposal header collection system received liquid and/or vapor hydrocarbons from venting relief and blowdown valves from equipment in the ISOM unit and discharged them to the blowdown drum. The header collection system included a 14-inch NPS (35.6 cm outer diameter) elevated pipe about 885 feet (270 m) long from the raffinate splitter tower (Figure 2). Other sections of the ISOM unit also discharged from two additional collection headers into the blowdown drum.
Figure 2. Disposal collection header system 2.2.5 Blowdown Drum and Stack The blowdown drum and stack were designed to accept mixed liquid and/or vapor hydrocarbons from venting relief and blowdown valves during unit upsets or following a unit shutdown. In normal operation,
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light hydrocarbon vapors disengage from liquids, rise through a series of baffles, and disperse out the top of the stack into the atmosphere. Any liquids or heavy hydrocarbon vapors released into the drum either fall, or condense and then fall, to the bottom of the drum where they collect. Liquid would then be discharged from the base of the blowdown drum into the ISOM unit sewer system because a 6-inch NPS (6.625 inches; 15.24 cm outer diameter) manual block valve was chained open (Figures 3 and 4). This practice of discharging to the sewer was unsafe; industry safety guidelines recommend against discharging flammable liquids that evaporate readily into a sewer.21 The blowdown system, installed in the refinery in the 1950s, was a vertical drum with an inside diameter of 10 feet (3 m) and is 27 feet (8 m) tall. (Appendix E provides additional information on the blowdown system’s history.) The drum wais fitted with a 34-inch (86 cm) diameter stack that discharged to the atmosphere at a height of 119 feet (36 m) off the ground. The approximate liquid full volume of the blowdown drum and stack was 22,800 gallons (86,200 L). The drum had seven internal baffles; the disposal collection header systems from the ISOM unit discharged into the drum below the lowest baffle. A liquid level, normally water, was maintained in the bottom of the blowdown drum. The height of this level was controlled by a “gooseneck” seal leg piped to a closed drain (Figure 3 and 4). A level sight glass was available to monitor the water level and a high level alarm was set to activate when the liquid level in the drum was close to flowing over the top of the gooseneck seal leg. A second manual block valve was located in a branch line of the blowdown drum discharge pipe (Figure 3). Following this valve, which was normally closed, was a manual steam-driven pump and a light slop tank.22
21 American Petroleum Institute (API) 1997. Guide for Pressure-Relieving and Depressuring Systems, API Recommended Practices 521, p. 52.
22 A slop tank is a tank designated for collecting equipment drainings, tank washings, and other oily mixtures.
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Figure 3. Blowdown drum and gooseneck
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Figure 4. Left: Gooseneck piping and manual block valve (chained-locked open) Right:: Close-up of manual block valve 2.2.6 ISOM Unit Sewer System While liquid raffinate discharged out the top of the blowdown stack, it also flowed into the process sewer system and into the west diversion box and oil/water separator, both fitted with high- and high-high level alarms. 2.3 Turnaround Activities In early 2005, two major turnarounds were underway on units adjoining the ISOM unit. 2.3.1 Ultracracker Unit and Aromatics Recovery Unit Turnaround Ultracracker unit (ULC) contractors were supporting a turnaround and BP sited a number of trailers for the contractors in the area next to the ISOM unit (Figure 5). (Appendix F provides further information on the location, construction, and use of these trailers.) The Aromatics Recovery Unit (ARU), which
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provides feedstock to the ISOM unit, was also undergoing a turnaround supported by contractors. These two turnarounds greatly increased the number of contractor and BP personnel in the area. 2.3.2 Partial ISOM Unit Shutdown The raffinate splitter section of the ISOM unit was shut down on February 21, 2005, and the raffinate splitter tower was drained, purged, and steamed-out to remove hydrocarbons (Table 1). At the time of the incident most of the scheduled maintenance tasks had been completed on the raffinate splitter section, but the Penex reactor, in a separate section of the unit, was awaiting delivery of a gasket. When BP decided to start up the raffinate splitter section, three contractor crews were still working inside the battery limits23 of the ISOM unit: one crew was waiting to install the gasket on the Penex reactor, the second was removing some asbestos, and the third was painting equipment inside the unit. Employees from all three crews were injured as a result of the explosion and fire
23 The battery limit is an area in a refinery or chemical plant encompassing a process unit or battery of units with their related utilities and services (Parker, 1994).
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Figure 5. Refinery layout of the area surrounding the ISOM unit BP Texas Cit
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43 Table 1. Timeline of events from ISOM unit shutdown to March 23 incident Date Time Events 21-Feb-05
Raffinate splitter section of the ISOM unit is shut down; the 12-hour consecutive day shift schedule begins 26-Feb-05
Operators try to open/close the pressure control (3-pound) valve from the control board; valve is unresponsive 10-Mar-05
A revised work order to replace leaking isolation valves is added to the list of turnaround work so that the level transmitter can be fixed 22-Mar-05
Operators again try to open/close the 3-pound valve from the control board, but valve is unresponsive 22-Mar-05
Supervisor A tells instrument technicians to stop checking the critical alarms because the unit is starting up and there is not enough time to complete the checks 23-Mar-05 2:15 a.m. The Night Lead Operator begins filling the tower with raffinate feed from the satellite control room 23-Mar-05 3:09 a.m. The tower high level alarm sounds when the level in the tower reaches 7.6 ft in the tower (72% on the transmitter) 23-Mar-05
The redundant high level alarm switch does not sound when the tower level reaches 7.9 ft (78% on transmitter) 23-Mar-05
The Night Lead Operator fills the tower, stopping when the transmitter reads 99%, which should have been 8.95 ft (2.7 m) in the tower, but is actually 13.3 ft (4 m) 23-Mar-05 5:00 a.m. The Night Lead Operator leaves the refinery a little over an hour before his scheduled shift leave time 23-Mar-05 6:06 a.m. The Day Board Operator arrives at the refinery 23-Mar-05 6:23 a.m. The Night Board Operator leaves the refinery 23-Mar-05 7:15 a.m. Supervisor A arrives for his shift 23-Mar-05 9:27 a.m. Operators open 8-inch NPS chain valve to remove nitrogen; the pressure in the tower drops to near 0 psig (0 kPa) 23-Mar-05
A verbal miscommunication occurs between operations personnel regarding feed-routing instructions 23-Mar-05 9:40 a.m. The Day Board Operator opens the tower level control valve to 70% output for 3 minutes, then closes the valve 23-Mar-05 9:51 a.m. Startup of the raffinate unit recommences and the tower begins receiving more feed from the ARU 23-Mar-05
The Day Board Operator observes a 97% transmitter reading (which should have been an 8.85 ft, or 2.7 m, tower level) when he starts circulation 23-Mar-05 9:55 a.m. Two burners are lit in the raffinate furnace 23-Mar-05 10:47 a.m. Supervisor A leaves the refinery due to a family emergency; no supervisor or technically trained personnel replaces him 23-Mar-05 11:16 a.m. Two additional burners in the furnace are lit; the level transmitter reads 93%, which should have been a tower level of 8.65 ft (2.6 m); but is actually 67 ft. (20 m) 23-Mar-05 11:50 a.m. Fuel to the furnace is increased; the actual tower level is 98 ft, but the transmitter reads 88% (8.4 ft.; 2.6 m) 23-Mar-05 12:41 p.m. The tower's pressure rises to 33 psig (228 kPa); operators reduce pressure by opening the 8-inch NPS chain valve 23-Mar-05 12:42 p.m. Fuel gas to the furnace is reduced; the actual tower level is 140 ft (43 m), but transmitter reads 80% (8 ft; 2.4 m) 23-Mar-05 12:42 p.m. The Day Board Operator opens the tower level control valve to 15% output, then tries several times to increase output over the next 15 min. 23-Mar-05 12:45 p.m. Approximately 25 people attend a safety meeting in the main control room until ~1:10 p.m. 23-Mar-05 12:59 p.m. Heavy raffinate flow out of the unit finally begins 23-Mar-05 1:02 p.m. Heavy raffinate flow out of the tower matches the flow of raffinate into the unit 23-Mar-05 1:04 p.m. The actual level in the tower is 158 ft (48 m) but transmitter reading has declined to 78% (a level of 7.9 ft; 2.4 m) 23-Mar-05 1:11 p.m. Supervisor A and Lead Operator talk; Supervisor suggests opening a bypass valve to relieve tower pressure 23-Mar-05 1:14 p.m. Hydrocarbon flows out of the tower into overhead piping; tower pressure spikes to 63 psig (434 kPa); all three relief valves open 23-Mar-05
The Board Operator begins troubleshooting the pressure spike; he notices the drum alarm had not sounded, so he resumes moves to reduce pressure believing there is a residual buildup of noncombustibles in the tower 23-Mar-05 1:15 p.m. Fuel gas to the furnace is reduced 23-Mar-05 1:16 p.m. The Board Operator fully opens the heavy raffinate level control valve 23-Mar-05 1:17 p.m. The overhead reflux pump is started by outside operators 23-Mar-05 1:19:59 p.m. The Day Lead Operator shuts off fuel gas to the furnace from the satellite control room 23-Mar-05 1:20:04 p.m. Vapor cloud ignites and explodes
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The Hazards of Unit Startup Process unit startup is a significantly more hazardous period compared to normal oil refinery operations. BP’s Texas City policies and procedures acknowledged that process unit startup is especially hazardous, and as such, BP’s process safety guidelines recommended that “supplementary assistance” be provided, such as experienced supervisors, operating specialists, or technically trained personnel during unit startups and shutdowns. 24 A basis for this policy was a previous explosion at Texas City during startup. The guidelines state that startup and shutdown are two of the most critical periods of plant operations,25 and that these critical periods experience unexpected and unusual situations.26 In 1996, Amoco analyzed data from 15 years of operations and concluded that incidents during startups were 10 times more likely than during normal operation. 27 Despite these guidelines and increased risks, BP did not have supplementary assistance personnel actively involved in the ISOM startup. 2.5 Incident Description The incident occurred during the startup of the raffinate splitter section of the ISOM unit when the raffinate splitter tower was overfilled. Flammable liquid was released, vaporized, and ignited, resulting in
24 “Supervisory Personnel—Startups and Shutdowns,” Process Safety Guideline No. 4, 1997. This guideline was labeled as an Amoco Petroleum Products document; however, BP had adopted Amoco’s Texas City refinery heritage policies and procedures after the 1999 merger. 25 See Safe Ups and Downs for Process Units, BP Process Safety Series (IChemE, 2005):“History shows that most of the serious refinery fires and explosions have occurred on units during startups and shutdowns,” p. 3. 26 Not only BP, but industry safety guidelines, recognize that startups are hazardous. The Center for Chemical Process Safety (CCPS), an industry-sponsored affiliate of the American Institute of Chemical Engineers that publishes widely recognized process safety guidelines, has determined that plant startup is when the majority of process safety incidents occur. CCPS states that even though startup represents only a small portion of the operating life of a plant, process safety incidents occur five times more often during startup than during normal operations. The 1998 Equilon Refinery accident in Anacortes, WA, with six fatalities; the United Kingdom 1994 Texaco Milford Haven explosion and fire; and the 2000 BP Grangemouth FCC unit fire are examples of major accidents that occurred during plant startup. Guidelines for Safe Process Operations and Maintenance (CCPS, 1995); p.113 citing Large Property Damage Losses in the Hydrocarbon-Chemical Industries. Marsh McLennan, 14th edition, New York, NY, 1992. 27 Memo from the Director of Refining Process Safety, “Incident Rates for Amoco Process Units—Startups and Shutdowns Versus Normal Operations;” May 1, 1996.
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an explosion and fire. The following section describes the events leading up to the incident, the resulting damage, and the emergency response activities. 2.5.1 Unit Staffing When the ISOM unit was in normal operation, it and two other units were run by a board operator and three outside operators.28 The outside operators were assigned to either the ISOM unit; the naphtha desulfurization unit (NDU); or the aromatics unit no. 2 (AU2). One board operator monitored all three from a central control room located in the AU2 (Figure 5). Each crew also had a frontline supervisor and a process technician (PT). Table 2 lists significant persons involved in unit startup. While the ISOM unit was shut down, the operators were on a turnaround schedule and split into two crews working 12-hour shifts, which would continue for the duration of the shutdown and until the unit was back to normal operation after the shutdown. The ISOM day shift crew consisted of one board operator and five outside operators. The Day Shift Board Operator had six years experience operating the control board, including four startups in the last five years. Two of the five outside operators had over 15 years ISOM experience. One of these two operators was the Day Lead Operator, and had more than nine years of mostly board operator experience but was assigned to an outside operator role for the startup. This operator had been elevated to a lead position for the turnaround, but was not clearly assigned responsibility for leading the startup. The Day Lead Operator coordinated his tasks from the ISOM unit’s satellite control room (Figure 5), which had a computer system that allowed him to monitor the ISOM control board.
28 As the NDU, AU2, and ISOM normally operate continuously, a total of four crews working rotating 12-hour shifts is needed to staff the units. The four frontline supervisors, an operations coordinator, a turnaround coordinator, and a training coordinator report to the unit superintendent. The coordinators and superintendent work the day shift.
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46 Table 2. Individuals involved in the March 23, 2005, startup Job Position Description Texas City Managers Managers above the frontline supervisor level Shift Director Site operations coordinator responsible for executing the daily operation plan Process Technician (PT) Experienced operators who held floating positions, performing tasks as needed, including assisting on the control board or outside operators in the process units. Night Supervisor Frontline supervisor involved in the turnaround activities of the ARU during the night shift prior to the incident Day Supervisor A ISOM-experienced frontline supervisor; left the refinery for a family emergency Day Supervisor B Inexperienced frontline supervisor for AU2/ISOM/NDU complex and the ARU; involved primarily in turnaround activities of the adjacent unit Night Lead Operator Began the startup process in the satellite control room during the early morning hours of March 23 Day Lead Operator ISOM-experienced board operator working as an outside operator during turnaround; responsible for managing contractors, finding replacement equipment for ISOM, and training two new operators Night Board Operator Controlled the NDU and AU2 units in the centralized control room during the shift prior to the incident Day Board Operator Responsible for monitoring and controlling the AU2,NDU, and ISOM units, including the raffinate section startup, on March 23 from a centralized control room in the AU2 unit Outside Operators Operators performing manual tasks on unit equipment Operations Personnel Operators and frontline supervisors
The other experienced outside operator had little board operator experience. The three remaining outside operators were inexperienced; one had worked in the ISOM for seven months, and two were unit trainees. The shift started with two supervisors: one with 20 years ISOM experience, the second with none. The two PTs typically assigned to the ISOM/NDU/AU2 unit were delegated to work in the ARU; these experienced and knowledgeable operators did not help with the ISOM unit startup. The startup of the raffinate section of the ISOM unit took place over two shifts: the night shift on March 22, 2005, and the day shift that began at 6 a.m. on March 23.
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Preparations for the ISOM Startup A number of safety-critical steps were required prior to introducing hydrocarbons into the splitter tower. These steps, as listed in the startup procedures, included completing maintenance work, performing required safety reviews, checking equipment, and ensuring that utilities, control valves, and other equipment were functioning and correctly aligned. Pre-Startup Safety Review (PSSR) BP had used a rigorous pre-startup procedure prior to the incident that required all startups after turnarounds to go through a PSSR.29 While the PSSR had been applied to unit startups after turnarounds for two years prior to this incident, the process safety coordinator responsible for an area of the refinery that includes the ISOM was unfamiliar with its applicability, and therefore, no PSSR procedure was conducted. If the PSSR, which called for a formal safety review by a technical team led by the operations superintendent, had been implemented, a technical team would have verified the adequacy of all ISOM safety systems and equipment, including procedures and training, process safety information, alarms and equipment functionality, and instrument testing and calibration. The PSSR required sign-off that all non- essential personnel had been removed from the unit and neighboring units and that the operations crew had reviewed the startup procedure. Higher level management, such as the Texas City Operations Manager and Process Safety Manager, were required to sign off on the PSSR checklists and authorize the startup. However, none of the PSSR procedural steps were undertaken for the ISOM startup.
29 The BP Texas City “Formal Pre-Startup Safety Review” policy (marked “For Comment”), PSM-7.0, required a formal PSSR prior to startup following a turnaround. The policy defined a turnaround “as any shutdown that requires feed to be pulled from the unit or a section of the unit and equipment to be prepared or opened for maintenance.” The ISOM raffinate section maintenance work prior to the March 23, 2005, incident would qualify as a turnaround under this policy. Equipment, such as the E-1101 splitter tower and the F-1101 feed surge drum, was deinventoried, steamed-out, and opened for maintenance. While PSM-7.0 was not formally adopted until after the incident, it had been applied to the startups after turnarounds for the two years prior to the ISOM incident.
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Needed Pre-Startup Instrumentation and Equipment Repairs During pre-startup equipment checks, key splitter tower instrumentation and equipment were identified as malfunctioning but were not repaired. During the ISOM turnaround, operations personnel reported to turnaround supervisors that the splitter level transmitter and level sight glass needed repair.30 This equipment could not be repaired when the unit was operating, as the block valves needed to isolate the level transmitter and the sight glass from the process were leaking. As a result, on March 10, 2005, a revised work order was issued that added replacement of the isolation block valves to the turnaround job list. The level transmitter was not repaired because BP supervisors determined that there was too little time to complete the job in the existing turnaround schedule. The isolation valves were replaced during the turnaround; BP supervisors planned to repair the level transmitter after the startup. Both during unit shutdown and the equipment checks in the days preceding raffinate splitter startup, operations personnel found that a pressure control valve31 was inoperable. On February 26 and March 22, 2005, operators tried to open and close the control valve from the control board, but the outside operators saw that it did not move. The malfunctioning control valve was reported to a frontline supervisor; however, no work order was written and no repairs were made prior to startup. This same frontline supervisor signed off on the startup procedure that all control valves had been tested and were operational prior to startup. A functionality check of all alarms and instruments was also required prior to startup, but these checks were not completed. On March 22, 2005, instrument technicians had begun checking the critical alarms when a supervisor told them that the unit was starting up and there was no time for additional checks.
30 The raffinate splitter tower level transmitter was reported by operations personnel as providing inaccurate readings and needing calibration. The tower sight glass was reported as dirty on the inside of the glass so that the tower level could not be visually determined. 31 The raffinate splitter tower pressure control valve, PV-5002, vents pressure and non-condensable gases to the 3- pound plant gas system from the reflux drum and splitter tower during startup but does not control pressure during normal operation.
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While some alarms were tested, most were not prior to startup. The supervisor, however, initialed on the startup procedure that those checks had been completed. Other key safety preparations listed in the startup procedures were omitted or ineffectively carried out. BP guidelines state that unit startup requires a thorough review of startup procedures by operators and supervisors;32 however, this review was not performed. The procedure also called for adequate staffing for the startup and that any unsafe conditions be corrected. Both of these steps were initialed as bei completed by a unit trainee at the direction of his supervisor. 2.5.3 Initial Tower Filling and Shutdown BP supervision decided to initiate the startup of the ISOM unit raffinate section during the night shift on March 22, 2005. This decision was consistent with prior email communications by area supervision directing the turnaround work, stating that the raffinate section would be started when the ARU had returned to operation.33 However, after the startup was begun, it was stopped and the raffinate section was shut down to be re-started during the next shift. Starting, but then stopping, the unit was unusual and not covered in the startup procedures, which only addressed one continuous startup. The Night Lead Operator controlled filling the raffinate section from the satellite control room because it was close to the process equipment. The Night Board Operator controlled the other two process units from the central control room. The Night Lead Operator did not use the startup procedure or record completed steps for the process of filling the raffinate section equipment, which left no record of the startup steps completed for the operators on the next shift.
32 Safe Ups and Downs for Process Units, BP Process Safety Series (IChemE, 2005); p. 28. 33 The ARU had just been started up from a major turnaround and some ARU operational problems were still being addressed.
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As stated earlier, the splitter tower was equipped with a level transmitter that measured the tower’s liquid level in a 5-foot (1.5 m) span within the bottom 9 feet (2.7 m) of the 170-foot (52-m) tall tower. The splitter tower also had two separate alarms; one was programmed to sound when the transmitter reading reached 72 percent (a height of 7.6 feet or 2.3 meters in the tower), and the other was a redundant high level alarm that was designed to sound when tower level reached 7.9 feet or 2.4 meters (an approximate transmitter reading of 78 percent). However, when the raffinate splitter tower was filled beyond the set points of both alarms to a level reading of 99 percent on the transmitter in the early morning on March 23, 2005,34 only one alarm was activated. The high level alarm was triggered at 3:09 a.m.. The redundant hardwired high level alarm never sounded. Material balance calculations conducted post-incident determined that the tower had actually filled to 13 feet (4 m), four feet over the top tap of the level transmitter. Because the failure of the high level switch was unnoticed, it was not reported by the Night Lead Operator or other operations personnel; consequently, no work order was written and the malfunction was not noted in the logbook. The high level alarm associated with the level transmitter remained in the alarmed state throughout the incident. Filling the bottom of the tower until the level transmitter read 99 percent was not unusual, even though the startup procedure called for the level in the tower to be established at a 50 percent transmitter reading. Operations personnel explained that additional liquid level was needed in the tower because in past startups the level would typically drop significantly. To avoid losing the liquid contents of the tower and potentially damaging equipment, board operators typically operated the tower level well above 50 percent.
34 At 1:57 a.m., liquid hydrocarbons from the ARU were introduced into the raffinate section equipment; at 2:15 a.m., hydrocarbon feed was flowing to the raffinate splitter tower and the liquid level began to rise at 2:27 a.m.
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Once the raffinate section equipment was filled, the startup was stopped and the splitter tower feed and bottoms pumps shut off. The circulation was shut down and the tower level control valve remained in the “closed” position for the next shift to resume the startup.35 2.5.4 Inadequate Shift Turnover Shortly before 5:00 a.m. on March 23, 2005, the Night Lead Operator left the Texas City refinery approximately an hour before his scheduled shift end time. He told his supervisor and the Night Board Operator that he was leaving, and briefly described the actions he had taken in the satellite control room. The following entry was added to the centralized control room logbook: “ISOM: Brought in some raff to unit, to pack raff with.”36 When the Day Board Operator changed shifts in the central control room with the Night Board Operator shortly after 6:00 a.m., he received very little information on the state of the unit. The Day Board and Night Board Operators spoke to each other, but because the Night Board Operator was not the one who filled the tower, he provided few details about the night shift’s raffinate section startup activities other than what was written in the logbook. The Day Board Operator read the logbook and interpreted the entry to mean that liquid was added only to the tower; the Day Board Operator, in post-incident testimony, said that he was unaware that the heat exchangers, the piping, and associated equipment had also been filled during the previous shift. The ISOM-experienced Day Supervisor, Supervisor A, arrived for his shift at approximately 7:15 a.m., more than an hour late, and did not conduct shift turnover37 with any night shift personnel.
35 These actions were not part of the startup procedure, which instructed that, after a level was established in the splitter tower, the tower level control valve was to be placed in “automatic” and set at 50 percent to establish heavy raffinate flow from the bottom of the tower to storage. 36 The term “pack” is jargon used in the refinery; to “pack” a piece of equipment is to fill it with product; in this case, with liquid raffinate feedstock. 37 Shift turnover is when the operator of the outgoing shift shares information with the operator of the incoming shift regarding the current status of the unit and any problems or concerns noted during that shift.
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- 5.5
Raffinate Tower Startup On the morning of March 23, the raffinate tower startup began with a series of miscommunications. The early morning shift directors’ meeting discussed the raffinate startup, and Day Supervisor B, who lacked ISOM experience, was told that startup could not proceed because the storage tanks that received raffinate from the splitter tower were believed to be full. The Shift Director stated in post-incident interviews that the meeting ended with the understanding that the raffinate section would not be started. This decision was consistent with a March 22 storage tank area logbook entry that stated the heavy raffinate tank was filling up.38 The instruction to not start the raffinate section was not communicated to the ISOM operations personnel.39 Day Supervisor A told the operations crew that the raffinate section would be started. Because the startup procedure that should have provided information on the progress of the startup by the night shift was not filled out and did not provide instructions for a non-continual startup, the Day Board Operator had no precise information of what steps the night crew had completed and what the day shift was to do. Day Supervisor A did not distribute or review the applicable startup procedure with the crew, despite being required to do so in the procedure. Before sending additional liquid hydrocarbons to the raffinate section, outside operators opened the 8- inch NPS chain-operated valve to remove nitrogen from the splitter tower system. At 9:27 a.m., the pressure in the tower dropped to near 0 psig (0 kPa). The startup procedure called for lowering system pressure to a minimum to help prevent over-pressuring the tower during startup by removing the nitrogen that remained in the system following the purging of air from the raffinate equipment.
38 The storage tank area log book dated March 22, 2005 stated “*Filling up on RAFF 538, 36 [heavy raffinate storage tanks].” 39 No BP managers other than frontline supervisors have acknowledged authorizing the startup.
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Prior to re-commencing the startup, a miscommunication occurred regarding how feed and product would be routed into and out of the unit (Section 3.2). The Day Board Operator believed he was instructed not to send heavy raffinate product to storage and therefore closed the tower level control valve. However, the outside operators believed they were instructed not to send the light raffinate product to storage and manually changed the valve positions so that light raffinate would flow into the heavy raffinate product line. Moreover, no feed or product-routing instructions were entered into the startup procedure or the unit logbook. The CSB determined that the miscommunication likely concerned whether the light or heavy raffinate tanks were full and unavailable to receive additional liquid. Prior to the restart at 9:40 a.m., the Day Board Operator opened the splitter tower level control valve to 70 percent output, and for three minutes 12,000 bpd of heavy raffinate flowed out of the tower. Then he closed the level control valve, which went to 0 percent output, but the heavy raffinate flow indication dropped only to 4,300 bpd rather than 0 bpd. The flow indication was erroneous, and little or no heavy raffinate flowed from the tower. Startup resumed at 9:51 a.m. Even though the Day Board Operator did not have the benefit of a written procedure with the completed steps initialed to indicate the exact stage of the startup, raffinate circulation was restarted and feed introduced into the splitter tower, which already had a high liquid level. The Day Board Operator, acting on what he believed were the unit’s verbal startup instructions and his understanding of the need to maintain a higher level in the tower to protect downstream equipment,40 closed the level control valve. However, the startup procedure required the level control valve to be placed in “automatic” and set at 50 percent to establish heavy raffinate flow to storage. The Day Board Operator said that, from his experience, when the splitter tower bottoms pumps were started and associated equipment filled, the tower level dropped. Operations personnel stated that if the level was
40 A loss of heavy raffinate flow out the bottom of tower had the potential to damage the furnace tubes in the fired heater. The raffinate furnace was equipped with a low flow alarm and furnace trip to protect the tubes against overheating. The trip shut down the furnace by closing the fuel gas control valve.
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54 maintained at only 50 percent, a drop in liquid level could result in losing heavy raffinate flow from the bottom of the tower, and that loss of flow from the tower bottom’s pump to the furnace would shut down the furnace and the startup process. The Day Board Operator observed a 97 percent level when he started circulation and thought that this level was normal; he said he did not recall observing a startup where the level was as low as 50 percent. At 10:10 a.m., 20,000 bpd of raffinate feed was being pumped into the tower and 4,100 bpd was erroneously indicated as leaving the tower through the level control valve. The Day Board Operator said he was aware that the level control valve was shut. After examining control board data, CSB concludes that there was likely no flow out of the tower at this time. 2.5.6 Tower Overfills The tower instrumentation continued to show a liquid level less than 100 percent of the range of the transmitter. The level sight glass, used to visually verify the tower level, had been reported by operators as unreadable because of a buildup of dark residue; the sight glass had been nonfunctional for several years. Knowing the condition of the sight glass, the Day Board Operator did not ask the outside crew to visually confirm the level. Even though the tower level control valve was not at 50 percent in “automatic” mode, as required by the startup procedure, the Day Board Operator said he believed the condition was safe as long as he kept the level within the reading range (span) of the transmitter. As the unit was being heated, the Day Supervisor, an experienced ISOM operator, left the plant at 10:47 a.m. due to a family emergency. The second Day Supervisor was devoting most of his attention to the final stages of the ARU startup; he had very little ISOM experience and, therefore, did not get involved in the ISOM startup. No experienced supervisor or ISOM technical expert was assigned to the raffinate section startup after the Day Supervisor left, although BP’s safety procedures required such oversight.
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The Day Board Operator continued the liquid flow to the splitter tower, but was unaware that the actual tower level continued to rise. At 9:55 a.m., two burners were lit in the raffinate furnace,41 which pre- heated the feed flowing into the splitter tower and served as a reboiler, heating the liquid in the tower bottom (Figure 1). At 11:16 a.m., operators lit two additional burners in the furnace. While the transmitter indicated that the tower level was at 93 percent (8.65 feet; 2.64 m) in the bottom 9 feet of the tower, the CSB determined from post-incident analysis that the actual level in the tower was 67 feet (20 m). The fuel to the furnace was increased at 11:50 a.m., at which time the actual tower level was 98 feet (30 m), although the transmitter indicated that the level was 88 percent (8.4 feet; 2. 6 m) and decreasing. At 12:41 p.m., the tower’s pressure rose to 33 pounds (psig) (228 kPa), due to the significant increase in the liquid level compressing the remaining nitrogen in the raffinate system. The operations crew, however, believed the high pressure to be a result of the tower bottoms overheating, which was not unusual in previous startups. In response to the high pressure, the outside operations crew opened the 8- inch NPS chain-operated valve that vented directly to the blowdown drum, which reduced the pressure in the tower. The startup procedure called for heating the raffinate splitter tower reboiler return flow to 275°F (135°C) at no more than 50°F (10°C) per hour to avoid excessive pressure in the tower. However, during this startup the temperature of the reboiler return to the tower rose as high as 307°F (153°C), and from 10 a.m. to 1 p.m. the temperature increased at a rate of 73°F (23°C) per hour. In the previous five years, most of the 19 startups had deviated from written procedures. In the majority, the reboiler return was heated above 275°F (135°C) and had temperature increase rates of over 100°F (38°C) per hour; in five, the reboiler return was heated to over 290°F (143°C); and in six of these startups, temperatures increased at rates in excess of 150°F (66°C) per hour.
41 The direct fired reboiler did not allow fine control of the heating rate. Burners had to be brought on- and off-line manually to adjust the heating rate.
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The Day Board Operator and the Day Lead Operator agreed that the heat to the furnace should be reduced, and at 12:42 p.m. fuel gas flow was reduced to the furnace. At this time the raffinate splitter level transmitter displayed 80 percent (8 feet; 2.4 m) but the actual tower level was 140 feet (43 m). From 10 a.m. to 1 p.m. the transmitter showed the tower level declining from 97 to 79 percent.42 The Day Board Operator thought the level indication was accurate, and believed it was normal to see the level drop as the tower heated up. At the time of the pressure upset, the Day Board Operator became concer about the lack of heavy raffinate flow out of the tower, and discussed with the Day Lead Operator the need to remove heavy raffinate from the raffinate splitter tower. None of the ISOM operators knew the tower was overfilling. At 12:42 p.m., the Day Board Operator opened the splitter level control to 15 percent output, and over the next 15 minutes opened the valve five times until, at 1:02 p.m., it was 70 percent open. However, heavy raffinate flow had not actually begun until 12:59 p.m. The heavy raffinate flow out of the tower matched the feed into the tower (20,500 bpd) at 1:02 p.m. and by 1:04 p.m. had increased to 27,500 bpd. Unknown to the operators, the level of liquid in the 170-foot (52 m) tower at this time was 158 feet (48 m), but the level transmitter reading had continued to decrease and now read 78 percent (7.9 feet; 2.4 m) (Figure 6). Although the total quantity of material in the tower had begun to decrease, heating the column contents caused the liquid level at the top of the column to continue increasing until it completely filled the column and spilled over into the overhead vapor line leading to the column relief valves and condenser.
42 The level transmitter output was expressed as a percentage of the transmitter’s measurement span of approximately 5 feet in the bottom section of the column.
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Figure 6. At 1:04 p.m. the liquid level in the tower was 158 feet (48 m), but the computerized control system indicated to operators that the level was at 78 percent of the level transmitter (7.9 feet, or 2.4 m, of liquid in the tower).
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58 2.5.7 Tower Overflows At 1:14 p.m., sub-cooled43 hydrocarbon liquid flowed out of the top of the raffinate splitter tower and into the vertical overhead vapor line, due to overfilling and rapid heating of the column (Figure 7).
Figure 7. Heating of feed in the splitter tower Heating from the furnace had created a temperature profile in the raffinate splitter column, such that cold liquid was on top and hot liquid was in the lower section (Figure 7B). Bubbles of hot vapor rising through the column contacted the overlying cold liquid, rapidly condensing the vapor and heating the liquid. At the time of the incident, the resulting hot liquid reached nearly to the level of the feed inlet. Hot liquid
43 A sub-cooled liquid is below its saturation temperature. The saturation temperature is the temperature that a substance will change from a liquid to a gas, or vice versa.
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raffinate leaving from the bottom of the column after 12:59 p.m. transferred additional heat to the column feed through the heat exchanger, leading to rapid heating of the section of the raffinate splitter column above the feed inlet. By the time of the incident, most of the column was rapidly heating, although a cold layer of liquid remained at the top (Figure 7C). The increase in average column temperature reduced the density of the hydrocarbon liquid, significantly increasing the liquid level. As the entire column approached the boiling point of the liquid, the vapor bubbles accumulated instead of being rapidly condensed. The resulting increase in volume from vaporization caused the liquid at the column top to overflow into the vapor line (Appendix G). 2.5.8 Safety Relief Valves Open As the liquid filled the overhead line, the resulting hydrostatic head44 in the line increased. The tower pressure (which remained relatively constant) combined with the increased hydrostatic head and exceeded the set pressures of the safety relief valves. The valves opened and discharged liquid raffinate into the raffinate splitter disposal header collection system (Figure 8). Based on valve set pressure, post-incident valve testing, and computerized control system data, the first safety relief valve is estimated to have opened at 1:13:56 p.m., followed by the second at 1:14:10 p.m., and the third at 1:14:14 p.m. Both the Day Board Operator in the central control room and the outside operators in the satellite control room saw the splitter tower pressure rising rapidly to 63 psig (434 kPa); however, interviews revealed that the outside operators did not hear the three splitter tower relief valves open.45 The Day Board Operator began troubleshooting this pressure spike and announced on the unit radio that the blowdown drum’s high level alarm had not sounded. The operations crew again believed the
44 Hydrostatic head is the pressure per unit area (e.g. psi) that is exerted by a column of liquid. 45 The operators likely did not hear the relief valves open because the sound normally comes from the vapor escaping through the relief valves; if liquid was being released through the relief valves, the sound would be significantly quieter.
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60 overpressure was a result of buildup of noncondensible gases or lack of reflux. 46Computerized control system data shows that the Day Board Operator reduced the fuel gas to the feed preheat furnace at 1:15:30 p.m., and fully opened the level control valve to heavy raffinate storage at 1:16:00 p.m. The Day Lead Operator told two outside operators to go out and start the reflux pump on the raffinate splitter; he then shut off the fuel gas to the furnace from the satellite control room. Computerized control system data showed that the overhead reflux pump was started at 1:17:14 p.m., and that the fuel gas to the furnace was stopped at 1:19:59 p.m.; however, the data showed that the incoming feed to the raffinate splitter was not stopped.
Figure 8. Hydrostatic head of liquid in overhead piping leads to the three relief valves opening The minimum closing (blowdown) pressure for the three safety relief valves to stop flowing was 37.2 psig (256.5 kPa). Computerized control system data indicate that all three safety relief valves were fully open and flowing at capacity for slightly longer than six minutes. An average pressure of 61 psig (421 kPa) at
46 Reflux is a part of the product stream that is returned to the process to assist in giving increased conversion or recovery (Parker, 1994).
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the inlet to the three safety relief valves maintained the flow. Eventually, the amount of material and pressure in the tower overhead line decreased due to the flow through the valves, the raffinate splitter reflux flow, and the heavy raffinate rundown. This caused the pressure to drop and the safety relief valves to close after an estimated 51,900 gallons (196,500 liters) of flammable liquid flowed from the valves into the collection header (Appendix G.3). 2.5.9 Hydrocarbon Liquid Flows Into Collection Header The flammable liquid flowed from the overhead vapor line through the safety relief valves into the collection header for 46 seconds then discharged into the blowdown drum47 (Appendix G.3). 2.5.10 Flammable Liquid Flow Into ISOM Sewer System As the blowdown drum and stack filled, some of the flammable liquid flowed into the ISOM unit process sewer system through the chained-open 6-inch NPS manual block valve (Figures 3 and 4) and the other safety relief valve discharge pipe headers. As explained in section 2.2.5, this practice of discharging to the sewer was unsafe. The liquid flow rate from the raffinate splitter to the blowdown drum was calculated to be 509,500 gallons per hour (gph) (1,929,000 lph), resulting in 51,900 gallons (196,500 liters) being released in the six minutes that the safety relief valves were open. The flow rate of liquid hydrocarbons to the sewer through the 6-inch NPS gooseneck pipe varied with the hydrostatic head pressure in the blowdown drum and stack as it filled, but when the blowdown system completely filled with liquid the peak rate was calculated to be 223,400 gph (Appendix G.3).
47 The safety relief valves on the raffinate splitter were mounted approximately 50 feet (15 m) above ground level; therefore, once the liquid level in the blowdown stack reached an equivalent height and above, the increasing hydrostatic head increased the backpressure in the header, in turn decreasing the flow through the safety relief valves.
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62 From the gooseneck pipe, the flammable liquid flowed into a sewer line and then into West Diversion Box No 2. The high and high-high level alarms for this box were recorded by the computerized control system at 1:16 p.m. and 1:18 p.m., respectively. High and high-high level alarms were also recorded by the computerized control system at the dry weather sewer, which is downstream from West Diversion Box No. 2, at 1:17 p.m. and 1:18 p.m., respectively. Because the series of pipes from the diversion box to the storm sewer have flow capacities three times the estimated liquid flow from the base of the drum, it is unlikely the sewers backed up in the ISOM unit. 2.5.11 Flammable Liquid Flow Out of the Blowdown Stack Once the blowdown system filled, flammable liquid discharged to the atmosphere from its stack as a geyser and fell to the ground (Figure 9). Shortly after the ISOM operators began troubleshooting the pressure spike, they received, via radio, the first notification that the blowdown drum was overflowing. In response to the radio message, the Board Operator and Lead Operator used the computerized control system to shut the flow of fuel to the heater, while the other operators left the satellite control room and ran toward an adjacent road, Avenue F, to re-direct traffic away from the blowdown drum, as required by BP’s “Emergency Response Procedure A-7.”
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Figure 9. Tower overfills and blowdown drum releases hydrocarbons The ISOM operators stated they had insufficient time to sound the emergency alarm before the explosion. Approximately 15 seconds after hearing the radio message, both the Board Operator and the Lead Operator said they started the process of shutting off the fuel to the furnace using the computerized control system. Their testimony is substantiated by the computerized control system data, which showed that the fuel gas flow control valve was shut five seconds before the explosion. Hundreds of alarms registered in the computerized control system at 1:20:04 p.m., including the high level alarm on the blowdown drum; the flood of alarms indicates when the explosion occurred. Consequently, ISOM operations personnel did not have sufficient time to assess the situation and sound the emergency warbler alarm prior to the explosion.
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Numerous eyewitnesses48 reported seeing the geyser at the top of the blowdown stack, which they estimated to be approximately 20 feet (6.1 m) high and of a diameter equal to that of the blowdown stack (34 inches or 86 cm). Post-incident calculations showed that filling the blowdown drum and stack and additional safety relief valve headers took three minutes and 36 seconds; thus, the hydrocarbon liquid reached the top of the blowdown stack four minutes and 22 seconds after the safety relief valves started to flow. The hydrocarbon liquid flow rate out of the blowdown stack to the atmosphere was calculated to be 257,300 gph, meaning that 7,600 gallons (28,700 liters) were released in the 107 seconds of flow before the relief valves closed (Appendix G.3). 2.5.12 Flammable Vapor Cloud Formation and Fire The liquid hydrocarbon release time was calculated using computerized control system datapoints and the flow times from DIERS modeling (Appendix H). The flammable vapor cloud reached a wide area, as is clearly evident by the burned area shown in a post-explosion photo (Figure 10). The burned area is estimated to be approximately 200,000 square feet (18, 581 m2). Two mechanisms explain how the vapor cloud covered an area this size in such a short interval: the first was direct dispersion from evaporation prior to ignition that was responsible for the bulk of the dispersal, and the second was “pushing” of flammable vapors as subsonic flames burned through the flammable cloud. The hydrocarbon liquid cascading down the stack and blowdown drum coupled with the impact of the falling liquid onto process equipment, structural components, and piping, promoted fragmentation into relatively small droplets, thereby enhancing evaporation and the formation of the flammable vapor cloud (Appendix H.15).
48 The CSB interviewed more than 25 people, a combination of BP and contractor employees, who were injured by or observed the vapor cloud explosion.
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65 Atmospheric wind also helped push the vapors and small droplets downwind, causing them to mix with air. The wind direction at the time of the incident was reported to be out of the northwest traveling southeast at 5 miles (8 km) per hour and as Figure 10 shows, the burned area is elongated in that direction. However, portions of the vapor cloud also went upwind and cross wind (Appendix H.10.1), which placed the trailer area within the flammable cloud covered area.
Figure 10. The darkened areas in and around the ISOM unit had the heaviest fire damage; the red arrow points to the top of the blowdown stack N
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66 2.5.13 Ignition Source Although several potential ignition sources (Appendix H.16) were identified, the most likely ignition point was an idling diesel pickup truck (Figure 11). This truck was parked about 25 feet (7.6 m) from the blowdown drum, and several eyewitnesses reported seeing or hearing the truck’s engine over-revving when the vapor cloud reached it.
Figure 11. Idling diesel pickup truck at north end of ISOM unit Two eyewitnesses saw the truck catch fire, followed shortly by the vapor cloud explosion. One eyewitness saw sparks leaving the truck after a backfire and igniting the vapor cloud. While the diesel pickup has been positively identified by witnesses as an ignition point, this does not preclude the potential that the cloud was additionally ignited by other sources. 2.5.14 Blast Pressure Once ignited, the flame rapidly spread through the flammable vapor cloud, compressing the gas ahead of it to create a blast pressure wave. Furthermore, the flame accelerated each time a combination of
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67 congestion/confinement and flammable mix allowed, greatly intensifying the blast pressure in certain areas. These intense pressure regions, or sub-explosions, produced heavy structural damage locally and left a pattern of structural deformation away from the blast center in all directions. A computer simulation49 and a blast overpressure map (Figure 12) were developed based on site observations, structural analysis, and blast modeling (Appendix H). 1.0 2.0 0.5 10+ 1 0 F20 Blowdown Unit (ISOM) Unit (NDU) Distillation Naptha Isomerization SPLITTER RAFFINATE B-200 SUMP SUMP SUMP 2.0+ 2.5+ 5+ Trailer Double-Wide QA/QC Trailer Tank and Stack Control Satellite Room 0.5
Figure 12. Blast overpressure map depicting the areas of highest blast pressure (10+, 5+, and 2.5+ psi) 2.5.15 Post-Explosion Fires The flame-front that burned through the vapor cloud also ignited the flammable liquid that had accumulated on the ground near the base of the blowdown drum, resulting in a pool fire. The fire lasted long enough and produced sufficiently high temperatures, in combination with firefighting water spray, to
49 The computer simulation is available for viewing or downloading from the CSB website, www.csb.gov.
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cause the concrete of the pipe rack columns to spall.50 The CSB learned of several additional fires in and around the ISOM unit based on eyewitness interviews and review of news footage shot from local television station helicopters. (Appendix H-12 provides further details on the pool fire.) 2.5.16 Fatalities and Injuries In the explosion, 15 contract employees working in or near the trailers sited between the ISOM and the NDU unit were killed. Autopsy reports revealed that the cause of death for all 15 was blunt force trauma, probably resulting from being struck by structural components of the trailers. Three occupants in the Quality Assurance/Quality Control (QA/QC) trailer perished, and 12 of 20 workers inside the double- wide trailer were killed; the others were seriously injured. A total of 180 workers at the refinery were injured, 66 seriously enough that they had days away from work, restricted work activity, or medical treatment. The majority of these suffered multiple injuries, typically combinations of: fractures, lacerations, punctures, strains, sprains, and/or second- and third- degree burns. Of the seriously injured, 14 were BP employees; the rest were contractor employees from 13 different firms. Of the 114 workers given first aid, 35 were BP employees; 79 were contract employees from 14 different contracting firms. None of the contract workers in the area surrounding the ISOM were personnel essential to the startup of the unit. 2.5.17 Equipment and Facility Damage The most severe blast damage occurred within the ISOM unit, from the trailer area to the catalyst warehouse (Figure 13), and the surrounding parking areas. The satellite control room was severely damaged and the catalyst warehouse was destroyed.
50 Spalling is a breakdown in surface tensile strength of concrete when the concrete is exposed to extreme heat, such as during a fire, and then rapidly cooled, such as by the water used to extinguish the fire. (NFPA, 2004, Guide for Fire and Explosion Investigations, NFPA 921, pg. 36).
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69 Many of the approximately 70 vehicles in the vicinity of the ISOM unit were damaged and a number were destroyed. More than 40 trailers were damaged; 13 were destroyed. On June 30, 2006, the CSB released a detailed analysis of the trailer damage, which can be viewed or downloaded from the CSB website, www.csb.gov.
Figure 13. Destroyed trailers west of the blowdown drum (red arrow in upper left of the figure) Buildings in surrounding units also had blast damage, but of a much lower magnitude. This damage was characterized by broken windows, cracked masonry walls, damaged doors, bent metal panels, and dispersal of interior contents; 50 storage tanks sustained varying degrees of structural damage, even though much of the tank farm was situated more than 250 feet (76 m) from the explosion. Most of the damage sustained by the tanks consisted of buckled tank shells, both the shell sides and the roofs (for
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those tanks with domed roofs). The explosion also damaged several tanks designed to hold hazardous substances, such as benzene, which allowed benzene vapors to escape.51 2.5.18 Offsite Damage Windows were shattered in homes and businesses located north of the refinery, up to a distance of three- quarters of a mile away from the ISOM unit. 2.5.19 Post-Incident Emergency Response The emergency response teams made a rapid and effective effort to help the injured and recover the victims. Texas City Industrial Mutual Aid System (IMAS) member companies responded and assisted with fire hose lines and search-and-rescue. None of the emergency response personnel were injured during rescue efforts. The blast produced a large debris field of damaged trailers and vehicles located between the NDU and ISOM units. To recover victims from this area, the site was necessarily disturbed by the emergency responders. Debris, vehicles, and equipment were moved to initiate search-and-rescue and recover the fatally injured. As operators and emergency responders entered the ISOM unit to isolate the plant, some valve positions were changed, but no records were kept to document these changes. Therefore, there was no record of the actual state of some of the valves at the time of the incident, information that is important when trying to reconstruct the incident and determine its causes.52
51 After the incident, the liquid hydrocarbons containing benzene were pumped from the damaged tanks. On April 1, 2005, the elevated benzene readings in the ISOM area dropped, allowing the CSB investigators to enter the site and inspect the incident area while wearing appropriate personal protective equipment. 52 The CSB was able to reconstruct some of the valve position changes based on interview accounts.
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- 0 SAFETY SYSTEM DEFICIENCIES IN UNIT STARTUP
Although actions or errors by operations personnel at the BP Texas City site, as described in the preceding section, were immediate causes of the March 23 accident, numerous latent conditions and safety system deficiencies at the refinery influenced their actions and contributed to the accident. Addressed here are the human factors53 that explain why feed was added to the tower for three hours without liquid being removed. While recognizing that human errors were made in the raffinate startup, this investigation goes beyond individual failures to gain a deeper understanding of why the incident occurred, which is more useful in major accident prevention.54 Renowned process safety expert Trevor Kletz puts it plainly: “To say accidents are due to human failing is like saying falls are due to gravity. It is true but it does not help us prevent them.” The broader aspects of this investigation revealed serious management safety system deficiencies that allowed the operators and supervisors to fail. The following underlying latent conditions contributed to the unsafe start up: • A work environment that encouraged operations personnel to deviate from procedure. • Lack of a BP policy or emphasis on effective communication for shift change and hazardous operations (such as unit startup). • Malfunctioning instrumentation that did not alert operators to the actual conditions of the unit.
53 “Human Factors refer to environmental, organizational and job factors, and human and individual characteristics, which influence behaviour at work in a way which can affect health and safety” (HSE, 1999). 54 The CSB followed accepted investigative practices, such as the CCPS’s Guidelines for Investigating Chemical Process Accidents (1992a). Chapter 6 of the CCPS book discusses the analysis of human performance in accident causation: “The failure to follow established procedure behavior on the part of the employee is not a root cause, but instead is a symptom of an underlying root cause”. The CCPS guidance lists many possible “underlying system defects that can result in an employee failing to follow procedure.” The CCPS provides nine examples, which include defects in training, defects in fitness-for-duty management systems, task overload due to ineffective downsizing, and a culture of rewarding speed over quality.
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• A poorly designed computerized control system that hindered the ability of operations personnel to determine if the tower was overfilling. • Ineffective supervisory oversight and technical assistance during unit startup. • Insufficient staffing to handle board operator workload during the high-risk time of unit startup. • Lack of a human fatigue-prevention policy. • Inadequate operator training for abnormal and startup conditions. • Failure to establish effective safe operating limits. 3.1 Work Environment Encouraged Procedural Deviations Operators deviated from the raffinate unit startup procedure on March 23, 2005. These deviations were not unique actions committed by an incompetent crew, but were actions operators, as a result of established work practices, frequently took to protect unit equipment and complete the startup in a timely and efficient manner. Several aspects of the work environment encouraged such deviations. Management did not ensure that the startup procedure was regularly updated, even though the startup process had evolved and changed over time with modifications to the unit’s equipment, design, and purpose.55 The procedure did not address critical events the unit experienced during previous startups, such as dramatic swings in tower liquid level, which could severely damage equipment and delay startup. In addition, specific instructions for unique startup circumstances were not included in the procedure, such as the unusual stopping and resumption of the ISOM startup or the routing of products to different storage tanks. Management had also allowed operators to make procedural changes without performing proper Management of Change
55 The unit underwent several operational changes, including the de-rating of the splitter tower’s three relief valves from 70 psig to 40, 41, and 42 psig, and the switch to flooded drum operation (as discussed in Section 2.2.2) , which were not reflected in the procedures.
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(MOC) hazard analysis, thereby encouraging operators to make unplanned (and potentially unsafe) deviations during startup. All of these managerial actions (or inactions) sent a strong message to operations personnel: the procedures were not strict instructions but were outdated documents to be used as guidance. Operators relied on knowledge of past startup experiences (passed down by the more skilled veteran operators) and developed informal work practices to prevent future startup delays. Indeed, several procedural deviations made by the operations crew on March 23, 2005, were common practices in 18 previous raffinate splitter tower startups (Appendix I). 3.1.1 Procedures Did Not Reflect Actual Practice Management did not ensure that unit operational problems were corrected over time, leading operators to deviate from established procedures. Historical computer data from five years of ISOM startups highlight past critical events: 1) in a majority of the 19 ISOM startups between April 2000 and March 2005,56 the tower was filled above the range of the level transmitter despite procedural instruction to fill the tower to a 50 percent reading on the transmitter; 2) operators frequently ran the valve sending liquid raffinate out of the unit to storage in “manual” instead of “automatic” control mode, as the procedure required; 3) the tower experienced dramatic swings in liquid level during 18 of the 19 previous startups, making control of the startup difficult for operators, yet the instrumentation and equipment were not reviewed nor were methods for handling swings in liquid level addressed in the procedure; and 4) tower pressure alarm set- points were frequently exceeded, yet the procedure did not address all the reasons this might happen and the steps operators should take in response.
56 The 19 startups include the March 23, 2005, startup.
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In fact, only one of the 19 ISOM unit startups maintained both the tower level within the range of the level transmitter and the pressure within the alarm limits set for safe tower operation. However, none of the 18 previous startups before March 23, 2005, were considered abnormal or investigated to correct these operational deficiencies or possible equipment problems. Control board computer records of the last 19 raffinate unit startups show that it was common for the liquid level in the tower to significantly rise and fall during the initial stages of startup. Indeed, in 14 of the 19 startups, the tower experienced significant swings in level; the swings were so severe that in the 14 startups the level alarm went off a total of 74 times.57 Of the past 19 ISOM startups, each startup experienced three significant swings, on average, in tower level and heavy raffinate flow out of the tower. The level control valve for the splitter tower was often placed in “manual” mode until the tower flow and level fluctuations subsided. (Appendix I provides data on these 19 startups.) Introducing feed into the unit such that the range of the level transmitter was exceeded and placing the level controls in “manual” mode deviated from the written startup procedure. However, operators knew that these swings in tower liquid level had the potential to significantly damage unit equipment, particularly the furnace, if the level in the tower was lost. Board operators stated that they often filled the tower above the range of the transmitter and put the controls in “manual” to improve their control of the system and reduce the severity of the swings that could result in a loss of level. Computer records from the control board confirm that overfilling the tower and putting the controls in “manual” mode during startup were common practice. The tower’s high level alarm set-point58 was exceeded 65 times during the last 19 startups, with more than 50 hours of operating time with the high
57 The level transmitter provided a reading to the Control Room Board Operator regarding how much feed was in the tower. The transmitter could provide a feed level reading of the 170-ft tower only when the level in the tower was inside a 5 foot (1.5 m) span within the bottom 9 feet of the tower. 58 The high level alarm was set at 72 percent of transmitter output.
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level alarm activated. In contrast, the low level alarm59 was triggered nine times, and the column operated in low alarm for slightly more than five hours during the 19 startups. This evidence supports the conclusion that operators biased the tower level on the high side, likely to avoid the possibility of losing the level and damaging the furnace. This bias of running the tower on the high side occurred in nearly all of the last 19 startups. The operators’ actions show that they were aware of the tower’s low level risks, but not the high level risks. Without awareness of the risks of high level, the operators often conducted startup without knowing the actual amount of material in the tower. In 15 of the 19 startups, the liquid level rose beyond the range of the transmitter, and in eight, the tower was operated out of range for more than one hour. Filling the tower beyond the range of the level transmitter (that is, beyond an approximate height of 9 feet from the bottom of the tower) was a departure from the startup procedure, which instructs operators to fill the tower to 50 percent (6.5 feet) in the tower.60 Once the feed rises above the span of the transmitter, operators have no ready means to determine how much liquid is in the tower and makes overfilling the tower much more likely. Pressure excursions outside the procedure’s stated 32 psig (221 kPa) alarm set-point also occurred in 14 of the 19 startups.61 Since the beginning of 2003, two startups prior to the March 23 incident had pressures above the relief valve set-points, which likely lifted the relief valves and discharged hydrocarbon vapor to the blowdown drum and stack. Neither of these two startup incidents was investigated.
59 The low level alarm was set at 35 percent of transmitter output. 60 At the midpoint (a 50 percent output on the transmitter), the tower is filled to a height of approximately 6.5 feet. According to the procedure, this level is established in the bottom of the tower by putting the level control valve in “automatic” mode to control the flow of bottom tower liquid to storage. After the level is established, the raffinate feed is to be slowly heated, which gradually increases tower pressure. 61 In nine of the 19, the splitter pressure increased rapidly to over 40 psig.
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The computer data for critical events from previous startups was available to the managers, yet engineers and supervisors stated they were unaware of the deviations. Management did not effectively review the available computer records of these deviations and intervene to prevent future deviations. The operational problems should have been corrected and the procedures updated to emphasize the importance of following the written instructions to the operating staff. When procedures are not updated or do not reflect actual practice, operators and supervisors learn not to rely on procedures for accurate instructions. Other major accident investigations reveal that workers frequently develop work practices to adjust to real conditions not addressed in the formal procedures. Human factors expert James Reason refers to these adjustments as “necessary violations,” where departing from the procedures is necessary to get the job done (Hopkins, 2000). Management’s failure to regularly update the procedures and correct operational problems encouraged this practice: “If there have been so many process changes since the written procedures were last updated that they are no longer correct, workers will create their own unofficial procedures that may not adequately address safety issues” (API 770, 2001). 3.1.2 Procedural Changes Without Management of Change (MOC) Deviations from the procedure were made without performing MOC hazard analyses. Written operating procedures are used to provide clear instructions for safely operating a process. BP guidelines state that procedures should be reviewed as often as necessary to assure that they reflect current operating practices, are handled according to MOC policy, and are certified annually as being current and accurate.62
62 Amoco Petroleum Performance Sector, “Refining Implementation Guidelines for OSHA 1910.119 and EPA RMP,” Section D-4: Operating Procedures
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BP Texas City’s MOC policy also asserts that the MOC be used when modifying or revising an existing startup procedure,63 or when a system is intentionally operated outside the existing safe operating limits.64 Yet BP management allowed operators and supervisors to alter, edit, add, and remove procedural steps without conducting MOCs to assess risk impact due to these changes. They were allowed to write “not applicable” (N/A) for any step and continue the startup using alternative methods. Allowing operations personnel to make changes without properly assessing the risks creates a dangerous work environment where procedures are not perceived as strict instructions and procedural “work- arounds” are accepted as being normal. API 770 (2001) states: “Once discrepancies [in procedures] are tolerated, individual workers have to use their own judgment to decide what tasks are necessary and/or acceptable. Eventually, someone’s action or omission will violate the system tolerances and result in a serious accident.” Indeed, this is what happened on March 23, 2005, when the tower was filled above the range of the level transmitter, pressure excursions were considered normal startup events, and the control valves were placed in “manual” mode instead of the “automatic” control position. 3.1.3 Startup Procedure Lacked Sufficient Instructions The ISOM raffinate section startup procedure lacked sufficient instructions for the Board Operator to safely and successfully start up the unit. The procedure instructed the Board Operator to open the valve that would send heavy raffinate liquid out of the unit to storage, but did not explain the safety implication of this deviation. The procedure did not instruct the Board Operator to pay close attention to the incoming/outgoing liquid raffinate flow readings or to calculate a material balance65 of the unit during startup, nor did it explain how to make such a calculation. Calculating material balance for a unit is a
63 “Texas City Process Safety Guideline No. 10: Management of Change,” from the BP Amoco Texas City Process Safety Guidelines Manual, last revised 8/4/99 64 Ibid. 65 A material balance calculation relies on knowledge of the flow rates into and out of a piece of equipment, such as a tower, and the board operator’s understanding of how the net rate affects accumulation of liquid within the equipment over time.
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method used by operations personnel during times of potential flow imbalances or level uncertainty; that is, when the amount of material coming into the unit does not necessarily equate to the material being removed from the unit. Start up of a unit is a time when material balances should be calculated. Good practice guidance from Center for Chemical Process Safety (CCPS) on writing effective procedures states: “When procedures require calculations, the calculations must be clear and understandable…. Having the calculation in the procedure or readily available ensures accuracy and consistency” (CCPS, 1996a). The procedure also did not include instructions on halting unit operations in the middle of the startup process, as was done during the early morning hours on March 23, 2005, nor did it provide instruction for recommencing startup several hours later by a different operating crew. The hazards and safety implications of a partial startup/shutdown/re-startup were not addressed and specific steps to initiate such activities were not provided. BP’s raffinate startup procedure included a step to determine and ensure adequate staffing for the startup; however, “adequate” was not defined in the procedure. An ISOM trainee checked off this step, but no analysis or discussion of staffing was performed.66 Despite these deficiencies, Texas City managers certified the procedures annually as up-to-date and complete. 3.1.4 Summary Post-incident, BP emphasized that following the procedures would have prevented the explosions and fire on March 23 (“Fatal Accident Investigation Report,” 2005). However, Texas City management did not emphasize the importance of following procedures as evidenced by its lack of enforcement of the MOC
66 The Trainee acknowledged that he followed orders of his trainer and signed off on numerous startup tasks without knowing whether the tasks were completed. The CSB has not located evidence to suggest that such a discussion or analysis was conducted for the March 23, 2005, startup.
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policy, its acceptance of procedural deviations during past startups, and its failure to ensure that the procedures remained up-to-date and accurate. 67 3.2 Ineffective and Insufficient Communication Among Operations Personnel Two critical miscommunications occurred among operations personnel on March 23, 2005, that led to the delay in sending liquid raffinate to storage: 1) the instructions for routing raffinate products to storage tanks were not communicated from Texas City management and supervisors to operators; and 2) the condition of the unit – specifically, the degree to which the unit was filled with liquid raffinate – was not clearly communicated from night shift to day shift.68 These lapses in communication were the result of BP management’s lack of emphasis on the importance of communication. BP had no policy for effective shift communication,69 nor did it enforce formal shift turnover or require logbook/procedural records to ensure communication was clearly and appropriately disseminated among operating cre
67 Indeed, one of the opening statements of the raffinate startup procedures asserts “This procedure is prepared as a guide for the safe and efficient startup of the Raffinate unit.” This statement is at fundamental odds with the OSHA PSM Standard, 29 CFR 1910.119, which states that procedures are required instructions, not optional guidance. 68 Miscommunication occurred regarding startup of the unit altogether. During a shift directors’ meeting on the morning of the incident, the state of the ISOM unit was discussed. Day Supervisor B was told that he would not be able to startup because the storage tanks that received raffinate from the splitter tower were believed to be full. The Shift Director said that the meeting ended with the understanding that the raffinate section would not be started up. 69 BP Texas City’s Learning & Development Services department produced a training document, “Safe Ups and Downs for Refinery and Chemical Units” which states: “The importance of communications between shifts and between individuals must be emphasized [during startup]. Each shift must clearly understand what has been done on prior shifts and what is expected of it. Some overlap of supervisor between shifts can improve communications and continuity of work” (p.24). This good advice was not enforced through plant procedures or practice, nor was additional (experienced) supervision made available during startup. 70 BP’s Grangemouth refinery in the U.K. conducted a study to assess shift turnover communication at its facility and, as a result, created a policy to improve operation staff communication (Appendix J). BP Texas City management did not appear to learn from the lessons of the Grangemouth study.
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80 maining.
Inadequate verbal instructions among Texas City supervision and operating personnel regarding critical aspects of ISOM unit startup led to the initial closing of the valve that routes heavy raffinate to storage. A crucial face-to-face discussion between the operator who began the process of starting up the raffinate unit, and the operator who finished the job did not occur at shift change.71 Further, the night shift’s written communication in the unit logbook was minimal and unclear,72 hindering the Board Operator’s ability to accurately understand the specific procedural steps performed during the previous shift and the procedural steps re On the morning of the incident, feed routing instructions were not written down in either the logbook or the startup procedures. Instead, they were given to the Board Operator over the phone and radio by a Lead Operator who, while having the experience and knowledge to start up the unit, was responsible for other outside operator tasks that took his attention away from helping the Board Operator start up the raffinate section of the ISOM. Based on interview testimony, the verbal communication between the operators was rushed and vague. The Board Operator believed he was told not to send heavy liquid raffinate to tankage because the tanks were full; the Lead Operator believed he communicated that the light raffinate feed was not to be sent to normal tankage, but combined with heavy raffinate flow to storage because the light raffinate tanks were full. Based on logbooks from the tank farm area, the heavy raffinate tank was filling up73 prior to raffinate unit startup, supporting the fact that a miscommunication occurred. Communication is most effective when it includes multiple methods (both oral and written); allows for feedback; and is emphasized by the company as integral to the safe running of the units (Lardner, 1996). (Appendix J provides research on effective communication.) During times of abnormal operating
71 A night outside operator performed initial board operator startup activities in the satellite control room, away from the central AU2/ISOM/NUD control room; this operator filled the tower to 99.9 percent of the range of the level transmitter. 72 The logbook entry from the night shift stated: “ISOM: Packed raff with raff.” The term “pack” is jargon used in the refinery; to “pack” a piece of equipment is to fill it with product; in this case, with liquid raffinate feedstock.
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conditions, such as unit startup, the risk of operators having dissimilar understandings of the state of the process unit is even greater (Lardner, 1996). Effective communication is accomplished by clearly defining roles and responsibilities regarding communication for every employee, and establishing a communication protocol among key operating positions, particularly during shift changes. 3.3 Malfunctioning Instrumentation The Board Operator’s decision-making was influenced by incorrectly calibrated instrumentation on the raffinate splitter tower (Section 7.0). Accurate instrument readings of process conditions, such as product level, are critical during unit startup, as they provide the operator with a way to monitor the process and help the operator detect system irregularities. When instrumentation provides false or misleading information, accidents are likely.74 During the March 23, 2005, startup, the level transmitter indicated that the liquid level in the splitter tower was gradually declining, although it was actually rising.75 At 1:04 p.m. (approximately 16 minutes before the explosions), the level indicator read 78 percent (a height of about 7.9 feet or 2.41 m) in the tower); however, the tower level was actually at 158 feet (48.16 m). Operations personnel involved in the raffinate section startup were unaware that the transmitter’s reading was inaccurate.
73 The tank farm area logbook from the March 22, 2005, night shift states “*Filling up on RAFF” referring specifically to one of the heavy raffinate storage tanks. 74 The history of accidents and hazards associated with distillation tower faulty level indication, especially during startup, has been well documented in technical literature. See Kister, 1990. Henry Kister is one of the most notable authorities on distillation tower operation, design, and troubleshooting. 75 The liquid level read 97 percent when startup was resumed at 9:51 a.m., but dropped to 78 percent by 1:04 p.m.
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The Day Board Operator stated that he saw the declining level in the tower over three hours prior to the incident and believed the level was accurate, as he expected that the level would decline as the tower heated up and the system returned to normal operating limits. The Board Operator’s belief that the tower level was accurate was reinforced by the redundant high level alarm’s failure to activate.76 This alarm provided a redundant high level indication should the level transmitter malfunction.77 However, this alarm’s set-point was not known to operations personnel or provided in the procedure, control data, or training materials.78 The lack of a set-point at which the alarm would sound made recognizing the failure of the alarm less apparent. And because the separate alarm did not sound, the Board Operator believed this confirmed the fact that the level had actually dropped in the tower as liquid raffinate left the tower and circulated to the other unit equipment. He did not verify his conclusion about the decline in tower liquid level with any other operations personnel. In addition, had the tower level sight glass been clean and functional, it could have provided a visual verification of the actual tower level. However, because it was dirty and unreadable79 (Section 7.1) the tower liquid level could not be visually verified and compared against the level transmitter reading. The Board Operator truly had no functional and accurate measure of tower level on March 23, 2005.
76 Control system alarms alert operators of abnormal process conditions via illuminated displays and audible devices on the computerized control system workstation monitors. 77 The splitter tower had two alarms associated with the level transmitter. A high level alarm set at 72 percent was activated for the entire period of the startup. This alarm was expected to sound, as operators purposely filled the tower above the range of the level transmitter during startup (see section 4.1). The Board Operator said that he remembered seeing this alarm acknowledged when he came on shift; it was acknowledged during the night shift prior to his arrival. 78 Post-incident calculations determined that the redundant high level alarm was set at 78 percent or approximately 8 feet high in the tower; had it worked during the startup, it would have sounded during the night shift when the operator filled the tower to 99.9 percent of the transmitter’s span. 79 Post-incident testing confirmed that the sight glass was dirty and unreadable at the time of the incident. This instrument had a history of being dirty and non-functional.
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Poor Computerized Control Board Display The AU2/ISOM/NDU complex is monitored and controlled via a computerized control system80 in a central control room in the AU2 unit. (Appendix K provides a full description of the complex’s system.) The Board Operator – far removed from the physical location of the process unit undergoing startup81 – depended on the system to provide him with crucial process information, which requires a well-designed control board. On the day of the incident, however, the computerized control system display provided neither flow data in and out of the raffinate unit on the same display screen, nor a material balance calculation, hindering the Board Operator’s ability to recognize the need to send liquid raffinate to storage. To prevent flooding the tower, liquid raffinate entering the process would have to be balanced with the products leaving the unit.82 The computerized control system screen that provided the reading of how much liquid raffinate was entering the unit was on a different screen from the one showing how much raffinate product was leaving the unit (Figure 14). Having the two feed readings on separate screen pages diminishes the visibility and importance of monitoring liquid raffinate in versus out, and fails to make the imbalance between the two flow readings obvious.
80 A computerized control system, often referred to as a DCS or distributed control system, is a data tracking-and- control system that provides operations staff a visual and auditory account of the state of the process unit(s) and allows operators to alter the unit’s state by manipulating the system’s controls (keyboard, mouse, and touch screens). 81 Based on a process and instrumentation diagram of the West plant, the centralized control room was approximately 500 feet (152.4 m) from the east side of the ISOM unit. 82 A material balance calculation is used to determine how much total liquid is in a given unit; it is determined by comparing the amount of incoming feed to the amount of outgoing product, and requires knowledge of how much liquid the total system needs to maintain and run the process smoothly.
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84 Product leaving the Unit Product leaving the Unit
Figure 14. The Board Operator viewed this screen, which provides information on raffinate product leaving the unit but not the liquid being added to the unit. A poorly designed computerized control system display was found to be a cause in another major incident, the 1994 explosions and fire at a Texaco plant in Milford Haven, in the United Kingdom. The control system did not calculate the material balance of the system and the operators did not know how to make such calculations. The computerized control system was also configured to display only portions of the unit in discrete detailed sections, and did not allow for a complete overview of the process, just like the control system screens for the Texas City ISOM unit. The U.K. Health and Safety Executive83 recommended that computerized control systems include a process overview and, as appropriate, material balance summaries to ensure full process oversight by operators (HSE, 1997).
83 The Health and Safety Executive is Great Britain’s enforcement authority (in conjunction with local governments) for the Health and Safety Commission, a governing body that is responsible for the regulation of health and safety in the workplace.
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Ineffective Supervisory Oversight and Technical Assistance During Unit Startup The ISOM/AU2/NDU complex lacked effective supervisory oversight during the startup of the raffinate unit. When Day Supervisor A left the refinery for a family medical emergency, 84 no technically trained personnel with ISOM unit experience were assigned to assist and supervise the Board Operator. Two significant staffing issues arose: it was unclear who was responsible for ISOM unit supervision once Day Supervisor A left, and the one individual available to provide such supervision lacked technical knowledge of the unit. Had the second Day Supervisor on shift (Supervisor B) left his work at the ARU to assist in the raffinate startup, his presence in the control room would likely not have been helpful, as he had little technical expertise on the unit.85 The two Process Technicians (PTs) who had ISOM knowledge and experience were not assigned to assist with the startup.86 Amoco’s process safety guideline, “Supervisory Personnel – Startups and Shutdowns,” adopted by BP, states that times of unit startup and shutdown are often unpredictable and much more likely than normal operations to go awry. For this reason, the BP guideline states: “Experienced operating personnel should be assigned to each process unit as it is being started up and as it is being shut down.”87 Examples of such personnel who could provide supplementary assistance include supervisors and operating specialists. BP unit management also concluded that supervisory assistance would be needed during unit startups in a
84 The Day Supervisor had to attend to a family medical emergency. 85 The second Day Supervisor joined the AU2/ISOM/NDU complex after 25 years at the BP Texas City chemical plant. According to BP South Houston Process Safety Management standard “Training for Process Safety” (SH- PSM_5),” unit supervisors were required only to have an awareness of startup procedures and safe operating limits. This type of training is documented but does not require verification. 86 The two PTs knowledgeable in both the board and outside operator job duties were assigned temporary positions at the ARU where they were paid more to participate in those turnaround activities. 87 The Amoco Petroleum Products Process Safety Guideline No. 4, “Supervisory Personnel – Startups and Shutdowns,” last revision 12/18/97, continues: “For all critical phases of start-ups and shutdowns, technically trained personnel knowledgeable in the process should be readily available.”
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MOC analysis conducted in 2001.88 However, on March 23, 2005, Texas City management did not ensure that such personnel were assigned to the startup. 3.6 Insufficient Staffing During Start Up On March 23, 2005, the ISOM unit was understaffed for the task of unit startup. One board operator was in charge of monitoring and controlling the NDU, AU2, and ISOM units, which under normal conditions, would take about 10.5 hours of a 12-hour shift to run,89 if all units would be running at a steady state (normal), according to a BP assessment. On the morning of the incident, however, the Board Operator was also responsible for managing the startup of the ISOM raffinate section.90 A startup is an abnormal unit condition that requires significantly more manual control of a process, as well as critical thinking and decision-making that goes beyond normal unit operation. Human factors experts have compared operator activities during routine and non-routine conditions and concluded that in an automated plant, workload increases with abnormal conditions such as startups and upsets. For example, one study found that workload more than doubled during upset conditions (Reason, 1997 quoting Connelly, 1997). Startup and upset conditions significantly increased the ISOM Board Operator’s workload on March 23, 2005, which was already nearly full with routine duties, according to BP’s own assessment. The Day Board Operator had little assistance for the startup and upset conditions at the control board on March 23, 2005. During the mid-morning hours, the Day Supervisor for the unit left the refinery and no
88 The MOC’s action item stated: “Consider revising the planned startup and planned shutdown procedures to require an asset supervisor be assigned to shift.” This action item had a target resolution date of 12/21/01; it remains open. 89 Hours/shift of steady-state operations was calculated by the BP assessment team via direct observation: the number of observable tasks was listed and the following equation was used: ∑(time/task)/Observation time = percent activity, plus 0.5 (or up to 1.0) minute for the time between each task. 90 During the day shift on March 23, 2006, the NDU and the AU2 units were running fully and part of the ISOM unit was in circulation.
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87 substitute personnel with ISOM experience replaced him. The Lead Operator – who had board operator experience but was assigned as an outside operator – was involved in organizing contractor work and training two new operators. The other ISOM operators with experience in control board operation during unit startup (the PTs) were at the ARU unit finishing startup activities. In the years preceding the incident, the concern about insufficient staffing had been raised numerous times (Appendix L). In 2001, a MOC analysis was conducted when the NDU was built and its board responsibilities were added to those of the AU2/ISOM board operator. An action item stated: “Extend the requirement to have two board operators for any planned startup or planned shutdown activities to include NDU.” Even though the MOC analysis required two Board Operators for any startup, Texas City management did not implement this recommendation for startups of the raffinate section of the ISOM unit. Instead, a second board operator was brought in only during specific times during ISOM startup.91 This was not the first time that operations personnel recognized the need for two board operators during startup and shutdown. A 1996 Amoco staffing assessment of all units in the refinery stated: “Personnel are concerned that under a minimum staffing scenario they would be unable to manage historic upsets.” Then in 1999, a MOC for the consolidation of AU2 and ISOM resulted in a recommendation to revise the ISOM planned startup and shutdown procedures to require that an additional independent/dedicated board operator be present to help with critical transitions during times of unit startup and shutdown.92 Five months prior to the incident, an experienced ISOM supervisor expressed concern to Operations Management that two board operators were needed to safety operate all three units, particularly during
91 ISOM startup procedure SOP 101.0 specifies that a second board operator shall be brought in only during certain activities, such as when another unit in the complex is being startup up concurrently with the ISOM and when introducing feed into the Penex reactors. 92 The startup of a highly hazardous process unit has a higher level of risk than normal operations because it requires more manual operation and higher-level critical thinking by the operators, and thus the entire startup process would be considered a critical transition. “Critical transitions” were not defined in the MOC.
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times of unit upsets.93 In January 2005, the Telos safety culture assessment informed BP management that at the production level, plant personnel felt that one major cause of accidents at the Texas City facility was understaffing, and that staffing cuts went beyond what plant personnel considered safe levels for plant operation. 3.6.1 Refining and Corporate Management Decisions Affected Staffing Despite a history of recommendations and requests for additional staffing during times of unit startup and shutdown, Amoco and BP management cut staffing budgets in the years prior to the March 23, 2005, incident. In 1994, Amoco reviewed staffing to determine if operations staffing could be adjusted to Solomon performance indices. This review concluded that reducing headcount at Texas City and at the Whiting site in Indiana by the 18 percent necessary to match the Solomon first quartile average would save Amoco between $22 and $33 million in operating expenses. If staffing could be reduced 31 percent, reaching the “Best class Solomon manpower index,” the company would save $42 to $61 million. Such changes would result in staffing for normal operations only, where each operations crew is “staffed at a ‘lean’ level, i.e., no additional personnel on hand to guard against ‘peaks’ such as safe-offs,94 absences, and so on.”95 In 1999, BP cut fixed costs nearly 25 percent (see Section 9.4.3), resulting in plant-wide staffing reductions,96 and combined and consolidated from two to one the board operator positions for the AU2 and ISOM units.
93 Email from an AU2/ISOM/NDU Supervisor to Operations personnel and Texas City management, including the Superintendent of the AU2/ISOM/NDU, dated November 11, 2004. 94 A safe-off is a procedure for emergency shutdown of a process unit in the event of a process, utility, and/or equipment failure. 95 McKinsey study, November 2, 1994, commissioned for the Amoco Oil Company 96 The Texas City Business Unit Strategy document, dated October 1999, stated that the budget targets could be accomplished, in part, by reducing staffing by “roughly 15% fewer employees.”
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Despite these cuts, in a 2004 compliance strategy document, Texas City management stated: “In the face of increasing expectations and costly regulations, we are choosing to rely wherever possible on more people dependant and operational controls rather than preferentially opting for new hardware. This strategy [will place] greater demands on work processes and staff to operate within the shrinking margin for error.”97 Texas City management’s cost-cutting resulted in a greater reliance on its operations personnel, specifically the frontline operators, and less on hardware improvements. Yet the company had been significantly reducing the number of these frontline operators since the 1996 Amoco staffing study examined all units for potential staffing cutbacks. And, as section 3.8 discusses, training of the reduced operations personnel was less than adequate. 3.7 Operator Fatigue On the day of the incident, the Day Board Operator was likely fatigued, experiencing both acute sleep loss98 and cumulative sleep debt.99 He had worked 12-hour shifts for 29 consecutive days and generally slept five to six hours per 24-hour period, although he reported feeling most rested with seven hours of sleep per night. The Night Lead Operator, who filled the tower from the satellite control room, worked 33 consecutive days, from February 18–March 23, 2005. The Day Lead Operator – who was training two new operators, dealing with contractors, and working to get a replacement part to finish the ISOM turnaround work – had been on duty for 37 consecutive days, from February 14 until March 23, 2005. Finally, another experienced outside operator, who was helping the Day Lead Operator, worked 31 consecutive days, February 21–March 23, 2005. All of these individuals were working 12-hour shifts.
97 The Compliance Strategy document was part of a collection of Texas City documents presented to the Global Chief Executive for Refining and Marketing in July 2004 as the strategy adopted at the Texas City refinery. 98 Acute sleep loss is the amount of sleep lost from an individual’s normal sleep requirements in a 24-hour period. 99 Cumulative sleep debt is the total amount of lost sleep over several 24-hour periods. If a person who normally needs 8 hours of sleep a night to feel refreshed gets only 6 hours of sleep for five straight days, this person has a sleep debt of 10 hours.
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Based on an analysis of this information (see below), operator fatigue likely contributed to the incident by impairing operator performance. Fatigue can increase errors, delay responses, and cloud decision-making (Rogers et al., 1999; HSE, 2005). Research also shows that complex task decision-making that requires innovative, flexible thinking and planning are sensitive to fatigue (Rogers et al., 1999; Rosekind, et al., 1996) (Appendix M). Based on their work schedules, many of the ISOM operators were likely fatigued; however, this analysis focused on the Day Board Operator because he had a primary role on the day of the incident. The investigation focused on two questions: 1) Were identifiable fatigue factors100 present at the time of the incident?; and 2) If yes, did fatigue-related performance loss contribute to or cause the accident? The CSB used a methodology employed by the NASA Fatigue Countermeasures Program and the National Transportation Safety Board (NTSB) to assess operator fatigue in accidents.101 Using this methodology and evidence from the incident, the CSB concluded that fatigue was a likely contributing factor. 3.7.1 Fatigue Factors Identifiable fatigue factors were present at the time of the incident. On March 23, 2005, the Day Board Operator had been working 12-hour shifts, seven days a week, for 29 consecutive days.102 The operator’s commute to and from work took between 30 and 45 minutes each way, providing him 10.5-11 hours off from work each day. The operator spent this time with his wife and children, and used it to take care of family duties, household chores, and errands. Some of this time was also needed for meals and to prepare
100 Fatigue factors are physiological aspects of an individual’s sleep/wake cycle that underlie fatigue. Two core fatigue factors are 1) acute sleep loss and cumulative sleep debt; and 2) continuous hours of wakefulness. (Rosekind et al., 1993). 101 This methodology has been used in NTSB investigations of pipeline board operators and in transportation incidents. As the tasks of board operators, pilots, and drivers parallel each other in that they all deal with issues of critical decision-making, attending to/monitoring partially automated systems, reacting quickly to abnormal conditions, and rectifying deviations from normal conditions, the CSB used this methodology in its investigation. 102 According to company records, his last day off from work was February 21, 2005, 30 days prior to the incident.
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for bed at night and work the next day. He reported that, due to these factors, he routinely got five to six hours of sleep per night, about 1.5 hours less than he slept during his normal work schedule. Losing 1.5 hours of sleep in a 24-hour period for 29 straight days, the Board Operator had accumulated a sleep debt of 43.5 hours.103 Without any days off from work during that period, the Board Operator had little opportunity to reduce that sleep debt and minimize the effects of chronic sleep loss. Research suggests that even short breaks from work tasks can often lessen the severity of accumulated fatigue (Rosekind et al., 1996). However, the Board Operator also reported that he rarely took official/scheduled rest breaks during his shift and ate meals in front of the board. The work-sleep schedule of the Day Board Operator highly suggests fatigue, and the other operators of the unit were also likely experiencing the effects of fatigue. According to the Baker Panel findings, the average rate of overtime for operators and maintenance personnel at the Texas City refinery in the past four years was 27 percent, with several employees exceeding 68 percent (Baker et al., 2007). The Baker Panel Report concluded that such overtime rates were excessive, would likely compromise safety, and were symptomatic of understaffing (Baker et al., 2007). 3.7.2 Operator Performance Impaired by Fatigue Evidence suggests that the operators’ fatigue degraded their judgment and problem-solving skills, hindering their ability to determine that the tower was overfilling. Fatigue Impaired Judgment and Decision-Making The Board Operator, as well as the outside operators, did not recognize that feed was entering the tower but not being removed from the unit for three hours, that the tower was overfilling, or that the consequences of the tower flooding might be catastrophic. Throughout the startup on March 23, 2005, the
103 If he was getting 5.5 hours of sleep per night, he was suffering from an acute sleep loss of 1.5 hours/night. 1.5(29 days) = sleep debt of 43.5 hours (about a month and a half of lost sleep).
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92 3.7.2.2 operations personnel did not make the connection between adding feed to the unit and the risk of explosions and fire. It is common for a person experiencing fatigue to be more rigid in thinking, have greater difficulty responding to changing or abnormal circumstances, and take longer to reason correctly (Rogers et al., 1999). Fatigue Contributed to Cognitive Fixation In the hours preceding the incident, the tower experienced multiple pressure spikes. In each instance, operators focused on reducing pressure: they tried to relieve pressure, but did not effectively question why the pressure spikes were occurring. They were fixated on the symptom of the problem, not the underlying cause and, therefore, did not diagnose the real problem (tower overfill). The absent ISOM-experienced Supervisor A called into the unit slightly after 1 p.m. to check on the progress of the startup, but focused on the symptom of the problem and suggested opening a bypass valve to the blowdown drum to relieve pressure. Tower overfill or feed-routing concerns were not discussed during this troubleshooting communication. Focused attention on an item or action to the exclusion of other critical information – often referred to as cognitive fixation or cognitive tunnel vision – is a typical performance effect of fatigue (Rosekind et al., 1993).
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- 7.3
Lack of a BP Fatigue Prevention Policy BP has no corporate or site-specific fatigue prevention policy or regulations. The contract between the United Steelworkers Union and BP provides a minimum number of hours per work week requirement, but not a maximum.104 According to BP, “operators were expected to work” the 12-hour, 7-days-a-week turnaround schedule, although they were allowed time off if they had scheduled vacation , used personal/vacation time, or had extenuating circumstances that would be considered on a “case-by-case” basis.105 OSHA, the API, the NPRA, or others have no regulations or industry safety guidelines on fatigue prevention that applies to the chemical process industry or oil refinery workers. However, regulations do exist for a variety of other industries, such as the nuclear sector, aviation, and motor carriers. Some European countries have also begun to regulate employee fatigue (Appendix N). The NTSB has also recognized the effect of fatigue on job performance and has included, in its “Most Wanted Safety Improvements,” a recommendation to the U.S. Department of Transportation for employee working hour limits in all modes of transportation to prevent accidents and incidents caused by human fatigue.106 Companies involved in high-hazard processes must establish a shift work policy to minimize the effects of fatigue, especially because individuals are poor self-assessors and are less likely to admit they are too fatigued to work safely. The shift work policy should aim to manage both normal shift patterns/rotations
104 In March 1999, ISOM operators, including the Day Board Operator, attended a training course, “Are You Alert Through Your Shift?”; however, BP was unable to provide the course materials to the CSB because the document’s retention period expired. According to BP, documents are no longer considered “active” if they are not “referenced on a regular basis, generally more than once each month or during the current fiscal year.” The March 1999 date was the only recorded time the ISOM operators on duty on March 23, 2005, took a course on workplace fatigue. 105 BP response to CSB interrogatory request for information, December 15, 2006. 106 http://www.ntsb.gov/recs/mostwanted/intermodal_issues.htm.
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94 and temporary situations, such as turnarounds, by limiting the number of working hours per 24-hour period and the number of consecutive days at work. The Day Board Operator, and the entire operations crew working the turnaround schedule, was likely experiencing significant effects of fatigue on March 23, 2005. By degrading judgment and causing cognitive fixation, fatigue likely contributed to the overfilling of the raffinate splitter tower. 3.8 Inadequate Operator Training Inadequate training for operations personnel, particularly for the board operator position, contributed to causing the incident. The hazards of unit startup, including tower overfill scenarios, were not adequately covered in operator training. BP Board Operator Training consisted of new-hire basic operator training; a two-day generic troubleshooting course; computer-based tutorials; and on-the-job training. (Appendix O provides a more detailed description of the Board Operator’s training.) The ISOM unit operator training program did not include • training for abnormal situation management, the importance of material balance calculations, and how to avoid high liquid level in towers; • effective verification methods of operator knowledge and qualifications; and • a formal program for operations crews to discuss potentially hazardous conditions, such as startup or shutdown, to enhance operator knowledge and define roles. 3.8.1 Training for Abnormal Situation Management Operator training for abnormal situations was insufficient. Much of the training consisted of on-the-job
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instruction, which covered primarily daily, routine duties. With this type of training, startup or shutdown procedures would be reviewed only if the trainee happened to be scheduled for training at the time the unit was undergoing such an operation. BP’s computerized tutorials provided factual and often narrowly focused information, such as which alarm corresponded to which piece of equipment or instrumentation. This type of information did not provide operators with knowledge of the process or safe operating limits. While useful for record keeping and employee tracking, BP’s computer-based training often suffered “from an apparent lack of rigor and an inability to adequately assess a worker’s overall knowledge and skill level” (Baker et al., 2007). Neither on-the-job training nor the computerized tutorials effectively provided operators with the knowledge of process safety and abnormal situation management necessary for those responsible for controlling highly hazardous processes. Training that goes beyond fact memorization and answers the question “Why?” for the critical parameters of a process will help develop operator understanding of the unit. This deeper understanding of the process better enables operators to safely handle abnormal situations (Kletz, 2001). The BP Texas City operators did not receive this more in-depth operating education for the raffinate section of the ISOM unit. According to BP’s training requirements, operators were expected to spend five hours per year reviewing startup and shutdown procedures as part of their normal operating duties. The infrequency of unit startups, in conjunction with the inherently higher risk for accidents during such a time, requires focused and frequent training. Indeed, due to the high-risk associated with such abnormal conditions, the need for training on these infrequent events may be greater than the training needs for normal operation. BP did not train board operators on the hazards of overfilling towers. The two-day troubleshooting course for board operators did not discuss the consequences of overfilling, and neither the training guides nor the ISOM safe-off107 procedures provided sufficient guidance on operator response to tower overfilling.
107 A safe-off is a procedure for emergency shutdown of a process unit in the event of a process, utility, and/or equipment failure.
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96 The BP training program did not include specific instruction on the importance of calculating material balances, and the startup procedures did not discuss how to make such calculations. As a result, the Day Board Operator did not have a full understanding of the material balance for the ISOM unit. 3.8.2 Verifying Operator Knowledge and Qualifications For several years leading up to the March 23 incident, Texas City managers did not effectively conduct performance appraisals to determine the knowledge level and training development plans of most AU2/ISOM/NDU operators. The refinery-wide 2004 Operator Competency Assurance Model (OCAM) audit108 results stated that only 25 percent of ISOM unit operators were given performance appraisals annually.109 The results of the OCAM audits also revealed that zero individual operator development plans were created for ISOM unit operators in 2003 and 2004. In addition, no Standard Operating Instructions (SOI) existed for the Board Operator position at the time of the March 23, 2005, incident, even though a SOI had been created for the Outside Operator position. The training materials specific to the board operator position were also very limited in scope and detail (Appendix O.1.4). 3.8.3 Simulators Not Used to Train for Hazardous Scenarios Simulation technology was unavailable to the AU2/ISOM/NDU board operators, despite their reported success in improving employee knowledge at BP’s Cherry Point facility (Baker et al., 2007) and the BP chemicals plant adjacent to the Texas City refinery. Gun drills, or verbal discussions of potential
108 The OCAM audit was a unit assessment of its training program, materials, and appraisal methods, as well as a review of unit records to determine if and how operator performance was being measured and tracked. General audits of the Texas City site were done in 2001 and 2002. Full audits of all refinery units were conducted in 2003 and 2004. 109Contrary to the OCAM audit findings, the 2003 and 2004 performance records for the person responsible for conducting/facilitating the operator evaluations reported that 100 percent of the appraisals were completed.
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97 hazardous situations that operators could face while working the unit, were not formally and consistently held for shift crews to develop operator understanding of the ISOM unit’s risks. The need for continual training on hazardous operations was raised multiple times in the years leading up to the incident. The 2001 MOC for adding NDU responsibilities to the AU2/ISOM board operator position resulted in an action item to develop a simulator for the board operator position or an effective gun drill110 program that would test operator understanding of the units. However, the OCAM audit in both 2003 and 2004 found no evidence that a gun drill program was in effect, even though the MOC documentation incorrectly stated that a gun drill program had been developed.111 Only one gun drill is listed in the Board Operator’s training records and it was conducted on May 9, 2004; no records besides a list of those who attended have been maintained by the company. Texas City management did not incorporate simulators in its training program, despite ISOM incident investigation recommendations112 that urged their use to ensure that operators develop the critical decision-making skills necessary for running hazardous chemical processing units. Beginning in 2000, BP’s Learning & Development (L&D) department had also pressed site management to equip units with simulators, but was unsuccessful. After the March 2005 incident, the head of L&D department stated that lack of funding was why simulators were not being incorporated into the operator training program: “Big push back has always been initial cost and people/resources/cost to keep current. We could have equipped
110 A gun drill is a verbal discussion by operations and supervisory staff on how to respond to abnormal or hazardous activities and the responsibilities of each individual during such times. A gun drill program – regularly scheduled and recorded gun drills – had been established at other units at the Texas City refinery but not for the AU2/ISOM/NDU complex. 111 The actual date of action item resolution on the MOC documentation is April 25, 2003, 24 days after the 2003 audit was conducted. 112 An incident at the FCCU3 unit in the Texas City refinery led to the following Investigation Report recommendation: “consider providing simulator training for all board operating personnel” (FCCU3 Incident Investigation report, dated February 28, 2003).
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98 M unit). every process unit across TCR [Texas City Refinery] with several simulators for what the ISOM incident will cost us.” 113 3.8.4 Refinery and Corporate Management Decisions Affected Training Corporate-level decisions, such as budget and staff reductions, impaired the delivery of training at the Texas City site. Between 1998 and 2004, the budget for the Texas City refinery L&D department was cut in half, from $2.8 to $1.4 million, and its staff was reduced from 28 to eight.114 At the time of the incident, four PSM positions, which could have assisted with training and gun drills, were also vacant in the West Plant of the refinery (which included the ISO To make up for fewer L&D trainers, BP Texas City went to computer-based training for policies, procedures, and process unit lessons. This type of training saved the company money, according to the individual who, at the time of the incident, was head of the L&D: “[computer-based training] was definitely a cost decision…made across the site; we will push computer based training to you as opposed to bringing you the classroom training…it was a business decision to minimize costs.”115 However, operators who require training for abnormal conditions would not benefit from computer-based training that often focuses on memorizing facts, not troubleshooting unusual events. In 1999, responding to London executives’ call to cut fixed costs 25 percent, Texas City refinery management agreed to implement a number of cost-reduction actions that affected training, including: • reducing/limiting off-shift board operator training; • renegotiating with the Union to eliminate one hourly training coordinator;
113 Email from the head of Learning & Development (L&D) department to L&D staff, dated 4/17/2006. 114 These figures are for all of BP South Houston; Texas City received approximately 60 percent of the allocated budget and personnel during these years. 115 Interview with the head of BP’s Learning & Development department at the time of the March 23, 2005, incident.
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99 • eliminating all non-OSHA required training for the “short term”;116 • reducing the training plan for outside operators and maintenance crafts; and • eliminating the central training organization of the refinery.117 While the Texas City site’s training department’s budget and process safety staff were being cut beginning in 1999, corporate BP identified a gap in training at the refinery. A 2003 external audit found that “[t]raining in most areas is not up to the challenge of performance expectations and anticipated turnover.”118 The OCAM audits also revealed similar inadequacies; in fact, these audits determined that the unit training coordinator for the ISOM/AU2/NDU spent only about 5 percent of his time actually training personnel. Instead of training, his time was spent filling in for the superintendent, working or supporting a turnaround or project, doing extended work on resolving hazard and operability study (HAZOP) action items, scheduling unit personnel, and filling in on shift for another frontline supervisor. The OCAM audits also found that the budget for both 2003 and 2004 allowed only for initial job and OSHA-required refresher training; there was no budget allowance for increasing the competency of current operators.
116 The duration of “short term” was not disclosed in the document. 117 The Texas City Business Unit 1999 Cost Reduction Plan Action Items. 118 The 2003 external GHSER audit, BP South Houston, September 22, 2003.
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Failure to Establish Effective Safe Operating Limits BP had established safe operating limits for some ISOM process parameters; however, the ISOM operating limits did not include limits for high level in the raffinate splitter tower. The documentation for the operating limits established limits for process indications like pressure, level, and flow; described the effects of deviating from those limits; and listed recovery methods to avoid operating beyond those limits. Upper and lower limits for process parameters and consequences of deviation are necessary for safe plant operation and are required by the OSHA PSM Standard [29 CFR 1910.119 (d)(2)(i)(D) and (E)]. The only operating limit addressed in BP documentation for safe operation of the raffinate splitter tower was high tower pressure, which was incorrectly listed at 70 psig (482.6 kPa).119 The document did not address a safe operating limit or consequences of deviation for high splitter tower level. Further, none of the three distillation towers in the ISOM unit specified an operating limit for high tower level. BP had implemented an operating envelope program designed to increase oversight over process operations and critical parameters, which addressed both safety, environmental, and economic operating limits. Refinery management cited the program in safety assurance reports to BP Group managers as an important way to control operational risks. The operating envelope program data, including information indicating when unit operation occurred outside the limits, were stored electronically and were accessible to the board operator, supervisors, and other personnel on the refinery computer network. The program was intended to capture the frequency and duration of operating limit deviations so that management could oversee how the plant was operating and implement needed corrective action. Operating beyond the “not to exceed” limits set in the envelope was intended to trigger an incident report or a MOC process if the activity was repeated or prolonged. However, the operating envelope’s
119 The ISOM Safe Operating Limit document had not been updated to correct the tower pressure limit since the maximum allowable operating pressure was lowered to 40 psig in 2003.
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101 computerized reporting mechanisms to operations managers were not operational because the program’s reporting feature was never activated. In addition, the operating envelope for the ISOM unit did not address the upper operating limit for the raffinate splitter tower level or other distillation towers in the ISOM; consequently, the frequency or duration of instances of high splitter tower level were not recorded. The history of abnormal raffinate section startups with high tower level rising beyond the range of the transmitter was not captured as a “not to exceed” deviation or reported to operations management by the operating envelope system. BP’s ISOM process documentation did not address the consequences of high tower level or actions to take to recover from operating outside the safe operating limit. Safe operating limit documentation, procedures, and training must address the consequences of deviating from key process parameters such as tower level, and provide information on actions to take to return the process to normal conditions. This information is critical for operators to safely respond to abnormal conditions (CCPS, 1995a). 3.10 Distraction Not a Factor Phone calls and a safety meeting in the control room on March 23, 2005, were investigated as potential distractions for the Board Operator; however, a review of available evidence suggests that neither issue was a likely distraction. The phone calls into and out of the centralized control room were limited in number and duration during the startup. And the historical control board data does not indicate that the Board Operator’s decision-making was affected by the safety meeting. (Appendix P provides a more detailed discussion of both concerns.)
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102 3.11 Summary Numerous underlying latent conditions collectively influenced the decisions and actions of the operations personnel at the AU2/ISOM/NDU complex. These safety system deficiencies created a workplace ripe for human error to occur.
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103 4.0 INCIDENT INVESTIGATION SYSTEM DEFICIENCIES The CSB found evidence to document eight serious ISOM blowdown drum incidents from 1994 to 2004; in two, fires occurred. In six, the blowdown system released flammable hydrocarbon vapors that resulted in a vapor cloud at or near ground level that could have resulted in explosions and fires if the vapor cloud had found a source of ignition. In an incident on February 12, 1994, overfilling the 115-foot (35-meter) tall Deisohexanizer (DIH) distillation tower resulted in hydrocarbon vapor being released to the atmosphere from emergency relief valves that opened to the ISOM blowdown system. The incident report noted a large amount of vapor coming out of the blowdown stack, and high flammable atmosphere readings were recorded. Operations personnel shut down the unit and fogged the area with fire monitors until the release was stopped. In August 2004, pressure relief valves opened in the Ultracracker (ULC) unit, discharging liquid hydrocarbons to the ULC blowdown drum. This discharge filled the blowdown drum and released combustible liquid out the stack. While the high liquid level alarm on the blowdown drum failed to operate, the hydrocarbon detector alarm sounded and fire monitors were sprayed to cool the released liquid and disperse the vapor, and the process unit was shut down. These incidents were early warnings of the serious hazards of the ISOM and other blowdown systems’ design and operational problems. The incidents were not effectively reported or investigated by BP or earlier by Amoco (Appendix Q provides a full listing of relevant incidents at the BP Texas City site.) Only three of the incidents involving the ISOM blowdown drum were investigated. BP had not implemented an effective incident investigation management system to capture appropriate lessons learned and implement needed changes. Such a system ensures that incidents are recorded in a centralized record keeping system and are available for other safety management system activities such as
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104 incident trending and process hazard analysis (PHA). The lack of historical trend data on the ISOM blowdown system incidents prevented BP from applying the lessons learned to conclude that the design of the blowdown system that released flammables to the atmosphere was unsafe, or to understand the serious nature of the problem from the repeated release events. BP’s problems with its incident investigation system were not isolated to the ISOM unit. In the two years before the incident, refinery audits and other reviews indicated larger problems with the Texas City incident investigation system. A 2003 external audit120 found that “a coordinated, self-monitoring and self-assessment process is not evident throughout the line organization.” A 2004 audit121 graded as “poor” how incident investigation information was analyzed to monitor trends and develop prevention programs.
120 2003 GHSER Audit Report, BP South Houston, September 22, 2003. 121 2004 GHSER Assessment, Texas City Site, August 2004.
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105 5.0 EQUIPMENT DESIGN 5.1 Hazards of High Tower Level The hazards of overfilling distillation towers were not well understood by Texas City management and operations personnel; however, overfilling incidents in the process industry have been well-documented. Distillation tower expert Henry Kister (2003) analyzed recent trends in distillation tower malfunctions from 900 case histories, and found that more problems initiate at the tower base than in any other section, with half of the tower base malfunctions involving high liquid level. Kister (2006a) reports several incidents where the high level led to liquid discharges into the tower overhead equipment. For vessels generally, the U.K. Health and Safety Executive similarly found, in its analysis of 718 loss of containment incidents, that overflow was the second leading cause (Collins & Keely, 2003). In his case history review, Kister concludes that faulty level measurement and control are the primary causes of tower high level events, as seen in this ISOM incident (Kister, 2006a & 1990). 5.2 Previous Tower Overfilling Incidents The hazards of high tower level were also known from a previous ISOM incident investigation. As section 4.0 discussed, on February 12, 1994, another ISOM distillation tower was overfilled with liquid. The investigation report states that the level indication reached 91 percent and remained there while operators struggled to lower the tower level over a 24- hour period. The tower remained in operation while an undiagnosed blockage in the bottom pumps caused the tower to fill with liquid. Overfilling led three pressure relief valves to open, and large amounts of hydrocarbon vapor were released from the blowdown stack. Like the 1994 tower overfill, the 2005 incident involved filling the raffinate splitter tower for several hours with no flow out of the bottom. In both incidents a malfunctioning level
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transmitter misled operations personnel about the actual liquid level in the tower. A high distillation tower level led to a fire and explosion incident reported by the U.K. Health and Safety Executive (1997). In July 1994, at the Texaco Milford Haven refinery, a plant upset resulted in liquid hydrocarbons being pumped into a distillation tower for several hours while liquid flow out of the bottom was shut off. This problem was undiagnosed by operations personnel, as the instruments indicating the outlet valve position, level, and flow out of the tower bottom provided inaccurate information. As a result, the tower over-pressured and caused a release of flammable hydrocarbons when outlet piping from the flare knock-out drum failed. The lessons from this incident were addressed to the U.K. refinery and petrochemical industry, including BP (HSE, 1997). The Health and Safety Executive found that the operators were not provided adequate information on process conditions and that Texaco was not adequately monitoring instrument maintenance and equipment inspection. 5.3 Level Indication Design None of the instruments that indicated raffinate splitter tower level were working properly on March 23,
- The tower level instrumentation consisted of a displacer type level transmitter, a level sight glass,
and two redundant level switches (high and low level), both of which failed to trigger alarms on the day of the incident.122 The tower level transmitter provided faulty readings and the level sight glass was dirty and non-operational. The tower was not equipped with an additional level indication or with pressure indicators that could have warned the board operator about high liquid level.
122 The low level switch failed to alarm but did not play a role in causing the incident.
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107 Kister concluded from his review of distillation tower malfunctions that reliable level monitoring is important in preventing high level incidents, so much so that facilities should “refrain from proceeding with a startup when a reliable level indication is absent” (Kister, 1990). Redundant level instrumentation extending above the range of the primary column level instruments is valuable for detecting excessive liquid levels (Kister, 2006a). Such instrumentation could include an upper displacement meter, a column bottom pressure transmitter, or a lower column differential pressure transmitter. However, to be effective, safety critical instrumentation, such as column bottom level instruments, must be maintained in a functional and correctly calibrated condition. After the 2005 raffinate splitter tower incident, BP experienced another distillation tower high level incident at its Whiting, Indiana refinery. On December 13, 2005, during unit startup, a distillation tower overfilled, leading to the filling of a flare knockout drum and liquid flow into the fuel gas system, causing flames to shoot out of two furnace fire boxes. A newly installed level transmitter was found to have failed, leading to overfilling the tower while the tower outlet valve was closed. Other pressure indicators on the tower that could have provided additional information on the high level condition were not working. The BP investigation team recommendations included installing an additional level indicator and repairing the two malfunctioning pressure indicators. 5.4 Automatic Safety Controls Even if the level instrumentation in the raffinate splitter column had operated properly, BP relied on the correct and timely action by operators and following procedures to prevent excessive column liquid levels. The tower was not equipped with automatic shutdowns or safety interlocks triggered by a high level, either of which could have provided additional protection against tower overfill.
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108 While procedures are essential in any process safety program, they are regarded as the least reliable safeguard to prevent process incidents. The CCPS has ranked safeguards in order of reliability (Table 3). Passive safeguards, such as reduced inventory of hazardous substances, cannot readily fail, but as in this case, are not always feasible. Procedural safeguards, such as operating procedures, because they rely on personnel consistently making correct and timely decisions while performing other duties and potentially while stressed or fatigued, are considered to be the least reliable. Table 3. Safeguard reliability (CCPS, 1996b) Reliability Type Examples Most Reliable Passive Safeguards Reduced inventory of hazardous substances Use of chemistry with reduced toxicity Less Reliable Active Safeguards Emergency shutdown systems Flare stacks Least Reliable Procedural Safeguards Operating procedures
Failures with potentially severe consequences, such as overfilling a column in flammable service, may require multiple, redundant, active safeguards. Examples of active safeguards that could reduce the likelihood or consequences of column overfilling include, but are not limited to • reducing and shutting off column feed on increasing high column level to prevent further material accumulation, • shutting down the reboiler on high column level to prevent damage to trays or massive carryover of liquid from the column, or • directing relief valve discharges to a high-capacity liquid knock-out system and flare stack.
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109 In its report on the Milford Haven explosion, the U.K. Health and Safety Executive recommended an automatic safety device such as the shutdown of tower feed to prevent overfilling (HSE, 1997). The Instrument Society of America has suggested high level overrides on column feeds to reduce, and eventually halt, the flow of material into a column if the liquid level is high (Buckley et al., 1985). For columns where the consequences of overfilling could be severe, redundant instrumentation and a high reliability safety instrumented system (SIS) are recommended. Such systems, which operate independently of the normal operating controls, improve the reliability of safeguards and help reduce the likelihood of catastrophic failures such as the March 23, 2005, incident. 5.5 Pressure Relief and Disposal System Design The investigation analyzed the design of the pressure relief system on the raffinate splitter tower and the disposal of the relief streams via the disposal collection header connected to the blowdown drum and stack. The analysis focused on the design basis of the relief and disposal system, calculations of relieving rates, and placement of equipment. The design basis was compared against the definition provided by the EPA in guidance materials for its Risk Management Program (40 CFR, Part 68): Design basis means documenting how the loads and sizes of the relief system, as well as inlet and outlet sizes were determined. This includes a description of overpressure scenarios considered, the scenario that creates the largest load to be relieved, the assumptions used and if the device meets a certain code…. (EPA, 2003). The importance of properly documenting the design basis of relief systems is discussed in the third edition of Lees’ Loss Prevention in the Process Industries: The core purpose of the relief system design basis documentation is two-fold: (1) to ensure that the entirety of the process unit is adequately protected against all credible sources of overpressure, and (2) to ensure that this design basis information is
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110 available to all interested parties throughout the operating life of the unit. These goals may be satisfied if the documentation captures the analysis process of the original designers of the unit’s pressure relief system (Mannan, 2005).
The analysis must also address credible overpressure scenarios to ensure that the relief devices are equipped to safely dispose of the effluent while not compromising overpressure protection. 5.5.1 Safety and Engineering Standards The Texas City refinery was owned and operated by Amoco Corporation prior to the merger with BP (Appendix D). Hence, the refinery and its equipment were designed and operated in accordance with Amoco and U.S. industry engineering codes and process safety standards. After the merger, former Amoco sites continued using the existing safety and engineering standards. Amoco and BP had developed a number of safety standards and engineering specifications that applied to safety relief valves, collection headers, and effluent systems; the most pertinent in use at Texas City were • Process Safety Standard No. 6, “Flare, Blowdown, Pressure Relief, Vent and Drain Systems for Process Units,” originally issued September 20, 1977 and updated in 1986, 1990, and 1994; • Engineering Specification 49D-2, “ISBL Equipment Location and Spacing,” October 21, 1992; • A CV-PLT-DISP-E, “Civil Plant Disposal Systems Engineering Specification,” October 1998; and • “BP Chemicals Relief Systems Design Guide”, Draft 1B, June 2001. 5.5.2 Pressure Relief System Design Basis Texas City management did not identify all credible overpressure scenarios, fully document potential overpressure events, or calculate relief flow rates for all the potential overpressure scenarios on the
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111 raffinate splitter (Appendix R). Without this information, Texas City management could not ensure that the blowdown disposal system was safely designed. The lack of design basis documentation also points to a failure of PSM systems, such as process safety information and PHA requirements. 5.5.3 Blowdown System Design Basis No evidence suggests that an analysis had been conducted to determine if the ISOM blowdown drum was safely designed. BP was unable to provide the CSB with any documents from the historical files concerning the original design basis of the blowdown drum and stack. No documents could be found indicating or showing that the blowdown drum could safely handle the effluent when the Heavy Ultraformate Fractionator (HUF) was installed in 1976, or after it was converted to a raffinate splitter in 1985 (Appendix E.1). While a contractor evaluated the other headers discharging into the blowdown drum when the ISOM unit was converted to a Penex reactor, the header from the raffinate splitter tower was not included in the evaluation. A BP engineer reviewed the results of the contractor’s study in March 1994 and erroneously concluded that all the relief headers had been examined and were properly sized. His conclusion was then used as justification for closing an action item from the 1993 PHA to review the unit’s relief valves to ensure that they were properly sized for current operation. And a 2003 process safety analysis action item for a review of the unit’s relief valves was never completed; the target date was March 31, 2005, eight days after the explosion. 5.5.4 Process Safety Standard No. 6 The Texas City refinery did not follow the requirements of Amoco’s Process Safety Standard (PSS) No. 6 (adopted by BP), which did not allow new atmospheric blowdown systems and required existing blowdown systems to be phased out. The policy required stacks to be converted to flare or closed system configurations “when the size of the existing facility is outgrown or when major modifications are made to the existing facility.” The policy also did not allow quenched blowdown systems (such as the ISOM)
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to relieve to the atmosphere. Based on this policy, the following requirements or events should have triggered the replacement of the ISOM blowdown system: • When the HUF fractionator was converted to a raffinate splitter tower in 1985, the existing quenched blowdown drum should have been converted. • The replacement of the blowdown drum and stack in 1997 was a major modification to the ISOM unit.123 • A major modification also occurred in 2003 when the original design intent of the blowdown drum was significantly altered after the quench capabilities of the drum were impaired due to corrosion. The blowdown drum remained in disrepair until the time of the incident. The purpose of PSS No. 6 was to ensure, “safe design of those systems in hydrocarbon processing units which are in place to control releases of hydrocarbons or potentially toxic materials to the environment. In general, release of these materials into closed systems is preferable. Containment, handling and proper disposal of such materials is critical to unit and personnel safety.” The CSB concluded that PSS No. 6 required that the ISOM blowdown system should have been replaced for safety reasons. 5.5.5 Amoco Engineering Specification 49D-2 The blowdown drum and stack did not meet the Amoco engineering specification for spacing and location of refinery process unit equipment. Section 7.4 of this specification states that blowdown stacks be “located remote from other equipment, preferably OSBL (outside battery limits) and on the downwind side of the unit. The clear space between blowdown facilities and other equipment should be a minimum of 40 feet (12.2 m).” The blowdown drum and stack were located in the northwest corner of the ISOM
123 BP managers stated in interviews after the incident that the 1997 project was a “replacement in kind” and did not trigger the conversion to a flare system. The policy did not contain an “in kind” exemption, nor did any historical record exist that showed that such an exemption was ever relied upon.
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unit, inside the battery limits124 (ISBL). The Amoco engineering specification states that major deviations from this guideline will need approval from the Refinery Process Safety Committee, but no evidence was found to indicate that the Texas City refinery ever sought approval to deviate from this standard. This standard should have been reviewed during PHA revalidations and facility siting studies; if it had, then the removal of the blowdown drum would have been evaluated. 5.5.6 Amoco Engineering Specification A CV-PLT-DISP-E The blowdown drum and stack did not meet Amoco engineering specifications for plant disposal systems, which required that blowdown systems discharge to a vapor recovery system or a flare, rather than to the atmosphere. In 1998, Amoco Corporation Engineering Specification, A CV-PLT-DISP-E, “Civil Plant Disposal Systems Engineering Specification,” was issued. This specification defines “technical requirements for design of drain, vent, pump-out, blowdown, and sanitary sewer systems in plant processing facilities,” and defines a blowdown system as one that provides a means of safely and quickly removing process streams from a processing facility in an emergency. The general requirements of this standard state: “If deviation from this specification is necessary to conform to equipment design, unusual operating conditions, or existing facilities, approval to do so shall be obtained from Company,” yet the CSB found no evidence to indicate that the Texas City refinery ever sought approval to deviate. This specification states that whether hot hydrocarbons are released to a blowdown system and quenched, or cold hydrocarbons are drained into a blowdown drum, the drum will be vented to a flare or vapor recovery system, not directly to the atmosphere.
124 The battery limit is an area in a refinery or chemical plant encompassing a process unit or battery of units with the unit(s)’s related utilities and services (Parker, 1994).
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Previous Attempts to Remove Blowdown Drums During the 15 years prior to the March 2005 incident, a number of proposals were made to remove blowdown stacks that vent directly to the atmosphere at the Texas City refinery, but none were implemented, primarily due to cost considerations. 5.6.1 1991 Flare/Blowdown Strategy In mid-1991, in response to recent changes to the EPA Clean Air Act and various state requirements to disclose non-routine process vent sources, the Amoco Refining Planning Department (ARPD) proposed a strategy to eliminate blowdown stacks that vented to the atmosphere. In 1992, ARPD decided not to include separate funding for flare and blowdown work in the 10-year capital plan because neither federal nor state regulations were likely to require that relief valves be routed to closed systems in the foreseeable future. Instead, Amoco refineries were directed to identify and correct all deficiencies in equipment protection, including installation of common flare systems and projects, to correct Amoco PSS No. 6 deficiencies. 5.6.2 1992 OSHA Citation In 1992, OSHA issued a serious citation to the Texas City refinery alleging that nine relief valves from vessels in the Ultraformer No. 3 (UU3) did not discharge to a safe place and exposed employees to flammable and toxic vapors. One feasible and acceptable method of abatement OSHA listed was to reconfigure blowdown to a closed system with a flare.125 Amoco contested the OSHA citation.
125 OSHA Citation No. 107617789, item 2, 3/30/1992.
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In March 1994, OSHA and Amoco agreed to a settlement126 regarding the 1992 citation. As part of that settlement, OSHA agreed to withdraw the citation, and Amoco stipulated that the conditions described in the violation had been analyzed in accordance with API Recommended Practice 521, “Guide for Pressure-Relieving and Depressuring Systems,” and that the hazardous conditions cited did not exist or had been corrected. The agreement also allowed OSHA or its consultants access to the workplace to review Amoco’s analysis of the conditions to verify compliance; however, OSHA did not conduct a follow-up inspection. 5.6.3 1993 Amoco Regulatory Cluster Project The 1993 Amoco Regulatory Cluster Project was initiated to resolve compliance issues with all liquid waste regulations by installing state-of-the-art, double-lined, 100 percent segregated sewer systems at each process unit. All blowdown stacks would be eliminated and replaced with flares and knockout drums for maintenance and all liquid waste. High-risk areas would also have double-contained sumps installed to catch drips and drain rain water. However, due to project costs of $400 million, Amoco decided not to fund the project. 5.6.4 2002 NDU Flare line During project development for the construction of the NDU and its flare system in early 2002, the contracted engineers sizing the flare line asked if the line should be sized to accommodate process streams from the ISOM unit as well. They noted that if the ISOM used the same flare line as the NDU, it would save about 1,000 feet (305 m) of pipe. If not, the proposed line size to the NDU flare could be reduced, saving $150,000. Due to uncertain future regulatory requirements and financial pressures, the
126 Occupational Safety and Health Review Commission (OSHRC) Docket No. 92-1394, 92-1395.
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116 refinery manager stated that only the original project as approved was to proceed and to “bank the savings in 99.999 percent of the cases.”127 Consequently, the ISOM unit tie-in was not made. 5.6.5 2002 Clean Streams Project As a result of compliance issues with the EPA’s environmental regulations, including the “National Emissions Standard for Hazardous Air Pollutants” (NESHAP) standard128 for benzene waste and volatile organic compounds (VOC),129 the Texas City refinery health, safety, and environment (HSE) department initiated a capital project, called “Clean Streams,” in summer 2002. The project was assigned to a BP process engineering group with support from outside engineering firms, and involved either removing all liquid streams routed to blowdown stacks or installing emission controls. The short-term goals centered on identifying and measuring non-relief valve streams going to blowdown drums and identifying solutions to eliminate the sources discharging to blowdown drums. Long-term goals included eliminating blowdown stacks and initiating projects to install closed systems or flares for relief valve disposal. A presentation to the EPA in November 2002 included a slide on the Clean Streams project indicating that BP intended to remove all streams, other than relief valves from blowdown systems, to achieve rapid compliance with benzene waste issues. As the ISOM unit was going to be shut down for a turnaround in early 2003, it was one of the first refinery units evaluated for benzene elimination. One option considered by the Clean Streams project team was to reconfigure the blowdown drum as a flare knockout drum and route its discharge to a flare to reduce benzene emissions. However, because the relief valve and header study was not up-to-date, this option was not selected. The ISOM unit relief valve and header study should have been completed before the first unit PHA was completed in 1993 (see Section 5.5.3). The Clean Streams project team discovered
127 Email “Re: Line size for NDU flare,” from Refinery Operations Manager, January 9, 2002. 128 40 CFR 61.340. 129 40 CFR 63.640.
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117 in September 2002 that no study existed for the ISOM unit, and that budget cuts had delayed completion of the planned ISOM unit relief valve and header study for at least a year until the end of 2004. Instead, the team decided to divert benzene-containing streams to segregated wet/dry closed systems with relief valves still venting to the blowdown drum. This took advantage of an exemption in the environmental regulations for emergency releases. Tie-ins for the wet/dry closed systems were done during the 2003 turnaround so these systems could be installed later. As the Clean Streams project costs rose from $6 to $89 million, its proposed scope was discussed and redefined by BP managers, project engineers, and environmental personnel during an April 2003 “Setting Business Priority” workshop. After the meeting, the project scope changed from converting blowdown drums to emergency use to only attaining compliance with the refinery’s two mega-gram-per-year limit for benzene waste. Consequently, the wet/dry system project in the ISOM unit was deemed unnecessary to meet the limit, the project was cancelled, and the wet/dry system was never installed. The primary driver for the Clean Streams project evolved over time to focus on achieving compliance with EPA benzene waste regulations as soon as practical; safety and engineering specifications were not considered or addressed. Due to scheduling pressures from the upcoming turnarounds, the Cleans Streams project did not follow safeguards that were part of BP’s Capital Value Process (CVP), including consideration of safety and engineering policies, such as those discussed in sections 5.5.4 through 5.5.6. 5.7 API 521 Guidelines At the time of the March 23, 2005, incident, the American Petroleum Institute (API) Recommended Practice No. 521, “Guide for Pressure-Relieving and Depressuring Systems,” (1997) was the generally accepted industry standard for pressure relieving and disposal systems. As Amoco asserted to OSHA in the 1994 citation settlement agreement, Amoco used an earlier addition of this guideline to evaluate its
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118 blowdown drums. The CSB also evaluated this guideline to determine its effectiveness in addressing hazards posed by blowdown drums with integral stacks open to the atmosphere. The API 521 guidelines are divided in four main sections: causes of overpressure, determination of individual relieving rates, selection of disposal systems, and disposal systems. Gaps and ambiguities were noted in the guidelines and are discussed below. 5.7.1 Tower overfilling scenario Although the API guidance covers 16 potential causes of overpressure, it does not address the potential overpressure hazard of vessel liquid overfill, or the hazard of a large liquid release to a disposal drum that vents directly to the atmosphere. 5.7.2 Selection of disposal systems In “Selection of a Disposal System,” Section 4 of the guideline, there is no reference to the type of disposal system operating in the ISOM unit at BP Texas City; namely, multiple relief valves venting to a disposal collection header discharging to a blowdown drum fitted with an atmospheric vent stack. In section 4.6, “Disposal of Liquids and Condensable Vapors,” the short subsection 4.6.1.3 states that relief valves that discharge hot hydrocarbon liquids or vapors may be piped to a header that terminates in a quench drum. Subsection 4.6.1.3.1 indicates that a type of quench drum may be connected to a vent stack or flare. The ISOM blowdown drum had water sprays for quenching, but they were inoperable. Quench fluid is designed to be sprayed on hot vapors and will not prevent the release of volatile hydrocarbon liquids to the atmosphere if overfilled. This two-paragraph subsection does not discuss the sizing of the drum for liquid or vapor release scenarios, nor does it advise on the safe siting of the vent stack.
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119 5.7.3 Sizing the knockout drum Section 5.4.2.1, “Sizing a Knockout Drum,” of the guideline, asserts that sizing is “generally a “trial-and- error process.” A liquid overfill scenario is not considered. In fact, the guidance states: However, it would usually not be necessary to consider the following volumes relative to vapor disengaging in the following situation: that in which the knockout drum is used to contain large liquid dumps from pressure relief valves from other sources where there is no significant flashing, and the liquid can be removed promptly.
The BP incident involved liquid overfill, not liquid/vapor disengagement. Even then, the guidance says that sizing the drum for large liquid dumps does not have to be considered if the liquid can be removed “promptly.” The guidance does not define “promptly” or how to size a drum when the liquid cannot be removed “promptly.” 5.7.4 Inherently safer approaches The API 521 discussion of designing or selecting disposal systems does not address the concept that a flare system is an inherently safer design than an atmospheric vent stack because it safely combusts flammable hydrocarbons before they are vented to atmosphere, where they could become a serious fire or explosion hazard. A flare system with a knockout drum is both a destruct and containment system. A properly sized knockout drum would contain a credible “worst case” scenario release. Containment is one of the main lines of defense against releases of hazardous materials (Kletz, 1998). The flare burner is a destruct system, which is an inherently safer option compared to dispersing flammables to the atmosphere from the blowdown drum vent stack.
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API 521, Section 5.4.4, “Vent Stacks,” discusses stack sizing and minimum velocity directed at vents directly off pressure relief valves. There is no discussion of backpressure effects on relief valves and the potential impacts on stack discharge velocity from having varying numbers of relief valves discharge to a header system connected to an atmospheric vent stack. In the ISOM unit, 58 emergency relief valves vented into disposal collection headers that discharged into the blowdown drum, many of which might operate simultaneously. The section does discuss the issue of possible liquid accumulation from vapor condensation, but not from a large liquid release. One alternative mentioned to avoid liquid accumulation is the installation of “a small disengaging drum” at the base of the vent stack, but the need for a blowdown or quench drum to be sized for a potential large liquid release is not discussed. Little guidance is given for safely siting vent stacks in the process plant. In fact, the section on design details states that vent stacks are frequently located in a process area that contains equipment connected to the stack, and suggests that the stack can often be more economically supported from a fractionating tower, chimney, etc. This suggestion ignores the safety implications of a potential large liquid or low discharge velocity vapor release in the middle of a process unit. 5.8 Conclusion Based on the analysis of the relief system, the blowdown drum was undersized and the emergency relief system design did not address the potential of a large liquid release in the event the raffinate splitter tower overfilled. After the March 23, 2005, incident, BP evaluated the 22 blowdown systems at its five U.S. refineries and found that 17 handled flammables. BP has publicly pledged to eliminate all atmospheric blowdown systems in flammable service at all five of its U.S. refineries. In light of the ambiguities and gaps discovered in reviewing API 521, CSB issued a recommendation to API on October 31, 2005, (Appendix C) to revise its recommended practice. OSHA’s PSM standard130
130 29 CFR 1910.119(d)(3)(i)(D), “Process Safety Management of Highly Hazardous Chemicals.”
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121 requires that relief system designs comply with “recognized and generally accepted good engineering practices.” Published PSM compliance guidelines call for inspections to ensure that “destruct systems, such as flares, are in place and operating” and that “pressure relief valves and rupture discs are properly designed and discharge to a safe area” (CPL 2-2.45A, 1994). Therefore, the CSB recommended that OSHA implement a special emphasis program for oil refineries to focus on blowdown drums that discharge directly to the atmosphere and their design (Appendix C).
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122 6.0 TRAILERS 6.1 Placement of Temporary Structures BP’s placement of occupied trailers close to the ISOM unit was a key factor leading to the fatalities from this disaster. All 15 who died during the March 23, 2005, incident were in or around trailers. The trailers were sited in this area primarily for convenience: the unoccupied area between the ISOM and NDU units was selected because it was across the road from the Ultracracker, (ULC) and would be a convenient staging area for the contractors in their turnaround work (Figure 15). The CCPS noted that this practice is an increasing trend: Temporary, nonpermanent structures may be used at processing facilities. The most common are mobile office trailers used during construction or periodic major unit overhaul or turnaround. A common practice is that these temporary offices are located near processing areas for convenience and are not removed on completion of the job; thus, they transition from temporary to semi-permanent (CCPS, 2003). 6.2 History of Trailers in the Area BP had been using trailers as temporary office spaces for several years at the Texas City refinery. A survey by the Texas City Facilities and Services department showed that in 2004, 122 trailers were in the refinery with an estimated occupancy of 800. These trailers were generally used to house employees and contract workers during turnaround periods. BP policy allowed trailers to be sited near process units based on the results of a screening process, which included a building analysis. The area between the NDU and the ISOM had been viewed as an appropriate location to site trailers to be used during turnarounds for years largely for reasons of convenience. In fact, support utilities had been installed in that area in 2002 specifically for use by trailers in the turnarounds when the NDU was
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constructed and never removed. In summer 2003, a series of emails circulated in the BP Oils Turnaround Network131 questioned whether changes were needed in turnaround trailer siting practices, or whether explosion-proof turnaround trailers should be used, in light of the findings of recently completed Major Accident Risk (MAR) studies132 showing that turnaround trailers could be subject to potential explosion overpressures in certain areas of refineries. Although the BP Texas City refinery also identified this turnaround trailer siting concern as an issue, no evidence was found to indicate that this issue was resolved prior to the March 23, 2005, explosion. 6.2.1 2005 Turnaround While planning for the 2005 ULC unit turnaround, in September 2004 BP sited a double-wide trailer between the NDU and ISOM to house employees for the Motorization Project. Nine others were located in the same area to support the ULC turnaround, but a MOC was not conducted for any of them despite being required by BP policy (Figure 15). (Appendix F provides further information on the location, construction, and use of all the trailers sited in this area.) 6.3 BP Texas City Facility Siting Practices The policies, procedures, and practices being used at the Texas City refinery for facility siting were examined to determine why the trailers were placed so close to hazardous process areas. As most refinery units handle large quantities of flammable liquids, they are subject to the requirements of the OSHA PSM standard (Section 11.1). The PSM standard requires that facility siting be addressed as one element of a PHA using an appropriate methodology [29 CFR 1910.119(e)(2) and (3)(v)]. In its compliance directive
131 This peer network, which included representatives from all BP refineries, met periodically and exchanged emails to discuss best practices for improving turnarounds. 132 These voluntary studies conducted by BP assessed societal risk by determining the risk of multiple facilities (over three) from all potential scenarios at a particular site. The MAR study, conducted in March/April 2003 at the Texas City site, identified the top 80 risks, but none included the ISOM unit or blowdown drums.
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124 [CPL 02-02-045], OSHA interpreted facility siting to mean “the location of various components within the establishment” in relation to PSM-covered process(es).
Figure 15. Trailer area and adjacent ISOM unit 6.3.1 Amoco Facility Siting Screening Workbook Because the Texas City refinery was owned and operated by Amoco Corporation at the time the initial refinery-wide siting analysis was conducted in 1995, the refinery used the Amoco Petroleum Products Sector (PPS) Refining Facility Siting Screening Workbook as its methodology to analyze siting (Amoco, 1995). After the BP-Amoco merger in 1999, the Texas City refinery continued to use the Amoco workbook, even though BP Oil had been using a different risk-benefit approach in its refineries since the
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125 mid-1990s (Fryman, 1996). In fact, the facility siting analysis was revalidated in 2002 using the Amoco workbook, even though the BP Group had adopted and published a new group risk criteria (Mogford 2005, pg. 98). The workbook generally follows API 752 (1995), but contains some differences (Appendix F.1.1) that made it less protective (see additional discussion in Section 6.4 and Figure 16). The workbook sets forth a methodology for assessing risks involved in locating buildings with respect to process. Although the limitations of this workbook (e.g.. potential for trailer damage from a vapor cloud explosion and annualized occupancy of highly populated, short-duration turnaround trailers) were pointed out in a September 2004 email forwarded from the Whiting refinery to the Texas City PSM manager, these limitations were dismissed because the MOC PHA checklist for temporary trailer siting called for a distance of 350 feet (107 m) from the process, and at that distance the risk of a fatality was extremely low. However, the 350-foot (107 m) distance trigged a need for an analysis, but did not prevent a trailer from being placed closer than 350 feet (107 m). 6.3.2 MOC Procedures for Facility Siting To address potential safety and health hazards of buildings introduced into the refinery between the refinery-wide siting studies, such as temporary mobile office trailers used in unit turnarounds, the refinery also required all newly sited structures to be evaluated under its MOC procedure, which also required that a PHA be conducted. As the trailers involved in the 2005 explosion near the ISOM blowdown drum and stack were placed there after the 2002 facility-wide siting study was completed and the next revalidation was not scheduled until 2007, facility siting for trailers sited during the 2005 turnaround were addressed using the refinery’s MOC procedure. 6.3.3 What If/Checklist Methodology The refinery used a What If/Checklist methodology for PHAs involving trailer siting. After a “What If” hazard analysis, a trailer siting checklist needed to be completed. The checklist was the first step in the
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126 screening process to determine if the building could be screened out based solely on its distance from the process unit. One checklist question asked if the trailer was to be located within 350 feet (107 m) of a process unit. If the answer to this question was “Yes,” then further screening was required, which involved analyzing the building siting using the Amoco workbook. 6.3.4 MOC Implementation Problems with Trailer Siting On September 27, 2004, BP Texas City staff completed a MOC form, which indicated that a double-wide mobile office trailer would be temporarily sited in the open area between the ISOM and NDU units for use by the Motorization Project during the upcoming ULC turnaround; the intention was to remove it when the project was completed at the end of April 2005. The MOC team conducting the PHA for this trailer did a “What If” analysis, using questions brainstormed by the MOC team, and then completed the checklist. As the trailer was closer than 350 feet (107 m) from both the ISOM and NDU units, they correctly answered the question on the checklist and were directed to perform a building siting analysis. However, none of MOC team members had been trained to use the Amoco workbook and thus did not understand how to do the building siting analysis. In lieu of an analysis that would have considered siting hazards, the MOC team attached a drawing showing the proposed interior configuration of the trailer and measured its location from the catalyst warehouse. In January and February 2005, nine other trailers were sited between the ISOM and NDU without conducting a MOC. For siting purposes, the siting workbook specifically instructs users to consider clusters of buildings, such as turnaround trailers, as one building, which the team did not do. By conducting only one MOC, the occupancy load of the other trailers was never considered to increase risk. In addition, the MOC procedures clearly state that the proposed change – in this case the siting of the first trailer – cannot be initiated until all action items identified in the PHA have been resolved. Although two action items were still pending from the MOC at the time of the March 2005 explosion, this trailer had
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127 been occupied by contractor personnel since November 2004, and the ISOM unit superintendent had never approved the MOC. After the March 2005 incident, BP determined that a majority of the mobile office trailers were sited without applying the MOC process and thus no PHAs or siting assessments were completed. 6.4
API 752 Guidelines One industry standard used by the chemical, petrochemical, and hydrocarbon processing industries to evaluate facility siting in a PHA is API 752, “Management of Hazards Associated with Locations of Process Plant Buildings.” Because this guideline was also the basis for the BP Texas City facility siting studies, the CSB evaluated this guideline, which uses a three-stage analysis process to identify hazards and manage risks to building occupants from explosion hazards. Buildings screened out during one of the stages require no further evaluation. The guideline also allows companies to develop specific criteria pertaining to occupancy levels, evaluation-case events, consequence modeling/analysis programs, and risk acceptance criteria (Section 2.4.1, API 1995). Consequently, the values chosen by each company for these criteria will affect how buildings are screened. API 752 does not address whether the convenience of placing of temporary mobile structures, like trailers, close to process units handling high hazardous chemicals outweighs the risk to occupants. Nor does it establish a minimum safe distance among various types of buildings and hazardous process units. The guidelines note that occupancy is normally based on an annual average and recommends that weekly occupancy rates vary from 200 to 400 person hours each week (the difference between five and 10 full- time employees being exposed to risk). Additionally, peak occupancy varies from five to 40 personnel. Yet by allowing this amount of latitude, companies applying API 752 using a high-occupancy criterion could place employees at significant risk and still fall within the allowances of the guidelines. Also, using an annual average as a basis for occupancy is inappropriate for trailers that will be occupied only several
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months during a unit turnaround. The data API uses to assess vulnerability of building occupants during building collapse is based mostly on earthquake, bomb, and windstorm damage to buildings. However, as vapor cloud explosions tend to generate lower overpressures with long durations (and thus relatively high impulses) (Gugan 1979), the mechanism by which vapor cloud explosions induce building collapse does not necessarily match the data being used in API 752 to assess vulnerability. The CSB found that this data is heavily weighted on the response of conventional buildings, not trailers, which are not typically constructed to the same standards. Thus, when the correlations of vulnerability to overpressure from the March 23, 2005, explosion (Figure 16) are compared against the API and BP criteria (Section 6.3.1), they were both found to be less protective in that both under-predict vulnerability for a given overpressure. Also, the data used by both API and BP to estimate vulnerability133 does not include serious injuries to trailer occupants as a result of flying projectiles, which are typically combinations of shattered window glass and failed building components, heat, fire, jet flames, or toxic hazards. In light of these findings and because API 752 is commonly used as a basis for facility siting, the CSB made an urgent recommendation to API regarding trailer siting and recommended either revising API 752 or issuing a new standard to address the issues (Appendix C).
133 The Amoco workbook data used by BP Texas City was based primarily on fatalities, while the API data was based on fatalities and life-threatening injuries. However, OSHA standards are based on Section 5 of the Occupational Safety and Health Act of 1970, which requires employers to prevent death as well as serious physical harm (such as broken bones and severe lacerations).
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Figure 16. Comparison of explosion damage based on API and BP Texas City criteria 6.5 BP Actions After the Explosion In its internal investigation of the March 23, 2005 explosion, BP adopted new policies for trailer siting at its facilities. Appendix 37 in the “Fatal Accident Investigation Report” (Mogford, 2005) outlines the specifics of BP’s new siting policy; trailer siting is now based on exclusion zones for areas where explosions are possible, and all occupied trailers should be located outside of vulnerable areas even if this means a location outside the refinery. A large number of Texas City personnel were relocated to a permanent building away from the refinery after the incident.
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130 7.0 MECHANICAL INTEGRITY The goal of a mechanical integrity program is to ensure that all refinery instrumentation, equipment, and systems function as intended to prevent the release of dangerous materials and ensure equipment reliability. An effective mechanical integrity program incorporates planned inspections, tests, and preventive and predictive maintenance, as opposed to breakdown maintenance (fix it when it breaks). This section examines the aspects of mechanical integrity causally related to the incident. 7.1 Instrumentation Failures The instruments associated with the raffinate splitter tower and the blowdown drum were causal factors in the BP Texas City incident. BP instrument technicians described the unit instrumentation as being run- down and in disrepair. Table 4 summarizes those ISOM instruments whose failure contributed to the BP Texas City incident. The table includes instrument descriptions and functions, as well as the instruments’ modes, causes and effects of failure. Details of post-incident instrument testing, inspection, and failure analysis are found in Appendix S.
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131 Table 4. Instrumentation that failed to operate properly on March 23, 2005 Tag No. Instrument Function Failure Mode Likely Failure Cause Effect LT-5100 Raffinate Splitter Level Transmitter Transmits a signal to the control system to indicate the level in the tower. Incorrect reading prior to the incident Instrument not calibrated for actual specific gravity of the ISOM process fluid, at operating temperatures. Transmitter falsely showed the level in the tower bottoms below 100 percent and falling, when in fact the tower was overfilling. LSH-5102 Raffinate Splitter Redundant (Hard-wired) High Level Alarm Alarms when the level in the tower exceeds a maximum set value. Failed to signal when the tower bottom level reached the assigned set- point. Worn, misaligned components bound the mechanism. Operators received no independent warning that the maximum bottom level had been exceeded. LG-1002 A/B Raffinate Splitter Sight Glass Visually indicates tower level (level indication split across two sight glasses). Sight glasses were dirty on the inside; tower level could not be visually determined. Sight glass not cleaned. Level transmitter calibration could not be effectively performed without sight glass verification. Operators had no backup to determine tower level. LSH-5020 ISOM Blowdown Drum High Level Alarm Alarms when the level in the blowdown drum exceeds a set value. This was the only high level alarm for the blowdown drum. Failed to signal when the tower bottom level reached the assigned set- point. Damaged level displacer (“float”) No warning that the blowdown drum level was above maximum.134
PCV-5002 3-lb Pressure Vent Valve for the Raffinate Splitter Reflux Drum Available for operators to manually vent gases from the splitter overhead system. Valve failed to open during startup testing. Possible actuator stem binding, or intermittent pneumatic failure. Unit was started up with a known malfunction of this pressure control valve.135
134Although this alarm failure did not contribute to the release, the CSB believes that if the alarm had functioned properly, the operators may have been alerted to the rising level in the drum and able to sound the emergency alarm, which may have led some personnel in the area to evacuate, reducing the consequences of the blast. 135 The failure of PCV-5002 did not directly contribute to the raffinate splitter overfilling; however, startup of the unit should not have been allowed with this valve known to be malfunctioning, according to BP’s own procedures.
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132 7.2 Mechanical Integrity Management System Deficiencies Mechanical integrity is one of 12 functional elements of OSHA’s PSM rule [29 CFR 1910.119 (j)], which requires employers to establish written procedures to maintain the mechanical integrity of process equipment through • testing and inspection, • maintenance procedures and training, • equipment design and selection, • quality assurance of purchased equipment and spare parts, and • equipment deficiency correction. The goal of mechanical integrity is to ensure that process equipment (including instrumentation) functions as intended. Mechanical integrity programs are intended to be proactive, as opposed to relying on “breakdown” maintenance (CCPS, 2006). An effective mechanical integrity program also requires that other elements of the PSM program function well. For instance, if instruments are identified in a PHA as safeguards to prevent a catastrophic incident, the PHA program should include action items to ensure that those instruments are labeled as critical, and that they are appropriately tested and maintained at prescribed intervals. The BP Texas City mechanical integrity program did not ensure that deficiencies, such as those found with the ISOM instruments and equipment, were identified and repaired prior to failure. 7.2.1 Process Safety Information Accurate and current instrument data sheets and testing and calibration procedures are necessary for instrument technicians to ensure instrument reliability. The instrument data sheets for raffinate splitter
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tower level transmitter and a number of other ISOM instruments were not kept up-to-date or made available to maintenance personnel, likely resulting in miscalibration of the level transmitter. As a result, the transmitter provided false information to operators during the raffinate tower startup. The plant work order system also did not supply necessary calibration information or instrument testing procedures. 7.2.2 Maintenance Procedures and Training The instrument technicians stated that no written procedures for testing and maintaining the instruments in the ISOM unit existed. Although BP had brief descriptions for testing a few instruments in the ISOM unit, it had no specific instructions or other written procedures relating to calibration, inspection, testing, maintenance, or repair of the five instruments cited as causally related to the March 23, 2005, incident. For example, the instrument data sheet for blowdown high level alarm did not provide a test method to ensure proper operation of the alarm. Technicians often used a potentially damaging method of physically moving the float with a rod (called “rodding”) to test the alarm. This testing method obscured the displacer (float) defect, which likely prevented proper alarm operation during the incident.136 7.2.3 Process Hazard Analysis (PHA) The original 1993 PHA for the ISOM unit identified the level instrumentation on the raffinate splitter as a safeguard against tower overfilling. However, the raffinate splitter instruments were not included on the list of critical instruments. In addition, a safety review of the ISOM unit relief system and blowdown drum identified the raffinate splitter level transmitter and alarm as justifications for concluding that tower overfill was not a credible scenario. However, neither the PHA nor the relief system review resulted in the raffinate splitter level
136 While the blowdown drum high level alarm (which was mislabeled in the critical alarm database as “Cooling Tower Sump Low Level”) had no listed testing procedure, other listed ISOM testing procedures for high level alarms called for instrument technicians to manually “rod float to activate,” which was the procedure typically used for the blowdown drum high level.
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134 instruments being designated as “safety-critical.” The result was a history of ineffective maintenance for the level instruments. Further, no work history was found for the tower level transmitter for the five years prior to the incident. 7.2.4 Deficiency Management: The SAP Maintenance Program In October 2002, BP Texas City refinery implemented the SAP (Systems Applications and Products) proprietary computerized maintenance management software (CMMS) system. SAP enabled automatic generation and tracking of maintenance jobs and scheduled preventive maintenance. While the SAP software program can provide high levels of maintenance management, the Texas City refinery had not implemented its advanced features. Specifically, the SAP system, as configured at the site, did not provide an effective feedback mechanism for maintenance technicians to report problems or the need for future repairs. SAP also was not configured to enable technicians to effectively report and track details on repairs performed, future work required, or observations of equipment conditions. SAP did not include trending reports that would alert maintenance planners to troublesome instruments or equipment that required frequent repair, such as the high level alarms on the raffinate splitter and blowdown drum. Finally, the Texas City SAP work order process did not include verification that work had been completed. According to interviews, BP maintenance personnel were authorized to close a job order even if the work had not been completed. 7.3 Summary Several instruments in the ISOM raffinate splitter section failed, likely due to inadequate maintenance and testing, contributing to the incident. The mechanical integrity program did not incorporate the necessary training, tools, and oversight. The equipment data sheets were not kept up-to-date so that incorrect data,
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135 such as a wrong specific gravity value for the process hydrocarbons, resulted in miscalibration of critical instruments. Instruments with a history of problems, such as the tower high level alarm, were not tracked to ensure proper corrective action and avoid breakdown maintenance. Site practices did not ensure that instruments were tested and/or repaired before unit startup. Appropriate methods and procedures were not used for testing instrument functionality as with the blowdown drum high level alarm. Mechanical integrity deficiencies resulted in the raffinate splitter tower being started up without a properly calibrated tower level transmitter, functioning tower high level alarm, level sight glass, manual vent valve, and high level alarm on the blowdown drum.
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- 0 OTHER SAFETY SYSTEM PROBLEMS
- 1
Process Hazard Analysis (PHA) PHAs in the ISOM unit were poor, particularly pertaining to the risks of fire and explosion. The initial unit PHA on the ISOM unit was completed in 1993, and revalidated in 1998 and 2003. The methodology used for all three PHAs was the hazard and operability study, or HAZOP.137 The following illustrates the poor identification and evaluation of process safety risk: • Consequences of high level and pressure in the raffinate splitter tower and high level in the blowdown drum and stack were not adequately identified. Overfilling the tower resulting in over- pressurization of the safety relief valves and liquid overflow to the blowdown drum and stack was not identified. • High heat-up rates or blocked outlets were not identified as potential causes of high pressure. • The sizing of the blowdown drum for containment of a potential liquid release from the ISOM was not evaluated. The safeguards listed for the blowdown drum and stack to protect against the hazard of overflow, such as the steam-driven pump-out pump and high level alarm, were insufficient to protect against the hazards. No recommendations were made by the PHA team to provide additional safeguards.
137 A systematic method conducted by an interdisciplinary team in which process hazards and potential operating problems are identified using a series of guide words to investigate process deviations. If the causes and consequences of the deviations are significant and the existing safeguards are determined by the team to be inadequate, then a follow-up action is recommended.
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137 • Previous incidents with catastrophic potential were not addressed. The 1998 HAZOP revalidation did not address the two documented incidents involving the blowdown drum that occurred in February 1994, nor was the January 16, 1999, incident addressed in the 2003 HAZOP revalidation (see Section 5.1). 8.2 Management of Change (MOC) Changes made to processes, equipment, procedures, buildings, and personnel at the refinery were not systematically reviewed to ensure that an adequate margin of safety was maintained. The refinery required that a MOC be initiated for any change that involved process chemicals, process/equipment technology, equipment piping, process control and instrumentation, operating procedures, safe operating limits, relief/safety systems, personnel/staffing/organization/outsourcing, and occupied buildings. The program revolved around the refinery Asset Superintendents, who were responsible for most aspects of the program. Support for the MOC program was provided by the refinery’s PSM group, which managed the electronic MOC database, trained PHA leaders, and tracked resolution of MOC action items. Every change that required a MOC also required a PHA so that the impact of the change on safety and health could be evaluated. Impacts of minor changes were typically assessed using the What If/Checklist methodology; for major changes, the HAZOP methodology was typically used. The MOC program intended that changes be authorized by the Asset Superintendent once the PHA was complete and all safety action items were addressed. However, this was not always done; for example, the siting of the double-wide trailer next to the ISOM unit was not authorized. There were a number of misapplications of the refinery MOC policy for changes pertaining to the blowdown drum, the splitter tower, and occupied trailers (Appendix T).
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138 Organizational changes that could adversely impact process safety, such as changes in the management structure, budget cuts, etc., generally were not evaluated. The American Chemical Council (ACC) recommends in its good practice guideline, “Managing Process Changes,” that organizational, personnel and policy changes be evaluated in MOC systems (CMA, 1993). 8.3 Auditing 8.3.1 Compliance Audits A review of compliance audits at the Texas City refinery revealed that many of the process safety system deficiencies causal to the ISOM incident had been previously identified by BP auditors. The OSHA PSM standard, 29 CFR 1910.119(o)(1), requires compliance audits every three years to verify that procedures and practices developed under the standard are adequate and being followed. Noteworthy findings from the two previous PSM compliance audits are discussed below. A number of other audits were also conducted at the Texas City refinery to verify compliance with corporate and business unit policies and programs (see Section 9.4). 8.3.2 PSM Audits Auditors with process safety experience from other BP facilities audited Texas City’s PSM program in 2001 and 2004, using an audit protocol developed by the BP Refining Group. These audits focused primarily on management systems, not verification of actual practices in the refinery. Although all PSM elements were evaluated during these audits, due to the time limitations of the audits (one week) and the sampling methods used, all PSM elements were not evaluated in every process unit at the refinery. The results of the PSM audit were given to the refinery business unit leader, process safety committee, PSM and health, safety, security, and environment (HSSE) departments, which were then responsible for developing a corrective action plan to address the audit’s findings.
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- 3.3
2001 PSM Audit The 2001 PSM audit addressed PHAs and incident investigations on the ISOM unit. Although no findings mentioned the ISOM unit specifically, the audit findings noted that 9 percent of PHA recommendations made since OSHA mandated PHAs remained open, and that some of these items dated back to the initial unit PHAs conducted in 1993. Also, 15 percent of these open items were found to be past their due dates. The audit also noted action items on incident investigations were not being closed out in a timely manner. In other PSM areas, the audit team noted that a number of changes had occurred in operating units without initiating MOCs, and recommended refresher training on types of changes that needed to be managed under the MOC process. The audit team also discovered that a number of operating procedures were not current and did not accurately reflect practices on particular units. The team recommended a comprehensive audit of operating procedures at each unit. 8.3.4 2004 PSM Audit The 2004 PSM audit for the ISOM unit addressed PHAs, operating procedures, contractors, PSSRs, mechanical integrity, safe work permits, and incident investigations. Again, no findings specifically mentioned the ISOM unit, but the audit noted that “engineering documentation, including governing scenarios and sizing calculations, does not exist for many relief valves. This issue has been identified for a considerable time at TCR Texas City Refinery and efforts have been underway for some time to rectify this situation but work has not been completed.”138 The audit also found that the refinery PHA documentation lacked a detailed definition of safeguards, but noted that this would be addressed by applying layer of protection analysis (LOPA) for upcoming PHAs. However, the ISOM unit’s last PHA revalidation was in 2003, and LOPA was not scheduled to be applied
138 Executive Summary, “Process Safety Management Audit,” BP South Houston, March 8-12, 2004.
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140 until the unit’s next PHA revalidation in 2008. The audit also noted that the refinery had no formal process for communicating lessons learned from incidents. The audit team found a lack of specific training for newly assigned managers, superintendents, supervisors, and engineers, plus lack of a formal gun drill policy. They also found that process safety action item resolution was still a problem for the refinery (20 percent of open action items were overdue), and that changes were still being made before MOC sign-offs and action items had been resolved. 8.4 Controlling Vehicle Traffic and People During Startup The likely ignition source for the vapor cloud was an idling vehicle parked close to the blowdown drum. Most of those injured or killed from the resulting explosion did not need to be in the area surrounding the ISOM during the hazardous period of unit startup. Policies applicable to control of vehicle traffic and non-essential personnel during abnormal conditions such as unit startup were examined as follows. 8.4.1 Traffic Safety Policy The BP Texas City Traffic Safety Policy (TSP) outlines safety requirements for all vehicles operating inside the refinery. The TSP addresses basic vehicle operating rules and procedures, but does not mention • plant or unit turnarounds, • capital work projects, and • traffic safety during abnormal conditions such as unit startup.
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141 Interviews with employees revealed that special event coordinators wrote supplemental or modified traffic control plans for unit-specific turnarounds. Turnaround traffic control plans point out specific changes such as areas of the plant that are restricted to parking or traffic. The West Plant 2005 turnaround traffic control plan did not address vehicle access limitations during startup, shutdown, or other abnormal conditions. The turnaround traffic control plan also did not address the use or parking of vehicles adjacent to the battery limits of process units. Drivers were not restricted from parking or leaving vehicles idling close to a process unit outer battery limit, where the vehicle engine could introduce a potential ignition source. However, the map (Appendix U) issued with the turnaround traffic control plan does indicate that no vehicles were to be parked along either side of Avenue F beside the NDU and ISOM units (the idling vehicle that was the likely ignition source, as well as a number of other vehicles, were in this area). Interviews with turnaround personnel indicated that this map was posted in turnaround trailers. Based on the number of contractor vehicles found parked along Avenue F after the incident, the prohibition against parking outlined on the map was not enforced. 8.4.2 Failure to Remove Non-Essential Personnel As Section 3.5.2.1 discusses, the site had implemented a PSSR policy applicable to the ISOM startup that required sign-off that all non-essential personnel had been removed from the unit and neighboring units. Higher level management was required to sign off on the checklists, which included the requirement to remove non-essential personnel prior to the startup. None of the PSSR procedural steps were undertaken for the ISOM startup.
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142 9.0 BP’S SAFETY CULTURE The U.K. Health and Safety Executive describes safety culture as “the product of individual and group values, attitudes, competencies and patterns of behaviour that determine the commitment to, and the style and proficiency of, an organization’s health and safety programs” (HSE, 2002). The CCPS cites a similar definition of process safety culture as the “combination of group values and behaviors that determines the manner in which process safety is managed” (CCPS, 2007, citing Jones, 2001). Well-known safety culture authors James Reason and Andrew Hopkins suggest that safety culture is defined by collective practices, arguing that this is a more useful definition because it suggests a practical way to create cultural change. More succinctly, safely culture can be defined as “the way we do things around here” (CCPS, 2007; Hopkins, 2005). An organization’s safety culture can be influenced by management changes, historical events, and economic pressures. This section of the report analyzes BP’s approach to safety, the mounting problems at Texas City, and the safety culture and organizational deficiencies that led to the catastrophic ISOM incident. 9.1 BP Texas City Explosion: An Organizational Accident In the 30 years before the ISOM incident, the Texas City site suffered 23 fatalities. In 2004 alone three major incidents caused three fatalities. Many of the safety problems that led to the March 23, 2005, disaster were recurring problems that had been previously identified in audits and investigations. Shortly after the ISOM incident, two additional incidents occurred at the Texas City refinery in other process units due to mechanical integrity failures. And on July 21, 2006, the Texas City refinery had a fatality in an accident involving a motorized man-lift. This series of safety failures prompted the CSB to examine the safety culture of BP and its influence on the events that led to the ISOM incident.
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Organizational accidents have been defined as low-frequency, high-consequence events with multiple causes that result from the actions of people at various levels in organizations with complex and often high-risk technologies (Reason, 1997). Safety culture authors have concluded that safety culture, risk awareness, and effective organizational safety practices found in high reliability organizations (HROs)139 are closely related, in that “[a]ll refer to the aspects of organizational culture that are conducive to safety” (Hopkins, 2005). These authors indicate that safety management systems are necessary for prevention, but that much more is needed to prevent major accidents. Effective organizational practices, such as encouraging that incidents be reported and allocating adequate resources for safe operation, are required to make safety systems work successfully (Hopkins, 2005 citing Reason, 2000). A CCPS publication explains that as the science of major accident investigation has matured, analysis has gone beyond technical and system deficiencies to include an examination of organizational culture (CCPS, 2005). One example is the U.S. government’s investigation into the loss of the space shuttle Columbia, which analyzed the accident’s organizational causes, including the impact of budget constraints and scheduling pressures (CAIB, 2003). While technical causes may vary significantly from one catastrophic accident to another, the organizational failures can be very similar; therefore, an organizational analysis provides the best opportunity to transfer lessons broadly (Hopkins, 2000). The disaster at Texas City had organizational causes, which extended beyond the ISOM unit, embedded in the BP refinery’s history and culture. BP Group executive management became aware of serious process safety problems at the Texas City refinery starting in 2002 and through 2004 when three major incidents occurred. BP Group and Texas City managers were working to make safety changes in the year
139 HROs are described as organizations from higher risk sectors such as nuclear power plants, air traffic control, or nuclear aircraft carriers that have developed characteristics such as preoccupation with failure, reluctance to simplify, and mindfulness to operations, which enables them to more successfully manage unexpected events and suffer fewer incidents (Weick & Sutcliffe, 2001).
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144 prior to the ISOM incident, but the focus was largely on personal rather than process safety.140 As personal injury safety statistics improved, BP Group executives stated that they thought safety performance was headed in the right direction. At the same time, process safety performance continued to deteriorate at Texas City. This decline, combined with a legacy of safety and maintenance budget cuts from prior years, led to major problems with mechanical integrity, training, and safety leadership. 9.2 Grangemouth Lessons—Focus on PSM In 2000, three incidents at BP’s Grangemouth refinery in Scotland included a large process unit fire and two serious upsets. The U.K. Health and Safety Executive investigated the causes of the incidents and released a major report in 2003 (HSE, 2003a). Three senior BP process safety engineers, including the BP Texas City PSM manager, published an article in 2004 summarizing the major lessons from the incidents (Broadribb et al., 2004), which were similar to those in the ISOM incident. The BP authors stated that one key lesson for industry was that preventing major incidents “requires a specific focus on process safety management over and above conventional safety management.” They recommended that companies “develop key performance indicators (KPIs) for major hazards” to ensure that performance is monitored and to provide an early warning of process safety deficiencies, and concluded that “traditional indicators such as ‘days away from work’ do not provide a good indication of process safety performance.”
140 CCPS defines process safety as “a discipline that focuses on the prevention of fires, explosions and accidental chemical releases at chemical process facilities.” Process safety management applies management principles and analytical tools to prevent major accidents rather than focusing on personal safety issues such as slips, trips and falls (CCPS, 1992a). Process safety expert Trevor Kletz notes that personal injury rates are “not a measure of process safety” (Kletz, 2003). The focus on personal safety statistics can lead companies to lose sight of deteriorating process safety performance (Hopkins, 2000).
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145 BP also determined that “cost targets” played a role in the Grangemouth incident: There was too much focus on short term cost reduction reinforced by KPI’s in performance contracts, and not enough focus on longer-term investment for the future. HSE (safety) was unofficially sacrificed to cost reductions, and cost pressures inhibited staff from asking the right questions; eventually staff stopped asking. Some regulatory inspections and industrial hygiene (IH) testing were not performed. The safety culture tolerated this state of affairs, and did not ‘walk the talk’ (Broadribb et al., 2004). The U.K. Health and Safety Executive investigation similarly found that the overemphasis on short-term costs and production led to unsafe compromises with longer term issues like plant reliability. The Health and Safety Executive also found that organizational factors played a role in the Grangemouth incidents. It reported that BP’s decentralized management led to “strong differences in systems style and culture.” This decentralized management approach impaired the development of “a strong, consistent overall strategy for major accident prevention,” which was also a barrier to learning from previous incidents. The report also recommended in “wider messages for industry” that major accident risks be managed and monitored by directors of corporate boards. BP Group did not systematically review its refinery operations and corporate governance worldwide to implement needed changes identified in the Health and Safety Executive report and in its own Task Force report, even though the Group Chief Executive told staff in October 2000 edition of BP’s in-house magazine that BP would learn lessons from Grangemouth and other incidents.141 The CSB found that a number of managers, including executive leadership, had little awareness or understanding of the lessons from Grangemouth. Moreover, BP Group leadership did not ensure that necessary changes were made to BP’s approach to safety. They did not effectively address the need for greater focus on PSM, including
141 Browne, J., 2000, “Browne, Take Action to put Safety First,” Horizon, October 2000, p.39.
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146 measuring PSM performance, nor did they resolve problems associated with BP’s decentralized approach to safety. The Baker Panel also noted “striking” similarities between the lessons of Grangemouth and the events of the Texas City explosion, most notably the lack of management leadership, accountability, and resources; poor understanding of and a lack of focus on process safety, coupled with inadequate performance measurement indicators; and untimely completion of corrective actions from audits, peer reviews, and past incident investigations. The Panel concluded that “in its response to Grangemouth, BP missed an opportunity to make and sustain company-wide changes that would have resulted in safer workplaces for its employees and contractors” (Baker et al., 2007). 9.3 BP’s Approach to Safety—Lack of PSM Focus 9.3.1 Changes in the Safety Organization Sweeping changes occurred in the HSE organization of the Texas City refinery after the 1999 BP and Amoco merger. Prior to the merger, Amoco managed safety under the direction of a senior vice president. Amoco had a large corporate HSE organization that included a process safety group that reported to a senior vice president managing the oil sector. The PSM group issued a number of comprehensive standards and guidelines, such as “Refining Implementation Guidelines for OSHA 1910.119 and EPA RMP.” In the wake of the merger, the Amoco centralized safety structure was dismantled. Many HSE functions were decentralized and responsibility for them delegated to the business segments. Amoco engineering specifications were no longer issued or updated, but former Amoco refineries continued to use these “heritage” specifications. Voluntary groups, such as the Process Safety Committees of Practice, replaced the formal corporate organization. Process safety functions were largely decentralized and split into different parts of the corporation. These changes to the safety organization resulted in cost savings, but
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147 led to a diminished process safety management function that no longer reported to senior refinery executive leadership. The Baker Panel concluded that BP’s organizational framework produced “a number of weak process safety voices” that were unable to influence strategic decision making in BP’s US refineries, including Texas City (Baker et al., 2007). 9.3.2 BP Group’s HSE Management System BP Group’s “Getting Health, Safety, and the Environment Right” (GHSER) policy, established in 1997, was intended to provide a business-wide HSE management system. The BP document, “Getting HSE Right, A Guide for BP Managers,” listed 91 mandatory HSE expectations to be implemented by BP Business Unit Leaders.142 GHSER was BP’s primary safety program and was monitored by BP Group. The implementation of GHSER was controlled by business units such as the Texas City refinery. Responsibility was placed on the Business Unit Leader to assure GHSER performance with the HSE expectations to the Group Chief Executive. (See Table 5 for brief descriptions of various upper management positions and Figure 17 for the line of accountability.) Table 5. Upper management job position descriptions Job Position/Group Description BP Group Global business operations, including Refining and Marketing, headquartered in London Group Executives Corporate managers above the Business Unit Leaders R&M Refining and Marketing BUL; Business Unit Leader The top manager of a BP business unit South Houston Site Director The South Houston Site Director had full accountability for all refining and petrochemical products within the five business units of South Houston. He was responsible for the commercial performance of the Texas City refinery. The Site Director became the Texas City refining Business Unit Leader in spring 2004 when the South Houston site was dissolved. Texas City Managers Managers above the front line supervisor level
142 A Business Unit Leader is the top manager of a business unit, which is a defined, free-standing commercial organization. In the BP system, business units receive centralized direction, but implementation is decentralized. In the BP organizational structure, a refinery such as Texas City is typically a separate business unit.
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Figure 17. Simplified organizational chart of BP at the time of the March 23, 2005 incident. Some positions are not included
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Although the GHSER policy required Business Unit Leaders to send annual performance assurance reports to the Group Chief Executive, the practice evolved to send the report only to the staff of the Group Vice President (VP) for refining. The staff aggregated each submission with the other refinery reports and submitted that document to the Refining and Marketing (R&M) managers, who, in turn, compiled a report for the Group Chief Executive. Additionally, the staff of the Group VP of Refining would aggregate the various segment reports into one group-wide report for the Environment and Ethics Assurance Committee of the Board of Directors. Serious safety failures were not communicated in the compiled reports. For example, the “2004 R&M Segment Risks and Opportunities” report to the Group Chief Executive states that there were “real advancements in improving Segment wide HSSE [Health, Safety, Security & Environment] performance in 2004,” but failed to mention the three major incidents and three fatalities in Texas City that year. The GHSER expectations encompassed both personal safety and some process safety elements, however, GHSER reporting requirements focused on personal safety. Under GHSER, the BP R&M segment, including oil refining, required the reporting of fatalities, days away from work cases, recordable injuries,143 and illnesses. Other data such as oil spills and chemical releases were also reported. 144 The GHSER policy did not require R&M reporting of explicit process safety performance indicators.145
143 OSHA’s Recordable Occupational Injury and Illness Incidence Rate is normalized to allow for comparisons across workplaces and industries. The rate is calculated as the number of recordable incidents for each 100 full- time employees per year, based on 2,000 hours worked per employee per year. OSHA’s Recordable Injury Rate does not include fatalities. 144 The reporting requirements for spills and chemical releases, while having process safety implications, were defined with thresholds relevant to environmental releases. For example, an oil spill was defined as greater than one barrel and a chemical release was limited to those reportable to local agencies, which, under US regulations, would typically be an environmental agency. Additionally, the oil spills metric was placed in the “environmentally sound operations” category of the group metrics. 145 The UK Health and Safety Executive defines process safety performance indicators as typically both leading and lagging metrics that can provide up-to-date assurance that process plant major hazards are under control. Examples of PSM indicators include the resolution rate of PSM action items, the number of process safety near- miss incidents, or the percentage of instruments and equipment tested by the target date (HSE, 2006a).
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150 9.3.4.1 9.3.3 Group Major Hazard Safety Standard BP Group issued a “Process Safety/Integrity Management” standard in May 2001. This standard outlined BP’s minimum requirements to “prevent the occurrence of, or minimize the consequences of, catastrophic releases of hazardous materials and to assure facilities are designed, constructed, operated and maintained in a safe fashion using appropriate codes and standards.” The standard highlighted eight GHSER elements: hazard evaluation, MOC, mechanical integrity, protective systems, competent personnel, incident investigation, emergency response, and performance management and assurance, and provided guidance to meet the requirements of these elements. The BP Texas City refinery reviewed the Group standard and determined that the site’s existing PSM program covered the standard’s elements and that no changes were needed. 9.3.4 BP Management Framework In 2003, BP issued “Management Framework,” a document that addresses company governance issues brought about by rapid growth and consolidation of different management cultures due to mergers and acquisitions in the late 1990s. The framework describes BP’s corporate governance system, which is based on three primary foundations: 1) BP operations are divided into business units that operate in a decentralized manner and rely on individual business unit leaders to run them and deliver performance; 2) BP Group (e.g., corporate) provides support for the business units through a variety of functions, networks, and peer groups; and 3) individual performance contracts are used to motivate people. The “Management Framework” was revised in 2004 to give more scope and authority to the Group functions, and to clarify BP management framework, goals, and processes. Delegation of Authorities and Responsibilities BP, a public company, is owned by its shareholders. Annually, these shareholders elect a Board of Directors and delegate authority to them for direction and oversight of the company’s businesses. The
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151 9.3.4.2 Board of Directors, comprised of both BP executives and outside directors, establishes goals, makes broad policy decisions, and monitors the Group Chief Executive’s performance, but does not manage the day-to-day operations of the company. The Group Chief Executive (Figure 17) is given the authority and responsibility by the Board to manage BP’s businesses, subject to certain limitations. The limitations pertaining to safety are quite general: they require the Group Chief Executive to consider the effect on long-term shareholder value of the health, safety, and environmental consequences of any actions taken, and prohibit any employee from substituting his own risk preferences for those of the shareholders. The Group Chief Executive, under the “Management Framework,” delegates these responsibilities to the executive officers who manage the Group functions, and to the chief executives of BP’s three operating business segments, Exploration and Production; Refining and Marketing; and Gas, Power and Renewables. Assurance that delegated activities are being effectively performed is determined primarily through monitoring, which is by direct inspection, routine and non-routine reports, or audits. Performance contracts are also used to measure key results and milestones, and play an integral part in determining annual bonuses. The Baker Panel noted that “BP regards performance contracts as an essential component in delegating commitments for BP’s annual plans to individual leaders” (Baker, et al., 2007, pg. 28). Role of HSSE in the Management Framework The “Management Framework” specifies that only a limited number of HSSE activities are centralized under the HSSE Group function. These centralized activities include creating the GHSER policy, auditing HSSE matters, managing group crises, managing relationships with HSE regulators and government agencies, supporting mergers and acquisitions, and analyzing and using HSSE data. All other HSSE activities are delegated to the business segments: Exploration and Production; Refining and Marketing; and Gas, Power and Renewables.
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152 9.3.4.3 HSE Impacts on Business Segment Management Strategies The BP “Management Framework” also outlines the overall strategy and sub-strategies used to manage BP’s business segments. One sub-strategy had major impacts on the Texas City refinery: While acknowledging that refining segment had grown considerably in the past few years due to acquisitions and that it could generate high returns, a sub-strategy was to limit the amount of capital allocated in the Refining SPU due to its ‘volatility’. This sub-strategy would make it more difficult for the Texas City refinery to get the capital it needed to repair its aging infrastructure (Section 9.4.17). 9.3.5 Texas City Process Safety Group The PSM group at the Texas City refinery, part of the HSSE department at the time of the incident, was responsible for overseeing the implementation of process safety. The group had a manager and four process safety coordinators. The PSM group led all unit process hazard analyses and facility siting studies, and oversaw the MOC system for the 1,500 to 2,000 changes made annually. It also conducted PSSRs of major capital projects following turnarounds, coordinated PSM audits, and determined which incidents were investigated under PSM. The process safety group developed and tracked process safety performance, but unlike the OSHA injury rate, the PSM metrics did not drive site performance. The PSM key performance indicators (KPIs), which included PSM action item closure, equipment inspections, and relief valve testing, were not incorporated into the GHSER metrics, the plant performance contract, personal performance contracts, or bonus programs. The PSM group planned to track safe operating limit exceedances, but this was not yet being done at the time of the 2005 incident.
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Other Factors Impacting BP’s Safety Management Other factors, such as BP’s performance contracts, incentive programs, behavioral safety initiatives, and responses to industry benchmarking, reflected a lack of focus on PSM and major accident prevention. Performance Contracts BP incorporated the Refining and Marketing GHSER performance targets in performance contracts with business units and personal contracts with Group and business unit leadership. The performance contracts were used to evaluate personnel and impacted managers’ compensation. The contracts consisted of weighted metrics for categories such as financial performance, plant reliability, and safety. The largest percentage of the weighting was in financial outcome and cost reduction. The safety metrics included fatalities, days away from work case rate, recordable injuries, and vehicle accidents; process safety metrics were not included. HSE metrics typically accounted for less than 20 percent of the total weighting in the performance contracts. Incentive Programs BP Group implemented an incentive program based on performance metrics, the Variable Pay Plan (VPP), which was in place at the Texas City refinery for several years prior to the ISOM incident. Payouts under the VPP were approved by the refining executive managers in London. “Cost leadership” categories accounted for 50 percent and safety metrics for 10 percent of the total bonus. For the 2003- 2004 period, the single safety metric for the VPP bonus was the OSHA Recordable Injury Rate146. Behavioral Safety A central component of the BP Texas City approach to safety was its behavioral programs, which had been in effect in some form since 1997. The program, based on observations of BP workers and
146 The OSHA recordable injury rate is the annual number of injuries and illnesses per 100 full-time workers. The OSHA injury rate, which excludes fatalities, is a normalized rate that is used for comparison across industries.
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154 9.3.6.4 contractors engaged in work tasks, was designed to provide immediate feedback about observed hazards and activities that did not conform to refinery safety policies. In a 2001 presentation, “Texas City Refinery Safety Challenge,” BP Texas City managers stated that the site required significant improvement in performance or a worker would be killed in the next three to four years. The presentation asserted that unsafe acts were the cause of 90 percent of the injuries at the refinery and called for increased worker participation in the behavioral safety program. A new behavior initiative in 2004 significantly expanded the program budget and resulted in new behavior safety training for nearly all BP Texas City employees. In 2004, 48,000 safety observations were reported under this new program. This behavior-based program did not typically examine safety systems, management activities, or any process safety-related activities. Industry Benchmarking BP Group and Texas City managers’ priorities were greatly influenced by industry benchmarking of Solomon Associates, a firm that provides performance analysis and benchmarking services. Solomon benchmarking is widely used in the US oil refining industry to compare refinery performance in a wide variety of categories. Solomon data are presented as efficiency targets, allowing comparisons to peer refineries of a similar type, complexity, or locality. Solomon performance measures include operating cost, refinery utilization, mechanical availability, energy efficiency, personnel staffing, and specific process unit categories. The BP Texas City refinery used the Solomon benchmarking data to analyze its competitive position and make resource allocation decisions. BP Texas City also used the Solomon data to establish its own performance metrics, and incorporated Solomon benchmarking data into its analytical reports, performance contracts, and plant goals. Solomon does not benchmark any specific process safety-related metrics.
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Summary BP’s approach to safety largely focused on personal safety rather than on addressing major hazards. BP Group and the Texas City officials almost exclusively focused on, measured, and rewarded reductions in injury rates and days away from work rather than the improved performance of its process safety systems. BP had process safety systems in place in its Group management system and at Texas City, yet in the wake of the merger with Amoco, the resulting organizational changes to safety management led to a de- emphasis of major accident prevention. BP and the U.K. Health and Safety Executive concluded from their Grangemouth investigations that preventing major accidents requires a specific focus on process safety. BP Group leaders communicated the lessons to the business units, but did not ensure that needed changes were made. 9.4 Ineffective BP Response to Reports of Serious Safety Problems 2002-2005 9.4.1 2002 Study Provides Warnings of Impending Major Site Incident The new director of BP’s South Houston Integrated Site (consisting of five area BP businesses, including the Texas City site) observed in 2002 that the Texas City refinery infrastructure and equipment were “in complete decline.”147 In consultation with London managers, the director ordered a study that looked at
147 Interview of the former Texas City Site Director, October 12, 2006. The Site Director led five BP Houston area businesses that included the Texas City site, referred to as the South Houston Integrated Site (SHIS). The Texas City site comprised the oil refinery and the chemical plant. The South Houston site was reorganized in spring 2004 with the sale of some chemical assets and the Site Director became the Business Unit Leader for the Texas City site. During the period of the SHIS, the Texas City refinery had a separate Business Unit Leader who reported to both the Site Director and BP Global Executive management.
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mechanical integrity, training, safety, and economic opportunities.148 The study, which was shared with London executives, concluded that mechanical integrity was one of the biggest problems.149 The study stated that its findings were “urgent and far-reaching with important implications for the site, including the integrity of the on-going site operations,” and warned about vulnerability in both the process units and infrastructure.150 It indicated that “there were serious concerns about the potential for a major site incident due to the large number of hydrocarbon releases (over 80 in the 2000-2001 period).”151 The study also found that many inspections were overdue,152 and that “known reliability issues,” including instrumentation, needed to be addressed. 153 The study concluded that these problems were site-wide and that the Texas City refinery needed to focus on improving operational basics such as reliability, integrity, and maintenance management. The study found the refinery was in the lowest quartile of the 2000 Solomon index for reliability and ranked near the bottom among BP refineries. The leadership culture at Texas City was described in the study as “can do” accompanied by a “can’t finish” approach to making needed changes. The study recommended “a major overhaul of the ‘basics’” including addressing issues such as vulnerability and cultural change.154 While the study recognized mechanical integrity problems with both the infrastructure and process units, it specifically recommended increases in maintenance spending of $235 million, mostly to address the infrastructure problems at the Texas City refinery. The study did not
148 “Good Practice Sharing Assessment,” BP South Houston, August 2002. The 2002 study was referred as the “Veba” study because it was similar to the comprehensive analysis conducted for the German Veba Corporation that BP had recently acquired. 149 “Good Practice Sharing Assessment,” BP South Houston, Final Report, August 2002. 150 In the “Veba” study, process units were referred to as “inside the battery limits,” or ISBL. The infrastructure, including storage tanks, utilities, and docks, were referred to as “outside the battery limits.” or OSBL. 151 “Good Practice Sharing Assessment,” BP South Houston, Final Report, August 2002. 152 Ibid. 153 Ibid. 154 Ibid.
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157 propose specific funds for identified problems with process units. A study recommendation proposed conducting a site-wide study to determine process unit requirements, but this was not done. The study recommended improving the competency of operators and supervisors and defining process unit operating envelopes155 and near-miss reporting around those envelopes to establish an operating “reliability culture.”156 The study found high levels of overtime and absenteeism resulting from BP’s reduced staffing levels and called for applying MOC safety reviews to people and organizational changes. The study concluded that personal safety performance at Texas City refinery was excellent, but there were deficiencies with process safety elements such as mechanical integrity, training, leadership, and MOC. The serious safety problems found in the 2002 study were not adequately corrected, and many played a role in the 2005 disaster. 9.4.2 Study Follow-up: Lack of Investment Compromised Safety The BP Group Refining VP suggested a follow-up inquiry asking, “How has [South Houston] gotten into such a poor state?”157 This follow-up report, the “Texas City Refinery Retrospective Analysis,” issued later in 2002, had the objective of determining why Texas City refinery performance had deteriorated. The analysis concluded that “the current integrity and reliability issues at TCR [Texas City Refinery] are clearly linked to the reduction in maintenance spending over the last decade.”158 Capital spending was reduced 84 percent from 1992 to 2000. The analysis found “a consistent and significant reduction” in fixed costs159 at the refinery between 1992 and 1999, when fixed costs were reduced 52 percent, and the
155 Operating envelopes were similar to safe operating limits, but also addressed environmental and economic factors. BP had implemented a computerized operating envelope program designed to increase oversight over process operations and critical parameters. The BP operating envelope program is discussed in Section 3.9. 156 “Good Practice Sharing Assessment,” BP South Houston, Final Report, August 2002. 157 Email “S. Houston,” August 16, 2002 158 “Texas City Refinery Retrospective Analysis,” October 28, 2002. 159 BP defined fixed cash costs as costs that did not vary with production rates such as compensation, training costs, and routine maintenance.
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report highlighted a 25 percent budget cut targeted in 1999-2000 in the wake of the BP and Amoco merger160 (Appendix D). During the same period in the 1990s, total maintenance spending161 was reduced 41 percent. Identified spending increases from 2000 to 2002 were “primarily budget overruns resulting from fire- fighting unplanned events,”162 and new energy and environmental projects.163 For capital expenditures that addressed HSE and safe operation of the plant, funds were cut 78 percent from 1992-2002. The analysis stated that from 1992 to 2002 “the [Texas City] Refinery has consistently remained in the lowest percentile grouping for Operational Availability against Solomon benchmarks.”164 The analysis concluded that the budget cuts did not consider the specific maintenance needs of the Texas City refin “The prevailing culture at the Texas City refinery was to accept cost reductions without challenge and n to raise concerns when operational integrity was compromised.”16 9.4.3 1999 – 2000 Significant Budget Cuts The 2002 study identified a 25 percent cut in fixed cash costs targeted in 1999-2000. In 1999, the BP Group Chief Executive outlined his strategies and goals for newly merged company, with the target of “reduc[ing] business unit cash costs for the year 2001 by at least 25 percent from year 1998 levels.”166 He also set out three year targets to cut $1.4 billion from R&M worldwide.
160 “Texas City Refinery Retrospective Analysis,” October 28, 2002. 161 In the 2002 Texas City Refinery Retrospective Analysis, total maintenance included routine maintenance fixed cash costs, turnaround spending, HSE Capex (capital expenditure needed to meet internal and external safety standards) and Sustaining Capex (capital expenditure needed to safely maintain and operate the plant). 162 An example of “fire fighting unplanned events” was piping or equipment failure that required unit shutdown and repair. 163 “Texas City Refinery Retrospective Analysis,” October 28, 2002. 164 Ibid. 165 Ibid. 166 Email “Message from Site Leadership,” July 15, 1999.
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159 In 1999, the BP Group Chief Executive of R&M told the refining executive committee about the 25 percent cut, and said that the target was a directive more than a loose target. One refinery Business Unit Leader considered the 25 percent reduction to be unsafe because it came on top of years of budget cuts in the 1990s; he refused to fully implement the target. While some BP refinery leaders resisted the call for a 25 percent reduction in fixed costs, Texas City made serious cuts and came close to the 25 percent reduction target.167 Its cost reduction strategy was to “aggressively drive costs out of the system at an accelerated pace relative to other refiners.”168 The strategy indicated that the cuts would be accomplished through destaffing, outsourcing, and eliminating unnecessary turnaround costs. Items cut included turnarounds; safety committee meetings; the central training organization; fire drills; maintenance, engineering, supervision, and inspection staff; plant maintenance; and training courses. Safety and maintenance expenditures were a significant portion of the cuts. The refinery’s capital expenditures to maintain safe plant operation and to comply with HSE legal requirements were cut $33 million, or 45 percent, from 1998 to 1999.169 9.4.4 2002 Financial Crisis Mode The 2002 study concluded a critical need for increased expenditures to address asset mechanical integrity problems at Texas City. Shortly after the study’s release, however, BP refining leadership in London warned Business Unit Leaders to curb expenditures. In October 2002, the BP Group Refining VP sent a communication saying that the financial condition of refining was much worse than expected, and that from a financial perspective, refining was in a “crisis mode.”170 The Texas City West Plant171 manager,
167 “MPH TCBU Face to Face Presentation,” July 16, 2002. The historical TCBU fixed cash costs (inflation adjusted) fell 23.2 percent from 1998 to 1999. 168 Texas City Business Unit Strategy, July 12, 1999. 169 Capital Plan Texas City Refinery – Technical Managers Network Kwinana, February 29, 2000. 170 Email “GFO” from the Global VP for Refining, October 17, 2002. 171 The ISOM unit where the March 23, 2005, incident occurred was in the Texas City West Plant.
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while stating that safety should not be compromised, instructed supervisors to implement a number of expenditure cuts including no new training courses. During this same period, Texas City managers decided not to eliminate atmospheric blowdown systems. 9.4.5 2003 Maintenance Gap Assessment In 2003, BP Texas City managers conducted a “Getting Maintenance and Reliability Right Gap Assessment,” which concluded that maintenance and mechanical integrity problems persisted at Texas City. While plant infrastructure reliability scores were among the lowest, the assessment concluded that scores were “fairly low for all areas.”172 The assessment found that most areas had insufficient resources to conduct the needed root cause failure analysis (RCFA) for equipment problems, and that most action items were “not implemented because of budget constraints.”173 Many manufacturing areas scored low on most elements of the assessment. The Texas City West Plant scored below the minimum acceptable performance in 22 of 24 elements. For turnarounds, the West Plant representatives concluded that “cost cutting measures [have] intervened with the group’s work to get things right. Team feels that no one provides/communicates rationale to cut costs. Usually reliability improvements are cut.”174 Two major accidents in 2004-2005 (both in the West Plant of the refinery—the UU4 in 2004 and ISOM in 2005) occurred in part because needed maintenance was identified, but not performed during turnarounds. 9.4.6 The SHIFT Program The BP Texas City refinery responded to the integrity problems with programs that largely addressed infrastructure rather than process unit vulnerability. In 2003, the site leadership implemented the South Houston Infrastructure for Tomorrow (SHIFT) program in response to the 2002 study recommendations.
172 BP South Houston “Getting Maintenance and Reliability Right” (GMRR) 2003 Gap Assessment Results,” September, 2003. 173 Ibid. 174 Ibid.
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161 A presentation by Texas City managers summed up the budget-cutting history that led to the SHIFT program:175 “Pre-2002: How did we get into our intolerable risk situation with the Infrastructure assets? • Culture • Money.” The presentation noted that the infrastructure problem took years to develop and would take significant time to fix. The presentation’s five-year, $150 million proposal included details on the Piping Integrity Project (PIP), which mostly addressed infrastructure needs, and would cost $50 million. The presentation included no specific requests for addressing the process unit integrity issues identified in the 2002 study, but did identify the critical nature of the situation, stating that the SHIFT program must be “the last disaster recovery project at Texas City.”176 9.4.7 2003 GHSER Audit—“The condition of infrastructure and assets is poor” The September 2003 GHSER audit found that “the units and staff are actively managing infrastructure risks but the current condition of the infrastructure and assets is poor at [the] Texas City refinery.” One of the most problematic gaps identified was that a “checkbook mentality” still existed throughout most of the Texas City site, which “limits HSE and general performance.” The “checkbook mentality” meant that the budgets were not large enough to address identified risks, and that only the money on hand would be spent, rather than increasing the budget. The audit team was concerned about “insufficient resources to
175 Shift Program Review, August 19, 2003. 176 Ibid.
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achieve all commitments and goals.” The South Houston site leader was disappointed about the audit findings because “many things have shown up before.”177 An overall conclusion of the audit was that a coordinated self-monitoring process was not evident; therefore, management was leaving some risks unaddressed. The audit found that “HSE actions items are allowed to become past due and remain in that status without intervention.” While the audit found that personal and behavioral safety were strong, the audit’s first recommendation was that BP South Houston “break the cycle in the culture that tolerates HSE exceptions”:178 • BPSH (BP South Houston) must establish the standard that makes overdue HSE actions and/or critical maintenance inspections or unaddressed major risks unacceptable to the Leadership Team. • Accept zero for exceptions to BP (Group and local) HSE standards. • Embed PSM Systems at all sites. The audit identified some additional significant risks. In particular, the risk of the refinery “operating envelope” that needed to be addressed,179 a site-wide risk assessment process that was not robust enough, and deficient training in most areas.180
177 The follow-up action items from the 2003 GHSER audit ineffectively addressed the identified Texas City safety deficiencies. For example, the response to the finding on the poor condition of the assets stated that measures had been taken in the 2005 budget—over one year after the audit. Only a small portion of the capital allocated to the listed infrastructure projects had been spent prior to 2005. Although the Veba analysis and other reviews identified integrity problems with both process units and infrastructure, Texas City increased spending in 2005 mostly on infrastructure projects (docks, utilities, tank farm, etc.). 178 In response to the recommendation that the culture tolerated HSE exceptions, BP implemented the 2004 Compliance Delivery Process (CDP). CDP focused largely on worker behavior and personnel safety, even though the audit recommendation focused primarily on the need for management to address major risks and fully implement PSM systems. 179 As Section 4.10 discusses, the operating envelope program was not fully functional at the time of the ISOM incident and managers were not alerted about envelope exceedances. 180 The 2003 GHSER recommendation concerning training improvements and the implementation of a risk identification process was not addressed at the time of the 2005 ISOM incident.
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The poor condition of the refinery, inadequate training, inadequate PSM implementation, and the need for leadership to set an example and eliminate exceptions to HSE standards were all findings of the audit and causally related to the ISOM incident. 9.4.8 1,000 Day Goals In response to the financial and safety challenges facing South Houston, the site leader developed 1,000 day goals in fall 2003 that measured site-specific performance. The 1,000 day goals addressed safety, economic performance, reliability, and employee satisfaction; the consequence of failing to change in these areas was described as losing the “license to operate.”181 The 1,000 day goals for safety included recordable injury frequency (RIF) and HSE action item closure (a PSM action item closure goal was not added until early 2005 and had not been reported prior to the ISOM incident). The goals also measured indicators such as Solomon mechanical availability, cash delivery, and environmental reports; the goal to reduce maintenance spending 25 percent was added in 2004. The 1,000 day goals reflected the continued focus by site leadership on personal safety and cost-cutting rather than on process safety. 9.4.9 The Texas City Repositioning Project During 2003 the plant was continually pressured to reduce expenditures. Plant officials initiated the Texas City Refinery Repositioning Project in August 2003 at the request of BP Group Refining management, who told the refinery that it had not made a contribution of profit proportionate to its capital consumption.182 The goal of the project was to improve the refinery’s competitive position over a 10 year period by focusing on efficiency changes to the refinery’s asset configuration and technology. The team looked for significant changes that included over $30 million in capital expenditure cuts and $140 million
181 “1,000 Day Goals -- What is this about?” document, 2003. 182 The project team, led by BP personnel outside the refinery, found that the refinery contributed only 10 percent of the Global refining profits while consuming 18 percent of capital expenditure needed to meet environmental and safety compliance. The Texas City refinery faced additional challenges due to its unique complexity and interconnectedness. Management stated that the refinery was the most complex in the world by a factor of two.
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increase in annual operating profit. The Reposition Project and the SHIFT program reflected the persistent competing pressures on the Texas City refinery to cut capital expenditures, increase efficiency, and spend needed funds to address asset vulnerability. Those pressures would intensify with the major accidents that occurred in 2004. 9.4.10 The Ultraformer #4 (UU4) Incident Mechanical integrity problems previously identified in the 2002 study and the 2003 GHSER audit were warnings of the likelihood of a major accident. In March 2004, a furnace outlet pipe ruptured and resulted in fire that caused $30 million in damage. Texas City managers investigated and prepared an HRO analysis of the accident to identify the underlying cultural issues.183 They found that in 2003 an inspector recommended examining the furnace outlet piping, but this was not done. Prior to the 2004 incident, thinning pipe discovered in the outlet piping toward the end of a turnaround was not repaired, and, after the unit was started up, a hydrocarbon release from the thinning pipe caused a major fire. One key finding of the investigation was that “[w]e have created an environment where people ‘justify putting off repairs to the future.’”184 The BP investigation team, which included the refinery maintenance manager and the West Plant Manufacturing Delivery Leader (MDL), also found an “intimidation to meet schedule and budget” when the discovery of the unsafe pipe conflicted with the schedule to start up UU4. The team summarized its conclusions: • “The incentives used in this workplace may encourage hiding mistakes.” • “We work under pressures that lead us to miss or ignore early indicators of potential problems.” • “Bad news is not encouraged.” 185
183 HRO Learning’s from UU4 Incident Investigation – “Deep Dive.” 184 Ibid. 185 Ibid.
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These findings are similar to the BP Group refining group-wide HRO study and the West Plant team’s 2003 Maintenance Gap Assessment that identified budget and scheduling pressures that impacted reliability. In both the UU4 and ISOM incidents, required maintenance was not conducted prior to startup. In the ISOM incident, three pieces of equipment necessary for safe operation – the raffinate splitter tower’s level transmitter, sight glass, and pressure valve – were identified by managers as malfunctioning prior to the startup, but were not repaired. 9.4.11 Ultraformer #3 (UU3) Incident In September 2004, three workers in the UU3 unit were burned, two fatally, with hot water and steam during the opening of a pipe flange. The workers believed the pump system was isolated and were unaware that a check valve was concealing hazardous energy from a leaking discharge block valve. The absence of a bleed valve between the check and block valve did not allow the workers to verify whether the piping was isolated, depressured, and safe to open. The investigation recommendations included revising plant lockout/tagout procedures and engineering specifications to ensure a means to verify the safe energy state between a check and block valve, such as installing bleeder valves. In a review of the incident, the Texas City site leader stated that the pump was locked out based on established procedures and that work rules had not been violated. In 2004, two of the three major accidents were process safety-related.186 Taken as a whole, the incidents revealed a serious decline in process safety and management system performance at the BP Texas City refinery.
186 The September 2004 UU3 incident is process safety-related. While the application of OSHA’s PSM standard is limited to listed highly hazardous chemicals, industry safety guidelines have a broader application of PSM that encompasses all process hazards and hazardous materials. The CCPS defines PSM as “the application of management principles and systems to the identification, understanding and control of process hazards to prevent process- related injuries and incidents” (CCPS, 1995b). CCPS also states that line and equipment opening and lockout/tagout are a type of hazardous maintenance work that can lead to hazardous releases and are addressed by process safety guidelines (CCPS, 1995a.).
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166 9.4.12 2004 BP Group GHSER Audit Review—“Systemic Underlying Issues” In 2004 the BP Internal Audit Group in London reviewed GHSER audits for 2003 and found a number of serious safety deficiencies common throughout the corporation. The BP auditors reviewed the 35 audits, including South Houston.187 The audit report, released in March 2004, found significant common deficiencies:188 • widespread tolerance of non-compliance with basic HSE rules; • poor implementation of HSE management systems, reducing the effectiveness and efficiency of activities to manage HSE risks and deliver sustainable performance; • lack of leadership competence and understanding to effectively manage all aspects of HSE; • insufficient monitoring of key HSE processes to provide management visibility and confidence in management’s ability to deliver as required and [implement] necessary interventions. Leadership and accountability were the most common problem, which was found in 28 business units. The report stated that there was a lack of leadership focus on closing action items from audits and other safety reviews, as well as a backlog of maintenance items. The report also found that leadership was not “reinforcing expectations through their own behaviors.” The report found that risk assessment was “often incomplete,” that business units did not understand or address major hazards, and that competency in risk and hazard assessment was poor.
187 The audits were conducted over a mix of BP Global businesses including R&M and Exploration & Production. 188 Internal audit, “2003 GHSER Audits—Summary of Findings,” March 2004.
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The report found that MOC was poorly defined; in particular, a lack of clarity on what constitutes a change in areas such as temporary modifications and organizational change. In addition, the report concluded that MOC systems lacked staff competency, rigorous application, and monitoring. The report stated there were “poor processes” to disseminate lessons learned. While the BP Group HSE organization distributed information on incidents, business units lacked effective processes for assessing the implications or taking action to prevent a similar occurrence. This finding is significant because the HSE Grangemouth report concluded that BP’s organizational structure impaired the corporation’s ability to learn from incidents and prevent major accidents. The internal audit findings are evidence that the conclusions from the 2003 Grangemouth report had not been effectively addressed. 9.4.13 BP’s Golden Rules of Safety In response to the 2004 report on GHSER audits, the BP Group Chief Executive of R&M directed Business Unit Leaders to focus on reviews of control of work189 and vehicle safety to ensure compliance with the Golden Rules of Safety.190 The Golden Rules addressed primarily personal safety issues related to work activities such as working at heights, lifting operations, and entering confined spaces. Although MOC is one element of the Golden Rules, process safety was not specifically addressed. In May 2004, the Texas City site performed a “Control of Work Review,” which revealed deficiencies in compliance with the Golden Rules. The three primary areas of concern were risk assessment, use of nitrogen, and lifting operations. The review found that plant personnel generally complied with policies and procedures, but there was variability among operating units and tasks performed. The report concluded that site leadership needed to communicate to the workforce “that productivity and progress in other areas is not acceptable if it comes at the cost of noncompliance with HSE policies and procedures.”
189 “Control of work” addresses workplace hazards and how to manage them safely. 190 Email from BP Global Chief Executive of R&M to the Group R&M Leadership, dated March 30, 2004.
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The Texas City site’s response to the “Control of Work Review,” which occurred after the two major accidents in spring 2004,191 focused on ensuring compliance with safety rules. The response stated that the review findings support “our objective to change our culture to have zero tolerance for willful non- compliance to our safety policies and procedures.” The report indicated that “accepting personal risk” and noncompliance based on lack of education on the rules would end. To correct the problem of non- compliance, Texas City managers implemented the “Compliance Delivery Process” and “Just Culture” policies. “Compliance Delivery” focused on adherence to site rules and holding the workforce accountable. The purpose of the “Just Culture” policy was to ensure that management administered appropriate disciplinary action for rule violations. The “Just Culture” policy indicated that willful breaches of rules, but not genuine mistakes, would be punished. The Texas City Business Unit Leader announced that he was implementing an educational initiative and accelerated the use of punishment to create a “culture of discipline.”192 These initiatives failed to address process safety requirements or management system deficiencies identified in the GHSER audits, mechanical integrity reviews, and the 2004 incident investigation reports. BP Group executive leadership met with the Texas City Business Unit Leader several times in 2004 and approved the focus on personal safety. The BP Group Chief Executive for R&M visited the Texas City refinery in July 2004 to review progress toward the 1,000-day goals and improved safety performance. In a presentation to the Chief Executive during the visit, the site reported a “best ever” recordable injury rate. The action plan for improvement was to “aggressively pursue Control of Work Audit learnings,” but there was no action plan for the deteriorating Texas City process safety performance.
191 The two major incidents in spring 2004 included the March UU4 incident and in May 2004, a contractor died from a fall inside a tower during a turnaround in the AU2 unit. 192 June 27, 2004, email from the Texas City Business Unit Leader to the BP Global North American VP for Refining and the Global Chief Executive for R&M; Subject: Control of Work Response.
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In the July 2004 presentation, Texas City managers also spoke to the ongoing need to address the site’s reliability and mechanical integrity issues and financial pressures. The presentation suggested that a number of unplanned events in the process units led to the refinery being behind target for reliability, citing the UU4 fire and other outages and shutdowns. The presentation stated that “poorly directed historic investment and costly configuration yield middle of the pack returns.” The conclusion was that Texas City was not returning a profit commensurate with its needs for capital, despite record profits at the refinery. The presentation indicated that a new 1,000-day goal had been added to reduce maintenance expenditures to “close the 25 percent gap in maintenance spending” identified from Solomon benchmarking.193 The BP Texas City refinery increased total maintenance spending in 2003-2004 by 33 percent194; however, a significant portion of the increase was a result of unplanned shutdowns and mechanical failures. In the July 2004 presentation to the R&M Chief Executive, Texas City leadership said that “integrity issues had been costly,” specifically identifying an increase in turnaround costs.195 In 2004, BP Texas City experienced a number of unplanned shutdowns and repairs due to mechanical integrity failures196: the UU4 piping failure incident resulted in $30 million in damage, and while the Texas City refinery West Plant leader proposed improving reliability performance to avoid “fix it when it fails” maintenance, integrity problems persisted. In addition, the ISOM area superintendent was reporting “numerous equipment failures” that resulted in budget overruns.197
193 According to Solomon benchmarking, the BP Texas City refinery was spending more on maintenance than other refineries of similar size and complexity. The 1,000 Day Goal was established to close that gap. 194 Email “Texas City Spend,” May 12, 2005. 195 Texas City Refinery Business Review, (Global Chief Executive for R&M) Site Visit Pre-read, July 12, 2004. 196 TC Site Availability, June 2004.
197 Email “Budget Outlook for 2004,” from ISOM area superintendent.
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At the July 2004 presentation, the Texas City leadership also presented a compliance strategy to the R&M Chief Executive that stated:198 In the face of increasing expectations and costly regulations, we are choosing to rely wherever possible on more people-dependent and operational controls rather than preferentially opting for new hardware. This strategy, while reducing capital consumption, can increase risk to compliance and operating expenses through placing greater demands on work processes and staff to operate within the shrinking margin for human error. Therefore to succeed, this strategy will require us to invest in our ‘human infrastructure’ and in compliance management processes, systems and tolls to support capital investment that is unavoidable. The document identified that “Compliance Delivery” was the process that Texas City managers designated to deliver the referenced workforce education and compliance activities. The chosen strategy states that this approach is less costly than relying on new hardware or engineering controls but has greater risks from lack of compliance or incidents. The aftermath of the UU3 incident resulted in additional scrutiny from Group executives and urgency for the Texas City refinery to improve safety performance. As a result, the Texas City Business Unit Leader met with the R&M Chief Executive and the Senior Executive Team in October 2004 to view the presentation, “Texas City Site Safety Transformation,” which recounted the fatal incidents with pictures of the deceased. Although two of the three major accidents in 2004 were process safety-related, the safety problems were described primarily in terms of casual compliance and personal risk tolerance. Again, “Compliance Delivery” and “Just Culture” were the programs cited as addressing the problems; the proposed action plans did not focus on management system issues or process safety concerns.
198 Texas City HSE Compliance, July 7, 2004.
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171 9.4.14 Process Safety Performance Declines Further in 2004 In August 2004, the Texas City Process Safety Manager gave a presentation to plant managers that identified serious problems with process safety performance. The presentation showed that Texas City 2004 year-to-date accounted for $136 million, or over 90 percent, of the total BP Group refining process safety losses; and over five years, accounted for 45 percent of total process safety refining losses.199 The presentation noted that PSM was easy to ignore because although the incidents were high-consequence, they were infrequent. The presentation addressed the HRO concept of the importance of mindfulness and preoccupation with failure; the conclusion was that the infrequency of PSM incidents can lead to a loss of urgency or lack of attention to prevention. In September 2004, the site PSM manager told the Business Unit Leader that Texas City had received poor scores in second quarter concerning PSM metrics such as action item completion (63 percent).200 This information had been communicated in a PSM presentation at the September 2004 BP Group refining leadership meeting where the Texas City refinery was categorized as high risk.201 A key message in the presentation was that process safety was just as important as personal safety. The presentation summarized BP’s refinery PSM incident history, indicating that the “depth and rigor of investigations” was not always sufficient to identify root causes. In March 2005, before the ISOM incident, the Texas City operations manager communicated to a Group refining executive that the PSM action item closure status for fourth quarter 2004 was a concern; as a result, PSM closure was added to the site’s 1,000 Day Goals.
199 TC-PSC Chair Selection, August 1, 2004. 200 Email “Process Safety discussion at GRL meeting on 14th September.” 201 GRL Process Safety Session Presentation, September 2004.
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172 Texas City had serious problems with unresolved PSM action items. Target closure rate was 90 percent, but in 2004 was only 79 percent, down from 95 percent in 2002. The PSM manager indicated that the closure rate had fallen since the metric was removed from the formula in 2003 for calculating bonuses. At the end of 2004, the Texas City site had closed only 33 percent of its PSM incident investigation action items; the ISOM unit closed 31 percent. Only 40 percent of the PSM business plan milestones were completed in 2004. Additionally, the findings from the 2004 PSM audit (Section 8.3.4) revealed poor PSM performance in a number of areas categorized as high priority, especially in mechanical integrity, training, process safety information, and MOC. Texas City refinery’s mechanical availability202 worsened from 2002 to 2004.203 During this same period, loss of containment incidents, a process safety metric tracked but not managed by BP, increased 52 percent from 399 to 607 per year (Baker, et al., 2007). 9.4.15 “Texas City is not a Safe Place to Work” Fatalities, major accidents, and PSM data showed that Texas City process safety performance was deteriorating in 2004. Plant leadership held a safety meeting in November 2004 for all site supervisors detailing the plant’s deadly 30-year history. The presentation, “Safety Reality,” was intended as a wakeup call to site supervisors that the plant needed a safety transformation, and included a slide entitled “Texas City is not a safe place to work.” Also included were videos and slides of the history of major accidents and fatalities at Texas City, including photos of the 23 workers killed at the site since 1974. The “Safety Reality” presentation concluded that safety success begins with compliance, and that the site needed to get much better at controlling process safety risks and eliminating risk tolerance. Even though
202 Mechanical availability measures the time available for processing minus downtime for maintenance. 203 The 2004 Solomon metrics for mechanical availability put Texas City refinery performance at the bottom of 29 Gulf Coast refineries and 79 of 82 refineries nationally.
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173 two major accidents in 2004 and many of those in the previous 30 years were process safety-related, the action items in the presentation emphasized following work rules. 9.4.16 Telos Survey In late 2004, the Texas City site performed a safety culture assessment. The survey was initiated by the Business Unit Leader to determine the “brutal facts” concerning “our management systems, our site leadership, our site cultures, and our behaviors for safety and integrity management.” Researchers from safety culture consultant the Telos Group surveyed 1,080 employees and interviewed 112. The interviewees included members of the leadership team and 69 supervisors. The assessment team issued a report with recommendations (Telos Report) in January 2005, which was “embraced”204 by the site leadership team. The Telos report provided insight into the organizational and cultural conditions at the Texas City refinery before the ISOM explosion. The report revealed that Texas City had a severely flawed safety culture and organizational deficiencies that preceded the ISOM incident. The report findings include:205 • Production pressures impact managers “where it appears as though they must compromise safety.” • “Production and budget compliance gets recognized and rewarded before anything else at Texas City.” • “The pressure for production, time pressure, and understaffing are the major causes of accidents at Texas City.”
204 “Telos Perspective and Recommendations,” part of the Telos Report, January 21, 2005. 205 “Executive Summary of Report Findings,” part of the Telos Report, January 21, 2005.
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174 • “The quantity and quality of training at Texas City is inadequate…compromising other protection-critical competence.” • “Many [people] reported errors due to a lack of time for job analysis, lack of adequate staffing, a lack of supervisor staffing, or a lack of resident knowledge of the unit in the supervisory staff.” • Many employees also reported “feeling blamed when they had gotten hurt or they felt investigations were too quick to stop at operator error as the root cause.” There was a “culture of casual compliance.” • Serious hazards in the operating units from a number of mechanical integrity issues: “There is an exceptional degree of fear of catastrophic incidents at Texas City.” • Leadership turnover and organizational transition; the creation and dismantling of the South Houston site “made management of protection very difficult.” • The strong safety commitment by the Business Unit Leader “is undermined by the lack of resources to address severe hazards that persist,” and “for most people, there are many unsafe conditions that prove cost cutting and production are more important than protection. Poor equipment conditions are made worse in the view of many people by a lack of resources for inspection, auditing, training, and staffing for anything besides ‘normal operating conditions.’” • Texas City was at a “high risk” for the “check the box” mentality. This included going through the motions of checking boxes and inattention to the risk after the check-off. “Critical events, (breaches, failures or breakdowns of a critical control measure) are generally not attended to.” Texas City managers asked the safety culture consultants who authored the Telos report to comment on what made safety protection particularly difficult for Texas City. The consultants noted that they had never seen such a history of leadership changes and reorganizations over such a short period that resulted
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175 in a lack of organizational stability.206 Initiatives to implement safety changes were as short-lived as the leadership, and they had never seen such “intensity of worry” about the occurrence of catastrophic events by those “closest to the valve.” At Texas City, workers perceived the managers as “too worried about seat belts” and too little about the danger of catastrophic accidents. Individual safety “was more closely managed because it ‘counted’ for or against managers on their current watch (along with budgets) and that it was more acceptable to avoid costs related to integrity management because the consequences might occur later, on someone else’s watch.” The Telos consultants also noted that concern about equipment conditions was expressed not only by BP personnel, but “strongly expressed by senior members” of the contracting community who “pointed out many specific hazards in the work environment that would not be found at other area plants.” The consultants concluded that the tolerance of “these kind of risks must contribute to the tolerance of risks you see in individual behavior.” The refinery leadership team reviewed the Telos report and accepted the findings. The Business Unit Leader said that “seeing the ‘brutal facts’ so clearly defined was hard to digest, including the concern around the conflict between production and safety. The evidence was strong and clear and I accept my responsibility for the results.”207 The Business Unit Leader summarized results of the report on March 17, 2005, for all plant supervisors. The summary stated that the site had gotten off to good start in 2005 with safety performance that “may be the best ever,” adding that Texas City had had “the best profitability ever in its history last year” with over $1 billion in profit—“more than any other refinery in the BP system.” Despite the stark findings of safety failures reflected in site performance and the Telos assessment, BP management persisted in believing that the personal injury rates reflected total safety performance. The Business Unit Leader stated that BP Group refinery executive leadership was “very complimentary” of
206 Telos memo, “What makes protection particularly difficult for BP Texas City?” 207 Email “Update from [Business Unit Leader],” March 17, 2005.
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progress and had “high praise” for the site’s auditing process and “our Safety Culture response efforts.” The Business Unit Leader also applauded the safety efforts of the supervisors “that prompted [the Group VP for refining] to raise our VPP [bonus program] scores and improve all of our payouts!” The BP Group HSE VP for Refining stated that the executive leadership had considered further intervention at Texas City, but did not act because the personal injury rates had improved. Focus on injury rates at all levels of BP management helped mask severe shortcomings in process safety. In this regard, the lessons of the Grangemouth report were not learned or acted upon. 9.4.17 2005 Budget Cuts In late 2004, BP Group refining leadership ordered a 25 percent budget reduction “challenge” for 2005. The Texas City Business Unit Leader asked for more funds based on the conditions of the Texas City plant, but the Group refining managers did not, at first, agree to his request. Initial budget documents for 2005 reflect a proposed 25 percent cutback in capital expenditures, including on compliance, HSE, and capital expenditures needed to maintain safe plant operations.208 The Texas City Business Unit Leader told the Group refining executives that the 25 percent cut was too deep, and argued for restoration of the HSE and maintenance-related capital to sustain existing assets in the 2005 budget. The Business Unit Leader was able to negotiate a restoration of less than half the 25 percent cut; however, he indicated that the news of the budget cut negatively affected workforce morale and the belief that the BP Group and Texas City managers were sincere about culture change. In February 2005, the BP Group VP and the North American VP for Refining visited Houston, where refinery managers presented details about safety transformation efforts, the Telos cultural assessment, and “Safety Reality” slides. The presentation listed the major Telos findings, including concern about the condition of the refinery, budget cuts, pressure for production overshadowing safety, and inadequate
208 TCR Update – 2005 HSE Capex, August 24, 2004; Email “Texas City Capex Reduction Proposal” from the Business Unit Leader, 11-5-04.
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177 training. Also discussed were the three fatalities in 2004 and the poor PSM action item closure rate. The site’s mechanical availability was graded a “D,” with little or no progress due to unplanned events such as the UU4 fire. Also identified were the initial 25 percent capital expenditure cuts in the 2005 budget and the amount restored. Texas City managers proposed, in the presentation, that the executive leaders restore an additional $41 million of the 2005 cuts in the 2006 budget.209 9.4.18 2005 Key Risk—“Texas City kills someone” The 2005 Texas City HSSE Business Plan210 warned that the refinery likely would “kill someone in the next 12-18 months.” This fear of a fatality was also expressed in early 2005 by the HSE manager: “I truly believe that we are on the verge of something bigger happening,”211 referring to a catastrophic incident. Another key safety risk in the 2005 HSSE Business Plan was that the site was “not reporting all incidents in fear of consequences.” PSM gaps identified by the plan included “funding and compliance,” and deficiency in the quality and consistency of the PSM action items. The plan’s 2005 PSM key risks included mechanical integrity, inspection of equipment including safety critical instruments, and competency levels for operators and supervisors. Deficiencies in all these areas contributed to the ISOM incident. 9.4.19 Summary Beginning in 2002, BP Group and Texas City managers received numerous warning signals about a possible major catastrophe at Texas City. In particular, managers received warnings about serious deficiencies regarding the mechanical integrity of aging equipment, process safety, and the negative safety impacts of budget cuts and production pressures.
209 “Texas City Site Update, A Brief Update for Mike Hoffman – February 15, 2005.” 210 HSSE ’05 Business Plan, March 15, 2005. HSSE is Health, Safety, Security, and the Environment. 211 Email from the HSSE manager, February 20, 2005.
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178 However, BP Group oversight and Texas City management focused on personal safety rather than on process safety and preventing catastrophic incidents. Financial and personal safety metrics largely drove BP Group and Texas City performance, to the point that BP managers increased performance site bonuses even in the face of the three fatalities in 2004. Except for the 1,000 day goals, site business contracts, manager performance contracts, and VPP bonus metrics were unchanged as a result of the 2004 fatalities.
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179 10.0 ANALYSIS OF BP’S SAFETY CULTURE The BP Texas City tragedy is an accident with organizational causes embedded in the refinery’s culture. The CSB investigation found that organizational causes linked the numerous safety system failures that extended beyond the ISOM unit. The organizational causes of the March 23, 2005, ISOM explosion are • BP Texas City lacked a reporting and learning culture. Reporting bad news was not encouraged, and often Texas City managers did not effectively investigate incidents or take appropriate corrective action. • BP Group lacked focus on controlling major hazard risk. BP management paid attention to, measured, and rewarded personal safety rather than process safety. • BP Group and Texas City managers provided ineffective leadership and oversight. BP management did not implement adequate safety oversight, provide needed human and economic resources, or consistently model adherence to safety rules and procedures. • BP Group and Texas City did not effectively evaluate the safety implications of major organizational, personnel, and policy changes. 10.1 Lack of Reporting, Learning Culture Studies of major hazard accidents conclude that knowledge of safety failures leading to an incident typically resides in the organization, but that decision-makers either were unaware of or did not act on the warnings (Hopkins, 2000). CCPS’ “Guidelines for Investigating Chemical Process Incidents” (1992a) notes that almost all serious accidents are typically foreshadowed by earlier warning signs such as near- misses and similar events. James Reason, an authority on the organizational causes of accidents, explains that an effective safety culture avoids incidents by being informed (Reason, 1997). Collecting appropriate information, assessing vital signs, and communicating lessons and knowledge of hazards are
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180 10.1.1.1 characteristics of an effective safety culture. An informed culture includes two essential elements: reporting and learning, and in such a culture, managers have up-to-date knowledge about the “human, technical, organizational and environmental factors that determine the safety of the system as a whole” (Reason, 1997). BP Texas City did not have effective reporting and learning cultures where previous incidents and near-misses could serve as learning opportunities to avoid catastrophic incidents. 10.1.1 Reporting Culture An informed culture must first be a reporting culture where personnel are willing to inform managers about errors, incidents, near-misses, and other safety concerns. The key issue is not if the organization has established a reporting mechanism, but rather if the safety information is actually reported (Hopkins, 2005). Reporting errors and near-misses requires an atmosphere of trust, where personnel are encouraged to come forward and organizations promptly respond in a meaningful way (Reason, 1997). This atmosphere of trust requires a “just culture” where those who report are protected and punishment is reserved for reckless non-compliance or other egregious behavior (Reason, 1997). While an atmosphere conducive to reporting can be challenging to establish, it is easy to destroy (Weike et al., 2001). BP Texas City Reporting The BP Texas City site had a number of reporting programs, yet serious near-misses and other critical events were often unreported. In the eight previous ISOM blowdown system incidents, three were not reported in any BP database, five were reported as environmental releases, and only two were investigated as safety incidents. In the five years prior to the 2005 disaster, over three-quarters of the raffinate splitter tower startups’ level ran above the range of the level transmitter and in nearly half, the level was out of range for more than one hour. These operating deviations were not reported by operations personnel or reviewed in the computerized history by Texas City managers. During the March 2005 ISOM startup, the operating deviations were more serious in degree but similar in kind to past startups.
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Yet the operating envelope program designed to capture and report excursions from safe operating limits was not fully functional and did not capture high distillation tower level events in the ISOM to alert managers to the deviations. Other methods to communicate safety information also failed to provide critical data. Logbooks, incident databases, and fire and environmental reports typically provided little detail or analysis of the events. The maintenance work order system was primarily an accounting program that lacked crucial information about work order history, the cause of failures, and whether equipment was successfully repaired. Logbooks also provided little detail on equipment repairs. BP Texas City managers did not effectively encourage the reporting of incidents; they failed to create an atmosphere of trust and prompt response to reports. Among the safety key risks identified in the 2005 HSSE Business Plan, issued prior to the disaster, was that the “site [was] not reporting all incidents in fear of consequences.” The maintenance manager said that Texas City “has a ways to go to becoming a learning culture and away from a punitive culture.”212 The Telos report found that personnel felt blamed when injured at work and “investigations were too quick to stop at operator error as the root cause.” Lack of meaningful response to reports discourages reporting. Texas City had a poor PSM incident investigation action item completion rate: only 33 percent were resolved at the end of 2004. The Telos report cited many stories of dangerous conditions persisting despite being pointed out to leadership, because “the unit cannot come down now.” A 2001 safety assessment found “no accountability for timely completion and communication of reports.”
212 Email from the Texas City Maintenance Manager, January 19, 2005.
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182 10.1.1.2
BP Group Reporting Responsibility for a lack of a reporting culture extended to BP Group. The three major accidents at the Texas City refinery were not mentioned in the GHSER reports sent to Group executives and the BP Board of Directors. A 2004 BP Group HRO survey found that across all business units “mistakes may be held against people.”213 A 2002 BP Group analysis, “Learning from Tragedy,” concluded that the “quality of investigation and reporting varies considerably and quality of evidence gathering [is] sometimes questionable.” 10.1.2 Learning Culture BP Group and Texas City lacked a learning culture. A learning culture ensures that reports of incidents and safety information are analyzed and lessons learned effectively communicated, and that prompt corrective action is taken (Hopkins, 2005). BP Group and Texas City had serious deficiencies in these areas: • Management failed to adequately investigate previous incidents that revealed the serious hazards of atmospheric blowdown systems in the ISOM, and other process units and failed to take corrective action. • Managers did not act on findings from previous reports, such as more training for operators and supervisors, use of control board simulators, and use of fully functional operating envelopes. • Reports of malfunctioning instrumentation were not acted on and instrument checks were not completed prior to the ISOM startup.
213 Aggregate HRO Survey Results, June 2004.
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183 • BP did not monitor recurring instrument malfunctions, such as the high level switch on the raffinate splitter tower and the blowdown drum, for trends or failure analysis. • A BP Group 2002 report on the Group Fatal Accident Investigation Process found that “critical factors and hence root causes [were] not identified” and that “corrective actions [were]sometimes vague and impractical.” • The 2003 South Houston GHSER audit found that “a coordinated, self monitoring and self assessment process is not evident throughout the organization.” • The 2004 GHSER assessment graded Texas City as “poor” because investigation information was not analyzed to monitor trends and develop prevention programs. The assessment found little use of the GHSER audit/assessment results to drive plant goals. • The 2004 Group Internal Audit report found poor plant monitoring and lessons learned processes at 35 BP Group business units: “[i]nformation on incidents is circulated from Group HSE. Some entities do not have robust processes for assessing the implications of these and initiating actions to manage their risks of a similar occurrence.” The lack of a learning and a reporting culture was also revealed in BP’s ineffective response to the important lessons from the Grangemouth report. Many of the organizational failures in the ISOM incident involved issues that were also key lessons from Grangemouth. The U.K. Health and Safety Executive concluded that BP lacked “a strong, consistent overall strategy for major accident prevention,” which was a barrier to learning from previous incidents. Failure to effectively act on those lessons set the stage for the ISOM incident. BP Group lacked an effective program to ensure that lessons from internal and external incidents were acted upon corporate-wide.
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184 10.2 Lack of Focus on Controlling Major Hazard Risk BP did not effectively assess and control the risks of major hazards at Texas City. In the events leading up to the ISOM incident, managers and operators lacked an understanding of major hazard risk: 1) the blowdown system had not been replaced, despite previous serious incident reports and policies that required converting it to a flare; 2) occupied trailers were placed dangerously close to running process units because the siting analysis failed to identify the risks; 3) non-essential personnel were not evacuated despite the hazards posed by ISOM unit startup; 4) the startup was authorized despite having inadequate staffing, malfunctioning instruments and equipment, and without a pre-startup safety review (PSSR); and 5) during the startup, no qualified supervision was present and procedures were not followed as had been the practice for some time. Audits and assessments concluded that Texas City had serious deficiencies in identifying and controlling major risks. The 2003 GHSER audit found that “the practice of risk identification and the development of mitigation plans are not evident across the site.” The 2004 GHSER assessment concluded that “no formal system exists for identifying high level risks.” The 2005 Telos assessment found that “critical events, (breaches, failures, or breakdowns of a critical control measure) are generally not attended to.” Safety risks revealed by the 2004 fatalities and property damage, the falling PSM action item closure rate, and poor equipment integrity were not perceived as requiring more serious intervention. Similar risk awareness deficiencies were found at business units across the corporation. BP Group’s 2004 Internal Audit report found that business unit managers’ risk management processes did not understand or control major hazards, nor were these processes used to drive priorities or allocate resources. Moreover, BP business unit managers had poor competency in risk and hazard management. 10.2.1 Focus on personal safety rather than process safety BP Group executives used personal safety metrics to drive safety performance. A key lesson from the
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U.K. Health and Safety Executive Grangemouth report is that BP needed a specific focus on KPIs for process safety because personal safety metrics are not a reliable measure of the risk for a major accident. BP did not adequately implement these lessons in its Group safety management or at Texas City, and, in fact, paid most attention to, measured, and rewarded personal safety performance rather than process safety. Personal safety metrics were the exclusive measures in the GHSER policy, HSE assurance reports, business and personal contracts, incentive programs, and plant goals. Personal safety metrics are important to track low-consequence, high-probability incidents, but are not a good indicator of process safety performance. As process safety expert Trevor Kletz notes, “The lost time rate is not a measure of process safety”214 (Kletz, 2003). An emphasis on personal safety statistics can lead companies to lose sight of deteriorating process safety performance (Hopkins, 2000). Process safety KPIs provide important information on the effectiveness of safety systems, and an early warning of impending catastrophic failure (HSE, 2006a). The sole use of lagging safety indicators, such as injury rates or numbers of incidents, has been described as trying to drive down the road looking only in the rear view mirror---it tells you where you have been but not where you are headed. Process safety good practice guidelines recommend using both leading and lagging indicators for process safety. Leading indicators provide a check of system functioning—whether needed actions have been taken, such as equipment inspections completed by the target date or PSM action item closure. Lagging indicators, such as near-misses, provide evidence that a key outcome has failed or not met its objective. “Active monitoring” of both leading and lagging indicators is important to the health of process safety systems (HSE 2006a).
214 Kletz (2001) also writes that “a low lost-time accident rate is no indication that the process safety is under control, as most accidents are simple mechanical ones, such as falls. In many of the accidents described in this book the companies concerned had very low lost-time accident rates. This introduced a feeling of complacency, a feeling that safety was well managed”.
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- 2.2
“Check the box” Rather than ensuring actual control of major hazards, BP Texas City managers relied on an ineffective compliance-based system that emphasized completing paperwork. The Telos assessment found that Texas City had a “check the box” tendency of going through the motions with safety procedures; once an item had been checked off it was forgotten. The CSB found numerous instances of the “check the box” tendency in the events prior to the ISOM incident. For example, the siting analysis of trailer placement near the ISOM blowdown drum was checked off, but no significant hazard analysis had been performed, hazard of overfilling the raffinate splitter tower was checked off as not being a credible scenario, critical steps in the startup procedure were checked off but not completed, and an outdated version of the ISOM startup procedure was checked as being up-to-date. 10.2.3 Oversimplification In response to the safety problems at Texas City, BP Group and local managers oversimplified the risks and failed to address serious hazards. Oversimplification means evidence of some risks is disregarded or deemphasized while attention is given to a handful of others215 (hazard and operability study, or HAZOP Weak et al., 2001). The reluctance to simplify is a characteristic of HROs in high-risk operations such as nuclear plants, aircraft carriers, and air traffic control, as HROs want to see the whole picture and address all serious hazards (Weick et al., 2001). An example of oversimplification in the space shuttle Columbia report was the focus on ascent risk rather than the threat of foam strikes to the shuttle (CAIB, 2003). An example of oversimplification in the ISOM incident was that Texas City managers focused primarily on infrastructure216 integrity rather than on the poor condition of the process units. Four major incidents where mechanical integrity played a role in 2004-2005 occurred in the process units—UU4, ISOM, RHU,
215 Weick and Sutcliffe further state that HROs manage the unexpected by a reluctance to simplify: “HROs take deliberate steps to create more complete and nuanced pictures. They simplify less and see more.” 216 The infrastructure includes refinery storage tanks, utilities, and docks.
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CFHU.217 As the 2003 GHSER audit notes, BP Texas City was managing the infrastructure problems; however, process unit hazards were not adequately addressed. BP Group executives oversimplified their response to the serious safety deficiencies identified in the internal audit review of common findings in the GHSER audits of 35 business units. The R&M Chief Executive determined that the corporate response would focus on compliance, one of four key common flaws found across BP’s businesses. The response directing the R&M segment to focus on compliance emphasized worker behavior. Other deficiencies identified in the internal audit included lack of HSE leadership and poor implementation of HSE management systems; however, these problems were not addressed. This narrow compliance focus at Texas City allowed PSM performance to further deteriorate, setting the stage for the ISOM incident. The BP focus on personal safety and worker behavior was another example of oversimplification. 10.2.4 Ineffective corporate leadership and oversight BP Group managers failed to provide effective leadership and oversight to control major accident risk. According to Hopkins, top management’s actions and what they paid attention to, measure, and allocate resources for is what drives organizational culture (Hopkins, 2005). Examples of deficient leadership at Texas City included managers not following or ensuring enforcement of policies and procedures, responding ineffectively to a series of reports detailing critical process safety problems, and focusing on budget cutting goals that compromised safety. Texas City managers did not model safe practices, and in the incidents and critical events prior to the ISOM incident, deviated from numerous safety policies and procedures. Managers did not complete the study of the ISOM pressure relief system that had been required by the OSHA process safety regulations for many years. Contrary to BP policy (Section 5.5.4), the ISOM blowdown drum was not replaced with a
217 CFHU is the Cat Feed Hydrotreating Unit.
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flare system, nor was the siting of the trailers effectively managed. A PSSR that would have required non- essential personnel to be removed from the ISOM unit and surrounding areas prior to startup was not conducted. Numerous procedures and forms were checked off, but the safety critical tasks were not performed or reviewed. Finally, the startup lacked the presence of qualified supervisory oversight or technically trained personnel despite being required by BP policy. The 2003 GHSER audit emphasized that the Texas City senior managers must “break the culture that tolerated HSE exceptions,” citing overdue action items and maintenance inspections and unaddressed major risks. The 2004 BP audit of 35 business units found a lack of leadership competence and understanding of HSE, and that “leadership was not reinforcing the [GHSER] expectations through their own behaviors.” The Telos authors concluded that management accepting risks, such as serious unaddressed hazards or deviations from safety procedures, can contribute to “the tolerance of risks you see in individual behavior.” Budget cuts and production pressures seriously impacted safe operations at Texas City. Studies and assessments presented to BP Group managers linked the history of budget cuts to critical safety issues: “The current integrity and reliability issues at [Texas City] are clearly linked to the reduction in maintenance spending over the last decade.”218 Budget cuts also impaired training, operations staffing levels, and mechanical integrity. Budget pressures affected the decision not to replace the ISOM blowdown system on several occasions. BP’s assessment of the 2004 UU4 accident, as well as events leading to the ISOM incident, show that safety critical repairs were not conducted because there “was no time” left in the turnaround schedule. The 2005 Telos assessment indicated that while senior managers showed a strong safety commitment, it was “contradicted by the lack of resources, action or clear plans to address severe hazards that persist. For
218 Texas City Refinery Retrospective Analysis, October 28, 2002.
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189 most people there are many unsafe conditions that prove cost cutting and production are more important than protection.” The BP Chief Executive and the BP Board of Directors did not exercise effective safety oversight. Decisions to cut budgets were made at the highest levels of the BP Group despite serious safety deficiencies at Texas City. BP executives directed Texas City to cut capital expenditures in the 2005 budget by an additional 25 percent despite three major accidents and fatalities at the refinery in 2004. The CCPS, of which BP is a member, developed 12 essential process safety management elements in
- The first element is accountability. CCPS highlights the “management dilemma” of “production
versus process safety” (CCPS, 1992b). The guidelines emphasize that to resolve this dilemma, process safety systems “must be adequately resourced and properly financed. This can only occur through top management commitment to the process safety program.” (CCPS, 1992b). Due to BP’s decentralized structure of safety management, organizational safety and process safety management were largely delegated to the business unit level, with no effective oversight at the executive or board level to address major accident risk. The Financial Reporting Council (FRC), the U.K.'s independent regulator for corporate reporting and governance, has adopted “Internal Control: Guidance for Directors on the Combined Code,” commonly referred to as the “Turnbull guidance.” The Turnbull guidance recommends that U.K. boards maintain a system of internal risk control that includes HSE, and that that boards review the system’s effectiveness annually: “The review should cover all material controls, including financial, operational and compliance controls and risk management systems” (FRC, 2005). The UK Health and Safety Executive’s report on the accidents at the BP Grangemouth refinery also addresses the importance of board safety oversight. One of the report’s “wider messages for industry” states that “[o]perators should give increased focus to major accident prevention in order to ensure serious
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business risk is controlled and to ensure effective Corporate Governance.” The Health and Safety Executive specifically uses the BP Grangemouth incident to address the responsibilities of board members for major accident prevention: The Turnbull report states that directors should, at least annually, review systems of control including risk management, financial, operational and compliance controls that are the key to the fulfillment of the company’s business objectives. The HSE has prepared guidance for directors in order to help them ensure that the health and safety risks arising from their organizations activities are properly managed. Directors should be fully aware of their corporate responsibilities in relation to the control of major accident hazards. Failure by a corporate body and the directors of a company to adequately manage health and safety can result in prosecution of the company and the individual directors responsible. As previously stated the underlying causes of major accidents (technical, managerial and human factors) are well established from analysis of hundreds of major accidents worldwide. Directors have a duty to manage these known factors to prevent major accidents (HSE, 2003). The above quotation from the guidance ”Directors Responsibilities for Health and Safety”, as referenced in the Grangemouth Report, states that “[t]he board needs to ensure that it is kept informed of, and alert to, relevant health and safety risk management issues. The UK Health and Safety Commission (HSC) recommends that boards appoint one of their number to be the ‘heath and safety director’”219 (HSC, 2002). Additionally, the guidance recommends that boards of directors review their heath and safety performance annually, ensure that management systems provide effective monitoring and reporting, and ensure that the health and safety implications of all their decisions are addressed.
219 This guidance is published by the Health and Safety Executive (HSE); the Health and Safety Commission is the politically appointed governing body of the HSE.
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191 The Baker Panel Report concluded that BP’s Board of Directors had not ensured, as a best practice, effective implementation of PSM. Safety culture expert James Reason emphasizes the importance of designating corporate boards of directors’ responsibility for organizational safety and major hazard risk control. BP has a board Ethics and Environment Assurance committee that monitors safety issues; however, no board member has designated health and safety leadership responsibilities or a background in refinery operations or process safety. 10.3 Safety Implications of Organizational Change Although the BP HSE management policy, GHSER, required that organizational changes be managed to ensure continued safe operations, these policies and procedures were generally not followed. Poorly managed corporate mergers, leadership and organizational changes, and budget cuts greatly increased the risk of catastrophic incidents. 10.3.1 BP mergers In 1998, BP had one refinery in North America. In early 1999, BP merged with Amoco and then acquired ARCO in 2000. BP emerged with five refineries in North America, four of which had been just acquired through mergers. BP replaced the centralized HSE management systems of Amoco and Arco with a decentralized HSE management system. The effect of decentralizing HSE in the new organization resulted in a loss of focus on process safety. In an article on the potential impacts of mergers on PSM, process safety expert Jack Philley explains, “The balance point between minimum compliance and PSM optimization is dictated by corporate culture and upper management standards. Downsizing and reorganization can result in a shift more toward the minimum compliance approach. This shift can result in a decrease in internal PSM monitoring, auditing, and continuous improvement activity” (Philley, 2002).
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192 10.3.2 Organizational Changes at Texas City After the Amoco merger, Texas City underwent a complex series of leadership and organizational changes that were only informally assessed for their impact on safety and health. In 1999, Texas City was a separate business unit run by a business unit leader. In 2001, the refinery became part of the BP South Houston complex along with four BP chemical plants (Figure 18; Appendix D). From then until 2004, the safety, environmental, and process safety departments were combined and operated as a shared services group servicing multiple facilities. This resulted in the process safety group not reporting directly to each site’s business unit leader; instead they reported to the Star Site’s Shared Services Group (Appendix D.2).
Figure 18. Organizational changes affecting the Texas City refinery After the BP South Houston complex was formed, a series of leadership changes occurred. First, the refinery business unit leader became the BP South Houston director and the Texas City refinery was run by an operations manager. In 2002, the director was replaced and later that year the operations manager left. He was replaced by a refinery performance unit leader, who functioned basically as the business unit leader. The Baker Panel Report concluded that Texas City refinery senior leadership turnover had been
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high with nine plant managers since 1997; five from 2001 to 2003 (Baker, et al., 2007). Additional organizational change occurred in 2003 and 2004 when BP issued its “Management Framework.” The BP South Houston complex was dissolved, the director became the refinery Business Unit Leader, and the process safety department became part of the new HSSE department with a new manager. The impact of these ineffectively managed organizational changes on process safety was summed up by the Telos study consultants. Weeks before the ISOM incident, when asked by the refinery leadership to explain what made safety protection particularly difficult for BP Texas City, the consultants responded: We have never seen an organization with such a history of leadership changes over such short period of time. Even if the rapid turnover of senior leadership were the norm elsewhere in the BP system, it seems to have a particularly strong effect at Texas City. Between the BP/Amoco mergers, then the BP turnover coupled with the difficulties of governance of an integrated site… there has been little organizational stability. This makes the management of protection very difficult.220 Additionally, BP’s decentralized approach to safety led to a loss of focus on process safety. BP’s new HSE policy, GSHER, while containing some management system elements, was not an effective PSM system. The centralized Process Safety group that was part of Amoco was disbanded and PSM functions were largely delegated to the business unit level. Some PSM activities were placed with the loosely organized Committee of Practice that represented all BP refineries, whose activity was largely limited to informally sharing best practices.
220 Telos Group memo, “What makes protection particularly difficult for BP Texas City?”
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194 The impact of these changes on the safety and health program at the Texas City refinery was only informally assessed. Discussions were held when leadership and organizational changes were made, but the MOC process was generally not used. Applying Jack Philley’s general observations to Texas City, the impact of these changes reduced the capability to effectively manage the PSM program, lessened the motivation of employees, and tended to reduce the accountability of management (Philley, 2002). 10.3.3 Budget Cuts BP audits, reviews, and correspondence show that budget-cutting and inadequate spending had impacted process safety at the Texas City refinery. Sections 3, 6, and 9 detail the spending and resource decisions that impaired process safety performance in operator training, board operator staffing, mechanical integrity and the decisions not to replace the blowdown drum in the ISOM unit. Philley warns that shifts in risk can occur during mergers: “If company A acquires an older plant from company B that has higher risk levels, it will take some time to upgrade the old plant up to the standards of the new owner. The risk reduction investment does not always receive the funding, priority, and resources needed. The result is that the risk exposure levels for Company A actually increase temporarily (or in some cases, permanently)” (Philley 2002). Reviewing the impacts of cost-cutting measures is especially important where, as at Texas City, there had been a history of budget cuts at an aging facility that had led to critical mechanical integrity problems. BP Texas City did not formally review the safety implications of policy changes such as cost-cutting strategy prior to making changes. 10.3.4 Good Practice Guidelines The need to manage organizational change is recognized in good practice guidelines issued by CCPS (1992b); American Chemistry Council (CMA, 1998); the Health and Safety Executive (2003b); the Canadian Society for Chemical Engineering (2004); and Contra Costa County in California (1999). A recent U.S. survey by Keen, West, and Mannan (2002) showed, however, that organizational change was
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195 addressed in the MOC programs of only 44 percent of chemical processing companies. Kletz notes that companies may not be addressing the full range of organizational changes, and recommends that MOC programs assess the impact on safety and health of organizational changes resulting from outsourcing, major re-organizations following mergers or downsizing, and other high level changes (Kletz, 2003).
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- 0 REGULATORY ANALYSIS
- 1 OSHA’s Process Safety Management Regulation
- 1.1
Background Information In 1990, the U. S. Congress responded to catastrophic accidents221 in chemical facilities and refineries by including in amendments to the Clean Air Act a requirement that OSHA and EPA publish new regulations to prevent such accidents. The new regulations addressed prevention of low-frequency, high- consequence accidents. OSHA’s regulation, “Process Safety Management of Highly Hazardous Chemicals,” (29 CFR 1910.119) (PSM standard) became effective in May 1992. This standard contains broad requirements to implement management systems, identify and control hazards, and prevent “catastrophic releases of highly hazardous chemicals.” 11.1.2 PSM Standard Elements Several PSM elements are applicable to the disaster at BP Texas City. The BP Texas City ISOM unit was a covered process under the PSM rule, because the process contained over 10,000 pounds of flammable
221 The catastrophic accidents included the 1984 toxic release in Bhopal, India, that resulted in several thousand known fatalities, and the 1989 explosion at the Phillips 66 petrochemical plant in Pasadena, Texas, that killed 23 and injured 130.
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197 tegrity.225
substances.222,223 These PSM elements include PHA, process safety information,224 MOC, and mechanical in The initial PHA and subsequent revalidations for the BP Texas City ISOM unit failed to identify the possible scenario of raffinate splitter tower overfill, leading to a liquid release from the blowdown drum (section 8.1). Therefore, the raffinate splitter instruments, such as the level transmitter, were not identified as critically important to prevent a catastrophic release, and were not placed on a priority schedule for maintenance and inspection. An effective PHA depends on accurate information as the basis for analysis. Accurate information is also vital for inspecting, testing, and maintaining instruments. The PSM standard identifies specific information that must be maintained, including relief system design and basis, instrument data sheets, and documentation that equipment complies with recognized and accepted good industry practice. Instrument technicians at BP Texas City did not have a current data sheet for the raffinate splitter level transmitter or testing procedures for the blowdown drum high level alarm. The ISOM unit pressure relief system design review was not completed and the blowdown drum did not comply with recognized good industry practice, as it was undersized.
222 Applicability of the PSM rule is determined by whether the process contains in excess of the threshold quantity of listed highly hazardous chemicals. 223 A flammable liquid is any liquid having a flashpoint below 100oF (37.8oC). A flammable gas is a gas at ambient temperature and pressure that forms a flammable mixture with air at a concentration of 13% by volume or less [29CFR 1910.1200 (A)]. 224 Process safety information is documentation needed to identify process hazards such as information related to process chemistry, safe upper and lower operating limits, technology, equipment, and design codes. The PSM standard requires covered employers to compile process safety information in conjunction with conducting a PHA. 225 The other elements of the PSM Rule are contractor safety, PSSR, hot work permits, incident investigation, emergency planning and response, and compliance audits. The 13th “element” is mainly a requirement that maintaining trade secrecy not interfere with an employer’s compliance with the other 12 elements.
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198 11.1.2.1
Management of Change (MOC) Mergers, reorganizations, staffing cuts and reassignments, budget cuts, and other policy changes impacted the effectiveness of BP Texas City safety systems. Audits and other assessments found that the MOC program ineffectively reviewed policy, organizational, and personnel changes. The OSHA PSM standard requires that, at a minimum, a company’s MOC policy apply to “process chemicals, technology, equipment, and procedures; and, changes to facilities…” Industry good practice guidelines recommend that MOC also apply to organizational, personnel, and policy changes that could affect process safety. OSHA does not require employers to evaluate these types of changes. BP Texas City required that an MOC be initiated for changes to personnel, staffing and organization (Section 8.2). BP conducted an MOC analysis before placing additional duties on board operators but did not implement their findings effectively. However, BP did not formally review the safety impact of broader organizational and policy changes that potentially impacted process safety at the refinery, nor were they required to do so by the PSM standard. BP Texas City did not perform MOCs on budget cuts, staff reductions, and organizational changes that impaired process safety. CCPS and the American Chemistry Council (ACC, formerly CMA)226 publish guidelines for MOC programs. CCPS (1995b) recommends that MOC programs address organizational changes such as employee reassignment. The ACC guidelines for MOC warn that changes to the following can significantly impact process safety performance: • staffing levels, • major reorganizations, • corporate acquisitions,
226 The American Chemistry Council is a chemical industry trade association.
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199 11.1.2.2
• changes in personnel, and • policy changes (CMA, 1993). Kletz reported on an incident that was similar to the March 23 explosion in which a distillation tower overfilled to a flare that failed and released liquid, causing a fire. According to Kletz, the immediate causes included failure to complete instrument repairs (the high level alarms did not activate); operator fatigue; and inadequate process knowledge. Kletz attributed the incident to changes in staffing levels and schedules, cutbacks, retirements, and internal reorganizations. He recommends “with changes to plants and processes, changes to organi[s]ation should be subjected to control by a system…which covers…approval by competent people”227 (Kletz 2003). The U.K. Health and Safety Executive published an information sheet in 2003 that provides guidance on managing the impact of organizational change on major hazards (HSE, 2003b). Among the types of changes recommended that managers address are mergers and acquisitions, downsizing, changes to key personnel, centralization and decentralization of functions, and changes at site and corporate levels. The document also includes a framework and methodology for managing and assessing the risk of such changes. If BP had reviewed the safety implications of changes to personnel, policy, and organization, the March 23 disaster would have been less likely to occur. In addition, adoption of broader MOC requirements by OSHA would help companies like BP avoid catastrophic events. Mechanical Integrity The PSM standard requires procedures to maintain the integrity of process equipment. Poor testing, inspection, and maintenance of ISOM instrumentation (Section 7.0) were causal factors in the disaster.
227 For the sake of brevity, several other elements of an organizational change management system in Kletz’s article are omitted here.
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200 11.1.2.3 OSHA Enforcement at BP Texas City After the March 23, 2005 incident OSHA conducted an inspection of the Texas City facility and identified over 300 egregious willful violations of OSHA standards, many of which were related to PSM non-compliance. BP was fined over 21 million dollars. Under the settlement agreement, BP agreed to abate all violations, pay the penalty and retain an outside PSM expert to conduct a refinery-wide comprehensive audit. In the 20 years prior, OSHA records show at least 10 incidents at the site, resulting in 10 fatalities.228 While three workers died in 2004, there were no planned inspections conducted that year. Prior to the March 23, 2005, incident, OSHA conducted one planned229 PSM inspection of the Texas City facility in
- That planned inspection was related to a local emphasis program; all other inspections were
unplanned--the result of an accident, complaint, referral from another agency, or an inspection of another company (such as a BP contractor). During the 20 year period, OSHA issued citations for three willful and 82 serious violations, resulting in proposed penalties of $270,255, of which $77,860 was collected.230 11.1.2.4
OSHA Enforcement History A deadly explosion at the Phillips 66 plant in Pasadena, Texas, killed 23 in 1989. It occurred before the OSHA PSM standard was issued. OSHA investigated this accident and published a report to the President of the United States in 1990. In that report, OSHA identified several actions to prevent future incidents that, in OSHA’s words “occur relatively infrequently, when they do occur, the injuries and fatalities that result can be catastrophic” (OSHA, 1990). The report recognized the importance of a different type of inspection priority system other than one based upon industry injury rates and proposed that “OSHA will
228 BP internal documents received by the CSB indicate 11 fatalities during the same 20-year period. 229 Planned or programmed OSHA inspections of worksites have been scheduled based on national, regional or area plans, targeting programs, or special emphasis programs. 230 These inspections and penalties do not include the inspection following the September 2004 incident that killed two. OSHA did not settle this inspection with BP until the conference following the March 23, 2005, incident.
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201 11.1.2.5
revise its current system for setting agency priorities to identify and include the risk of catastrophic events in the petrochemical industry.” Prior to the Phillips disaster, OSHA conducted a Special Emphasis Program (SEP)231 using a system safety approach to prevent accidents in the chemical manufacturing industry. OSHA conducted 40 ChemSEP inspections in 1985 and 1986. According to the final report reviewing the program, the valuable lesson learned by OSHA from these ChemSEP inspections is that an inspection process different from the agency’s traditional approach of determining compliance with the safety and health standards is needed to address the identification and correction of potentially catastrophic situations. A comprehensive approach, which includes both physical conditions and management systems, is indicated (OSHA, 1987a). Program Quality Verification (PQV) Inspections The PSM standard is designed to prevent catastrophic accidents. OSHA’s enforcement program for preventing these accidents requires planned, comprehensive compliance inspections in facilities with accident histories or other indications of risk for a catastrophe. In 1992, OSHA published the compliance directive232 for the PSM standard, which states that “the primary enforcement model for the PSM standard shall be the PQV (Program Quality Verification) inspection” (OSHA Instruction CPL 02-02- 045). Those inspections have three parts: determining if the elements of a PSM program are in place; evaluating if the programs comply with the requirements of the standard; and verifying compliance with the standard through interviews, data sampling, and field observations.
231 SEPs are focused inspections aimed at specific hazards or industries and usually include a detailed inspection protocol. 232 Compliance directives are the main method OSHA uses to communicate the targeting plans, inspection methods and compliance expectations to their Compliance Safety and Health Officers for enforcing a new regulation. The PSM Compliance Directive was updated in 1994.
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202 11.1.2.6
PQV Inspection Targeting In its report on the Phillips 66 explosion, OSHA concluded that the petrochemical industry had a lower accident frequency than the rest of manufacturing, when measured in traditional ways using the Total Reportable Incident Rate (TRIR)233 and the Lost Time Injury Rate (LTIR). However, the Phillips 66 and BP Texas City explosions are examples of low-frequency, high-consequence catastrophic accidents. TRIR and LTIR do not effectively predict a facility’s risk for a catastrophic event; therefore, inspection targeting should not rely on traditional injury data. OSHA also stated in its report that it will include the risk of catastrophic events in the petrochemical industry on setting agency priorities. The importance of targeting facilities with the potential for a disaster is underscored by the BP Texas City refinery’s potential off-site consequences from a worst case chemical release. In its Risk Management Plan (RMP) submission to the EPA, BP defined the worst case as a release of hydrogen fluoride with a toxic endpoint of 25 miles; 550,000 people live within range of that toxic endpoint and could suffer “irreversible or other serious health effects” under the potential worst case release.234 The targeting process began with OSHA selecting industries (SIC codes) that had experienced the greatest number of accidents. Petroleum refining and seven chemical industry segments were on the original list, which OSHA had not updated prior to the incident.235 Although the PSM compliance directive requires each of the 10 OSHA regions to submit five candidate facilities for inspections each year, OSHA has conducted few planned PQV inspections. OSHA
233 Prior to the March 23, 2005, explosion, the TRIR at BPTC was one-third the industry average, even though multiple fatalities had occurred in the year before the incident. 234 BP Texas City Risk Management Plan, March 1, 2005. 235 Within these industries, each regional office was to submit a list of five possible inspection targets within their region (from the over 2,800 U. S. facilities in these industries). Candidate facilities were to be selected based on several factors, including incident history, toxicity of chemicals onsite, and previous inspections. OSHA’s Directorate of Compliance would determine the inspection goals and select the facilities to receive PQV inspections each year.
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inspection data236 reveals that federal OSHA conducted nine planned PQV inspections in targeted industries from 1995 to March 2005, while OSHA state plan jurisdictions conducted 48. Federal OSHA conducted no planned PQV inspections in oil refineries from 1995 to March 2005. All six planned PQV inspections in oil refineries were by state plan offices (Alaska, California, Nevada, Utah, and Wyoming.) During the same period, federal OSHA conducted 77 unplanned PQV inspections237 and state plans conducted 29. Unplanned inspections are typically narrower in scope, shorter, and limited to possible regulatory violations raised from accidents, complaints, or referrals from another regulatory agency. OSHA’s compliance directive states that “it is anticipated that PQV inspections will be highly resource- intensive.” The directive describes a PQV inspection as “a large and complex undertaking” and states that a PQV inspection “is long-term, possibly several weeks or months.” However five of the nine planned federal OSHA PQV inspections conducted lasted less than one month. The National Transportation Safety Board (NTSB) found deficiencies in OSHA oversight of PSM- covered facilities. A 2001 railroad tank car unloading incident at the ATOFINA chemical plant in Riverview, Michigan, killed three workers and forced the evacuation of 2,000 residents. The 2002 NTSB investigation found that the number of inspectors that OSHA and the EPA have to oversee chemical facilities with catastrophic potential was limited compared to the large number of facilities (15,000). Michigan’s OSHA state plan, MIOSHA, had only two PSM inspectors for the entire state, but had 2,800 facilities with catastrophic chemical risks. The NTSB reported that these inspections are necessarily complicated, resource-intensive, and rarely conducted by OSHA. NTSB concluded that OSHA did not provide effective oversight of such hazardous facilities.
236 www.osha.gov/pls/imis. 237 These inspections included the code “PQV” in the inspection report.
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204 11.1.2.7 OSHA PQV Inspection Resources The OSHA PSM compliance directive includes training and experience requirements for inspectors who conduct PQV inspections. The directive states that “[A]ppropriate levels of staff training and preparation are essential for compliance activities relating to the PSM standard,” and that “[O]nly trained compliance safety and health officers (CSHOs) with experience in the chemical industry shall be assigned to lead a PQV inspection.” Specific training courses at the OSHA training institute are listed as minimum requirements for PQV inspectors. An official from OSHA’s Houston South office stated that the only fully trained and experienced OSHA PSM inspection team in the United States is in that office and includes three to four inspectors. He added that a limited number of other inspectors nationwide have the necessary qualifications to conduct PQV inspections. The CSB submitted a number of requests for documents and interviews from OSHA regarding the PQV program, including numbers, training, education, and experience of PSM inspectors, but the requested information or interviews have not been provided. 11.1.3 Other Models for Process Safety Inspections A review of the process safety programs in state plan OSHA states found that only six conducted PQV inspections (see next section). In addition, Contra Costa County (2007) in California has its own Industrial Safety Ordinance requiring inspections of covered facilities with catastrophic chemical hazards. The process safety inspection programs of the U.K. Health and Safety Executive were also examined in this investigation. According to the CSB’s survey of state OSHA programs, Nevada and California each have process safety inspection programs. California inspects every refinery annually; Nevada inspects each PSM-covered facility annually, and conducts more comprehensive PQV-style inspections every five years.
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205 11.1.3.1
Contra Costa County requires of the accident prevention programs at 48 covered facilities238 an inspection every three years. Each year a staff of five engineers performs an average of 16 inspections. The U. K’s Control of Major Accident Hazards regulation (COMAH) requires facility operators to submit a safety report detailing their plan to prevent major accidents. Annually, 105 inspectors (typically engineers and scientists) visit high hazard facilities, and all COMAH-covered facilities are inspected every five years. For the nine refineries in the United Kingdom, detailed planned inspections (ranging from 80 to 150 days) are conducted annually for each refinery by a multidisciplinary team (regulatory inspectors, process safety, mechanical engineering, electrical and instrumentation, and human factors specialists). Contra Costa County and the U.K. Health and Safety Executive conduct frequent scheduled inspections of PSM and major hazard facilities with highly qualified staff. Federal OSHA infrequently conducts planned PQV inspections. The CSB concludes that OSHA lacks sufficiently trained and experienced inspectors to effectively inspect PSM facilities. PQV Inspections by Industry Segment and Region The PSM Compliance Directive states that OSHA plans to focus more PQV inspections in OSHA Regions with higher concentrations of high hazard industries affected by the standard. While Region 6 (which includes Texas) contains more refineries (US Census Bureau, 2005) than any other region (51), OSHA conducted two planned PQV inspections in Region 6 (none in refining.) OSHA’s inspection data was also analyzed to determine any correlation between the number of facilities within an industry sector and the number of inspections. Table 6 shows that the number of facilities in a sector (the eight industry sectors identified as targets in the PSM compliance directive) was not reflected in the number of PQV inspections.
238 Covered facilities are those classified as Tier 3 under EPA’s Risk Management Plan Rule.
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206 Table 6. PQV inspection239 and facility numbers from 1995 to March 2005 State PQV Inspections Federal PQV Inspections Federal PSM Local Emphasis Program Inspections Industry Sector Number of Facilities [U.S. Census Bureau, 2005] Planned Unplanned Planned Unplanned Planned Unplanned Alkalies and Chlorine (2812) 41 12 3 0 2 0 0 Industrial Inorganic Chemicals, Not Elsewhere Classified (2819) 631 18 7 1 14 0 0 Plastics Materials, Synthetic Resins, and Nonvulcanizable Elastomers (2821) 846 4 2 0 7 0 2 Cyclic Organic Crudes and Intermediates, and Organic Dyes and Pigments (2865) 179 0 0 0 4 1 4 Industrial organic chemicals, not elsewhere classified (2869) 685 3 1 4 19 2 1 Nitrogenous fertilizers (2873) 144 4 4 3 2 0 0 Explosives (2892) 87 1 1 1 8 0 1 Petroleum Refining (2911) 203240
6 11 0 21 1 0 Totals 2816 48 29 9 77 4 8
- 1.4
Summary and Discussion OSHA’s compliance directive for the PSM standard states that the main vehicle for enforcement is planned PQV inspections. However, PQV inspections are infrequent and an insufficient number of inspectors are qualified to conduct them.
239 OSHA Integrated Management Information System (IMIS), inspections within industry, http://www.osha.gov/pls/imis/industry.html. 240 The U.S. Energy Information Administration under its definition of an oil refinery states there are 144 refineries in the US.
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207 Over time OSHA has adjusted enforcement priorities to reflect new workplace data and enforcement initiatives. For example, during the 1990s OSHA began collecting site specific injury data, which allowed improved targeting of planned inspections, and likely had the effect of putting greater emphasis on injury rates in overall inspection priorities. The incident at Texas City and its connection to serious process safety deficiencies at the refinery emphasize the need for OSHA to refocus resources on preventing catastrophic accidents through greater PSM enforcement. The EPA estimates that 15,000 facilities are covered by RMP regulations similar in coverage to the PSM standard (Stephenson, 2004). OSHA’s targeting of facilities for general safety and health inspections based on traditional safety measurements is ineffective in preventing catastrophic accidents. OSHA did not effectively inspect BP Texas City, despite its history of fatal accidents and releases. Additional factors for identifying facilities at risk for a catastrophic accident should include process safety performance indicators such as the resolution rate of PSM action items. Strengthened enforcement of the PSM standard by OSHA through comprehensive, planned PQV inspections is needed to help prevent catastrophic accidents. Additional resources and inspector training are also needed. Finally, PQV inspection targeting must be based on effective metrics that help OSHA identify which facilities are at highest risk for a catastrophic incident. BP Texas City was a facility with very high risk for a catastrophe, but OSHA did not target the refinery for comprehensive planned inspections. 11.2 EPA’s Risk Management Plan (RMP) Rule The Clean Air Act of 1990 required that the EPA issue an accident prevention regulation to protect the public and the environment from catastrophic chemical releases from stationary sources, in addition to the
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208
OSHA PSM Rule. The EPA’s RMP241 rule became effective in August 1996. In a separate regulation issued in 1997, the EPA published the list of chemicals covered by the RMP rule along with the threshold quantities (TQ) that determine if a process is covered. The BP Texas City facility included many Program 3242 processes covered by the RMP rule. The ISOM unit contained 1.5 million pounds of a mixture of flammables listed by the RMP rule (including pentane, propane, and butane), well above the 10,000-pound TQ for flammables. 11.2.1 Comparison to PSM The RMP rule requires covered facilities to submit a risk management plan to the EPA. The rule provides less stringent requirements for smaller facilities or those with less likelihood of offsite injury or environmental damage from a release (“Program 1” and “Program 2” facilities). Refineries like BP Texas City (“Program 3” facilities) must fully comply with the rule’s most stringent provisions. The accident prevention requirements for Program 3 facilities are similar to those of the OSHA PSM rule. The RMP rule requires covered facilities to submit emergency contact information, descriptions of processes and hazardous chemicals onsite, accident history, and worst-case release scenarios. Facilities must update their risk management plan every five years or whenever a major accident occurs or the emergency contact information changes. BP submitted the first risk management plan when required in 1999, and has updated it at least three times.
24140 CFR Chapter 1, Sub-chapter C, Part 68. http://www.access.gpo.gov/nara/cfr/cfrhtml_00/Title_40/40cfr68_00.html 242 The EPA’s RMP rule defines Program levels based upon process units’ potential for impact to the public and the requirements to prevent accidents. Level 3 processes would affect the public in a worst case release and are subject to additional requirements to prevent accidents.
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209 11.2.2 RMP Rule Enforcement To date, the EPA enforcement of the RMP rule has focused primarily a review of the submitted RMPs and required updates by the covered facilities. In 1999, EPA established an audit program to help ensure compliance with the RMP. The audits were intended to provide an independent verification of the information in the RMP and include on-site inspections. EPA records show that the BP Texas City facility had not received a planned RMP rule audit prior to the ISOM incident. The CSB requested documents from the EPA about the RMP enforcement program and received a partial response: the EPA’s response did not provide requested items such as the total number of RMP audits conducted, the audit selection process description, audit reports, and the number of RMP inspectors.
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210 12.0 ROOT AND CONTRIBUTING CAUSES 12.1 Root Causes BP Group Board did not provide effective oversight of the company’s safety culture and major accident prevention programs. Senior executives: • inadequately addressed controlling major hazard risk. Personal safety was measured, rewarded, and the primary focus, but the same emphasis was not put on improving process safety performance; • did not provide effective safety culture leadership and oversight to prevent catastrophic accidents; • ineffectively ensured that the safety implications of major organizational, personnel, and policy changes were evaluated; • did not provide adequate resources to prevent major accidents; budget cuts impaired process safety performance at the Texas City refinery. BP Texas City Managers did not: • create an effective reporting and learning culture; reporting bad news was not encouraged. Incidents were often ineffectively investigated and appropriate corrective actions not taken. • ensure that supervisors and management modeled and enforced use of up-to-date plant policies and procedures.
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211 • incorporate good practice design in the operation of the ISOM unit. Examples of these failures include: – no flare to safely combust flammables entering the blowdown system; – lack of automated controls in the splitter tower triggered by high-level, which would have prevented the unsafe level; and – inadequate instrumentation to warn of overfilling in the splitter tower. • ensure that operators were supervised and supported by experienced, technically trained personnel during unit startup, an especially hazardous phase of operation; or that • effectively incorporated human factor considerations in its training, staffing, and work schedule for operations personnel. 12.2 Contributing Causes BP Texas City managers: • lacked an effective mechanical integrity program to maintain instruments and process equipment. For example, malfunctioning instruments and equipment were not repaired prior to startup. • did not have an effective vehicle traffic policy to control vehicle traffic into hazardous process areas or to establish safe distances from process unit boundaries. • ineffectively implemented their PSSR policy; nonessential personnel were not removed from areas in and around process units during the hazardous unit startup. • lacked a policy for siting trailers that was sufficiently protective of trailer occupants.
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212
- 0 RECOMMENDATIONS243
American Petroleum Institute (API) and United Steelworkers International Union (USW) Work together to develop two new consensus American National Standards Institute (ANSI) standards. 2005-4-I-TX-R6 In the first standard, create performance indicators for process safety in the refinery and petrochemical industries. Ensure that the standard identifies leading and lagging indicators for nationwide public reporting as well as indicators for use at individual facilities. Include methods for the development and use of the performance indicators. 2005-4-I-TX-R7 In the second standard, develop fatigue prevention guidelines for the refining and petrochemical industries that, at a minimum, limit hours and days of work and address shift work. In the development of each standard, ensure that the committees a. are accredited and conform to ANSI principles of openness, balance, due process, and consensus; b. include representation of diverse sectors such as industry, labor, government, public interest and environmental organizations and experts from relevant scientific organizations and disciplines.
243 See Appendix C for previously issued recommendations.
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213 Occupational Safety and Health Administration (OSHA) 2005-4-I-TX-R8 Strengthen the planned comprehensive enforcement of the OSHA Process Safety Management (PSM) standard. At a minimum: a. Identify those facilities at greatest risk of a catastrophic accident by using available indicators of process safety performance and information gathered by the EPA under its Risk Management Program (RMP). b. Conduct, or cause to be conducted, comprehensive inspections, such as those under your Program Quality Verification (PQV) program at facilities identified as presenting the greatest risk. c. Establish the capacity to conduct more comprehensive PSM inspections by hiring or developing a sufficient cadre of highly trained and experienced inspectors. d. Expand the PSM training offered to inspectors at the OSHA National Training Institute. 2005-4-I-TX-R9 Amend the OSHA PSM standard to require that a management of change (MOC) review be conducted for organizational changes that may impact process safety including a. major organizational changes such as mergers, acquisitions, or reorganizations; b. personnel changes, including changes in staffing levels or staff experience; and c. policy changes such as budget cutting.
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214 Center for Chemical Process Safety (CCPS) 2005-4-I-TX-R10 Issue management of change guidelines that address the safe control of the following: a. major organizational changes including mergers, acquisitions, and reorganizations b. changes in policies and budgets c. personnel changes d. staffing during process startups, shutdowns and other abnormal conditions. BP Board of Directors 2005-4-I-TX-R11 Appoint an additional non-executive member of the Board of Directors with specific professional expertise and experience in refinery operations and process safety. Appoint this person to be a member of the Board Ethics and Environmental Assurance Committee. 2005-4-I-TX-R12 Ensure and monitor that senior executives implement an incident reporting program throughout your refinery organization that a. encourages the reporting of incidents without fear of retaliation; b. requires prompt corrective actions based on incident reports and recommendations, and tracks closure of action items at the refinery where the incident occurred and other affected facilities; and c. requires communication of key lessons learned to management and hourly employees as well as to the industry.
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215 2005-4-I-TX-R13 Ensure and monitor that senior executives use leading and lagging process safety indicators to measure and strengthen safety performance in your refineries. BP Texas City Refinery 2005-4-I-TX-R14 Evaluate your refinery process units to ensure that critical process equipment is safely designed. At a minimum, a. Ensure that distillation towers have effective instrumentation and control systems to prevent overfilling such as multiple level indicators and appropriate automatic controls. b. Configure control board displays to clearly indicate material balance for distillation towers. 2005-4-I-TX-R15 Ensure that instrumentation and process equipment necessary for safe operation is properly maintained and tested. At a minimum, a. Establish an equipment database that captures the history of testing, inspections, repair, and successful work order completion. b. Analyze repair trends and adjust maintenance and testing intervals to prevent breakdowns. c. Require repair of malfunctioning process equipment prior to unit startups. 2005-4-I-TX-R16 Work with the United Steelworkers Union and Local 13-1 to establish a joint program that promotes the reporting, investigation, and analysis of incidents, near- misses, process upsets, and major plant hazards without fear of retaliation. Ensure that the program tracks recommendations to completion and shares lessons learned with the workforce. 2005-4-I-TX-R17 Improve the operator training program. At a minimum, require
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216 a. face-to-face training conducted by personnel with process-specific knowledge and experience who can assess trainee competency, and b. training on recognizing and handling abnormal situations including the use of simulators or similar training tools. 2005-4-I-TX-R18 Require additional board operator staffing during the startup of process units. Ensure that hazard reviews address staffing levels during abnormal conditions such as startups, shutdowns, and unit upsets. 2005-4-I-TX-R19 Require knowledgeable supervisors or technically trained personnel to be present during especially hazardous operation phases such as unit startup. 2005-4-I-TX-R20 Ensure that process startup procedures are updated to reflect actual process conditions. United Steelworkers International Union and Local 13-1 2005-4-I-TX-R21 Work with BP to establish a joint program that promotes reporting, investigating, and analyzing incidents, near-misses, process upsets, and major plant hazards without fear of retaliation. Ensure that the program tracks recommendations to completion and shares lessons learned with the workforce.
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217 By the U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board
Carolyn W. Merritt
Chair
John S. Bresland
Member
Gary L. Visscher
Member
William B. Wark
Member
William E. Wright
Member
Date of Board Approval
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218 Appendix A: Texas City Timeline 1950s – March 23, 2005 Date Event
1950s The ISOM blowdown system is installed in the southwest corner of the ISOM unit 1957 The blowdown system is moved approximately 200 ft to the northwest corner of the ISOM unit battery limits 1976 The HUF fractionator is installed into what is now the ISOM unit 1985 The HUF fractionator is converted into the raffinate splitter tower 1986 The raffinate splitter tower's capacity is increased 1987 The capacity of the splitter tower is increased again 1991 The Amoco Refining Planning Department (ARPD) proposes a strategy to eliminate blowdown stacks that vent to the atmosphere 1992 ARPD does not include separate funding for flare/blowdown work in the 10-year capital plan because state and federal regulations are unlikely to require that relief valves be routed to closed systems in the foreseeable future 1992 OSHA cites a similar blowdown drum and stack as unsafe at the Texas City refinery and recommends it be reconfigured to a closed system with a flare 1993 The Amoco Regulatory Cluster Project plans to eliminate all blowdown stacks and replace them with knockout drums; however, due to the project cost of $400 million, the project is not implemented 1993 A PHA HAZOP is conducted on the ISOM unit; consequences of high level and high pressure in the splitter tower are not addressed, and the sizing of the blowdown drum for containment of liquid release is not considered 1994 An Amoco staffing review concludes that the company will reap substantial cost savings if staffing is reduced at the Texas City and Whiting sites to match Solomon performance indices 12-Feb-94 The 115-ft DIH distillation tower in the ISOM unit is overfilled and results in a hydrocarbon vapor cloud release out of the relief valves that open to the blowdown drum and stack 17-Feb-94 Leaking DIH relief valves result in a vapor release out of the ISOM blowdown stack; part of the unit is shut down 27-Feb-94 The ISOM stabilizer tower emergency relief valves open five or six times over four hours, releasing a large vapor cloud near ground level; it is misreported in the event log as a much smaller incident and no safety investigation is conducted Mar-94 A BP engineer reviews a contractor study of the headers that discharge into the blowdown drum and concludes that all relief headers are properly sized; unfortunately, the raffinate splitter tower header is not included in the contractor study Mar-94 OSHA and Amoco agree to a settlement regarding the 1992 citation; the blowdown drum, like the ISOM blowdown drum, remains open to atmosphere 24-Jul-94 The Texaco Milford Haven refinery in the U.K. experiences a plant upset when a distillation tower is overfilled and releases hydrocarbons into the atmosphere 1995 At an IChemE conference, BP presents its findings from a study conducted at its Grangemouth refinery that examined shift turnover communication and resulted in several improvements in how its operations personnel communicated at the refinery 8-May-95 The 8-inch chain vent valve of the raffinate splitter tower overhead piping is inadvertently left open for over 20 hours during a raffinate section startup, resulting in a significant vapor cloud release out of the blowdown stack 1996 A staffing assessment of the Texas City refinery process units reveals that personnel are concerned that staffing is too minimal to handle unit upsets 1997 The approximately 40-year-old ISOM blowdown drum and stack are completely replaced with similar but not identically- sized equipment, yet a flare is not connected to it 1997 BP Group’s Getting Health, Safety and the Environment Right (GHSER) policy is established 1997 Behavioral safety programs begin to go into effect at the Texas City site 1998 BP’s Learning & Development department has a budget of $2.8 million and a central staff of 28 trainers 1998 The ISOM unit’s HAZOP revalidation does not address previous incidents with catastrophic potential, as required by the PSM standard
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219 Date Event
4-Oct-98 The ISOM blowdown stack catches fire during stormy weather, resulting in a unit upset; management does not investigate 31-Dec-98 BP merges with Amoco 1999 Texas City refinery is a separate business unit run by a director 1999 BP Group Management directs Texas City to cut costs 25% 16-Jan-99 During an ISOM unit shutdown, hydrocarbon liquid flows from the blowdown into the sewer system and hydrocarbons vapors release out of the sewer boxes, producing a significant vapor cloud 16-Feb-00 The Day Board Operator receives refresher training on the ISOM unit via a computerized training course 2000 A series of incidents occur at BP’s Grangemouth refinery in Scotland 23-Jul-00 The ISOM blowdown stack catches fire, fueled by leaking pressure relief valves on the hydrogen driers; the fire continues over five 12-hour shifts before it is extinguished; no investigation is conducted Oct-00 BP’s in-house magazine publishes a document written by the Group Chief Executive who asserts that BP will learn the lessons from Grangemouth and other incidents 2000 BP’s Learning & Development department presses Texas City management for simulators to aid in training unit operators, but are unsuccessful in obtaining such technologies 2001 The Texas City refinery joins four other facilities to become part of the BP South Houston complex, run by one site director who oversees each facility’s Business Unit Leader 2001 The presentation, “Texas City Refinery Safety Challenge,” is given to BP management; it predicts an employee death in the next 3-4 years 2001 The PSM audit finds a substantial number of PHA action items still open well past their stated due dates, and a number of unit operating procedures that are not current May-01 BP Group issues a “Process Safety/Integrity Management” standard, which outlines the minimum requirements to prevent catastrophic incidents 2002 BP engineers propose connecting the ISOM blowdown system to a flare, but a less expensive option is chosen 2002 The Texas City Refinery Retrospective Analysis determines that capital spending has been reduced 84% from 1992 to 2000, and that many budget cuts do not consider the specific maintenance needs of the refinery 2002 A BP Group report on the Group Fatal Accident Investigation process finds that root causes are not being identified and corrective actions are not always practical or clear summer 2002 The refinery HSE department initiates the Clean Streams project with the goal of identifying and eliminating liquid streams routed to blowdown stacks; the ISOM unit is scheduled to be one of the first to undergo such changes Aug-02 The “Veba” study concludes that Texas City has serious deficiencies with mechanical integrity, inspections, and instrumentation, as well as a high likelihood for a major incident Apr-03 As the Clean Streams project budget increases from $6 to $89 million, its scope is altered and work plans for the ISOM unit are cancelled 2003 The “Getting Maintenance and Reliability Right Gap Assessment” reveals that maintenance and mechanical integrity problems persist at the Texas City refinery 2003 An internal inspection of the blowdown drum reveals that most vessel shed trays have collapsed in the bottom of the drum. The remaining trays that are still attached are considered dangerous to personnel, so the internal inspection is terminated and the drum is closed without recommending that the drum be taken out of service or repaired 2003 The second ISOM unit HAZOP revalidation again does not address previous incidents with catastrophic potential 2003 A process safety analysis action item requires a review of the ISOM unit’s relief valves; the target completion date is March 31, 2005, seven days after the explosion; the study is never completed 2003 A major modification of the blowdown drum occurred in 2003 when the quench capabilities of the drum fail due to corrosion and remained in disrepair until the time of the incident
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220 Date Event
Aug-03 The Texas City Refinery Repositioning Project is initiated at the request of BP Group Refining management because the refinery has not made a profit contribution proportionate to its capital consumption Sep-03 The 2003 GHSER audit determines that the Texas City refinery infrastructure and assets are in poor condition, and that both training and incident investigation activities are insufficient 2003 The South Houston Infrastructure for Tomorrow (SHIFT) program is implemented 2003 The 1,000 Day Goals program is developed to measure site-specific performance; it focuses on personal safety and cost-cutting, rather than on process safety 2003 The refinery-wide Operator Competency Assurance Model audit finds that no individual operator development plans are being developed for AU2/ISOM/NDU unit operators 2004 BP's Learning & Development department has a budget of $1.4 million and a central staff of 8 trainers 2004 The Texas City business unit leader/plant manager gives a presentation entitled "Safety Reality" to 100 supervisory personnel regarding the 23 deaths in the plant in the previous 30 years 2004 A new behavior initiative is put in place, resulting in behavior safety training for nearly all BP Texas City employees 2004 The PSM audit notes that many relief valves are missing engineering documentation, safeguards are not clearly defined, no official process for communicating lessons learned from previous incidents is in place, and unit managers and operators lack training Mar-04 After an inspection of the raffinate unit reveals significant corrosion under the insulation on the exterior of the splitter, its relief pressure is lowered to 40 psig (276 kPa) and the safety relief valves are lowered to 40, 41, and 42 psig; (276, 283, and 290 kPa) however, the startup procedures do not incorporate this pressure change Mar-04 A furnace outlet pipe ruptures in the UU4 unit, resulting in a fire that causes $30 million in damages Mar-04 The BP Internal Audit Group in London releases its report on GHSER audit findings of all its business units; non- compliance of HSE rules, poor implementation of HSE management systems, lack of learning from previous incidents, and lack of leadership and monitoring are common deficiencies among the different sites Mar-04 The DIH tower pressure relief valves again lift after a short loss of electric power to the ISOM unit, resulting in a significant vapor cloud at or near ground level Apr-04 BP South Houston is dissolved and the Texas City refinery is once again a separate business unit run by a business unit leader who reports directly to the Regional Group VP of Refining Apr-04 The Day Board Operator is certified that he has the necessary knowledge to conduct unit startup when a process technician (PT) tests him verbally on the process Jun-04 The GHSER assessment grades Texas City as "poor" because accident investigations are not thoroughly analyzed for trends and preventative programs are not being developed May-04 The Texas City site “Control of Work Review” reveals deficiencies in compliance with the Golden Rules of Safety (personal safety issues) Spring 2004 In response to the findings of the “Control of Work Review,” Texas City implements the “Compliance Delivery Process” and “Just Culture” programs that enforce adherence of site rules, promote individual accountability, and punish rule violations Jul-04 The BP Group Chief Executive for Refining and Marketing visits Texas City to review progress toward the 1,000 Day Goals; the site reports a "best ever" recordable injury frequency rate, but that the refinery needs to reduce its maintenance spending to improve profitability Aug-04 The Texas City Process Safety Manager gives a presentation to plant managers that identifies serious problems with process safety performance Aug-04 Pressure relief valves open in the Ultracracker unit, discharging liquid hydrocarbons to the ULC blowdown drum and out of the stack Sep-04 Two employees are killed and another seriously injured when burned with hot water and steam during the opening of a pipe flange in the UU3 unit Sep-04 The Texas City Process Safety Manager tells the site director that Texas City received poor scores on PSM-related metrics, such as action item completion, and that incident investigations are not identifying the underlying root causes
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221 Date Event
Sep-04 BP sites the double-wide trailer between the NDU and ISOM units to house contractor employees for turnaround work in the nearby Ultracracker unit Oct-04 The Texas City site leader meets with the R&M Chief Executive and Senior Executive Team to discuss the 2004 incidents; management discusses how these incidents are the result of casual compliance and personal risk tolerance despite two of the three incidents being directly process-safety related 2004 The 2004 PSM audit reveals poor PSM performance of the Texas City refinery, especially in mechanical integrity, training, process safety information, and management of change (MOC) Nov-04 Plant leadership meets with all site supervisors for a "Safety Reality" presentation that declares that Texas City is not a safe place to work late 2004 BP Group refining leadership gives the Texas City refinery business unit leader a 25% budget cut "challenge" for 2005; the business unit leader asks for more funds due to the conditions of the refinery, but less than half of the 25% cuts are restored late 2004 The Telos survey is conducted to assess safety culture at the refinery and finds serious safety issues 2004 The refinery-wide OCAM audit finds that only 25% of ISOM unit operators are given performance appraisals annually, and that no individual operator development plans are being developed for unit operators; the audit also finds that the budget allows for no training beyond initial new employee and OSHA-required refresher information Jan-Feb-05 Nine additional trailers are placed in the area between the NDU and ISOM units Jan-05 The Telos Report is issued with recommendations to improve the significantly deficient organizational and cultural conditions of the Texas City refinery Feb-05 The BP Group VP and the North American VP for Refining meet with refinery managers in Houston, where they are presented with information on the Telos report findings, the deteriorating conditions of the refinery, budget cuts, inadequate training, pressures of production overshadowing safety, and the 2004 fatality incidents 2005 The 2005 Texas City HSSE Business Plan warns management that that refinery will likely "kill someone in the next 12- 18 months." Mar-05 The Texas City Process Safety Manager tells management that PSM action item closure is still a significant concern and this metric is finally added to the site's 1,000 Day Goals 23-Mar-05 Explosion and fire at the Texas City refinery results in 15 fatalities and 180+ injuries Apr-05 Due to 23 deaths at the Texas City refinery in 30 years, OSHA puts BP onto its list of "Enhanced Enforcement Program for Employers Who are Indifferent to Their Obligations" Jul-05 An incident in the RHU results in a shelter-in-place of the community and $30 million in damage at the refinery Aug-05 A release in the CFHU results in a shelter-in-place and $2 million in damage at the refinery Sep-05 OSHA fines BP $21 million for 301 egregious willful violations 13-Dec-05 During unit startup, a distillation tower at the BP Whiting refinery in Indiana is overfilled, resulting in fire and damage.
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BP Texas Cit
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236 APPENDIX C: Previously Issued Recommendations C.1 Safety Culture Recommendation Whereas:
- On March 23, 2005, the BP Texas City refinery experienced a severe chemical accident involving
a raffinate splitter tower and associated blowdown system that resulted in 15 deaths, about 180 injuries, and significant economic losses, and was one of the most serious U.S. workplace disasters of the past two decades;
- Key alarms and a level transmitter failed to operate properly and to warn operators of unsafe and
abnormal conditions within the tower and the blowdown drum;
- The startup of the raffinate splitter was authorized on March 23 despite known problems with the
tower level transmitter and the high-level alarms on both the tower and the blowdown drum; for example, a work order dated March 10 and signed by management officials, acknowledged that the level transmitter needed repairs but indicated that these repairs would be deferred until after startup;
- The majority of 17 startups of the raffinate splitter tower from April 2000 to March 2005
exhibited abnormally high internal pressures and liquid levels – including several occasions where pressure-relief valves likely opened – but the abnormal startups were not investigated as near-misses and the adequacy of the tower’s design, instrumentation, and process controls were not re-evaluated;
- Written startup procedures for the raffinate splitter were incomplete and directed operators to use
the so-called “3-lb.” vent system to control tower pressure, even though the pressure-control
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valve did not function in pre-startup equipment checks and also failed to operate effectively during post-accident testing;
- The Texas City refinery missed opportunities before and after its acquisition by BP North
America to connect the tower pressure-relief valves to a safety flare system, as noted in BP’s own May 2005 interim investigation report;244
- Most of the fatalities and many of the serious injuries occurred in or around trailers that were
susceptible to blast damage and were located within 150 feet (46 m) of the blowdown drum and vent stack;
- The Texas City refinery had a facility siting policy and performed a management-of-change
analysis prior to positioning the trailers, but trailers were nonetheless placed in close proximity to the isomerization unit, which had experienced various hydrocarbon releases, fires, and other process safety incidents over the previous two decades;
- The Texas City refinery experienced two fatal safety incidents in 2004 as well as a serious
furnace fire that resulted in a community order to shelter;
- Subsequent to the March 23 incident, the Texas City refinery experienced a major process-related
hydrogen fire on July 28, 2005, that had the potential to cause additional deaths and injuries and resulted in a Level 3 community alert;245
244 The BP interim report states: “Blowdown stacks have been recognized as potentially hazardous for this type of service, and the industry has moved more towards closed relief systems to flare …. Opportunities to tie the Splitter relief lines into a flare system were not taken when it could have been efficiently done in 1995 or 2002 ….” 245 Level 3 is the second highest emergency classification under Texas City procedures. It applies when “an incident has occurred, the situation is not under control, and protective action may be necessary for the surrounding or offsite area.”
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- On August 10, 2005, the Texas City refinery experienced another Level 3 incident involving the
Gas Oil Hydrotreater that resulted in a community order to shelter;
- All three incidents in 2005 raise the issue of the adequacy of mechanical integrity programs at the
Texas City refinery;
- In April 2005 the U.S. Occupational Safety and Health Administration listed the BP Texas City
refinery as a subject facility under its Enhanced Enforcement Program for Employers Who Are Indifferent to Their Obligations Under the OSH Act;
- The U.K. Health and Safety Executive (HSE) investigated and reported on three incidents at the
BP Grangemouth refinery in Scotland in 2000, concluding that “BP Group Policies set high expectations but these were not consistently achieved because of organisational and cultural reasons; BP Group and Complex Management did not detect and intervene early enough on deteriorating performance ….”
- The Board believes that the foregoing circumstances and preliminary findings raise serious
concerns about (a) the effectiveness of the safety management system at the BP Texas City refinery; (b) the effectiveness of BP North America’s corporate safety oversight of its refining facilities; (c) a corporate safety culture that may have tolerated serious and longstanding deviations from good safety practice;
- The Board believes that corporations using large quantities of highly hazardous substances must
exercise rigorous process safety management and oversight and should instill and maintain a safety culture that prevents catastrophic accidents;
- Under 42 U.S.C. §7412(r)(6)(C)(ii), the Board is charged with “recommending measures to
reduce the likelihood or the consequences of accidental releases and proposing corrective steps to
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make chemical production, processing, handling and storage as safe and free from risk of injury as is possible ….”
- Board procedures authorize the development and issuance of an urgent safety recommendation
before a final investigation report is completed if an issue is considered to be an imminent hazard and has the potential to cause serious harm unless it is rectified in a short timeframe. Accordingly: P ursuant to its authority under 42 U.S.C. § 7412(r)(6)(C)(i) and (ii), and in the interest of preventing the serious harm that could result if the imminent hazards underlying the series of incidents at BP facilities are not promptly rectified, the Board makes the following urgent safety recommendation to the BP Group Executive Board of Directors 2005-4-I-TX-R1
- Commission an independent panel to assess and report on the effectiveness of BP North
America’s corporate oversight of safety management systems at its refineries and its corporate safety culture. 246 Provide the panel with necessary funding, resources, and authority – including full access to relevant data, corporate records, and employee interviews – in order to conduct a thorough, independent, and credible inquiry.
- Ensure that, at a minimum, the panel report examines and recommends any needed improvements
to:
246 Appropriate reference materials for the design of the assessment may include the Final Report of the Columbia Accident Investigation Board (2003), the Conference Board research report “Driving Toward ‘0’: Best Practices in Corporate Safety and Health, the ANSI/AIHA Z10-2005 standard Occupational Health and Safety Management Systems, the International Labor Organization (ILO) code of practice Prevention of Major Industrial Accidents (1991), and the ILO Guidelines on Occupational Safety and Health Management Systems (2001).
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240 a. Corporate safety oversight, including the safe management of refineries obtained through mergers and acquisitions; b. Corporate safety culture, including the degree to which: i. Corporate officials exercise appropriate leadership to promote adherence to safety management systems; ii. Process safety is effectively incorporated into management decision-making at all levels; iii. Employees at all levels are empowered to promote improved process safety; iv. Process safety programs receive adequate resources and are appropriately positioned within organizational structures; c. Corporate and site safety management systems, specifically: i. Near-miss reporting and investigation programs; ii. Mechanical integrity programs; iii. Hazard analysis programs, management-of-change programs, and up-to-date operating procedures for processes with catastrophic potential; iv. Siting policies for occupied structures near hazardous operating units.
- Ensure that the panel has a diverse makeup, including an external chairperson; employee
representatives; and outside safety experts, such as experts in process safety; experts in corporate culture, organizational behavior, and human factors; and experts from other high-risk sectors such as aviation, space exploration, nuclear energy, and the undersea navy.
- Ensure that the report and recommendations of the independent panel, which should be completed
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241 within 12 months, are made available to the BP workforce and to the public. C.2 Trailer Siting Recommendation Whereas:
- On March 23, 2005, the BP Texas City refinery experienced a severe explosion and fire accident
involving a raffinate splitter tower within the isomerization (ISOM) unit and associated blowdown system that resulted in 15 deaths, 180 injuries, and significant economic losses; the accident was one of the most serious U.S. workplace disasters of the past two decades.
- All of the fatalities and many of the serious injuries occurred in or around the nine contractor
trailers that were sited near process areas and as close as 121 feet (37 m) from the ISOM unit. This unit contained large quantities of flammable hydrocarbons and had a history of releases, fires, and other safety incidents over the previous two decades.
- Workers in adjacent units were injured in trailers as far as 480 feet (146 m) from the ISOM
blowdown drum. A number of trailers as far as 600 feet (103 m) from the blowdown drum were heavily damaged.
- At the Texas City refinery, trailers had been periodically sited in and around hazardous process
areas for reasons of convenience such as ready access to work areas. The trailers did not need to be located as close as they were to the process areas in order for workers to perform their job duties.
- Trailers had been sited periodically in the same location near the isomerization unit for a number
of years. On September 1, 2004, and prior to a safety assessment, BP placed the trailer where 12 workers died near the isomerization unit; a month later BP applied a siting policy to approve the location. The eight other trailers placed nearby were not analyzed for hazards related to their
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242 location, nor was the impact of the total occupancy of multiple trailers in close proximity considered.
- Under BP’s siting policy, trailers used for short periods of time such as turnaround trailers were
considered as posing little or no danger to occupants. This approach conforms to the guidance provided in American Petroleum Institute (API) Recommended Practice 752, “Management of Hazards Associated with Location of Process Plant Buildings.” API 752 states that each company may define its own risk and occupancy criteria.
- API 752 is a widely recognized practice for complying with facility siting requirements under the
Process Hazard Analysis element of OSHA’s Process Safety Management Standard (29 CFR 1910.119).
- API 752 provides no minimum safe distances from hazardous areas for trailers used in refineries
and other chemical facilities. Trailers are not generally designed to protect the occupants from the fire and explosion hazards present in refineries. In contrast, occupied buildings (e.g. control rooms, operator shelters) located within a process unit are typically permanent and constructed to be blast and fire resistant.
- Trailers can be easily relocated to less hazardous sites. Subsequent to the March 23rd incident,
BP America Inc. announced that it would move trailers at least 500 feet (152) from hazardous process areas. A number of contractor offices were moved to an offsite location.
- In 1995, another serious process plant incident involved occupied trailers placed too close to
hazardous areas, resulting in significant deaths and injuries. At the Pennzoil Refinery in Rouseville, Pennsylvania, a hydrocarbon fire that resulted from the bursting of two storage tanks led to five fatalities, including two contractors who were in trailers sited near the tanks. A 1998 EPA investigation report determined that if the trailers had been isolated from the storage tank
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243 area the casualties may have been prevented.
- Under 42 U.S.C. §7412(r)(6)(C) (ii), the Board is charged with “recommending measures to
reduce the likelihood or the consequences of accidental releases and proposing corrective steps to make chemical production, processing, handling and storage as safe and free from risk of injury as is possible ….”
- Board procedures authorize the issuance of an urgent safety recommendation before a final
investigation report is completed where there is likelihood that a safety issue is widespread at a number of sites. Accordingly: Pursuant to its authority under 42 U.S.C. §7412(r)(6)(C)(i) and (ii), and in the interest of promoting safer operations at U.S. petrochemical facilities and protecting workers and communities from future accidents, the Board makes the following urgent safety recommendations: American Petroleum Institute 2005-4-I-TX-R2 In light of the above findings concerning the March 23rd incident at BP’s Texas City refinery, revise your Recommended Practice 752, “Management of Hazards Associated with Location of Process Plant Buildings” or issue a new Recommended Practice to ensure the safe placement of occupied trailers and similar temporary structures away from hazardous areas of process plants. Ensure that the new recommended practice: a. Protects occupants from accident hazards such as heat, blast overpressure, and projectiles; b. Establishes minimum safe distances for trailers and similar temporary structures away from
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244 hazardous areas of process plants; c. Evaluates the siting of trailers under a separate methodology from permanent structures, since trailers are more susceptible to damage, are more readily relocated, and likely do not need to be placed near hazardous areas. American Petroleum Institute & the National Petrochemical and Refiners Association 2005-4-I-TX-R3 Issue a safety alert to your membership to take prompt action to ensure the safe placement of occupied trailers away from hazardous areas of process plants. C.3 Blowdown Drum & Stack Recommendation Key Findings
- On March 23, 2005, the BP Texas City refinery experienced a severe explosion and fire that
resulted in 15 deaths, 180 injuries, and significant economic losses; the accident was one of the most serious U.S. workplace disasters of the past two decades.
- During the isomerization (ISOM) unit startup, a distillation tower was overfilled with liquid,
triggering the opening of three emergency relief valves that protect the tower from high pressure; the liquid discharged into a disposal blowdown drum with a stack open to the atmosphere. The drum rapidly overfilled with flammable liquid leading to a geyser-like release out of the stack and subsequent explosion and fire.
- The ISOM blowdown drum was connected to 58 emergency relief valves. BP had not completed
a relief valve and disposal collection piping study for the ISOM which was necessary to determine if the drum was adequately sized. At the time of the incident, many BP Texas City refinery process units did not have up-to-date relief studies. In addition, information on the
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245 original design basis and capacity of the ISOM blowdown drum was missing. CSB determined that liquid was released out the top of the ISOM blowdown stack during the incident because the drum was undersized.
- From 1994 to 2004, there were eight serious ISOM blowdown incidents; in two of these incidents
the blowdown stack caught fire. The other six incidents were serious near-misses where flammable hydrocarbon vapors that were released from the blowdown system could have had catastrophic consequences if the resulting ground level vapor clouds had found sources of ignition.
- The BP Texas City refinery safety standards, in effect since 1977, stated that new blowdown
stacks were not permitted and blowdown drums should be connected to a closed system or a flare when the existing facility was outgrown or major modifications were made to the unit. Since 1986 the blowdown drum was replaced and major capacity changes were made but the blowdown drum was not connected to a safe disposal system such as a flare. In 2002, BP engineers proposed connecting the discharge from the ISOM relief valves to a flare as part of an environmental project, but this work was not performed. A properly designed flare system would safely contain discharged liquid in a disposal drum and burn flammable vapor preventing a hazardous release to atmosphere. Flares are the most frequently used disposal control equipment in the oil refining industry.
- As a result of mergers and acquisitions with Amoco and Arco, BP owns five North American
refineries. Prior to the incident, the five refineries operated 22 blowdown systems with stacks open to atmosphere; 17 handled flammables. Since the March 23, 2005 accident, BP has stated it will eliminate all atmospheric blowdown systems in flammable service at all five of its U.S. refineries including Texas City.
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246
- OSHA’s Process Safety Management (PSM) standard establishes requirements for the prevention
of catastrophic releases of highly hazardous chemicals such as flammables. The standard requires employers of covered processes to compile written process safety information including information pertaining to relief system design and design basis that complies with “recognized and generally accepted good engineering practices.” OSHA publishes PSM Compliance Guidelines that establish procedures for the enforcement of the standard. These guidelines call for inspections to ensure that “destruct systems such as flares are in place and operating” and “pressure relief valves and rupture disks are properly designed and discharge to a safe area.”
- In 1992, the Occupational Safety and Health Administration (OSHA) cited and proposed fines to
Amoco on the hazardous design of a similar blowdown drum and stack at the Texas City refinery. OSHA determined that the drum and stack were not constructed in accordance with the American Society of Mechanical Engineers’ (ASME) Boiler and Pressure Vessel Code. The code requires relief valve piping to discharge to a safe location. As an abatement method OSHA suggested connecting the blowdown drum to a closed system such as a flare. Amoco asserted that the blowdown system was constructed in accordance with industry standards citing the American Petroleum Institute’s (API) Recommended Practice 521 Guide for Pressure-Relieving and Depressuring Systems. As part of a settlement agreement, OSHA withdrew the citation and the fine. The refinery continued to use blowdown drums without flares at the Texas City site. As a result of the March 23, 2005 incident, OSHA cited BP’s ISOM blowdown system for a willful violation of the same regulation. In the settlement agreement, BP agreed to permanently remove the ISOM blowdown system from service.
- API 521 is the generally accepted practice for the design and operation of pressure relieving and
disposal systems. CSB found that for flammables API 521: a. Does not consider liquid overfill of a vessel as a potential hazard which can result in large
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247 liquid releases to pressure relief and disposal systems; b. Lacks adequate drum sizing guidance for large releases of liquid to disposal systems; c. Does not address the hazard posed by relief flows less than design causing flammable concentrations of vapor at ground level due to low stack exit velocity and ineffective dispersion; d. Does not recommend the use of inherently safer options such as a flare system in lieu of a blowdown drum and stack vented to the atmosphere. Therefore, the Board makes the following safety recommendations: American Petroleum Institute 2005-4-I-TX-R4 Revise API Recommended Practice 521, Guide for Pressure Relieving and Depressuring Systems to ensure that the guidance: a. Identifies overfilling vessels as a potential hazard for evaluation in selecting and designing pressure relief and disposal systems; b. Addresses the need to adequately size disposal drums for credible worst-case liquid relief scenarios, based on accurate relief valve and disposal collection piping studies; c. Warns against the use of atmospheric blowdown drums and stacks attached to collection piping systems that receive flammable discharges from multiple relief valves and urges the use of appropriate inherently safer alternatives such as a flare system.
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248 Occupational Safety and Health Administration (OSHA) 2005-4-I-TX-R5
- Implement a national emphasis program for all oil refineries that focuses on:
a. The hazards of blowdown drums and stacks that release flammables to the atmosphere instead of to an inherently safer disposal system such as a flare. Particular attention should be paid to blowdown drums attached to collection piping systems servicing multiple relief valves; b. The need for adequately sized disposal knockout drums to safely contain discharged flammable liquid based on accurate relief valve and disposal collection piping studies.
- Urge States that administer their own OSHA plan to implement comparable emphasis programs
within their respective jurisdictions.
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249
APPENDIX D: BP Corporate and Texas City Refinery Background D.1 BP- Amoco Merger The management structure changed on December 31, 1998, when Amoco Corporation merged with BP. The new company, BP-Amoco, transferred corporate functions from Chicago to London. The process safety group in Chicago was disbanded and the process safety function was placed under the Technology area in the London corporate office staffed by a single advisor. About 120 new business units were created, one of which was the Texas City refinery, now headed by a Business Unit Leader who was the Amoco refinery manager before the merger. In 2000, after reorganization, the PSM department reported to the manager of engineering and inspection rather than the chair of the Refinery Process Safety Committee. D.2 BP South Houston Integrated Site In 2001, the Star Site concept247 was introduced at Texas City. The refinery and nearby chemical plants were merged into a single business unit at Texas City, managed by a site director (the former Texas City refinery Business Unit Leader), who now reported to both the refining and chemicals groups. A new refinery manager assumed responsibilities for the Texas City refinery. As the products of the ISOM unit were used primarily in the chemicals business, management of the ISOM unit was transferred from the refinery to the chemicals business. A new shared services group provided EHS (Environment, Health and Safety), process safety, human resources, information technology, and contract maintenance for these facilities. Until new corporate standards could be developed and adopted, each business in it continued to use the corporate standards that were in effect in their respective organizations before the merger. At the end of 2001, the site director left to become the Business Unit Leader of another BP refinery, and a new site director arrived from London. At the Texas City refinery, the refinery manager retired and was
247 This concept had been previously used by BP at its Grangemouth facility in England.
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250 replaced by a Performance Unit Leader, who reported to both the BP South Houston site director and the refining group VP. D.3 BP Texas City Refinery In April 2004, BP moved most of its petrochemicals businesses into a separate entity, which resulted in chemical operations being separated from the refinery and the shared services group being divided among these entities. Management of the ISOM unit was returned to the refinery. In June 2004, the Performance Unit Leader left to become a Business Unit Leader of another BP refinery because the position was being eliminated. The BP South Houston site director became the Business Unit Leader of the Texas City refinery, and in January 2005, began reporting solely to the Regional Group VP of Refining. The PSM department became part of the refinery HSSE department.
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251 APPENDIX E: ISOM Unit - History, Equipment, and Operation The ISOM unit began production in 1985 to provide higher octane for blending stock of unleaded gasoline that was lost with the government phase-out of tetra ethyl lead. As the ISOM unit was converted from a process unit, called an Ultraformer, its process equipment (towers, drums, piping, etc.) ranged from newer equipment installed when the conversion was made to older equipment that had been installed in the 1950s. In 1985, Ultraforming Unit No. 1 was converted into a 27,000 bpd C5/C6 naphtha isomerization unit. The isomerization process used was the Hysomer process licensed by Union Carbide Corporation. The Hysomer process converts lower octane C5 and C6 straight chain paraffins to higher octane C5 and C6 isomers on a platinum-alumina catalyst. In mid-1986, the ISOM unit was converted from the Union Carbide Hysomer process to the Universal Oil Products (UOP) low-temperature Penex process. The new Penex unit consisted of three sections: the Ultrafiner section, Penex Reaction system, and Stabilization section. The design basis of this unit was 27,000 bpd. E.1 Raffinate Splitter Section This equipment was installed in 1976 and used initially as a Heavy Ultraformate Fractionator (HUF) to increase recovery of xylenes from ARU and Ultraformers. In 1985, the HUF was converted to fractionate light raffinate feedstock for the ISOM unit and became a raffinate splitter. In 1986, the capacity of the raffinate splitter section was increased from 20,000 to 30,000 bpd to ensure that 27,000 bpd would be available as feed for the Penex section of the ISOM unit. In 1987, the capacity of the raffinate splitter section was again increased from 30,000 to 33,000 bpd to produce additional heavy raffinate for JP-4 jet fuel.
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252 When the raffinate splitter tower was converted to a raffinate splitter in the mid-1980s, its operating pressure was changed to 75 psig (517 kPa) and the discharge pressure for the opening of one safety relief valve was set at 70 (483 kPa), while the other two relief valves were set at 74 psig each (510 kPa). In March 2004, after an inspection revealed significant corrosion under the insulation on the exterior of the raffinate splitter, its relief pressure was lowered to 40 psig (276 kPa), and the pressures for the opening of the three safety relief valves were lowered to 40, 41, and 42 psig (276, 283, and 290 kPa), respectively. E.2 Blowdown Drum and Stack The ISOM blowdown drum and stack was originally installed in the mid-1950s as part of Ultraformer No. 1 unit. A piping and instrumentation diagram (P&ID) indicates that the blowdown drum was initially located in the southwest corner of the Ultraformer No. 1 unit. In May 1957, an inspection record noted that the blowdown drum and stack was “relocated approximately 200 feet (61 m) to the extreme northwest corner of the battery limits. This vessel was moved to eliminate a dangerous fire hazard which prevailed under certain wind conditions.” The inspection record also noted that three new nozzles were installed on the drum to facilitate new line tie-ins from ultraformate splitting facilities; however, despite this additional load, BP has indicated that no documented capacity analysis could be found. The operating manual for the HUF, dated June 1976, lists the blowdown connections to the Ultraformer No. 1 blowdown drum for “receiving, quenching and disposing if hot liquid and/or vapor hydrocarbons.” BP has not provided the CSB with any historical records from the Texas City refinery to indicate that the blowdown drum and stack was capable of safely handling the load from the listed connections. In October 1986, an engineering contractor working on converting the ISOM unit to Penex evaluated the relief system on the raffinate splitter and determined that the backpressure in the common relief valve disposal header was 113 percent of the relief valve set pressure in the event of a reflux/condenser failure, and recommended that Amoco take corrective action. An undated internal Amoco memo, with some
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handwritten notes, indicates that Amoco was informed of the problem and developed some proposals to correct it, but none were implemented. In 1992, an action item from the ISOM unit’s initial PHA required by PSM recommended that relief valves be reviewed to ensure that they were properly sized. In March 1994, the recommendation was that no changes were required to the ISOM unit’s pressure relief header system of blowdown drum, based on an Amoco engineering analysis. However, the engineering analysis did not look at the common vent disposal header from the raffinate splitter, nor did it consider two-phase discharges (vapor/liquid) to the blowdown drum and how effectively the drum could handle them. In 1994, P&ID drawing248 changes show that a number of new lines were added to the relief valve headers; however, BP has provided no historical records to the CSB to indicate that any of the safety and health impacts of these changes were evaluated under the MOC process. In 1997, the refinery replaced the blowdown drum and stack because it was about 40 years old and needed extensive repair due to corrosion. Part of the decision to replace the blowdown drum without modifications was to “maintain profits” so the refinery could “continue to operate without triggering the EPA New Source Performance Standards.”249 However, while the blowdown system replacement was listed as a “replacement-in-kind,” the stack on the new blowdown drum was fabricated to be 34 inches outside diameter, while the stack on the original blowdown drum was 36 inches inside diameter. During the ISOM PHA revalidation in 1998, an action item recommended locking the valve on the blowdown drum overflow line open to prevent excessive backpressure on the common disposal headers in the event of a large flow of liquid to the drum. This action item was resolved by chaining the valve open; however, no MOC was conducted to evaluate the safety or health implications of this change.
248 Drawings B-4450-G_1278, Rev. 27; B-4550-G-2636; B-4550-G-2746; and B-4550-G-2622, Rev. 6. 249 Amoco Appropriation Request No. 08-05449; Reforming--ISOM--Replace F-20 Blowdown Drum and Stack; July 7, 1997.
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254 Section IV of the Isomerization Unit No.1 Operating Manual and the ISOM #1, Training Guide #31, Pumpout and Blowdown Systems explain that originally, the drum and stack had quench water and steam connections. The quench water would cool any hot process streams. A temperature-sensing element connected to a flow control valve would admit water to the drum. Operators could also manually add quench water. Two steam connections were also provided: one to steam out the drum, and the other, to blanket the drum and disperse vapors that vent from the stack. This equipment had not been operational for several years prior to the incident, according to interviews with ISOM operators. In 2003, an internal inspection of the blowdown drum revealed that most of the vessel shed trays had collapsed in the bottom of the drum. As the remaining shed trays that were still attached were considered dangerous to personnel, the internal inspection was terminated and the drum was closed without recommending that the drum be taken out of service or repaired. Later in 2003, the second PHA revalidation for the ISOM unit contained an action item that recommended a full unit relief valve study be conducted to verify that all relief valves were adequately sized for service. The relief valve study was underway when the explosion occurred in the ISOM unit two years later.
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255 APPENDIX F: Trailers for Turnaround Activities Contractors working on the Motorization Project were working out of a wood-framed, double-wide office trailer sited west of the ISOM unit and north of the catalyst warehouse, about 120 feet (37 m) from the blowdown drum. This location was selected because trailers had been sited in this area during an earlier turnaround and it was adjacent to the ULC unit where the work would be performed. The double-wide trailer was sited in this area in September 2004, had 11 contractor offices, and was routinely used for meetings. This trailer was to be occupied until the project was completed in June 2005. A single-wide, wood-framed office trailer, used by four QA/QC contractors, was sited south of the double-wide and east of the catalyst warehouse, approximately 136 feet (42 m) from the blowdown drum. This trailer was installed when the ULC turnaround began and was to be occupied until the turnaround was complete. Both trailers had electrical hook-ups, and the double-wide project trailer also had a potable water hook-up. Six additional trailers, arranged in two parallel rows of three, were sited directly north of the catalyst warehouse approximately 250 feet (76 m) from the blowdown drum. All had electrical hook-ups. The two southernmost trailers in this group of six were being used by an instrument and electrical contractor who had between 15 to 20 employees working on the ULC turnaround. One trailer was used primarily by contractor job representatives while the other was an employee break/lunchroom. Both, sited in early January, were single-wide of wood construction and were scheduled to remain until the contractors’ work was completed. The middle two trailers in the group of six were being used as decontamination trailers for a contractor changing reactor catalysts in the ULC. One contractor employee was assigned to this trailer to issue and wash work clothing; other contractor employees used it to change and/or shower at the beginning and end
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256 of their work shifts. These were both single-wide with steel fames and siding. These trailers had been sited in early February and would remain until the catalyst was changed in ULC reactors. The two trailers at the northernmost end of the group of six, constructed of steel, were sited in mid- February. These trailers, scheduled to remain for several weeks, were being used by other ULC contractors to store equipment and tools; one had an attendant. F.1 BP Internal Guidelines Compared To Good Practice Guidelines The CSB determined that the Amoco siting workbook used a less conservative correlation for death to occupants than did API 752. The Amoco workbook shows lower death rates at comparable pressures than does API. For example, API states that a 1.0 psi peak side-on pressure applied to a wooden building will result in a 10 percent death rate to the occupants, whereas Amoco states that a 5.0 psi. reflected pressure (approximately equivalent to a 2.5 psi peak side-on pressure) will produce the same rate. The overpressure experienced at the two trailers closest to the blowdown drum was estimated to be between 2.5 and 2.8 psi peak side-on pressure. The building identification step of the Amoco workbook consists of initially identifying those buildings that can be screened out from further analysis. Buildings can be exempted from further analysis based on their location, construction, or occupancy. The workbook notes that minimum damage will result if a building is located “far enough” away from a vapor cloud explosion and provides minimum distances between buildings and processing units. The workbook states that trailers can be located 350 feet (107 m) from the center of the nearest concentration of congested equipment in the closest unit, which was generally interpreted at the refinery to mean that trailers could be located 350 feet (107 m) from the unit’s battery limits. Steel frame buildings with sheet metal siding could be located 450 feet (137 m) from the unit’s battery limits and concrete, masonry, brick, or cinder block buildings could be located 700 feet (213 m) away. The workbook notes that the minimum distance for trailers was less than for other types of
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257 buildings because “data from actual events indicate that trailers tend to roll in response to a vapor cloud explosion, and walls and roof do not collapse on occupants, resulting in fewer serious injuries/fatalities.” The basis for the safe distance used in the Amoco workbook adopted by BP was documented in the Amoco Petroleum Products Sector-Refining Facility Siting Reference Manual (Amoco 1995b). A typical volume of congested equipment was calculated to be 200 million standard cubic feet (mscf). Using this typical congested equipment volume, the distances that resulted in a 10 percent occupant death rate for various building types were calculated, then recorded in the workbook. The CSB determined that these distances placed trailers at an increased risk from vapor cloud explosions. F.1.1 Occupancy Criteria The workbook also set occupancy limits, which would exclude further screening. A building was excluded from further analysis if one individual occupied it for 20 hours per week or less, or if all inhabitants occupied it less than 200 hours per week. The workbook instructed users to calculate occupancies on an annualized basis. For trailers occupied only a couple of months during a unit turnaround, this approach diluted the actual risks to the occupants by weighting them (assuming zero risk for the months that the trailer was not being used) over a yearly average. Consequently, nearly all trailers at the refinery were excluded from further screening based on their annualized occupancy levels. The Amoco workbook also noted some factors to consider when determining peak occupancy levels, including meetings and gatherings, but did not provide any guidance on what to do if the peak occupancy was exceeded. In the March 2005 explosion, a total of 22 BP and contractor workers were inside a double-wide trailer located 120 feet (37 m) from the blowdown drum because of a weekly meeting. The normal occupancy of the trailer was 13. When this trailer was destroyed by the blast overpressure wave from vapor cloud explosion, 12 were killed in or around the trailer and the other 10 seriously injured.
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APPENDIX G: Process Modeling The CSB examined the mechanisms responsible for the overflow of the raffinate splitter column into its overhead vapor line and to model the column conditions leading to the overfilling of the column. G.1 Modeling Approach Convention distillation models are inappropriate for modeling the behavior of the raffinate splitter column during this incident because distillation was not occurring. By 1:13 p.m. on March 23, 2005, the column was completely liquid-full (flooded) with a layer of sub-cooled liquid at the top and downstream equipment filled with nitrogen. No vapor flowed out of the column, no condensation occurred in the fin fan condenser, and no reflux flowed to the column. Laboratory tests of liquid samples recovered from the column feed, bottoms, and overhead confirmed that no separation had occurred in the column (SPL Houston Laboratories, 2005). Furthermore, the behavior of the vapor generated in the column on the flooded trays can not be predicted with confidence, as the conditions are outside the range of standard empirical models of distillation tray behavior. Standard steady-state and dynamic distillation computer programs cannot accurately model the behavior of the column under these conditions. Three complementary approaches were used to understand the overflow of the raffinate splitter column: • modeling of column material balance, • modeling of liquid thermal expansion, and • qualitative evaluation of vapor accumulation. The material balance was modeled in a spreadsheet based on flow data from the PI system250. The density of the liquid in the column was modeled using the Rackett equation and temperature data from the PI
250 The PI System, or Process Information System, is a historical database of process data collected from the control board.
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259 system. The potential for vapor accumulation was inferred qualitatively from PI system pressure and temperature data, and from experimental bubble point251 test data obtained from Fauske & Associates (2005). A simplified composition (Table G-1) was used to make property calculations tractable. This composition gave a very good fit to Fauske & Associates’ experimental bubble point data (Figure G-1). This data is based on analysis of samples taken from the raffinate splitter column overheads and was developed using Fauske & Associates’ proprietary VSP-2 test apparatus. Table G- 1. Raffinate splitter column simplified composition model (Fisher, 2006) Compound Weight Fraction n-pentane 0.0383 2-methyl butane 0.0263 n-hexane 0.1519 2-methyl pentane 0.2950 n-heptane 0.3072 n-octane 0.1300 n-nonane 0.0409 Heavies as n-decane 0.0104 Total 1.0000
251 Mixtures at a given pressure boil over a range of temperatures, with the most volatile materials vaporizing first and the least volatile last. The bubble point, or initial boiling point, of a mixture at a given pressure is the temperature at which vaporization first occurs.
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260 1.E+00 1.E+01 1.E+02 -3.5 -3.3 -3.1 -2.9 -2.7 -2.5 -2.3 Temperature: -1,000/T (1/K) Pressure (psia) Nitrogen Free Basis Experimental Data
Figure G- 1. Experimental boiling (bubble) point data (Fauske & Associates, 2005) G.2 Raffinate Splitter Column Overfill Based on material balance, at 1:13 p.m., the level of cold liquid in the raffinate splitter would have been 143 feet (44 m) above the lower tangent line on the column. Accounting for liquid thermal expansion due to the heating of the column contents (but neglecting vapor holdup in the column) brings this to 161 feet (49 m), less than 4 feet (1.2 m) below the upper tangent line of the column. This left only about 3.5 percent of the volume of the column empty; the liquid level was reaching the top of the column. Sufficient vapor had accumulated lower in the column to displace the cold liquid at the top into the overhead vapor line. Vapor generated in the reboiler initially had a minor effect on column level. The pressure in the lower column, created by the combination of nitrogen pressure at the top of the column and the hydrostatic pressure exerted by the liquid filling the column, raised the boiling point of the liquid enough to suppress bubble formation. Any bubbles formed quickly collapsed when they contacted relatively cold liquid a short distance higher in the column.
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261 This situation changed in the minutes preceding the incident. At 12:41 p.m., operators opened the 8-inch valve around the column relief valves to vent nitrogen from the column, reducing the pressure from 33 to less than 22 psig (152 kPa), and coincidently reducing the boiling point temperature of the liquid throughout the column. Heavy raffinate flow began at 12:59 p.m., rapidly preheating the feed to the column to 2600F (127°C), well above its initial boiling point temperature. Between 12:59 and 1:13 p.m., the average temperature of the column increased almost 270F (-0.3°C). As the amount of sub-cooled liquid below the feed tray decreased, vapor bubbles that had formed in the reboiler no longer quickly collapsed. Consequently, the vapor volume in the column increased, although a “cap” of cold liquid remained in the upper column. Less than 0.1 percent of the liquid in the column had to vaporize to displace the column contents into the overhead vapor line. The trend in the column strongly favored significant liquid swell due to vapor hold-up in the column at the time of the incident. G.3 Blowdown Stack Hydrocarbon Liquid Overflow The amounts of sub-cooled hydrocarbon liquid lost from the raffinate splitter to the atmosphere and sewer can only be estimated. A mass balance of the raffinate splitter, ancillary equipment, blowdown drum, and piping using calculated flows from the safety relief valves on the raffinate splitter overhead vapor line and flow to the sewer from the gooseneck piping at the bottom of the blowdown drum was used to determine the flow from the blowdown drum stack to the atmosphere. G.3.1 Methodology A digital computer simulation program calculated the flows of sub-cooled liquid through the safety relief valves, relief header, sewer pipes, and blowdown drum. The computer program incorporates technology from the American Institute of Chemical Engineers (AIChE); Design Institute for Emergency Relief Systems (DIERS); and Center for Chemical Process Safety (CCPS) for both viscous and non-viscous, flashing, frozen, and hybrid two-phase flows through emergency relief devices and pipes. Also included
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262 are routines to calculate inlet pipe pressure drop and discharge pipe back pressure for choked and sub- critical vapor, two-phase and sub-cooled liquid flows from safety valves. The computer program reports choked or unchoked and turbulent or laminar flow through each device and associated back pressures through inlet or discharge pipes. Warning messages are provided if the emergency relief devices cannot maintain the system pressure to meet American Society of Mechanical Engineers’ (ASME) Pressure Vessel Code and API requirements. G.3.2 Computer Inputs and Assumptions The three Consolidated bellows safety relief valves protecting the raffinate splitter had coefficients of discharge and rated capacity flows as Table G-2 shows. Table G-2: Safety relief valve characteristics
Safety Relief Valve Vapor Flow Liquid Flow Kd 0.95 0.74 Rated Capacity 1.1 Pset 1.25 Pset
A Kp factor is applied to a safety relief valve with vapor trim when flowing a liquid. The flow from these valves therefore increases from 0.6 to 1.0 of the rated capacity as the flowing pressure increases from 1.1 to 1.25 Pset. When the flowing and constant superimposed backpressures on the safety relief valves exceed certain values, Kb and Kw factors are also applied to reduce the vapor or liquid flows, respectively, to account for the valves going out of full lift. The Kb and Kw values in API 520 are consensus values of various manufacturers. Each manufacturer also publishes Kb and Kw curves for its own valves. A single curve represents the performance of all models in a manufacturer’s line of valves. These values were supposedly measured, but most of the data are not now available to justify the published curves. The published values of the various manufactures do not agree.
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263 Safety relief values with modified liquid trim are now required by the ASME Code to have their rated capacity flow certified at 1.1 Pset. The manufacturers, however, have never changed the Kw curves published for their older model liquid valves with the rated capacity certified at 1.25 Pset. Due to the high overpressure of the liquid flow from the safety relief valves, a Kw value of 1.0 was chosen to best represent the incident information. A certain degree of uncertainty therefore exists with respect to the flows and backpressures calculated for the safety relief valves protecting the raffinate splitter. The uncertainty of the flow into the blowdown drum affects the calculated liquid flows to the sewer through the gooseneck piping and to the atmosphere from the stack and available to form the flammable vapor cloud. The flows reported here are therefore best estimates that agree with the incident timeline and eyewitnesses accounts of the release from the blowdown drum stack. G.3.3 Computer Simulation Results The overall mass balance of hydrocarbon flow from the raffinate splitter from the computer simulation is shown in Table G-3. As much as 6,730 gallons of hydrocarbons could have been released to the atmosphere prior to the explosion and an additional 855 gallons after the explosion.
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264 Table G-3: Overall mass balance of hydrocarbon flow from the raffinate splitter
Equipment Volume (Gallons) Mass (pounds) Time to Fill (minutes) Flow from raffinate splitter tower 51,930 283,150 6.00 Raffinate splitter safety relief valve discharge pipe header 6,975
- 625
Blowdown drum and stack (above gooseneck nozzle) 18,855
- 70
Other safety relief valve discharge pipe headers 6,300
- 900
Flow to fill equipment 32,130 175,200 4.225 Flow to sewer 12,210 66,575 5.375 Flow to atmosphere 7,590 41,375 1.775
Before explosion (94.5 seconds) Flow to sewer 11,470 62,555
Flow to atmosphere 6,735 36,710
After explosion (12 seconds) Flow to sewer 740 4,020
Flow to atmosphere 855 4,665
Total 19,800 107,950
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265 APPENDIX H: Blast Damage Analysis, Vapor Cloud and Explosion Modeling The CSB conducted surveys and analyzed on- and off-site blast damage resulting from the March 23, 2005, explosion at the BP Texas City refinery. The CSB engaged a contractor to perform engineering analysis and modeling to investigate the release and explosion consequences of the generated vapor cloud. Various explosion scenarios were examined using computer simulations for comparison with observed consequences, and blast contours were calculated. Animations were developed that depict a best estimate of events, including dispersion of flammables and propagation of flame through the flammable cloud and creating the explosion. A final report was submitted to the CSB containing the information collected, completed analysis, and results; highlights of the report appear in the following sections of this appendix (ABS Consulting, 2006). Animations showing the dispersion of the flammables and propagation of flame through the flammable cloud can be viewed on the CSB website, www.csb.gov. H.1 Surveys of Blast Damage An extensive survey was made of the damage caused by the blast. The survey included qualitative recording of damage with photographs, field notes, and detailed measurements of permanent deformations. The purpose of this survey was to provide data that could be used to estimate the severity of the explosion in terms of observed overpressure. An important part of this survey included documentation of trailers and other portable buildings damaged by the blast. A total of 50 trailers and other portable buildings were examined and information regarding structural damage and internal hazards recorded. The survey also contained a detailed examination of structural damage to permanent buildings located near the ISOM unit, including the catalyst warehouse, ISOM satellite control room, the electrical switchgear building near the blowdown drum and stack, and various buildings in surrounding process units.
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266 A separate survey was conducted on the damaged storage tanks in the refinery tank farm south of the ISOM unit, and off-site window breakage to residential homes and commercial buildings surrounding the plant. As over 50 tanks sustained varying degrees of structural damage from the explosion, the storage tank survey was undertaken to understand the nature and extent of blast loads on these structures. Specific analysis was conducted on a severely damaged tank to estimate the observed overpressure. Inspections were also performed on over 20 selected properties. The off-site survey was not intended to be a thorough investigation to identify every structure with broken window glass, but a qualitative study to identify the type of damage off-site and range of discernable damage. H.2 Blast Damage Analysis Both dispersion modeling and the blast modeling used computational fluid dynamics (CFD) to investigate flammable cloud formation and to generate blast overpressure contours. Structural analysis of the blast damage measured in the field survey to objects and buildings provided an estimate of the blast load experienced by these objects, or “indicators.” Some indicators used in this analysis were deformed and/or damaged steel plates and lids, electrical box covers, and elevated switchgear buildings. Other indicators included permanent unit structures, such as control rooms, maintenance buildings, and pump houses. The overpressures noted in the following discussion are applied pressures, and care must be taken in correlating them to published literature values, as some of the damage indicators may have been subjected to reflected blast pressure loads, while others may be the result of side-on blast pressure loads. Even undamaged structural elements provided clues regarding the blast loading exposure as the strength if an object was greater than the applied blast load then an upper bound could be assigned. H.3 Intense Blast Regions The site survey identified several clear and distinct intense blast regions. These regions were characterized by locally intense structural damage and each had a surrounding pattern of directional
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267 indicators that pointed away from these areas, indicating that they were sub-explosion centers. At least two of these areas were identified in the ISOM unit: the Penex reactors and nearby heat exchangers, and the hydrogen compressor and surrounding areas (Figure H-1). Structural indicators showed that blast overpressures of 10+ psi and 5+ psi occurred at the hydrogen compressor and Penex reactor areas, respectively (Figure H-2). The third intense blast region was the trailer area, where structural indicators showed that a blast overpressure of 2.8 psi at the double-wide and QA/QC trailers. Additional points of interest on the blast overpressure maps (Figure H-2) are • Areas surrounding the intense pressure regions in the ISOM unit, including the satellite control building, experienced 5 psi and greater overpressures. • The catalyst warehouse and the six temporary trailers sited directly north of it experienced approximately 2 to 2.5 psi overpressure. • The east edge of the NDU, first layer of storage tanks south of Ave. G, and the south edge of the ULC unit experienced about 1 psi overpressure. • The west edge of the NDU, second layer of tanks south of Ave. G, the south portions of ULC and ARU units, and the western edge of the ARU unit experienced 0.5 psi and greater overpressures. • Five ULC turnaround trailers sited west of Sixth Street; the remainder of ULC and ARU units, and storage tanks farther south experienced 0.25 psi and greater overpressures.
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Figure H- 1. Intense blast regions in the ISOM unit The blast overpressures presented on the map are free-field values and do not address blast wave reflections. Objects facing the blast can experience applied blast wave pressure higher than the free-field values.
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Figure H- 2. Blast overpressure map H.4 Trailer Damage Trailer damage varied with distance from the ISOM unit. Distances reported in this discussion are measured from the blowdown drum to the centers of the trailers. This is not to imply that blowdown drum was the epicenter of the explosion event, but it was the point of release and serves as a convenient, fixed point of reference. Table H-1 summarizes damage to the various types of trailers at the BP Texas City refinery.
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Table H- 1. Trailer damage Type of Trailer Distance from Blowdown Drum (feet) Summary of Damage 140 to 240 Trailers and contents destroyed; debris thrown; occupants killed or seriously injured 240 to 620 Significant wall damage, some structural failure; flying window glass; internal debris hazards Wood Framed 620 and beyond Broken window glass, internal debris hazards 220 – 250 Wall and roof failures; significant internal debris hazards 250 – 270 Deformation of walls and roof, but not to failure; internal debris hazards Semi-Trailers and 5th Wheel Trailers (metal construction) 455 and beyond Broken window glass 340 Large deformation of walls and roof; contents significantly dislodged presenting internal debris hazards Steel Container Units 450 and beyond No apparent damage
H.5 ISOM Satellite Control Room Building The building windows failed and one door was blown into the building. The masonry block walls experienced widespread heavy damage, especially the west wall that faced the ISOM. Inside, fallen cabinets and light fixtures, objects thrown from the walls, and flying glass hazards were observed. The structural analysis estimated that the ISOM satellite control room experienced a side-on blast overpressure in the range of 1.5 to 2.5 psi. The wall facing the blast experienced blowout of the external face of the masonry block at or near midspan. One explanation of this damage pattern is that the wall experienced compression arching and the building had inherent structural features that would facilitate this possibility. Masonry walls that respond with compression arching exhibit higher out-of-plane capacity than walls that do not develop arching action. Therefore, the arching action in the Satellite Control Building may have reduced the level of wall
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271 damage from that which would have otherwise been observed. Conclusions regarding the strength of masonry walls drawn from the observed damage to the Satellite Control Building should consider the potential that arching occurred. H.6 Catalyst Warehouse The catalyst warehouse was essentially destroyed by the explosion. Analysis determined that the damage was constant with external overpressure and there was no evidence of an internal explosion. Structural analysis estimated that this conventional pre-engineered steel building was subjected to a side-on blast overpressure of about 2.0 psi. H.7 Storage Tanks The structural damage sustained by the storage tanks can be broadly classified into three types: (a) minor buckling and creasing, mostly localized in the top two or three courses of the shell wall, which was observed primarily for tanks with floating roofs; (b) minor damage to the cone roof and buckling on the upper courses of the shell wall, observed in a large number of tanks having a fixed roof; (c) major damage to one or both the roof and the shell wall. Large buckling of a portion or portions of the shell wall was usually associated with this kind of damage. In general, the row of tanks immediately south of the ISOM unit sustained damaged of type (c); side-on blast loads on some of these tanks would have been in excess of 1.0 psi overpressure. The remaining tanks were damage classes (a) or (b), depending on the roof configuration. The tanks situated to the west and northeast of the unit had relatively minor damage (b). One possible reason for this disparity in damage could be the shielding effect of the blast provided by the process units in the west and northwest directions, and the lack of units to the south. The effect of the blast was evident in some tanks situated 2,000 feet (610 m) south of the incident; however, the damage was minor and can be classified as type (b).
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272 H.8 Off-Site Buildings The pattern of off-site window breakage at Texas City was consistent with relatively low overpressures (on the order of 0.1 psi or less) expected at the distances observed and for the types and sizes of windows inspected. The farthest identified glass damage was approximately 2,000 feet (610 m) from the refinery perimeter, or three-quarters of a mile from the blowdown drum and stack. Residential homes received more damage and were affected at greater distances from the refinery than commercial properties. This is a result of weaker construction of residential windows compared to commercial windows. Damage reached farthest to the north and west sides of the plant, as the ISOM unit was located in the northwest portion of the refinery and the predominance of homes and off-site commercial buildings are located in that direction from the plant. H.9 Vapor Cloud Dispersion Modeling Analysis and computer models were used to recreate the formation of the flammable cloud. This allowed key parameters to be examined, such as the likely mechanism(s) for the generation of the flammable vapors and the effects of wind and time on the dispersion of the flammable vapors. The results of the dispersion modeling revealed several sources of vapor production, including evaporation of liquid droplets during their fall from the blowdown stack, evaporation of liquid droplets after impact with elevated equipment and during fall to the ground, evaporation of the ground pool, and evaporation off elevated equipment wetted by the liquid. A vapor production rate as high as 100 kg/sec can be justified when all the above sources are considered, but a rate of 60 kg/sec compared best with field observations.
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273 H.10 Methodology Dispersion modeling used the FLACS (FLame ACceleration Simulator) Computational Fluid Dynamics (CFD) code.252 The FLACS code used source term inputs developed using the Process Hazards Analysis Software Tool (PHAST.)253 A 3D geometric model of the ISOM unit and surrounding structures was first constructed in CAD (computer-aided drafting) based on measurements made during the site investigations and supplemented with plan drawings of the units. The CAD model included a majority of the buildings, larger pieces of equipment, piping, vehicles, buildings, tanks, berms, pipe runs, and other objects in and around the ISOM unit. Rather than attempt to recreate each item individually, locations with significant amounts of small diameter objects (tubing, cabling, piping, etc.) were represented in the model by 3D arrays of objects with the approximate size and spacing of the objects observed in the field. Large items (e.g., buildings and units) in the upwind direction were included, or approximated as solid blocks, as these items could influence development of wind patterns. The CAD model was then imported into FLACS. The numerical model was then established by meshing the CAD model into a non-uniform hexahedral grid of cells with a fine region in the vicinity of the ISOM unit, and stretched cells near the boundaries. Each cell in the model contains the values of the primary flow variables (such as pressure, temperature, and density) and flow equations are used to solve transfers between cells for each unit time step. H.10.1 Wind Effects Wind effects were included in the FLACS modeling. A steady-state wind profile throughout the model domain was established prior to initiating dispersion of the flammable material source. The initial wind speed specified in the model was an average value based on BP plant measurements taken at the North
252 FLACS is commercially available through GexCon, a company in the CMR group; its principal offices are in Norway. 253 PHAST software is commercially available from DNV.
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274 Office Building weather station at or about the time of the actual explosion. As the model ran, the initial wind speed changed over the domain as the wind interacted with objects; once a steady-state was achieved, dispersion modeling of the flammable material was initiated. The wind modeling allowed formation of local variation in wind patterns that resulted from the influence of obstacles in the FLACS domain. Wind speed was significantly influenced downwind of large objects or areas of congestion. A large portion of the ISOM unit was observed to be less than half of the initial wind speed and portions were near zero wind speed. Similar reductions were seen immediately downwind of the catalyst warehouse, the trailer area, and other buildings in the area. H.10.2 Source Term Table H-2 shows data used for the release rate of liquid hydrocarbons from the blowdown stack. The release was determined to be liquid at the release temperature, so any vapor formation would occur as that liquid interacted with the environment. The PHAST model was used to determine the rate of production of flammable vapor due to interaction with the environment, as FLACS lacks the ability to determine the rate of vapor production from a liquid release. FLACS was then used to determine the dispersion of a gaseous source into the complex 3D domain.
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275 Table H- 2. Source term release and material property data Release Information Release Duration (start till ignition) 106 seconds Average Flow Rate 177 kg/sec Total Quantity Released 18,800 kg Release Temperature 317 to 320 K Release Mixture Components (Weight Fraction) n-pentane 0.0383 i-pentane 0.0263 n-hexane 0.1519 i-hexane 0.2950 n-heptane 0.3072 n-octane 0.1300 n-nonane 0.0409 n-decane 0.0104 Mixture Properties (317 K, 1 atm) Average Molecular Weight 93.7 kg/k-mol Physical State Liquid Boiling Point 347 K Liquid Density 642.8 kg/m3
H.11 PHAST Modeling PHAST Version 6.5 was used to determine the fraction of liquid release that evaporates during the fall and the fraction that “rains out” reaching the ground to pool. The input parameters used in the model are listed in Table H-3. Table H- 3. PHAST input parameters Fluid Mixture (using weight fractions from Table G.1) Model Line Rupture Model Temperature 317 K Pressure 200 Pa Pipe Length 23.3 m (stack length) Internal diameter 0.8255 m Release Elevation 35 m (top of blowdown stack) Atmospheric Conditions 80°F 70 percent relative humidity 5 mph wind Class A stability
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276 The results from the PHAST modeling are shown in Table H-4. Table H- 4. PHAST model results Mean Droplet Size 0.919 mm Maximum Droplet Horizontal Trajectory Approximately 6.5 m (21 ft.) Liquid Rainout Fraction 0.55 Droplet Evaporation Rate 78.3 kg/sec Pool Characteristics Radius 13 m at 68 seconds, evaporation rate 1.6 kg/sec Radius 24 m at 90 seconds, evaporation rate 5 kg/sec Radius 27 m at 106 second, evaporation rate 6.8 kg/sec
The droplet evaporation rate of just over 78 kg/sec is significant, as it indicates significant vapor formation during free-fall of the droplets. Another mechanical breakup mechanism is the impact of the falling liquid on elevated equipment below the blowdown drum (pipe racks, vessels, grating, decks, and ladders). A survey was used to determine the ratio of horizontal area of elevated equipment to the area of the ground as a function of radius away from the blowdown drum. Near the stack of the blowdown drum, the ratio is 100 percent due to the configuration of blowdown drum itself; otherwise it varies between 30 to 50 percent. The PHAST results indicate a horizontal drift around 20 feet (6 m); therefore, a substantial portion (approximately 30 percent) of the falling droplets would impact elevated equipment, resulting in spray. The height above the ground that liquid drops would be impacting equipment varied, but typically ranged from 15 to 30 feet (4.5 to 9 m). Liquid droplets impacting elevated equipment would produce multiple smaller drops, which in turn would increase evaporation. H.12 Pool Evaporation A portion of the liquid release from the blowdown stack “rained out” onto the ground and on elevated objects near the drum. As Table F-3 notes, the PHAST model included the effects of pool evaporation due to the rain-out fraction of the liquid. For a liquid release at 317 K, PHAST determined a pool temperature of approximately 285 K, which is a result of evaporative cooling and heat transfer to the droplets as they
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277 fall to the ground. This cooling effect strongly influences the eventual pool vapor contribution; thus, the contribution of evaporation from the ground pool is much smaller than that predicted for evaporation during droplet fall to the ground. Of course, additional evaporation would have occurred from elevated equipment items wetted by rainout. As elevated equipment is made of metal, and some of it also had hot process fluids or steam flowing through it, it will likely have a significantly higher heat transfer rate than the ground. Consequently, the contribution of this equipment to liquid droplet evaporation is likely to be much greater than simply the ratio of the area. H.13 FLACS Vapor Dispersion Modeling A large domain was chosen that exceeded the expected extent of the flammable dispersion. The domain was also large enough to address sizeable objects around the perimeter of the ISOM unit that would affect wind patterns and ultimately dispersion of flammables. Steady-state wind conditions, as described, were established prior to beginning the dispersion of flammable materials. The dispersion grid was set at 1 meter in the X, Y, and Z directions for the bulk of the model. A tighter grid was chosen at low elevations where the heavy flammable vapor cloud was expected to settle. The CFD modeling attempted to simulate the release conditions and source terms described previously. The CFD model included several vapor source terms that represent vapor generated from evaporation of falling liquid, vapor generated through evaporation when liquid interacted with elevated equipment, and vapor generated by evaporation from liquid pooled on the ground. The numerically discrete nature of CFD allows specifications of definite leak locations; therefore, vapor sources were placed in the model at various locations to represent potential sources. A total of 16 discrete “leak” locations were selected that would be vapor sources in the model, including four sets, placed at various elevations, of four leaks located about the perimeter of blowdown drum. A parameter study that varied the rate of vapor generation for the source terms was then conducted and comparisons made against field data and observations. A comparison (Figure H-3) shows reasonable agreement.
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Figure H- 3. Cloud extent comparing field observations (red line) to dispersion modeling H.13.1 Results The FLACS dispersion modeling revealed several key items regarding the extent of the vapor cloud: • Significant amounts of flammable vapor spread around the double-wide and QA/QC trailers. This area was not downwind of the blowdown drum and stack and, therefore, migration into this area was not intuitive. This cross-wind migration was probably the result of a) wind patterns predicted by modeling indicated a relatively quiet region between blowdown drum and the double-wide trailer where all the fatalities occurred; b) the portion of the flow attempting to move upwind (toward the northwest) is redirected, including some toward the trailers; c) the pipe run is at a lower elevation in relation to the concrete slab on which the ISOM was built, and thus gravity
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279 attracted the heavier than air flammables in that direction. • Dispersion modeling places flammable vapors over a significant portion of the pipe run and is consistent with field observations and eyewitness statements. • Dispersion modeling places flammable vapors around vehicles parked between the catalyst warehouse and the pipe run, which is constant with field observations and eyewitness statements. • Dispersion modeling places flammable vapors at the south end of the ISOM unit, which is also consistent with field observations and eyewitness statements. H.14 Explosion Modeling Methodology FLACS was also the tool used to model the explosion of flammable vapor cloud in the ISOM unit and surrounding areas. The explosion modeling examined two scenarios: the global events involving combustion of the entire flammable cloud, and the propagation of the flame-front through the pipe run and under the double-wide trailer. Attempts were made to simulate burning of the dispersed, non- homogenous cloud taken directly from the dispersion output; however, this could not be accomplished with FLACS. Instead, the explosion analysis used a uniform stoichiometric vapor cloud covering similar areas in and around the ISOM unit using a cloud volume estimated by FLACS based on cloud size and amount of congestion in the area. H.15 Vapor Cloud Formation Typical dispersion models assume that a low-momentum, sub-cooled liquid release falls to the ground with minimum vaporization. The resultant ground-level pool, formed from the low volatility liquid, simultaneously spreads and vaporizes by forced or free convection evaporation and forms a flammable mixture with air. The evaporation rate depends on several factors: the area of the liquid exposed to air, the velocity of the airstream moving over the spill, the temperature and humidity of the air, and the physical
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280 properties of the spilled liquid. Much of the ground area near the blowdown drum was covered by vertical or horizontal equipment, pipe racks with multiple pipes, concrete pads with curbs, etc., and there was only a limited, flat horizontal area in which a pool of liquid could form and spread in a concentric circle; thus, correlations used to determine the mass of the flammable vapor cloud for a fixed period due solely to evaporation from a large ground pool would not necessarily apply. Based on the wind direction at the time of the incident and eyewitness accounts, the CSB believes that substantial portions of the hydrocarbon liquid released from the stack cascaded down the stack and drum or fell onto nearby process equipment. Using a 3D CAD drawing of the blowdown drum and stack and surrounding equipment, the CSB estimates that only 40 percent of the liquid spewing from the stack would have landed directly on the ground to create a liquid pool at the base of the blowdown drum. The CSB believes that the evaporation of the hydrocarbon liquid droplets and the formation and dispersion of the flammable vapor cloud could approach that resulting from the mechanical breakup of a high momentum sub-cooled liquid release. The liquid cascading down the drum and stack and the smashing impact of falling liquid onto process equipment, structural components, and piping promoted fragmentation into relatively small droplets, thereby enhancing the evaporation and formation of a flammable vapor cloud. The CSB notes that this effect was similar to the evaporation mechanism cited in the incident investigation analysis of a recent large gasoline spill in the United Kingdom (HSE 2006a, 2006b). Some contribution would also be made to the flammable vapor cloud due to forced convection evaporation from the expanding ground-level liquid pool. Evaporation of liquid from wetted process equipment, structural supports, and the surfaces of pipes--especially if they were above ambient conditions--also likely contributed to the formation of the flammable vapor cloud. The atmospheric wind then pushed the vapors and small droplets downwind, causing them to mix with air. The wind direction at
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281 the time of the incident was reported to be out of the northwest traveling southeast and the burned area is elongated in that direction. The second dispersion mechanism results from the expansion of the flammable vapor cloud ahead of an approaching subsonic frame-front. Such a flame-front pushes vapors ahead of it, like a piston, and causes the flammable vapor cloud to expand from its pre-ignition size and the flammable vapors to mix with air. If congestion (process vessels, pipes, structural supports) is present in areas ahead of the flame-front, turbulence is generated as vapors move through this congestion, which promotes mixing of the vapor with air; consequently, the flame-front will burn faster once it reaches this area and generate greater pressure. The CSB, which estimated that the size of the vapor cloud expanded about 12-15 percent, developed a computer simulation of the dispersion and expansion of the vapor cloud, which can be viewed or downloaded from the agency’s website. www.csb.gov. H.16 Ignition Locations Four ignition locations were examined:
- A diesel truck located at north end of the ISOM. Eyewitnesses reported that this truck, which was
idling, began over-revving and ignited the vapor cloud.
- A switchgear building near the blowdown drum in the northwest corner of the ISOM unit.
- An operating furnace at the southwest corner of the ISOM.
- A diesel truck parked immediately north of a contractor trailer in the south end of the ISOM unit. This
vehicle was found to have the ignition key in the “on” position, the hood panel blown off, and the air intake disrupted.
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282 All ignition locations were relatively in the open. The model runs showed that the initial burn rate was relatively slow for all ignition locations due to lack of congestion near the ignition points, and that the flame-front accelerated upon encountering congestion. The two south-end ignition scenarios (3 and 4) were eliminated, as the blast modeling did not predict the overpressure patterns, known to have occurred based on the structural analysis, in the south region of the ISOM. Some of the highest overpressures recorded were observed at the hydrogen compressor station; model runs indicate that ignitions at points 3 and 4 would be unable to generate adequate overpressure in this region to explain the observed damages. An ignition at locations 1 or 2, and at the north end of the ISOM unit, resulted in blast patterns consistent with observed structural damage. A close examination of ignition location 2, the switchgear building, showed that it did not display significant evidence of an interior explosion, as any internal ignition of flammable vapors that had entered the building would have resulted in pressure buildup inside until wall and roof panels released and were thrown outward in all directions. Only some of the damage to the switchgear building is consistent with an internal explosion; however, all the damage is consistent with a blast wave, principally from the southwest, reaching the building. The south wall was destroyed and pushed inward and the southernmost cabinets were heavily damaged on the south face of the building. The north wall was pushed outward. The east wall was intact and found leaning inward against the east row of electrical cabinets. The west wall was destroyed and the bulk of the wall panels were thrown into the pipe rack running north to south, between the ISOM unit and the trailer area. The roof was destroyed and the bulk of the roof panels were recovered in the Pipe Run to the northwest. The observed damage pattern was not uniform, but was in fact directional. Additional structural deformation patterns were identified that indicated that the damage to this building was from a blast generated to the southwest and in the ISOM unit. Thus scenario 2 is eliminated as an ignition point. Therefore, scenario 1 remains the likely candidate and is consistent with all observed structural damage; however, the modeling alone cannot confirm this as the ignition point.
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283 H.17 Additional Explosion Modeling By performing additional explosion modeling using FLACS, the CSB was able to closely look at the propagation of the flame front through the pipe run and around and under the double-wide trailer. The additional modeling investigated the impacts of the pipe run and trailer on local flame speed and associated blast pressures. To do this detailed modeling, the region around the pipe run and double-wide trailer were specifically modeled with a smaller mesh than that used in the large domain model. Ignition of the flammable vapor was initiated to the east of the pipe to simulate a flame exiting the west edge of the ISOM unit. H.17.1 Results Modeling indicates that the explosion event (from initiation to blast-generating flame-front passing through the entire flammable cloud) lasted about four seconds. After the vapor cloud had ignited, a relatively slow flame spread in an uncongested area. Upon reaching a more congested area north of the ISOM unit, flame-front speed increased and varied in intensity as the flame moved in and out of congested and/or confined areas. After the explosion, a large rising fireball persisted, burning fuel uninvolved in the initial explosion. The explosion pressures from the blast modeling are generally consistent with values calculated by structural analysis of damaged indicators. The highest pressures recorded were in localized areas of the ISOM unit with high levels of congestion. The most predominate was the hydrogen compressor deck, where 10 or over psi was likely experienced. Blast modeling generally indicated that the bulk of the ISOM unit experienced overpressures in the range of 2.0 to 5.0 psi. Pressures as high as 2.0 psi were experienced at the catalyst warehouse, six-pack trailer area, and Avenues F and G. A 1.0 psi pressure extended into the NDU and to the first layer of storage tanks south of Avenue G to the south edge of ULC. The west edge of the NDU second layer of tanks south of Avenue G, south portions of the UCU-1
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284 and ARU-1, and western edge of ARU-2 reached 0.5 psi (Figure H-2). The pipe run influenced flame movement across the region between the ISOM and trailer area, and prevented any significant reduction in flame speed, as would have occurred in an open field. Further, the congestion and confinement of the trailers, nearby vehicles, and nearby equipment likely supported locally high flame speed and corresponding high overpressures (approximately 2.5+ psi). Hence, the physical separation between the trailer area and the ISOM unit did not reduce the blast pressures, as would be the case in an open field.
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285 APPENDIX I: Historical data on 19 raffinate unit startups APPENDIX I: Historical data on 19 raffinate unit startups
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286 APPENDIX J: Ineffective and Insufficient Communication J.1 What is Effective Communication? Basic communication consists of a sender (the one with the information); the message (the information itself); the receiver (the one who obtains and processes the information); and the method(s) used to communicate the message. Research shows that verbal communication is most effective for creating a shared understanding of information because it allows for two-way transference of data. Face-to-face communication affords the receiver the opportunity to reiterate the information, ask questions, and have ambiguous data clarified. It also allows the sender to confirm that the information was transmitted correctly and to resubmit the message if necessary. Written communication may be less effective because it lacks this immediate feedback. However, because repeating information increases the likelihood of comprehension, multiple methods of communication are essential in ensuring that accurate, unambiguous data has been transferred. Feedback is associated with more accurate information sharing, but is more time-intensive than other methods of communication; that is, it takes more time to verbally share information and allow for feedback from both parties than it does to pass a message through other channels, such as written. But written messages are especially necessary for critical unit operations, where the information communicated could play a significant role in preventing or causing a catastrophic incident. CCPS (2004) produced a safety alert on ways to improve process safety through effective communication. Additionally, the U.K. Health and Safety Executive published a literature review of effective shift turnover (Lardner, 1996). Both documents conclude that communication is most effective when it includes multiple methods of communication (both verbal and written); allows for feedback; and is emphasized by the company as integral to the safe running of the units (Lardner, 1996; CCPS, 2004).
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287 BP’s Grangemouth refinery in the United Kingdom came to the same conclusion after examining shift communication at its facility in the early 1990s. J.2 BP Grangemouth Refinery Study on Effective Communication The Grangemouth refinery studied safe communication at shift handover, which was presented at an ICHEME conference in 1995 (Adamson, 1995). The data collected resulted in a site-wide initiative to modify and enhance shift turnover activities to encourage more effective communication, particularly during times of abnormal plant conditions where risk of a miscommunication leading to a incident are far greater than during time of normal operation. The study looked to answer the question: “What verbal and written information should be included [during a shift turnover,] and how should this be communicated effectively?” (Adamson, 1995). This study revealed that while operators communicated both verbally and via logbooks, the type of information being shared was not always complete and efficient. Logbooks were unstructured (lined notebooks) and operators did not receive guidance on the type of information that should be passed. (These conditions paralleled those of the BP Texas City refinery, particularly for the ISOM unit.) Operators used different styles and formats; some wrote a lot, others hardly at all. The logbooks were mostly historical records and little information was collected on what should be done in the future. No data on safety issues with the unit were written in the logbooks. While shift handover was discussed during new operator training, because no structured guidance was given, BP was unable to adequately judge trainees’ ability to effectively communicate between shifts. From this data, BP developed training that emphasized the importance of both the sender and receiver in effective communication and that increased operators’ perceived responsibility in the two-way transmission of information between shifts. Structured logbooks – created with the help of the actual operators – were implemented. These new logbooks contained required categories of information,
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288 including safety, maintenance and technical problems, work outstanding, comments/remarks, and signatures of logbook authors. The study found that these new logbooks resulted in several improvements in written communication: “More information on maintenance and technical problems was being recorded, safety issues were being flagged up and timings of events were being recorded more consistently. Furthermore, the information contained in the logs was easier to access and read” (Adamson, 1995). The structured logs also acted as a memory aid and helped operators know what information was important to communicate to oncoming staff. J.3 Summary In complex and critical process systems, multi-channel communication with feedback provides the best opportunity for operators to establish and maintain a mutual understanding of the process unit and its expected future state. During times of abnormal operating conditions, such as unit startup, the risk of operators having dissimilar or incompatible understandings of the state of the process unit is even greater, making effective communication vital and feedback essential (Lardner, 1996).
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289 APPENDIX K: Design of the AU2/ISOM/NDU Control Board The control board for the ISOM/NDU/AU2 complex (Figure K-1) consisted of eight computerized control board monitor screens, four of which could be subdivided into four smaller display windows, for a total of 20 screen windows. Additionally, four additional monitors (two on either side of the eight monitor screens) displayed the critical unit alarms.
Figure K- 1 The computerized control system for the AU2/ISOM/NDU complex Three of the smaller screen windows were reserved strictly for alarm data (one for each unit). Each was a historical (chronological) record of the alarms; the alarm data displayed on these three screens could also be sorted by alarm priority type (low, high, emergency/critical). Additionally, the board operator was
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290 responsible for monitoring four more screens that provided critical alarm data (see numbered screens in Figure K-1). One alarm enunciator screen was specifically for the ISOM unit, one was for the NDU, and the two remaining were for the AU2 unit. Each alarm screen displayed a matrix of the critical alarms for its designated unit. If a critical alarm sounded, the color of the alarm changed and blinked to visually warn the board operator. All screens were operational at the time of the March 23, 2005, incident. Besides the three-quarter screen windows containing alarm information, what was actually viewed on each of the remaining 16 computerized control board monitor screens varied based on board operator’s judgment. Each unit had several screen pages that depicted schematics of different portions of the unit, as well as an “Overall” screen page that would generally depict the whole unit system, but would lack the detail the other screen pages provided. The raffinate section, for example, had several screen pages that could be brought up to monitor different sections or equipment of the process unit. These screen pages were originally developed by the computerized control system provider and then modified based on engineering and operations personnel input.
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APPENDIX L: Staffing Concerns Texas City refinery operations personnel raised staffing concerns. A 1996 staffing assessment performed for all Texas City refinery process units used specific guidelines designed to evaluate minimum staffing level requirements during normal (routine) and safe-off operations, and to determine the level of training necessary to develop and maintain a knowledgeable workforce. A general observation from the assessment was that operations personnel would be unable to safely handle unit upsets with the current staffing arrangements.254 But this concern was not addressed any further in the staffing assessment. The Steelworkers Union also contended that there was unsafe staffing. In a November 2000 Process Safety Committee meeting, the Union presented BP with written documentation expressing employee concern over operator staffing. Through the Joint Health and Safety Committee, PACE Union 4-449 is notifying the company, BP, of its concern on the issue of the complement of operators relative to providing adequate staffing levels to assure safe and environmentally sound operations at the Texas City Refinery site. Issues include operator staffing levels below the numbers required for ‘safe off staffing’. This involves the day to day operation of units with less than the minimum numbers of operators required. The situations worsen when staffing of extra board decreases to the extent of operators working excessive amounts of overtime, which adds worker fatigue into potential job performance problems.255 The PSM group was to follow up on the staffing concern, but the grievance was not resolved. This concern for staffing reductions came on the heels of an October 9, 2000, BP “Texas City Safety Talk” newsletter (disseminated to operations personnel) that reported on a hydrocarbon release incident at BP’s
254 Amoco 1996 Staffing Assessment 255 This grievance was reviewed in BP Texas City Process Safety Committee meeting minutes, November 21, 2000.
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Lavera Refinery. One of the lessons learned from the incident was that “[s]ufficient qualified staff with diagnostic skills must be available at unit start-ups.”256
256 BP – Texas City Site Safety Talk, dated October 9, 2000.
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293 performance (such as is the case when operating a control room), the U.K. Health and Safety Executive
APPENDIX M: Fatigue and Performance In section 3.7, the CSB demonstrated that fatigue likely contributed to the Board Operator’s impaired ability to deduce that the tower was being filled for three hours without any liquid being removed to storage. The Day Board Operator was experiencing an acute sleep loss of approximately 1.5 hours per 24-hour period for 29 straight days–a sleep debt of 43.5 hours. Performance can be impaired and levels of alertness decline with only two hours of sleep loss (Price, 2005; Rosekind et al., 1993). Studies show that feelings of sleepiness increased among subjects and led to a decrease in performance on vigilance (monitoring) tasks when they had five hours of sleep for seven consecutive nights (Price, 2005; Rosekind et al., 1993). This is significant when considering that the Board Operator was maintaining the 5.5-hour- per-night schedule for 29 consecutive days. Additional research comparing the effects of fatigue to alcohol inebriation finds that two hours of sleep loss produces the same performance detriments as consuming two to three beers and a blood alcohol content of .045 percent (Roehrs et al., 2003). And as sleep debt accumulates, performance becomes increasingly worse 257: evidence that strongly suggests that a 1.5-hour sleep loss for about a month would impair the mental performance of the Day Board Operator. M.1 Research on the Performance Effects of the 12-Hour Shift Often in industries that run on continuous schedules, the tendency is to staff a 24-hour period with two 12-hour shifts, which much of the workforce likes (as opposed to 8 or 10 hour shifts), as they receive more time off from work and reduce time spent commuting. However, the 12-hour shift negatively affects employee performance and subjective fatigue (Rogers et al., 1999). In a study on multiple task
257 “Analyzing for Fatigue in Road Accidents,” BP document developed by P. Gander.
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The cumulative sleep effects the Board Operator was experiencing may have also been compounded by
d
258 found that performance deteriorated throughout a 12-hour shift, even when operators were given 15- minute breaks every 75 minutes (Rogers et al., 1999). Other studies show that “exceeding the 8-hr workday can lead to lower productivity, higher accident rates, and higher absenteeism…. Fatigued workers are more likely to experience ‘tunnel vision.’ They are able to focus only on a few instrume rather than a whole display panel. A tired worker tends to perform very much like an unskilled worker.”259 In addition, too many consecutive workdays can lead to accumulated fatigue and inc risk of fatigue-related problems including ill health, errors, and accidents (HSE, 2006b). And frequent overtime has been shown to increase likelihood of an accident at work, which has been demonstrated in both the coal mining and nuclear power industries (Rogers, 1999). the starting hour of his shift. The Health and Safety Executive published its results from a questionnaire study on fatigue in a variety of industry settings, including nuclear processing and off-shore installations. The Health and Safety Executive found that subjective levels of fatigue increased with consecutive early shifts (those starting around 6:00 a.m.). The third day of working an early morning shift resulted in a 30 percent increase in fatigue, while the fifth consecutive day of working early morning shifts resulted in a 60 percent increase in fatigue, and the seventh consecutive day resulted in a 75 percent increase compare to the first day. Individuals also reported that they needed one day off to recover from three consecutive early-morning shifts and two days off to recover from five consecutive early shifts.260 For 29 days straight, the Day Board Operator’s shift began at 6 a.m.
258 The Health and Safety Executive is Great Britain’s enforcement authority (in conjunction with local governments) for the Health and Safety Commission, a governing body responsible for regulating health and safety in the workplace. 259 Labor Occupational Health Program, U. of CA, Berkeley, “Human Factors Curriculum for Refinery Workers.” 260 Ibid.
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M.2 BP’s Fatigue Policy Despite not having an operator fatigue-prevention program, BP Group does have a method to analyze fatigue in road accidents involving its truck drivers.261 BP Group documentation on vehicular fatigue incident investigations, which references NASA’s and NTSB’s methodology, states that when multiple fatigue factors are present, a strong argument can be made that fatigue contributed to the incident.262 The CSB agrees and believes that the Day Board Operator–and likely the entire operations crew working the turnaround schedule–was significantly fatigued on March 23, 2005. Using NASA and NTSB methodology, the CSB concludes that fatigue of the operations personnel contributed to overfilling the tower. Opportunities for additional overtime can be driven by economic incentives, required by work rules or encouraged; however, it is common for individuals not to realize how fatigued they actually are. Therefore, management must recognize and establish a shift work policy to minimize the effects of fatigue, and ensure that board operators who must constantly monitor hazardous installations or process units take brief, periodic breaks away from their workstation.
261 BP document, Analyzing for Fatigue in Road Accidents, BP document developed by P. Gander. 262 Ibid.
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APPENDIX N: Comparison of Hours-for-Service regulations Industry/ Agency Name of Policy / Standard Effective Date Applies to: Max hrs in 30- day period (on-duty time) Max hrs/week average Max hrs/ week Max hrs/24- hr work period (day shift) Min. hrs rest/off between shifts Max # of consecutive shifts (day shift) Max hrs/24- hr work period (night) Other U.S. Nuclear Regulatory Commission Nuclear Power Plant Staff Working Hours (IE Circular No. 80-02 and Generic Letter No. 82-12)** 6/15/1982 plant operating personnel
72 12 (Note 1) 12 (Note 2) 14 (Note 3) 16 The 16 hrs max shift length and 8 hours min rest break are only allowed in "the event that unforeseen problems require substantial amounts of overtime to be used, or during extended periods of shutdown for refueling, major maintenance or major plant modifications, on a temporary basis." Otherwise, "the objective is to have operating personnel work a normal 8-hour day, 40-hour week while the plant is operating." Aviation 14 CFR Part 121/135 updated in 1985 pilots 100 (flying time)
30/34
9 (if flight time 9 hr) (Note 4)
Marine 46 U.S.C. 8104 updates 1990 and 1997 a licensed individual on an oceangoing or coastwise vessel of not more than 100 t ~360 (Note 6)
70 9 (in port) 12 (at sea)
Offices in charge of a navigational or engineering watch on board any vessel that operates beyond the boundary line shall receive a minimum of 10 hours rest in any 24 hour period. Hours of rest may be divided into no more than 2 periods, one of which must be at least 6 hours in length. Hours of rest do not need to be maintained in emergency. Federal Motor Carrier Safety Administration 49 CFR 395 Hours of Service of Drivers 1-Oct-05 passenger- carrying commercial motor vehicle driver ~260 60/70 (Note 7)
10 (driving) 15 (on duty) (Note 8) 8 (Note 9) Note 7
If drivers use a sleeper berth, they may split the 8-hour rest period into two periods as long as neither period is less than 2 hours.
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Industry/ Agency Name of Policy / Standard Effective Date Applies to: Max hrs in 30- day period (on-duty time) Max hrs/week average Max hrs/ week Max hrs/24- hr work period (day shift) Min. hrs rest/off between shifts Max # of consecutive shifts (day shift) Max hrs/24- hr work period (night) Other Federal Motor Carrier Safety Administration 49 CFR 395 Hours of Service of Drivers 1-Oct-05 property- carrying commercial motor vehicle driver ~260 60/70 (Note 7)
11 (driving) 14 (on duty) (Note 10) 10 (Note 11) Note 7
A driver may restart a 7/8 consecutive day period after taking 34 or morn consecutive hours off duty; On any 2 days of every 7 consecutive days, the driver may extend the 14-hour duty period to 16 hours; There is no requirement that the driver be released from duty at the end of the 14 or 16 hour duty periods. The driver may continue to perform non-driving duties, which would be counted against the 60/70 hour weekly limit Rail 49 U.S.C. 211 Hours of Service; 49 CFR Part 228 last amended 1988 signal employees ~440
12 (Note 12) 8/10 (Note 13)
may be allowed to remain or go on duty for not more than 4 additional hours in any period of 24 consecutive hours when an emergency exists and the work of the employee is related to the emergency EU Road Transport Directive
drivers
48 (Note 14) 60
10 (Note 15) 45-min break after 4.5 hours of continuous or cumulative driving; 30 min break in 6-9 hr working day; 45 min break in 9+ hr workday; breaks can be divided over the workday, but each must be at least 15 min long; break must not involve doing other work Pipeline There are no Federal regulations for operators or controllers of pipeline systems; However, PHMSA published an Advisory Business unit leaderletin (ADB-05-06) in August 2005 with the following pipeline control room operators
12 (Note 16) 10
UK Dept of Trade and Industry Working Time Regulations Oct 1998; amended Aug 2003 non mobile workers in road, sea, inland
48 (Note 17)
11 (Note 18)
8 (Note 19) a right to a day off each week; a right to an in-work rest break (duration not specified) if the working day is longer than 6 hours 297
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Industry/ Agency Name of Policy / Standard Effective Date Applies to: Max hrs in 30- day period (on-duty time) Max hrs/week average Max hrs/ week Max hrs/24- hr work period (day shift) Min. hrs rest/off between shifts Max # of consecutive shifts (day shift) Max hrs/24- hr work period (night) Other UK Health and Safety Executive Inspector's Toolkit: Human Factors in the Management of Major Accident Hazards, section 6, topic 2, Managing fatigue risks Oct-05 operators working in industries where major accident hazards exist
avoid more than 50 12 12
BP Group Group Driving Standard Jan-04 "every BP employee who operates any vehicle on BP business and to all BP
60 80 (Note 20) 16 (Note 21)
minimum of a continuous 24 hour break during 7-day work period; minimum of 30 min break after every 5 hours BP Texas City during turnarounds no policy
Operators and Supervisor s 348 - 408
84 12
no limit
no limit on consecutive days worked; no rest days required BP Texas City (normal operations) no policy; Articles of Agreement between BP 1-Feb-02 shift workers
no max given no max given 7.5 no limit
NOTES:
- 16 during abnormal times or extended periods of shutdown
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- After being on duty for 12 consecutive hours, the employee may not go on duty until the employee has had at least 10 consecutive hours off duty; after being on duty for less than 12 hours, the
- Not to exceed 11 hours of driving after 10 consecutive hours off duty; may not drive beyond the 14th hour after coming on duty, following 10 consecutive hours off duty.
- 10 hours total maximum driving time within a 24-hour period; apparently the remaining 6 hours can be used for non-driving tasks, such as loading/unloading/etc.
- After being on duty for 12 consecutive hours, the employee may not go on duty until the employee has had at least 10 consecutive hours off duty
- May not drive after 60/70 hours on duty in 7/8 consecutive days (later when motor carrier operators every day of the week).
- This may be exceeded by collective workforce agreements (i.e. by signing an opt-out or derogation from the directive)
- Guidance: an individual should not work more than 14 consecutive days without having 2 consecutive days off
- These are the minimum reset periods in the 24 hours preceding the scheduled completion of the flight segment
- For a licensed individual on an oceangoing vessel or coastwise vessel of not more than 100 gross tons at sea
- 120 hrs/14 days max, subject to a 80 hrs/7 days max; avg of 60 hrs/week over extended period of time
- Max average a worker is required to work, though worker can choose to work more if want to
- Shift not to exceed 12 hours in a 24-hr period except in extraordinary or emergency situations
- May not drive after having been on duty 15 hours following 8 consecutive hours off duty
may not drive after having been on duty 15 hours following 8 consecutive hours off duty"
- “Not to exceed 10 hours of driving following 8 consecutive hours off duty
- Not to exceed 11 hours of driving after 10 consecutive hours off duty
- Usually averaged over 4 months; can be averaged over 6 months
- Hours of service requirements vary depending on type of vessel
employee must have at least an 8-hour rest period
- 8 during abnormal times or extended shutdown
- A right to 11 hours rest a day
BP Texas Cit
- Average
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APPENDIX O: Operator Training The hazards of unit startup were inadequately covered in operator training and did not prepare the Board Operator for the tasks he was responsible for on the day of the incident. This insufficient training was compounded by the lack of annual performance appraisals, individual skill development plans, and abnormal situation management simulator training. BP provided only basic general training to its operators. O.1 BP Board Operator Training BP Board Operator Training consisted of a five-week Basic Operator Training course, a two-day generic troubleshooting course, computer-based tutorials, and on-the-job training. O.1.1 Five-Week Basic Operator Training Basic operator training (BOT)263 was provided to newly hired individuals and covered a wide range of general refinery operations topics and operator responsibilities. Operators went through BOT prior to 2002; the Day Board Operator working on March 23 had received this training, which consisted of a review of BP standards, guidelines, safety booklet, and computer-based training. The CSB found no evidence to suggest that the training covered material balance calculations or the hazards of high liquid level in splitter towers. O.1.2 Two-Day Troubleshooting Course All operators also took a two-day troubleshooting course (which the Board Operator on March 23 had completed) or graduated from a college program that covered troubleshooting. However, BP did not
263 At the time of the incident, the five-week BOT training was no longer offered at BP Texas City; the new-hire training had been shortened to 8 days. The company’s rationale for the cut in training time was the requirement to hire only experienced operators or individuals who have attended process technology school.
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require operators to take a refresher troubleshooting class after this first one, even years later.264 The troubleshooting course was not unit-specific, nor did it discuss issues critical to unit startup, such as calculating material balance or the hazards of high liquid levels. O.1.3 On-The-Job Training On-the-job training consisted of a board operator-in-training working shifts with a Process Technician (PT); abnormal situations, like unit startup or unit upset, are less likely to be covered in this type of training. When training is focused on what is taught on-the-job, the operator will be prepared to deal only with problems or issues that come up during those shifts (API, 2001). But abnormal situations require the most skill, knowledge, and critical thinking. And an operator’s ability to perform optimally on infrequent tasks will deteriorate over time if those tasks are not performed (or at least practiced) routinely. O.1.4 Computerized Training Program BP’s computerized training program required operators to read through a policy or procedure, then take a multiple choice test to determine if they had learned the information. The questions were factual in nature, not theoretical. For example, a question that asks what an LAH-5006 alarm indicates does not provide knowledge/reasoning on the alarm’s importance, nor does it provide the operator with the engineer’s design intent. Training that answers the question “why?” for the critical actions the operator is responsible for will help develop operator understanding of the unit and thereby improve troubleshooting capabilities. An understanding of the process unit, how it runs and why, and not just the memorization of facts, make operators better able to deal with abnormal situations.265
264 Interview testimony of the head of the Learning & Development department at the time of the incident. 265 Trevor Kletz, as quoted in Labor Occupational Health Program, U. of CA, Berkeley, in Human Factors Curriculum for Refinery Workers.
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O.2 Training Certifications In April 2004, the Day Board Operator was certified that he had the necessary knowledge to conduct unit startup, when a PT tested him verbally. Prior to that certification, the last time the Day Board Operator received refresher training on ISOM unit startup was when he took a computerized training course February 16, 2000. Most raffinate-specific training was last reviewed in 1993.266 The ISOM unit board operators and PTs were collectively behind in their training. According to company records, at the time of the incident not one board-certified individual had completed more than 44 percent of training.267 According to BP’s “Guideline for Assessing Minimum Unit Staffing Levels to Meet Process Safety Requirements,” operators were expected to spend five hours per year reviewing startup and shutdown procedures as part of their normal operating duties.268 The CSB concludes that, due to the hazards of unit startup and the increased likelihood of incidents at such a time, this amount of time for startup/shutdown procedural review is insufficient. No Standard Operating Instructions (SOIs) existed for the Board Operator position at the time of the March 23, 2005, incident,269 and the training materials specific to the board operator position were limited in scope and detail. When the MOC was conducted for the addition of the NDU responsibilities to the AU2/ISOM board operator, an action item was to develop a training plan for the board operator position in accordance with SH-PSM-5, “Training for Process Safety.” The resolution to this action item was to add the NDU training requirements to the board operator training matrix, which merely outlines the
266 TXC Refinery Team Status Report, VTA Report, through March 23, 2005. 267 TXC Refinery Team Status Report, VTA Report, through March 23, 2005. 268 “Guideline for Assessing Minimum Unit Staffing Levels to Meet Process Safety Requirements,” June 3, 1996. 269 BP response to CSB doc request 34, item 39, May 26, 2006.
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process safety standards, guidelines, and training guides that the board operator is required to read and understand. The 1998 Memorandum of Agreement between the company and the Union states that operators are expected to “satisfactorily complete the process unit, regulatory, and refinery training requirements” and that “with [the] Supervisor, jointly identify plan to develop and enhance skills to optimize job performance.”270 Many of the operators, including the Day Board Operator, had not completed their training, and none of the ISOM/AU2/NDU unit operators had performance plans in place. Board operator training did not adequately cover abnormal situation management; as a result, the Board Operator was ill-prepared to lead a raffinate unit startup. Workers must develop an accurate and in-depth understanding of how the process system works to diagnose process upsets and understand the consequences of their actions, and “the only way such an understanding can be built is for operators to be thoroughly trained not only in what or how to do something but also in why to do it” (API, 2001).
270 HiPRO Memorandum of Agreement between BP Texas City and Pace, no. 4-1 (1998), page 127.
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APPENDIX P: Distraction Not a Contributing Factor Early in the investigation, evidence suggested that distraction may have also contributed to the three-hour delay in sending heavy raffinate from the tower out to storage. These factors were investigated, and the CSB determined that distraction did not likely contribute to the incident. At approximately 12:45 p.m., a safety meeting was held in the central control room immediately adjacent to the control board. Approximately 25 people attended this weekly meeting, including operators, engineers, supervisors, and the superintendent. The meeting lasted about 20-25 minutes, breaking around 1:10 p.m.271 The start of this meeting was at a critical point in the unit startup: the ISOM operations crew realized heavy raffinate needed to be removed from the tower and sent to storage at 12:40 p.m. (section 3.5.7). After reviewing historical alarm data and control board records, the CSB did not find that the meeting discussions or activities impacted the Board Operator’s response time to any alarm or instrument reading during the meeting. The decisions the operators made prior to (not during) the meeting led to the tower overfill. The CSB cannot speculate that the Board Operator would have made any decisions or moves on the control board differently had the meeting not taken place. Phone calls were an unlikely distraction for the Board Operator. The central control board had two phones that the Board Operator was responsible for answering. Based on phone records, 28 calls were received or made between 6:25 a.m. and 1:20 p.m.; only 15 were made between the critical time period of 10:00 a.m. and 1:20 p.m. The longest of these 15 calls was 2 minutes, 6 seconds; 11 of the 15 calls were less than 1 minute. Phone calls labeled “potential distractions” in other published reports were not a significant distraction for the Board Operator on March 23, 2005. These calls were actually made by individuals uninvolved in the ISOM unit startup activities from a different unit control room in another building
271 Interview testimonies of those who attended revealed that the meeting adjourned at approximately 1:10; this contradicts BP’s investigation report, which states that the meeting ended at 1:00 p.m.
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305 outside of the AU2/ISOM/NDU complex. Based on this data, the CSB has concluded that the phone calls were not a distraction to the Board Operator during unit startup. P.1 Possible Distraction Due to Understaffing The CSB focused its investigation on the actions and decisions of the Board Operator, because his role on the day of the incident has come under the most scrutiny. However, the CSB has noted that a possible distraction may have occurred outside the central control room. The one person in the ISOM unit with the technical knowledge and experience to assist the Board Operator control the board during the abnormal condition of unit startup – the Lead Operator – was distracted with other duties unrelated to startup. The Lead Operator was monitoring three different contractor crews, completing authorization-to-work documentation, working with others to obtain the gasket for the ISOM reactor section, and training two new operators. While he had the familiarity and skill to help the Board Operator troubleshoot unit startup issues, his assigned position as an outside operator hindered his ability to do so. In interview testimony he admitted that his responsibilities kept him too busy to even attend to the satellite control room board throughout the morning.
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APPENDIX Q: Prior Incidents In 2004, the Texas City plant manager gave a sobering “Safety Reality” presentation was given by the Texas City plant manager to 100 supervisory personnel. The plant manager spoke of the 23 deaths at the plant in the previous 30 years; on average, one worker had died every 16 months. In 2004 alone, three major accidents resulted in three fatalities. Yet, in 2004, BP Texas City had the lowest OSHA recordable injury rate272 in its history, nearly one-third the oil refinery sector average. As a result of this history of serious incidents, OSHA listed the BP Texas City refinery in April 2005 under its “Enhanced Enforcement Program for Employers Who are Indifferent to Their Obligations” under the OSH Act. Out of the March 23, 2005, incident, in a settlement agreement, BP paid the largest OSHA fine in history of over $21 million. The settlement agreement incorporated 301 willful violations. After the ISOM incident, BP experienced additional major incidents at its Texas City refinery. A July 28, 2005, incident in the Resid Hydrotreating Unit (RHU) resulted in a shelter-in-place for 43,000 people and BP reported $30 million in plant property damage.273 An August 10, 2005, release in the Cat Feed Hydrotreating Unit (CFHU) also resulted in a shelter-in-place order and $2 million in property damage. Then on July 21, 2006, the BP Texas City refinery had an additional fatality in an accident involving a motorized man-lift. In the last 32 years, the BP Texas City refinery has had 39 fatalities, one of the worst cumulative death tolls of any US workplace in recent history.
272 The OSHA recordable injury rate is the annual number of injuries and illnesses per 100 full-time workers. The OSHA injury rate, which excludes fatalities, is a normalized rate that is used for comparison across industries. 273 The CSB has published a Safety Alert addressing important issues related to this incident, available at the CSB website, http://www.csb.gov/completed_investigations/docs/RHUBulletin.pdf
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307 Q.1 Texas City Blowdown System Incidents The blowdown drum and stack have experienced a number of releases resulting in fires or significant vapor clouds at or near ground level since its construction in 1953. In 1957, the blowdown drum was moved within the ISOM unit to its current location in the northwest corner, according to Amoco’s mechanical inspection records “to eliminate a dangerous fire hazard which prevailed under certain wind conditions.” The CSB documented eight serious ISOM blowdown drum incidents from 1994 to 2004. In two, the blowdown system caught fire; in six, the blowdown system released flammable hydrocarbon vapors that resulted in a vapor cloud at or near ground level. The CSB determined that the ISOM blowdown stack caught fire twice: once in 1998 and once in 2000. On October 4, 1998, the ISOM blowdown stack caught fire during stormy weather, which had caused a unit upset. The fire was extinguished by injecting steam into the blowdown system. Amoco management did not investigate. In the July 23, 2000, incident, the stack again caught fire, fueled by leaking pressure relief valves on the hydrogen driers. Steam, quench water, and a flow of nitrogen gas were opened to the blowdown system, but the fire continued over five 12-hour shifts. On the third day, the hydrogen driers were shut down and the fire on the blowdown stack extinguished. Texas City managers did not investigate. Neither of these two ISOM blowdown fire events was recorded in any incident reporting database. The CSB determined that six ISOM blowdown incidents from 1994 to 2004 resulted in a flammable vapor cloud at or near ground level. These blowdown releases could have been more serious if the vapor cloud had found a source of ignition. In February 1994, there were three major releases of flammables from the ISOM blowdown stack at the Amoco Texas City refinery. In one, on February 12, 1994, the 115-foot (35 m) tall DIH tower filled with liquid, which led to the emergency relief valves opening to the ISOM blowdown system. A large amount of vapor was seen coming from the blowdown drum; high
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308 flammable vapor readings were measured at ground level in the area. The ISOM unit was shut down and the plant firefighters responded by fogging the area with fire monitors until the vapor cloud dissipated. Leaking DIH relief valves caused a similar incident on February 17, 1994, that resulted in a vapor release out of the blowdown stack. The fire crew was called out and placed on stand-by. A section of the ISOM was shut down to stop the release. Amoco conducted a safety investigation and issued an incident report for the two serious February 1994 ISOM blowdown releases that identified nine action items; however, four items were not completed. Two of the action items called for reviewing the adequacy and the operation of the blowdown system. These action items were assigned to the area superintendent but were not signed off as completed, and no changes were made to the blowdown drum or stack as a result of the incident. Another serious ISOM blowdown incident occurred later that same month. On February 27, 1994, the ISOM stabilizer tower emergency relief valves opened five or six times over four hours. A large vapor cloud was observed near ground level. The vapor release was reported as an environmental event. In the event log, the incident is described as a single relief valve discharge that lasted two or three minutes releasing 100 pounds of pollutants. No safety-related incident report was written. On May 8, 1995, the 8-inch chain vent valve off the raffinate splitter tower overhead piping was inadvertently left open for over 20 hours during a raffinate section startup, resulting in a significant flammable vapor release out the blowdown stack. Hydrocarbons vapors were reported as “pouring out” of the blowdown drum in the ISOM logbook and high flammable vapor readings were measured at ground level. The fire department was called and quench water was started to the blowdown drum. Eventually the 8-inch overhead chain valve to the blowdown was closed after operations personnel discovered that it was open.
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309 An environmental investigation indicated that operator error was the cause of the incident. The report about the incident stated the 8-inch chain valve should not have been used to vent the splitter tower during the startup. The need to vent the tower during startup is acknowledged in the report because “the tower pressure easily raises to 45-50 psig, at least three times its normal operating pressure.” An ISOM operator mistakenly opened the chain valve all the way when he believed he was closing it. That the valve was 30 feet (9 m) above the location where it was chain-operated at ground level and just above a solid deck made it difficult to visually check the position of the valve. The report recommendations addressed procedures and warnings, but not the known hazards of the ISOM blowdown drum. Of the seven report recommendations, one called for a review of the startup procedure “to minimize/eliminate” the need to use the chain valve vent to the blowdown drum and for improving the visibility of the valve to the operator. Despite the report’s admonition against using the chain valve to vent the splitter, Amoco managers did not remove the chain that facilitated the use of the valve, tag the chain to warn against its use, or reference the hazards of venting to the blowdown system in the startup procedure. Rather, after this incident, “open” and “closed” were inscribed at the appropriate location where the chain exited the bottom of the decking facing the ground as an aid to operators using the chain valve. Witness reports and process data indicate that tower startup overpressure events and the use of the chain valve to vent pressure to the blowdown drum occurred in most of the startups in the five years prior to the incident. No evidence existed that any of the other of the 1995 environmental reports’ recommendations had been implemented or safety investigation reports written. Despite the large flammable vapor release, the report did not question the safety of the blowdown drum, nor did it reference the previous 1994 blowdown incident report written just a year earlier that called for a safety review of the adequacy of the ISOM blowdown system.
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310 On January 16, 1999, the night crew was conducting a partial ISOM unit shutdown that required draining liquid from process equipment into the blowdown system. The draining of a large amount of liquid into the blowdown drum resulted in liquid flowing into the sewer system by way of the piping that was chained open off the drum to the sewer. The high level alarm on the blowdown drum, below the outlet of the piping to the sewer, should have been triggered by the rising high liquid level, but was not. Underground sewer boxes designed to hold and separate out liquid hydrocarbons filled and released flammable vapors from the box seals, resulting in a significant vapor cloud. The ISOM logbook notes that the sewer boxes and blowdown drum “are full of oil.” Operators fogged the area with fire monitors until the vapor cloud dissipated. BP management did not report the release as either an environmental event or a safety incident. On March 25, 2004, the DIH tower pressure relief valves again lifted after a short loss of electric power to the ISOM unit, resulting in a significant vapor cloud at or near ground level. Afterward, the process equipment was restarted and tower pressure retuned to normal. The incident was recorded as an environmental event. The ISOM logbook, and another reporting record, “After Action Review,” stated that the relief valves lifted for 12 minutes. However, the environmental reporting records that calculated the emissions to atmosphere state a release of 3.35 minutes. One released hydrocarbon component, hexane, was reported close (4,015 pounds) to the reportable quantity of 5,000 pounds. BP’s environmental emissions calculations note that if the ISOM unit had been connected to a flare header, total emissions would have been less than 150 pounds. No incident investigation report or safety review of the blowdown drum system was generated as a result of this vapor cloud incident. Only two of the eight serious ISOM blowdown drum incidents were investigated as safety incidents, despite the observed fires and associated large vapor clouds. Four of the six blowdown vapor cloud releases were reported only as environmental events; three of the eight were not reported in any database.
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311 To obtain information about prior incidents, the CSB needed to gather data from a variety of sources including interviews, logbooks, environmental reports, and fire department records. Other than the environmental event log, no central database contained reports on the eight incidents. The two more- detailed reports of the incidents in 1994 and 1995 were given to the CSB months later. In 2004, an incident involved a liquid hydrocarbon release out the blowdown stack in the Ultracracker process unit adjacent to the ISOM. In the Ultracracker, pressure relief valves opened and would not reseat, discharging liquid hydrocarbons to the blowdown drum, and no transmitter existed to signal the operator that the pressure was approaching the relief valve set-point. The high level switch on the blowdown drum did not activate and warn operators that the drum was rapidly filling with liquid. A supervisor observed that “liquid began to spew out of the top of the [blowdown system],” which then fell to the ground level. The unit evacuation alarm was sounded. The fire crew responded and fire monitors were sprayed to cool the released liquid and disperse the vapor. The process unit was shut down, and eventually the relief valve reseated and shut off the liquid flow to the blowdown system. The Ultracracker incident investigation did not review or identify the blowdown drum design as a cause of the accident. The investigation report focused on operator error and the malfunctioning high level switch. The report found that 840 gallons of liquid hydrocarbons were spilled; however, the report did not discuss the inadequate drum size or that the stack was open to atmosphere as causes leading to the release. Q.2 Raffinate Splitter Tower Upsets During Startup BP did not follow its own policy requiring that previous raffinate splitter tower start-ups with high pressures be investigated. As Section 3.1.1 describes, nearly three-quarters of all ISOM raffinate section startup in the five years prior to the incident involved splitter tower high pressures and levels. BP’s environmental reporting procedures required that any event involving the lifting of relief valves to the blowdown drum be reported in its incident database. Since 2003, two of the startups had pressure surges
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over the relief valve set-point of 40 psig (276 kPa), likely resulting in discharge to the ISOM blowdown system. However, these high pressure events did not trigger an incident investigation. The high level events in the previous splitter tower startups should have been investigated. In 15 out of 19 previous startups, the splitter tower level rose above the range of the level transmitter; in eight, the level was above the transmitter range for over one hour. The CSB has determined that in none of these previous high level startups did the tower level rise as high as it did during the March 2005 incident. When the tower is operated in this condition it becomes much easier to overfill. Overfilling a process vessel can lead to process upsets, unit shutdown, or the discharge of flammable liquid to atmosphere. Moreover, as discussed in Section 3.9, BP did not designate a safe operating limit for high tower level, despite previous incidents such as the February 1994 incident when another ISOM distillation tower, the 115-foot (35-m) tall DIH tower, overfilled, leading to a unit shutdown and large release out of the blowdown and stack. The previous startups with high tower level were near-miss274 incidents that could have led to a vapor cloud explosion if the cloud had found an ignition source. Investigations of these incidents could have resulted in improvements to tower design, instrumentation, procedures, and controls.
274 The CCPS defines a near-miss as “an event in which an accident (that is property damage, environmental impact or human loss or an operational interruption could have plausibly resulted if circumstances had been slightly different.” (CCPS, 2003, p.437).
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313 APPENDIX R: Emergency Relief System Design Analysis The CSB reviewed the BP design basis calculations for the installed raffinate splitter tower relief system, and had a contractor perform emergency relief design calculations on the raffinate splitter tower to determine if it met the requirements of the American Society of Mechanical Engineers (ASME) “Boiler and Pressure Vessel Code, Section VIII – Unfired Pressure Vessels,” and other applicable industry guidelines, such as API 521 (Fauske & Associates, 2006). The BP sizing calculations for the safety relief valves on the raffinate splitter tower were compared against those obtained from a digital simulation computer program. The heat and material balance differential equations, which describe the transients, and the fluid dynamic equations, which describe the flow capacity of an emergency relief system, were solved by numerical integration. The physical properties and vapor-liquid equilibrium constants for the materials present were read into the computer program from a physical property data file. All physical properties were calculated as a function of temperature in accordance with recognized thermodynamic models. Program input and output describing the physical situation were checked for consistency and printed to provide a written record of the calculations. The mass of each component was also continually checked to ensure a realistic value. A variable time step controlled by the rates of temperature and pressure changes was used to maintain numerical accuracy for stiff systems. The computer program incorporated the American Institute of Chemical Engineers (AIChE); DIERS, (Fisher et al., 1992; Fisher, 1991) and CCPS (1998) technology for both viscous and non-viscous, flashing, frozen, and hybrid two-phase flows through emergency relief devices and pipes. Also included were routines to calculate inlet pipe pressure drop and discharge pipe backpressure for choked and sub- critical vapor, two-phase, and sub-cooled liquid flows from safety valves and breather vents. The program reported choked or unchoked and turbulent or laminar flow through each device and associated inlet or
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discharge pipe, and the first occurrence of safety valve inlet pipe high-pressure drop or discharge pipe high backpressure. Warning messages were provided if the emergency relief devices cannot maintain the system pressure to meet ASME Pressure Vessel Code and API requirements (ASME, 2001; API, 2000, 1997, & 1994). Based on a review of records from BP, the original design basis of the safety relief valves installed on the raffinate splitter tower was the heat input at the production capacity and flow at an accumulation of 1.16 (process upset/multiple relief devices) of the 70 psig (483 kPa) Maximum Allowable Working Pressure (MAWP). When the MAWP of the raffinate splitter tower was derated to 40 psig (276 kPa), the area of the safety relief valves was not increased to reflect flow at the lower set pressure, nor was the production capacity of the unit reduced. Neither does documentation exist showing that the maximum flow rate of the fuel available to the raffinate splitter feed preheater/fractionator reboiler was reduced. The relief system design and design basis (controlling case) for the raffinate splitter tower with a MAWP of 40 psig (276 kPa) is reflux failure, with a worst credible scenario total loss of condenser cooling at the design capacity. Unfortunately, BP used a partial loss of cooling with reflux, rather than the total reboiler duty with no reflux, for the recent calculations, resulting in a design error.275 The original emergency relief system design for the raffinate splitter with a 70 psig (483 kPa) MAWP does not appear to contain this error.
275 “RV Summary – RV-1001GA” (February 5, 2003).
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The raffinate splitter reboiler duty is rated as 59.6 MM BTU/hr .276,277,278 The raffinate splitter overhead condenser duty is rated as 59.4 MM BTU / hr .279,280,281 Using a latent heat vaporization range of 113.3 BTU/lb,282 the required capacity of the installed emergency relief at an accumulation of 1.16 for the 40 psig (276 kPa) MAWP would be 525,215 pph. API Recommended Practice 521, Section 3, “Determination of Individual Relieving Rates,” and Section 3.6.2, “Cooling or Reflux Failure – Total Condensing” provide guidance. The design value (wide-open capacity) should be used for the process heat input prevailing at the time of relief for condenser failure. API 521 suggests in “Fan Failure” (Section 3.6.4) that because of natural convection effects, credit for a partial condensing capacity of 20 to 30 percent of the normal duty is often used, and that the capacity of the relief valve is then based on the remaining 70 to 80 percent of the duty. The raffinate splitter overhead condenser uses a variable pitch fan; if the pitch mechanism fails, cooling capacity can be reduced. Failure of the reflux that results from pump shutdown or valve closure will flood the condenser, which equals a total loss of cooling. A valve sized for total cooling failure should be used for this relief scenario. The relief system design and design basis for the safety relief valves BP provided for the raffinate splitter tower with a MAWP of 40 psig (276 kPa) is not conservative and is inadequate. Three Consolidated bellows-type safety relief valves were installed (Table R-1) to provide the required emergency relief for the raffinate splitter system with the current MAWP of 40 psig (276 kPa), which was derated from 70 psig (483 kPa) in 2003 due to corrosion considerations.
276 Ibid. 277 “E-1101 HUF Fractionator (in Raffinate Service)” – RV-1001GA” (January 21, 2003). 278 “Relief Valve Scenarios” – RV-1001GB” (October 20, 2002). 279 “RV Summary – RV-1001GA” (February 5, 2003). 280 “E-1101 HUF Fractionator (in Raffinate Service)” – RV-1001GA” (January 21, 2003). 281 “Relief Valve Scenarios” – RV-1001GB” (October 20, 2002). 282 “RV Summary – RV-1001GA” (February 5, 2003).
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316 Table R- 1. Specifications of safety relief valves installed on the raffinate splitter tower Safety Relief Valve Original Pressure Setting (psig) Present Pressure Setting (psig) Inlet Pipe Diameter (inches) Discharge Pipe Diameter (inches) Valve ID 4P6 70 40 6 6 RV-1001GC 8T10 74 41 10 10 RV-1001GB 8T10 74 42 10 10 RV-1001GA
The capacity of and backpressure on these safety relief valves were evaluated using a 0.95 coefficient of discharge appropriate for a Consolidated bellows safety relief valve, an ASME code capacity reduction factor of 1.0, and the API 520 consensus Kb factor to account for the decreasing lift and resultant flow reduction of bellows safety relief valves as the discharge pipe backpressure increases. The flow capacities were evaluated at 1.16 MAWP values with set pressures of 40 and 70 psig (276 and 483 kPa) (Table R-2). Table R- 2. Flow from the safety relief valves on the raffinate splitter No Discharge Pipe Header 14-Inch Discharge Pipe Header 20-Inch Discharge Pipe Header Tower (Top-Mounted SRVs) Flow Rate (pph)283
Flow Rate (pph) % Backpressure Flow Rate (pph) % Backpressure Vapor Flow (40 psig MAWP) 416,467 213,339 60.8 378,862 37.0 Vapor Flow (70 psig MAWP) 637,441 316,194 61.8 542,942 38.0
As Table R-2 shows, excessive backpressures of 60.8 percent of the safety relief valve set pressures were found for vapor flow from the bellows safety relief valves for a MAWP of 40 psig (276 kPa) and 61.8 percent for a MAWP of 70 psig (483 kPa). These high backpressures show that the diameter of the bellows safety relief valves discharge pipe header should have been 20 inches, rather than 14, for either the 40 or the 70 psig (276 or the 483 kPa) MAWP design calculations.
283 @ 1.16 Pset.
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The ASME Code, Appendix M, Para. M-8 states: “The sizing of any common discharge header downstream from each of two or more pressure relieving devices that can reasonably be expected to discharge simultaneously shall be based on the total of their outlet areas….” This design error should have been caught by inspection, during the many PHA revalidations, as part of the OSHA PSM “relief system design and design basis” calculations, or when the pressure relief calculations were completed that supported lowering the MAWP of the raffinate splitter. The raffinate splitter safety analyses, conducted by the contractor who designed the Penex reactors for the ISOM unit,284,285 identified that the 14-inch diameter discharge pipe header from the raffinate splitter to the blowdown drum was not large enough to handle relief loads, which were calculated based on the full reboiler furnace firing rate when reflux is lost. During power, reflux, or condenser failure, the built-up backpressure on the raffinate splitter relief valves was found to approach 85 percent of the set pressure. The contractor recommended that the instrumentation be modified, but BP never did, nor were the calculations rechecked during many subsequent opportunities. BP has not provided relief system design and design basis backpressure calculations for the safety relief valve discharge pipe header from the raffinate splitter to the blowdown drum, as required by the OSHA PSM standard [29 CFR 1910.119(d)(3)(i)(D)]. The sizing information286 for the safety relief valve protecting the raffinate splitter reflux drum reflects only vapor flow. The reflux drum operation was changed to operate liquid-full. The safety relief valve should have been sized for a sub-cooled liquid, or flashing two-phase vapor-liquid flow, instead of vapor.
284 Untitled (Raffinate Splitter Safety Analysis), Litwin Engineers & Constructors Inc., (undated). 285 “Raffinate Splitter Relief System”, Litwin Engineers & Constructors, Inc. (October 30, 1986). 286 “ISOM RV Walkdowns, RV-1002G, Raffinate Splitter Reflux Drum (F-1102) (January 5, 2005) w / Attachments.
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The sizing records287 for the safety relief valve that protects the raffinate splitter feed surge drum reflect a requirement to install a bellows kit in the safety relief valve to address concern about pressure dropping in the outlet piping. The information furnished by BP does not indicate that this change was made. The sizing calculations288 for the safety relief valve protecting the raffinate splitter reboiler furnace tubes reflect a requirement for flashing two-phase vapor-liquid flow, but have not been furnished by BP. If the calculation used for sizing this valve did not consider two-phase vapor-liquid flow -- a possibility due to the age of the furnace -- then the effluent system may be incapable of handling the rate and amount of liquid likely to be released. BP has not furnished calculations justifying the projected release of the vapor flow from the safety relief valves on the raffinate splitter tower to the blowdown drum and then to the atmosphere. Dispersion modeling should have been completed for discharges from the blowdown drum stack to ensure that a flammable vapor cloud large enough to cause damage could not form.
287 “ISOM RV Walkdowns, RV-1000G, Raffinate Splitter Feed Surge Drum (F-1101)” (January 4, 2005) w/attachments. 288 “ISOM RV Walkdowns, RV-1004G, Raffinate Splitter Reboiler Furnace Tubes (B-1101)” (January 10, 2005) w/attachments.
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319 APPENDIX S: Raffinate Splitter and Blowdown Drum Instrument History, Testing, Inspection, and Analysis This appendix contains additional information about the four instruments identified in the CSB’s report as causally related to the March 23, 2005, incident at BP Texas City. The contents of the appendix are: • A brief summary of the CSB testing and inspection of the instruments. • A discussion of the failure analysis and possible failure mechanisms for each instrument. • A tabulation of the work history for each instrument, compared with manufacturer recommendations. S.1 Instruments Involved The CSB analysis identified four instruments as causally related to the incident: • LT-5100 Raffinate Splitter Level Transmitter • LSH-5102 Raffinate Splitter High Level Alarm • LSH-5020 Isom Blowdown Drum High Level Alarm • PCV-5002 Raffinate Splitter Vent Valve to 3-lb Relief Header Additionally, the sight glass associated with the raffinate splitter level transmitter was dirty and unusable. S.2 Physical Failure Causes The CSB inspected and tested the instruments (above), to determine the causes of their failures. The next section discusses the physical conditions that caused the failures, and the systemic failures that allowed the physical conditions to occur.
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S.2.1 Description of Instrument Testing The CSB tested the instruments and a valve onsite to determine their condition and functionality in their post-incident condition. The CSB then removed the instruments and tested, disassembled, and inspected them in a third-party shop, following a written protocol. S.2.2 Raffinate Splitter Level Transmitter LT-5100 The raffinate splitter level transmitter is a torque-tube displacement instrument289 that must be calibrated for the specific gravity290 of fluid to be measured at the fluid’s normal operating temperature. When the raffinate splitter bottoms’ temperature increased on the day of the incident, the specific gravity of the fluid in the raffinate splitter dropped below the calibration setting of the transmitter, causing it to read less than 100 percent and decreasing even as the tower over filled. During field-testing the CSB found the raffinate splitter level transmitter to be functioning with its calibration set at a fluid specific gravity of 0.8. At ambient temperature, the transmitter indicated slightly less than 100 percent level when the raffinate splitter liquid level was above the displacer (when the transmitter was flooded). The meter was removed from the raffinate splitter column and taken to a third-party shop for inspection and testing. The transmitter was tested using three fluids with different specific gravities. Analysis of these tests indicated that the flooded transmitter would read 100 percent level at a specific gravity of 0.705 (Figure S-1), close to, but slightly higher than the ambient temperature specific gravity of the raffinate splitter contents of 0.67. This is consistent with the field test results conducted with the tower liquid at ambient temperature.
289The transmitter measures changes in the net weight of a displacer body due to buoyancy as the liquid level varies along the displacer. Once the tower level reaches the maximum height of the displacer body, the buoyant forces stabilize; therefore, this type of level sensor is incapable of transmitting levels above 100 percent of its range. 290 Specific gravity is the relative density of a fluid, compared with water, at a specified temperature.
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321 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% 110% 120% 130% 140% 0.30 0.40 0.50 0.60 0.70 0.80 0.90 1.00 Specific Gravity % Reading
Figure S- 1. Calculated LT-5100 flooded reading versus specific gravity The specific gravity of the hydrocarbon liquid in the raffinate splitter tower is strongly temperature- dependent. At 300°F, the temperature in the base of the raffinate splitter when it overflowed, the specific gravity is about 0.55 (Figure S-2). As Figure S-1 shows, at a specific gravity of 0.55 the transmitter would indicate a level of 78 percent when flooded, which matches the value observed when the raffinate splitter tower over-filled. The CSB concludes that the level transmitter was not calibrated for the specific gravity of fluid at its normal operating temperature.
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Raffinate Splitter Contents Specific Gravity versus Temperature 0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 50 100 150 200 250 300 350 400 450 Temperature, F Specific Gravity
Figure S- 2. Calculated raffinate splitter feed specific gravity as a function of temperature The CSB investigators learned that the instrument data sheet, which should have been used for calibrating the transmitter, had not been updated since 1975 when the tower was part of a different process with a different feed fluid. The data sheet had never been changed to reflect the operating specific gravity in the ISOM process; furthermore, instrument technicians responsible for maintaining and calibrating the transmitter stated that the data sheets—even if they had been updated—were unavailable to them. The CSB learned that these data sheets were filed in an engineer’s office and were not typically given to technicians with work orders for instrument calibration. The CSB learned from interviews and maintenance records that the transmitter had been noted as “troublesome” some months prior to the 2005 turnaround. The CSB investigators found that the isolation
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323 valves for the transmitter and associated sight glass had been leaking; and that the transmitter could thus not be removed for repair and calibration. While the valves were replaced in the recent turnaround,291 the transmitter was not worked on or calibrated before the unit started up. S.2.3 Raffinate Splitter Sight Glass LG-1002A/B The CSB investigators observed that the sight glasses for the raffinate splitter were dirty (with stains or deposits on the inside of the glass), to the extent that the tower level could not be seen in the glass. Operator interviews confirm that the sight glass had been in this condition for years prior to the March 2005 turnaround. The same leaking isolation valves that prevented the level transmitter repair also likely prevented technicians from being able to remove and clean the sight glasses. Again, although the isolation valves had been replaced in the recent turnaround, the sight glasses were not cleaned. The sight glasses were necessary to properly calibrate the level transmitter and alarms, as only by visually verifying the actual level in the tower could operators and instrument technicians verify the accuracy of the level instruments. Functioning sight glasses might also have allowed a field check of the column level, and warned operators that the level indication was erroneous and the level in the column was above the transmitter. S.2.4 Raffinate Splitter High Level Alarm LSH-5102 Plant maintenance records indicate that the high level alarm on the raffinate splitter had been reported as not functioning several times in the two years prior to the incident. An instrument technician replaced part of the switch for the high level alarm; however, this repair was unsuccessful and the switch continued to function improperly. Maintenance workers indicated that the isolation valves for this instrument were leaking and further repairs could not be conducted. Plant maintenance records show several closed work
291 Job Note 05-009R, 3/10/2005.
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324 orders for this alarm, but maintenance workers stated that the repairs were never completed (one record shows no labor or materials was ever charged). Maintenance worker interviews confirm that the alarm had not been successfully repaired before the March 23 startup. Post-incident, the CSB could not field-test the alarm’s functionality due to the leaking isolation valves. Since the leaking isolation valves were also reported by the instrument technicians, the CSB concludes that the alarm most likely was not repaired prior to the incident. Shop-testing and -inspection revealed that the internal components were worn, misaligned, and binding, which likely prevented the alarm from working during the March 23 incident. S.2.5 Blowdown Drum High Level Alarm LSH-5020 Operating data recovered after the incident and operator statements revealed that the high level alarm for the relief system blowdown drum did not activate when the level in the blowdown drum reached the set- point. The CSB found the displacer float for the alarm full of fluid; shop inspection revealed that the float had a hole in it. In this condition, the float would likely have either sunk to the bottom of its chamber or failed to float at the designed height for the alarm, preventing it from reaching the alarm set-point. Damage to other components of this alarm caused by the fire of March 23, 2005, prevented additional functionality testing. Although the CSB could not conclusively determine when the damage to the float occurred (during operation or during the upset and fire on March 23, 2005), laboratory analysis of the fluid in the float indicates that the float was filled with water, sediment, and a hydrocarbon mixture with a different composition than that of the raffinate splitter feed. The CSB concludes that the hole in the high level switch float likely formed prior to the incident. Additionally, the history of problems with the functionality of the high level switch reported by operations personnel is consistent with a float defect. In response to the reoccurring problems, weekly maintenance was performed to ensure that the switch was
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325 working. However, the typical maintenance practice of steaming out the piping connections from the switch housing to the blowdown drum would not reveal the float defect. LSH-5020 was a designated critical alarm; therefore, it was tested by instrument technicians every six months. However, the test method the instrument technicians typically used would not have revealed the float defect: they stated that they commonly used a metal rod to push the float up to test the alarm (“rodding”), which would not test the functionality of the float. The test method recommended by the alarm manufacturer and industry guidance calls for raising the chamber liquid level to check the alarm set-point, which would test the functionality of the float (Goettsche, 2005). S.2.6 Raffinate splitter 3-pound vent valve PCV-5002 PCV-5002 was a manually-activated control valve intended to provide a vent path for non-condensable gases from the raffinate splitter overhead. These non-condensable materials, such as nitrogen, could prevent the condensation of hydrocarbon vapors in the fin fan condenser, causing excessive column pressure, especially during startups. The valve was intended to direct vapors to a common vent system (called the “3-pound vent”). Operations personnel stated that this valve failed to function during pre- startup testing, and that they were aware the valve was not working when the ISOM unit was shut down. This forced operators to manually open other valves to vent non-condensable gases during the March 23, 2005, startup. PCV-5002 was a control valve with an air-activated mechanism (actuator) to move the valve stem. The valve failed to open in nearly all the attempts during field-testing, but did open to varying degrees through successive shop trials, indicating a possible intermittent failure. The CSB was unable to identify the likely failure mechanism for this valve; however, several possible failure causes include • binding, signal, or motor failure of the valve actuator;
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326 • excessive valve stem friction; and • leaks in the signal air to the valve actuator. The CSB found no evidence that PCV-5002 had been repaired, inspected, or subject to a preventive maintenance program in the 10 years prior to the incident. S.3 Instrument Inspection and Testing The CSB contracted ASBG Consulting, Inc., to inspect, test, and analyze the four instruments the CSB identified as causally connected to the March 23, 2005, incident at BP Texas City refinery. All four were field-tested to the extent possible, photographed, and examined in-situ, then transported to a third-party shop for further testing and inspection. Table S-1 provides a brief synopsis of the work performed. Table S- 1. Field and Shop Testing and Inspection Summary Tag Number Field Testing Shop Testing Inspection LT-5100 Calibration testing, measured transmitter outputs as the level varied in the isolated level bridle and sight glass. Functional testing similar to field testing using a shop displacer chamber and sight tube. Tested three fluids with different specific gravities (water, low sulfur diesel, and Viscor leak detection fluid 130 BT.) Calibration testing of the transmitter by simulating level values using weights. Disassembly and inspection for damage, corrosion, plugage, and dimensional measurement. LSH-5102 Functionality testing attempted but not completed; isolation valves leaked. Function tested using shop displacement chamber and Viscor leak detection fluid 130 BT. Disassembly and inspection of all parts. LSH-5020 None. Damage due to fire too extensive. None. Damage due to fire too extensive. Disassembly and inspection of all parts. PCV-5002 Function testing by sending signals to valve actuator and observing valve movement (stroke test.) Valve stroke test and bubble test for valve leakage. Disassembly and inspection of all parts.
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327 S.4 Test Results and Instrument Failure Analysis To help identify possible failure causes, the CSB (through its contractor, ABSG Consulting, Inc.) developed a fault tree for each instrument failure. From this analysis a list of possible failure causes was derived, which were compared to the results of field and shop testing and inspections. Any potential causes not supported by the evidence were eliminated. The remaining causes were deemed probable and are underlined in the Table S-2. Table S- 2. Test results and analysis summary
Tag Number
Test/Inspection Findings
Possible Failure Causes LT-5100 Transmitter functioned; however, it was not calibrated for the correct fluid specific gravity at normal operating temperature. Transmitter out of calibration Transmitter power insufficient Tubing or connection leaking Liquid in the tubing Pneumatic transmitter out of calibration Incorrect pneumatic transmitter setting Instrument air piping fails to transmit air to the pneumatic transmitter/loss of instrument supply/displacer chamber not level
LSH-5102 Unable to field test (leaking valves). Alarm switch failed to function during shop testing. Switch components misaligned and binding. Mercury switch wiring to the switch terminals tension excessive Mercury switch assembly pivot point binding Return spring degraded Magnetic attraction between the connecting rod and mercury switch assembly not broken when the displace moves the designated distance Connecting rod movement insufficient Process fluid fails to fill the switch housing
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Tag Number
Test/Inspection Findings
Possible Failure Causes LSH-5020 Unable to field or shop test due to fire damage. Float corroded with small hole, filled with fluid. Analysis of the fluid indicates that it was not raffinate splitter feed. Computerized control board fails to display the high-level alarm when the status of the high-level switch transitions to the alarm state Computerized control board fails to detect that the signal from LSH-5020 has changed to the alarm state Connected mercury switch not attached or improperly attached to the mercury switch assembly Electrical component shorted Float failure Process fluid fails to fill the switch housing PCV-5002 Intermittent failure to open during field testing. Variable valve stem travel distances on successive tests. Air signal leakage Excessive friction forces on actuator stem Torque motor failure Output module failure Nozzle failure Wiring failure Loose stem clamp Feedback arm linkage binding at pivot points Unable to determine most probable cause. Theorized transient failure or combination of the above.
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329 S.5 Photographic Evidence This section contains selected photographs taken during shop testing that illustrate testing and conditions.
Figure S- 3. LT-5100 cabinet showing calibration set for 0.8 specific gravity Metal sleeve with washers and cotter Isolation tube removed Graphite displacer Connecting rod
Figure S- 4. LSH-5102 internal components
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Figure S- 5. Internal components of LSH-5020 blowdown drum high level alarm
Figure S- 6. Close-up of LSH-5020 float, showing corrosion and hole
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Figure S- 7. PCV-5002 shop testing
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332 APPENDIX T: BP Management-of-Change (MOC) Policy While reviewing changes pertaining to the raffinate splitter tower, blowdown drum and stack, and mobile trailers, the CSB noted a number of misapplications of the refinery MOC policy. As discussed in section 2.5.2.2, a pressure control valve was non-operable, but the raffinate splitter tower startup proceeded without initiating a MOC. Several changes were also made to the start-up procedures of the raffinate splitter tower without initiating MOCs. A number of design and equipment changes to the blowdown drum and stack were not evaluated under the MOC policy, even though this equipment was designated by the refinery as “safety critical.” In 1997, when the blowdown drum and stack was replaced due to corrosion, the internal diameter of the stack was reduced over three inches, from 36 inches inside diameter to 34 inches outside diameter. Although this change was characterized by the refinery as a “replacement-in-kind” involving no process changes,1, the dispersion of flammable vapors into the atmosphere is a function of the stack height and the internal diameter; therefore, the safety and health impacts should have been reviewed under the MOC policy. In 1998, a process hazard analysis (PHA) action item recommended chaining open the discharge valve to the sewer on the blowdown drum to prevent a high liquid level from increasing the backpressure on the relief valve headers. This action item was addressed by chaining open the valve without assessing its potential impacts on health and safety. The CCPS notes, in “Guidelines for Design Solutions for Process Equipment Failures,” that locking open a valve is “not merely a common sense decision; rather at an operating facility it is a design change. It is a procedural design solution that requires a documented design basis and a subsequent safety review” (CCPS, 1998, p. 27). As Section 3.2.5 notes, industry safety guidelines recommend against putting volatile, flammable liquids into a sewer. In 2003, the blowdown drum and stack was returned to normal service after ISOM turnaround, even though an external inspection noted heavy corrosion due to hydrogen chloride (HCl) attack, and an internal inspection could
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333 not be conducted because of safety concerns that additional baffles might fall. As Section 3.2.5 discusses, the original design of the blowdown drum and stack was to separate liquid and vapor discharges, which the internal baffles helped with. A MOC was not initiated to determine if the blowdown drum and stack could still function as designed, even after some baffles had collapsed in the bottom of the drum and sections of corroded baffles were still attached to the walls. Also, no MOC was initiated to determine if the blowdown drum could function as designed without service water (supplied to the blowdown drum to cool any hot process streams diverted to the drum during an upset or unit shutdown), which had been out of service for a couple of years. As Section 6 discussed, mobile trailers were not sited in accordance with MOC policy. Insufficient training for PHA leaders in the use of the MOC policy and its various checklists, a lack of identified responsibilities for the refinery’s turnaround organization, trailers being occupied before PHA all action items were resolved, and lack of review of MOCs all prevented the MOC policy from being implemented as was intended.
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334 APPENDIX U: BP turnarounds traffic control map*
*The red outline has been added by CSB to highlight the “No Access/Parking” area.
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FD06397 | 2005_美国_BP America ( Texas City ) 炼油厂 爆炸 - BP America (Texas City) Refinery Explosion__最终报告.pdf
分类:06_境外及港澳台调查报告 | 年份:2005 | 地域: | 严重程度: | 场所:化工/石化 | 起火原因:燃气/爆炸 | 来源格式:pdf
1 U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD Urgent Recommendation Whereas:
- On March 23, 2005, the BP Texas City refinery experienced a severe explosion
and fire accident involving a raffinate splitter tower within the isomerization (isom) unit and associated blowdown system that resulted in 15 deaths, 170 injuries, and significant economic losses; the accident was one of the most serious U.S. workplace disasters of the past two decades.
- All of the fatalities and many of the serious injuries occurred in or around the nine
contractor trailers that were sited near process areas and as close as 121 feet from the isom unit. This unit contained large quantities of flammable hydrocarbons and had a history of releases, fires, and other safety incidents over the previous two decades.
- Workers in adjacent units were injured in trailers as far as 480 feet from the isom
blowdown drum. A number of trailers as far as 600 feet from the blowdown drum were heavily damaged.
- At the Texas City refinery, trailers had been periodically sited in and around
hazardous process areas for reasons of convenience such as ready access to work areas. The trailers did not need to be located as close as they were to the process areas in order for workers to perform their job duties.
- Trailers had been sited periodically in the same location near the isomerization
unit for a number of years. On September 1, 2004, and prior to a safety assessment, BP placed the trailer where 12 workers died near the isomerization unit; a month later BP applied a siting policy to approve the location. The eight other trailers placed nearby were not analyzed for hazards related to their location, nor was the impact of the total occupancy of multiple trailers in close proximity considered.
- Under BP’s siting policy, trailers used for short periods of time such as
turnaround trailers were considered as posing little or no danger to occupants. This approach conforms with the guidance provided in American Petroleum Institute (API) Recommended Practice 752, “Management of Hazards Associated with Location of Process Plant Buildings.” API 752 states that each company may define its own risk and occupancy criteria.
- API 752 is a widely recognized practice for complying with facility siting
requirements under the Process Hazard Analysis element of OSHA’s Process Safety Management Standard (29 CFR 1910.119).
2
- API 752 provides no minimum safe distances from hazardous areas for trailers
used in refineries and other chemical facilities. Trailers are not generally designed to protect the occupants from the fire and explosion hazards present in refineries. In contrast, occupied buildings (e.g. control rooms, operator shelters) located within a process unit are typically permanent and constructed to be blast and fire resistant.
- Trailers can be easily relocated to less hazardous sites. Subsequent to the March
23rd incident, BP America Inc. announced that it would move trailers at least 500 feet from hazardous process areas. A number of contractor offices were moved to an offsite location.
- In 1995, another serious process plant incident involved occupied trailers placed
too close to hazardous areas, resulting in significant deaths and injuries. At the Pennzoil Refinery in Rouseville, Pennsylvania, a hydrocarbon fire that resulted from the bursting of two storage tanks led to five fatalities, including two contractors who were in trailers sited near the tanks. A 1998 EPA investigation report determined that if the trailers had been isolated from the storage tank area the casualties may have been prevented.
- Under 42 U.S.C. §7412(r)(6)(C) (ii), the Board is charged with “recommending
measures to reduce the likelihood or the consequences of accidental releases and proposing corrective steps to make chemical production, processing, handling and storage as safe and free from risk of injury as is possible ….”
- Board procedures authorize the issuance of an urgent safety recommendation
before a final investigation report is completed where there is a likelihood that a safety issue is widespread at a number of sites.
Accordingly:
Pursuant to its authority under 42 U.S.C. §7412(r)(6)(C)(i) and (ii), and in the interest of promoting safer operations at U.S. petrochemical facilities and protecting workers and communities from future accidents, the Board makes the following urgent safety recommendations: American Petroleum Institute In light of the above findings concerning the March 23rd incident at BP’s Texas City refinery, revise your Recommended Practice 752, “Management of Hazards Associated with Location of Process Plant Buildings” or issue a new Recommended Practice to ensure the safe placement of occupied trailers and similar temporary structures away from hazardous areas of process plants. Ensure that the new recommended practice:
3 Protects occupants from accident hazards such as heat, blast overpressure, and projectiles; Establishes minimum safe distances for trailers and similar temporary structures away from hazardous areas of process plants; Evaluates the siting of trailers under a separate methodology from permanent structures, since trailers are more susceptible to damage, are more readily relocated, and likely do not need to be placed near hazardous areas.
American Petroleum Institute and the National Petrochemical and Refiners Association Issue a safety alert to your membership to take prompt action to ensure the safe placement of occupied trailers away from hazardous areas of process plants.
FD06398 | 2005_美国_BP America ( Texas City ) 炼油厂 爆炸 - BP America (Texas City) Refinery Explosion__最终报告_2.pdf
分类:06_境外及港澳台调查报告 | 年份:2005 | 地域: | 严重程度: | 场所:化工/石化 | 起火原因:燃气/爆炸 | 来源格式:pdf
57854 Federal Register / Vol. 70, No. 191 / Tuesday, October 4, 2005 / Notices DATES: The meeting will be held on October 13, 2005 from 9 a.m. and end at approximately 12 p.m. ADDRESSES: The meeting will be held at the Lincoln Street School, Conference Room A, 1135 Lincoln Street, Red Bluff, CA. Individuals wishing to speak or propose agenda items must send their names and proposals to Jim Giachino, DFO, 825 N. Humboldt Ave., Willows, CA 95988. FOR FURTHER INFORMATION CONTACT: Bobbin Gaddini, Committee Coordinator, USDA, Mendocino National Forest, Grindstone Ranger District, PO Box 164, Elk Creek, CA
- (530) 968–5329; e-mail
ggaddini@fs.fed.us. SUPPLEMENTARY INFORMATION: The meeting is open to the public. Committee discussion is limited to Forest Service staff and Committee members. However, persons who wish to bring matters to the attention of the Committee may file written statements with the Committee staff before or after the meeting. Public input sessions will be provided and individuals who made written requests by October 11, 2005 will have the opportunity to address the committee at those sessions. Dated: September 28, 2005. James F. Giachino, Designated Federal Official. [FR Doc. 05–19792 Filed 10–3–05; 8:45 am] BILLING CODE 3410–11–M DEPARTMENT OF AGRICULTURE Natural Resources Conservation Service Notice of Meeting of the Agricultural Air Quality Task Force AGENCY: Natural Resources Conservation Service (NRCS), USDA. ACTION: Notice of meeting. SUMMARY: The Agricultural Air Quality Task Force (AAQTF) will meet to continue discussions on critical air quality issues in relation to agriculture. Special emphasis will be placed on obtaining a greater understanding about the relationship between agricultural production and air quality. DATES: The meeting will begin on Sunday, November 13, 2005, and will end on Tuesday, November 15, 2005. Individuals with written materials, and those who have requests to make oral presentations, should contact NRCS at the address listed below, on or before October 21, 2005. ADDRESSES: The meeting will be held at the Renaissance Wailea, 3550 Wailea Alanui Drive, Wailea-Maui, Hawaii 96753; telephone: (808) 879–4900. Written material and requests to make oral presentations should be sent to Dr. Diane Gelburd, Designated Federal Official, NRCS, 1400 Independence Avenue, NW., Room 6158–S, Washington, DC 20250. FOR FURTHER INFORMATION, CONTACT: Questions or comments should be directed to Dr. Diane Gelburd, Designated Federal Official; telephone: (202) 720–2587; fax: (202) 720–2646; e-mail: Diane.Gelburd@wdc.usda.gov. SUPPLEMENTARY INFORMATION: Notice of this meeting is given under the Federal Advisory Committee Act, 5 U.S.C., App.
- Additional information concerning
the AAQTF may be found on the World Wide Web at http:// www.airquality.nrcs.usda.gov/AAQTF/. Draft Agenda of the November 13–15, 2005 Meeting of the AAQTF A. Welcome to Maui, Hawaii Local and USDA NRCS officials B. Discussion of Minutes From Meeting of Previous AAQTF meeting C. Subcommittee Presentations
- Emerging Issues Committee Report
- Research Committee Report
- Policy Committee Report
- Education/Technology Transfer
Committee Report D. Research and Technical Presentations E. Environmental Protection Agency Update F. Next Meeting, Time and Place G. Public Input (Time will be reserved in the morning and afternoon of each daily session to receive public comment. Individual presentations will be limited to 5 minutes). Procedural This meeting is open to the public. At the discretion of the Chair, members of the public may give oral presentations during the meeting. Those persons wishing to make oral presentations should identify themselves in person at the meeting sign-in desk. A person submitting written materials should submit 50 copies to Dr. Gelburd no later than October 21, 2005. Information on Services for Individuals With Disabilities For information on facilities or services for individuals with disabilities, or to request special assistance at the meeting, please contact Dr. Gelburd. USDA prohibits discrimination in its programs and activities on the basis of race, color, national origin, gender, religion, age, sexual orientation, or disability. Additionally, discrimination on the basis of political beliefs and marital or family status is also prohibited by statutes enforced by USDA (not all prohibited bases apply to all programs). Persons with disabilities who require alternate means for communication of program information (Braille, large print, audio tape, etc.) should contact the USDA’s Target Center at (202) 720– 2000 (voice and TDD). USDA is an equal opportunity provider and employer. Signed in Washington, DC on September 26, 2005. Bruce I. Knight, Chief. [FR Doc. 05–19770 Filed 10–3–05; 8:45 am] BILLING CODE 3410–06–P CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD Sunshine Act Meeting In connection with its investigation into the cause of an explosion and fire which occurred at BP’s Texas City refinery on March 23, 2005, the United States Chemical Safety and Hazard Investigation Board (CSB) announces that it will convene a community meeting starting at 6 p.m. at the Charles T. Doyle Convention Center, 2010 5th Avenue North, Texas City, Texas 77590. At the meeting CSB staff will present to the Board the preliminary results of their investigation into this incident. There will be a public comment period after the investigators’ presentation. At approximately 1:20 p.m. on Wednesday, March 23rd, a series of explosions occurred at the BP Texas City refinery during the restarting of a hydrocarbon isomerization unit. Fifteen workers were killed and about 170 others were injured. Many of the victims were in or around work trailers located near a blowdown drum and stack that were open to the atmosphere. The explosions occurred when a distillation tower flooded with hydrocarbons and was overpressurized, resulting in a release of flammable hydrocarbons from the blowdown stack. After the staff presentation, the Board will allow a time for public comment. Following the conclusion of the public comment period, the Board will consider whether the preliminary facts presented necessitate any recommendations prior to the final completion of the Board’s investigative report. All staff presentations are preliminary and are intended solely to allow the Board to consider in a public forum the issues and factors involved in this case. No factual analyses, conclusions or VerDate Aug2005 16:55 Oct 03, 2005 Jkt 205001 PO 00000 Frm 00002 Fmt 4703 Sfmt 4703 E:\FR\FM\04OCN1.SGM 04OCN1
57855 Federal Register / Vol. 70, No. 191 / Tuesday, October 4, 2005 / Notices findings should be considered final. Only after the Board has considered a final staff presentation and approved the staff report next year will there be an approved final record of this incident. The meeting will be open to the public. Please notify CSB if a translator or interpreter is needed, at least 5 business days prior to the public meeting. For more information, please contact the Chemical Safety and Hazard Investigation Board at (202) 261–7600, or visit our Web site at: www.csb.gov. Christopher W. Warner, General Counsel. [FR Doc. 05–20022 Filed 9–30–05; 3:35 pm] BILLING CODE 6350–01–P DEPARTMENT OF COMMERCE International Trade Administration [A–507–502] Certain In–Shell Pistachios from Iran; Final Results of the Expedited Sunset Review of the Antidumping Duty Order AGENCY: Import Administration, International Trade Administration, Department of Commerce. SUMMARY: On March 1, 2005, the Department of Commerce (the Department) initiated a sunset review of the antidumping duty order on certain in–shell raw pistachios from Iran, pursuant to section 751(c) of the Tariff Act of 1930, as amended (the Act). On the basis of a notice of intent to participate and an adequate substantive response filed on behalf of domestic interested parties and an inadequate response from respondent interested parties, the Department conducted an expedited (120-day) sunset review. As a result of this sunset review, the Department finds that revocation of the antidumping duty order would likely lead to the continuation or recurrence of dumping. The dumping margins are identified in the Final Results of Review section of this notice. EFFECTIVE DATE: October 4, 2005. FOR FURTHER INFORMATION Dana Mermelstein, AD/CVD Operations, Office 6, or John Drury, AD/CVD Operations, Office 7, Import Administration, International Trade Administration, U.S. Department of Commerce, 14th Street and Constitution Avenue, NW, Washington, DC 20230, telephone: (202) 482–1391 or (202) 482– 0195, respectively. SUPPLEMENTARY INFORMATION: Background On March 1, 2005, the Department initiated a sunset review of the antidumping duty order on in–shell pistachios from Iran pursuant to section 751(c) of the Act. See Initiation of Five- year (‘‘Sunset’’) Reviews, 70 FR 9919 (March 1, 2005). The Department received notices of intent to participate from two domestic interested parties, Cal–Pure Pistachios, Inc. (Cal–Pure) and the California Pistachio Commission (CPC) together with the Western Pistachio Association (WPA) (collectively, domestic interested parties), within the deadline specified in 19 CFR 351.218(d)(1)(i). Domestic interested parties claimed interested party status under sections 771(9)(C), (E) and (F) of the Act as U.S. producers of the domestic like product, trade or business associations, a majority of whose members produce the domestic like product, and associations, a majority of whose members is composed of interested parties. We received complete substantive responses from one domestic interested party, CPC/ WPA, within the 30-day deadline specified in 19 CFR 351.218(d)(3)(I). The Department also received a response from Rafsanjan Pistachio Producers Cooperative (RPPC), a respondent interested party. However, the Department determined that the response from RPPC was inadequate. The Department notified the International Trade Commission (ITC) in writing of its finding of inadequate response and intention to conduct an expedited sunset review. See Letter from Kelly Parkhill, Director, Industry Support & Analysis, Office of Policy, Import Administration, to Robert Carpenter, Director, Office of Investigations, International Trade Commission, dated April 20, 2005. As a result, pursuant to section 751(c)(3)(B) of the Act and 19 CFR 351.218(e)(1)(ii)(C)(2), the Department conducted an expedited sunset review of this order. Scope of the Order The product covered by the antidumping duty order is raw, in–shell pistachio nuts from which the hulls have been removed, leaving the inner hard shells, and edible meats from Iran. This merchandise is currently provided for in subheading 0802.50.20.00 of the Harmonized Tariff Schedule of the United States (HTSUS). Although the HTSUS subheading is provided for convenience and customs purposes, the Department’s written description of the merchandise under order is dispositive. Analysis of Comments Received All issues raised in this sunset review are addressed in the ‘‘Issues and Decision Memorandum’’ from Barbara E. Tillman, Acting Deputy Assistant Secretary for Import Administration, to Holly A. Kuga, Acting Assistant Secretary for Import Administration, dated September 27, 2005, (‘‘Decision Memorandum’’), which is hereby adopted by this notice. The issues discussed in the Decision Memorandum include the likelihood of continuation or recurrence of dumping and the magnitude of the margin likely to prevail if the order were revoked. Parties can find a complete discussion of all issues raised in this sunset review and the corresponding recommendations in this public memorandum, which is on file in room B–099 of the main Department building. In addition, a complete version of the Decision Memorandum can be accessed directly on the Web at http:// ia.ita.doc.gov/frn/index.html. The paper copy and electronic version of the Decision Memorandum are identical in content. Final Results of Review We determine that revocation of the antidumping duty order on in–shell pistachios from Iran would likely lead to continuation or recurrence of dumping at the following percentage weighted–average margins: Manufacturers/Exporters/Pro- ducers Weighted– Average Margin (Percent) RPPC .......................................... 241.14 Nima/Maghsoudi ......................... 241.14 Nima/Razi ................................... 241.14 All Other Iranian Growers/Pro- ducers and Exporters .............. 241.14 This notice also serves as the only reminder to parties subject to administrative protective orders (APO) of their responsibility concerning the return or destruction of proprietary information disclosed under APO in accordance with 19 CFR 351.305 of the Department’s regulations. Timely notification of the return or destruction of APO materials or conversion to judicial protective order is hereby requested. Failure to comply with the regulations and terms of an APO is a violation which is subject to sanction. We are issuing and publishing the results and notice in accordance with sections 751(c), 752, and 777(i)(1) of the Act. Dated: September 27, 2005. Holly A. Kuga, Acting Assistant Secretary for Import Administration. [FR Doc. 05–19883 Filed 10–3–05; 8:45 am] BILLING CODE 3510–DS–S VerDate Aug2005 16:55 Oct 03, 2005 Jkt 205001 PO 00000 Frm 00003 Fmt 4703 Sfmt 4703 E:\FR\FM\04OCN1.SGM 04OCN1
FD06399 | 2005_美国_BP America ( Texas City ) 炼油厂 爆炸 - BP America (Texas City) Refinery Explosion__最终报告_4.pdf
分类:06_境外及港澳台调查报告 | 年份:2005 | 地域: | 严重程度: | 场所:化工/石化 | 起火原因:燃气/爆炸 | 来源格式:pdf
Embargoed until 10 a.m. Central time, Wednesday August 17, 2005 U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD Urgent Recommendation Whereas:
- On March 23, 2005, the BP Texas City refinery experienced a severe chemical
accident involving a raffinate splitter tower and associated blowdown system that resulted in 15 deaths, about 170 injuries, and significant economic losses, and was one of the most serious U.S. workplace disasters of the past two decades;
- Key alarms and a level transmitter failed to operate properly and to warn
operators of unsafe and abnormal conditions within the tower and the blowdown drum;
- The startup of the raffinate splitter was authorized on March 23 despite known
problems with the tower level transmitter and the high-level alarms on both the tower and the blowdown drum; for example, a work order dated March 10 and signed by management officials, acknowledged that the level transmitter needed repairs but indicated that these repairs would be deferred until after startup;
- The majority of 17 startups of the raffinate splitter tower from April 2000 to
March 2005 exhibited abnormally high internal pressures and liquid levels – including several occasions where pressure-relief valves likely opened – but the abnormal startups were not investigated as near-misses and the adequacy of the tower’s design, instrumentation, and process controls were not re-evaluated;
- Written startup procedures for the raffinate splitter were incomplete and directed
operators to use the so-called “3-lb.” vent system to control tower pressure, even though the pressure-control valve did not function in pre-startup equipment checks and also failed to operate effectively during post-accident testing;
- The Texas City refinery missed opportunities before and after its acquisition by
BP North America to connect the tower pressure-relief valves to a safety flare system, as noted in BP’s own May 2005 interim investigation report;1
- Most of the fatalities and many of the serious injuries occurred in or around
trailers that were susceptible to blast damage and were located within 150 feet of the blowdown drum and vent stack;
1 The BP interim report states: “Blowdown stacks have been recognized as potentially hazardous for this type of service, and the industry has moved more towards closed relief systems to flare …. Opportunities to tie the Splitter relief lines into a flare system were not taken when it could have been efficiently done in 1995 or 2002 ….”
Embargoed until 10 a.m. Central time, Wednesday August 17, 2005
- The Texas City refinery had a facility siting policy and performed a management-
of-change analysis prior to positioning the trailers, but trailers were nonetheless placed in close proximity to the isomerization unit, which had experienced various hydrocarbon releases, fires, and other process safety incidents over the previous two decades;
- The Texas City refinery experienced two fatal safety incidents in 2004 as well as
a serious furnace fire that resulted in a community order to shelter;
- Subsequent to the March 23 incident, the Texas City refinery experienced a major
process-related hydrogen fire on July 28, 2005, that had the potential to cause additional deaths and injuries and resulted in a Level 3 community alert;2
- On August 10, 2005, the Texas City refinery experienced another Level 3 incident
involving the Gas Oil Hydrotreater that resulted in a community order to shelter;
- All three incidents in 2005 raise the issue of the adequacy of mechanical integrity
programs at the Texas City refinery;
- In April 2005 the U.S. Occupational Safety and Health Administration listed the
BP Texas City refinery as a subject facility under its Enhanced Enforcement Program for Employers Who Are Indifferent to Their Obligations Under the OSH Act;
- The U.K. Health and Safety Executive (HSE) investigated and reported on three
incidents at the BP Grangemouth refinery in Scotland in 2000, concluding that “BP Group Policies set high expectations but these were not consistently achieved because of organisational and cultural reasons; BP Group and Complex Management did not detect and intervene early enough on deteriorating performance ….”
- The Board believes that the foregoing circumstances and preliminary findings
raise serious concerns about (a) the effectiveness of the safety management system at the BP Texas City refinery; (b) the effectiveness of BP North America’s corporate safety oversight of its refining facilities; (c) a corporate safety culture that may have tolerated serious and longstanding deviations from good safety practice;
- The Board believes that corporations using large quantities of highly hazardous
substances must exercise rigorous process safety management and oversight and should instill and maintain a safety culture that prevents catastrophic accidents;
- Under 42 U.S.C. §7412(r)(6)(C)(ii), the Board is charged with “recommending
measures to reduce the likelihood or the consequences of accidental releases and
2 Level 3 is the second highest emergency classification under Texas City procedures. It applies when “an incident has occurred, the situation is not under control, and protective action may be necessary for the surrounding or offsite area.”
Embargoed until 10 a.m. Central time, Wednesday August 17, 2005 proposing corrective steps to make chemical production, processing, handling and storage as safe and free from risk of injury as is possible ….”
- Board procedures authorize the development and issuance of an urgent safety
recommendation before a final investigation report is completed if an issue is considered to be an imminent hazard and has the potential to cause serious harm unless it is rectified in a short timeframe. Accordingly: Pursuant to its authority under 42 U.S.C. § 7412(r)(6)(C)(i) and (ii), and in the interest of preventing the serious harm that could result if the imminent hazards underlying the series of incidents at BP facilities are not promptly rectified, the Board makes the following urgent safety recommendation to the BP Global Executive Board of Directors:
- Commission an independent panel to assess and report on the effectiveness of BP
North America’s corporate oversight of safety management systems at its refineries and its corporate safety culture. 3 Provide the panel with necessary funding, resources, and authority – including full access to relevant data, corporate records, and employee interviews – in order to conduct a thorough, independent, and credible inquiry.
- Ensure that, at a minimum, the panel report examines and recommends any
needed improvements to: • Corporate safety oversight, including the safe management of refineries obtained through mergers and acquisitions;
• Corporate safety culture, including the degree to which:
Corporate officials exercise appropriate leadership to promote adherence
to safety management systems;
Process safety is effectively incorporated into management decision-
making at all levels;
Employees at all levels are empowered to promote improved process
safety;
Process safety programs receive adequate resources and are appropriately positioned within organizational structures; • Corporate and site safety management systems, specifically:
3 Appropriate reference materials for the design of the assessment may include the Final Report of the Columbia Accident Investigation Board (2003), the Conference Board research report “Driving Toward ‘0’: Best Practices in Corporate Safety and Health, the ANSI/AIHA Z10-2005 standard Occupational Health and Safety Management Systems, the International Labor Organization (ILO) code of practice Prevention of Major Industrial Accidents (1991), and the ILO Guidelines on Occupational Safety and Health Management Systems (2001).
Embargoed until 10 a.m. Central time, Wednesday August 17, 2005
Near-miss reporting and investigation programs;
Mechanical integrity programs;
Hazard analysis programs, management-of-change programs, and up-to-
date operating procedures for processes with catastrophic potential;
Siting policies for occupied structures near hazardous operating units.
- Ensure that the panel has a diverse makeup, including an external chairperson;
employee representatives; and outside safety experts, such as experts in process safety; experts in corporate culture, organizational behavior, and human factors; and experts from other high-risk sectors such as aviation, space exploration, nuclear energy, and the undersea navy.
- Ensure that the report and recommendations of the independent panel, which
should be completed within 12 months, are made available to the BP workforce and to the public.
FD06400 | 2005_美国_BP America ( Texas City ) 炼油厂 爆炸 - BP America (Texas City) Refinery Explosion__最终报告_5.pdf
分类:06_境外及港澳台调查报告 | 年份:2005 | 地域: | 严重程度: | 场所:化工/石化 | 起火原因:燃气/爆炸 | 来源格式:pdf
1 U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD Urgent Recommendation Whereas:
- On March 23, 2005, the BP Texas City refinery experienced a severe explosion
and fire accident involving a raffinate splitter tower within the isomerization (isom) unit and associated blowdown system that resulted in 15 deaths, 170 injuries, and significant economic losses; the accident was one of the most serious U.S. workplace disasters of the past two decades.
- All of the fatalities and many of the serious injuries occurred in or around the nine
contractor trailers that were sited near process areas and as close as 121 feet from the isom unit. This unit contained large quantities of flammable hydrocarbons and had a history of releases, fires, and other safety incidents over the previous two decades.
- Workers in adjacent units were injured in trailers as far as 480 feet from the isom
blowdown drum. A number of trailers as far as 600 feet from the blowdown drum were heavily damaged.
- At the Texas City refinery, trailers had been periodically sited in and around
hazardous process areas for reasons of convenience such as ready access to work areas. The trailers did not need to be located as close as they were to the process areas in order for workers to perform their job duties.
- Trailers had been sited periodically in the same location near the isomerization
unit for a number of years. On September 1, 2004, and prior to a safety assessment, BP placed the trailer where 12 workers died near the isomerization unit; a month later BP applied a siting policy to approve the location. The eight other trailers placed nearby were not analyzed for hazards related to their location, nor was the impact of the total occupancy of multiple trailers in close proximity considered.
- Under BP’s siting policy, trailers used for short periods of time such as
turnaround trailers were considered as posing little or no danger to occupants. This approach conforms with the guidance provided in American Petroleum Institute (API) Recommended Practice 752, “Management of Hazards Associated with Location of Process Plant Buildings.” API 752 states that each company may define its own risk and occupancy criteria.
- API 752 is a widely recognized practice for complying with facility siting
requirements under the Process Hazard Analysis element of OSHA’s Process Safety Management Standard (29 CFR 1910.119).
2
- API 752 provides no minimum safe distances from hazardous areas for trailers
used in refineries and other chemical facilities. Trailers are not generally designed to protect the occupants from the fire and explosion hazards present in refineries. In contrast, occupied buildings (e.g. control rooms, operator shelters) located within a process unit are typically permanent and constructed to be blast and fire resistant.
- Trailers can be easily relocated to less hazardous sites. Subsequent to the March
23rd incident, BP America Inc. announced that it would move trailers at least 500 feet from hazardous process areas. A number of contractor offices were moved to an offsite location.
- In 1995, another serious process plant incident involved occupied trailers placed
too close to hazardous areas, resulting in significant deaths and injuries. At the Pennzoil Refinery in Rouseville, Pennsylvania, a hydrocarbon fire that resulted from the bursting of two storage tanks led to five fatalities, including two contractors who were in trailers sited near the tanks. A 1998 EPA investigation report determined that if the trailers had been isolated from the storage tank area the casualties may have been prevented.
- Under 42 U.S.C. §7412(r)(6)(C) (ii), the Board is charged with “recommending
measures to reduce the likelihood or the consequences of accidental releases and proposing corrective steps to make chemical production, processing, handling and storage as safe and free from risk of injury as is possible ….”
- Board procedures authorize the issuance of an urgent safety recommendation
before a final investigation report is completed where there is a likelihood that a safety issue is widespread at a number of sites.
Accordingly:
Pursuant to its authority under 42 U.S.C. §7412(r)(6)(C)(i) and (ii), and in the interest of promoting safer operations at U.S. petrochemical facilities and protecting workers and communities from future accidents, the Board makes the following urgent safety recommendations: American Petroleum Institute In light of the above findings concerning the March 23rd incident at BP’s Texas City refinery, revise your Recommended Practice 752, “Management of Hazards Associated with Location of Process Plant Buildings” or issue a new Recommended Practice to ensure the safe placement of occupied trailers and similar temporary structures away from hazardous areas of process plants. Ensure that the new recommended practice:
3 Protects occupants from accident hazards such as heat, blast overpressure, and projectiles; Establishes minimum safe distances for trailers and similar temporary structures away from hazardous areas of process plants; Evaluates the siting of trailers under a separate methodology from permanent structures, since trailers are more susceptible to damage, are more readily relocated, and likely do not need to be placed near hazardous areas.
American Petroleum Institute and the National Petrochemical and Refiners Association Issue a safety alert to your membership to take prompt action to ensure the safe placement of occupied trailers away from hazardous areas of process plants.
FD06401 | 2005_美国_praxair-flammable-gas-cylinder-fire.pdf
分类:06_境外及港澳台调查报告 | 年份:2005 | 地域: | 严重程度: | 场所: | 起火原因: | 来源格式:pdf
Safety Bulletin U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board FIRE AT PRAXAIR ST. LOUIS DANGERS OF PROPYLENE CYLINDERS IN HIGH TEMPERATURES
No. 2005-05-B|June 2006 St. Louis Facility The St. Louis Praxair Distribution site fills and distributes liquefied and compressed gas cylinders, rents welding machinery, and sells welding supplies. At the St. Louis facility, Praxair has about 30,000 compressed gas cylinders containing oxygen, nitrogen, propane, propylene, acetylene, carbon dioxide, helium, and other specialty gases onsite. The facility employs about 70 and is located in a commercial and residential area near Lafayette Square. W hen exposed to high temperatures and direct sunlight, propylene cylinders can spontaneously vent through their relief devices, in turn releasing propylene, which when ignited, can heat surrounding cylinders and cause them to vent, creating a domino effect that spreads the fire. This is what occurred on June 24, 2005 at Praxair’s gas filling and distribution facility in St. Louis, Missouri. A small fire from one propylene cylinder spread to others and then to propane and acetylene cylinders. Exploding cylinders flew up to 800 feet, damaged property, and started fires in the community. The fire could not be extinguished until most of the flammable gas cylinders were expended. The U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board (CSB) issues this Safety Bulletin to focus attention on the propylene gas cylinder hazards that contributed to the fire and explosions at the Praxair facility and specific actions that propylene gas vendors can take to prevent similar incidents, which include: z Installing deluge systems or fixed fire nozzles to cool cylinders in case of a fire; z Providing barriers to limit fire spread; and z Using flammable gas detectors in storage areas to provide early detection of venting cylinders. Summary Figure 1. Fire at Praxair St. Louis Used by permission. ©MMV, CBS Broadcasting Inc. All rights reserved. z A small fire from one propylene cylinder spread to others and then to propane and acetylene cylinders. Exploding cylinders flew up to 800 feet, damaged property, and started fires in the community.
2 CSB Investigation Reports are formal, detailed reports on significant chemical accidents and include key findings, root causes, and safety recom- mendations. CSB Hazard Investigations are broader studies of significant chemical hazards. CSB Safety Bulletins are short, general-interest publications that provide new or noteworthy information on preventing chemical accidents. CSB Case Studies are short reports on specific accidents and include a discussion of relevant good practices for prevention. All reports include safety recommendations when appropriate. CSB Investigation Digests are plain-language summaries of Investigation Reports. Incident Description St. Louis was experiencing a heat wave with bright sunlight and temperatures reaching 97oF (36oC) on June 24, 2005. Praxair operations proceeded normally during the morning and early OFFICE STORE LAB MACKAY AVE CHOUTEAU AVE PRODUCTION AREA MISSOURI AVE. Propane/Propylene Storage Area N Figure 2. Praxair Facility Layout Before the Incident. Incident afternoon; however, about 3:20 pm, a technician retrieving cylinders from an outside storage area saw a ten-foot high flame coming from a cylinder (Figure 3) and activated the fire alarm. Security camera video from the facility shows the release and ignition of gas from a cylinder in the propylene return area. [A]bout 3:20 pm, a technician retrieving cylinders from an outside storage area saw a ten-foot high flame . . . z Praxair divided the cylinder storage into “full” and “empty” or “returned” sections. The “returned” section, where the fire originated, is for cylinders returned for refilling, which may not always be empty when returned. s
3 Emergency Response The St. Louis Fire Department arrived at about 3:35 pm; by this time, a large number of flammable gas cylinders were already involved in the fire. With explosions propelling cylinders in all directions inside and outside the facility, firefighters set up a five- block perimeter, evacuated local residents, directed a water stream on the fire, and extinguished secondary fires started by cylinders propelled offsite. The fire was finally controlled at about 8:30 pm. Community Impact Dozens of cylinders and cylinder parts were propelled into the community and were found on sidewalks, front yards, backyards, courtyards, parking lots, and under cars. Damage included a burned- Figure 4. Spreading Fire (three minutes after ignition) Figure 3. Initiating Event (from Praxair security camera) As workers and customers evacuated, the fire spread to adjacent cylinders. Security camera video shows nearby cylinders igniting in the first minute. At 2 minutes, cylinders begin exploding, flying into other areas of the facility, and spreading the fire (Figure 4). After 4 minutes, the fire covers most of the facility’s flammable gas cylinder area and explosions are frequent. With explosions propelling cylinders in all directions . . . firefighters set up a five-block perimeter, evacuated local residents, directed a water stream . . . z
4 Figure 5. Community Impact
5 1 Acetylene cylinders are filled with a porous solid material, which in older cylinders, may contain asbestos. 2 Following the incident Praxair contracted a cleanup of the asbestos which the Missouri Department of Natural Resources monitored. 3 From report of the St. Louis Medical Examiner, Case Number 2005-2061. out empty commercial building, fire-damaged cars, a three-foot hole in the wall of one residential building, broken windows, and other destruction to residential and commercial buildings. Cylinder parts traveled as far as 800 feet from the area of the explosions (Figure 5). The fire plume spread asbestos1 from ruptured acetylene cylinders over a 1/3-mile wide and 1-mile long area.2 The St. Louis Chief Medical Examiner attributed the death of one St. Louis resident to an asthma attack triggered by noxious smoke and fumes from the incident.3 Facility Damage While the facility was damaged extensively by fire and water, 22 employees and two customers evacuated safely in accordance with Praxair’s procedures. A corner of the main production building and store area was heavily fire-damaged. Inside, the office and store areas were water- and smoke-damaged. In all, the fire consumed nearly the entire inventory of flammable gas, or about 8,000 cylinders (Figure 6). Figure 6. Facility Damage Incident Analysis Incident Scenario The CSB used physical evidence, surveillance video recording, interviews, and information from Praxair’s internal investigation to establish the likely failure sequence: z Direct sunlight and radiant heat from asphalt paving heated returned propylene cylinders; z High ambient temperature limited natural air-cooling of the cylinders; z The returned cylinders, containing less gas than full cylinders, heated at a faster rate than full cylinders; z As the cylinder wall temperatures rose, the internal pressures increased causing the relief device on a cylinder valve to open and vent propylene; z The venting propylene ignited (most likely from a static discharge) at about 3:20 pm; z An adjacent cylinder, further heated by the fire, released propylene, and caught fire; z An employee saw the fire and activated the fire alarm;
6 4 Liquefied petroleum gases (LPGs) are gases that are liquefied by applying pressure. Common LPGs include butane, propane, and propylene. 5 A majority of the cylinders that ejected from the site were acetylene cylinders. 6 Air temperature data from the nearest National Weather Service reporting station. 7 Identified in the fire department or company investigation report. z All 22 employees and two customers evacuated; z The growing fire heated additional cylinders, which released more propylene into the fire; z The fire’s intensity continued to raise cylinder temperatures, softening the steel and rupturing the cylinders; z The fire spread to a group of acetylene cylinders; z The liquefied petroleum gas4 (LPG) area of the facility became fully involved in the fire; z Ruptured cylinders (acetylene, propane, and propylene) rocketed into the community, damaging buildings and starting several vehicle fires;5 z St. Louis Fire Department arrived at about 3:35 pm, established an unmanned water spray on the fire, and retreated to a safe distance. The fire department did not actively fight the main fire due to the danger of rocketing cylinders; z The Fire Department gained control of the fire at about 8:30 pm, after the fire had consumed most of the flammable gases onsite. Similar Incidents CSB found three recent incidents similar to the St. Louis fire. They include: z Air Liquide, Phoenix, Arizona – June 1997; z Airgas, Tulsa, Oklahoma – August 2003; and z Praxair, Fresno, California – July 2005. These events occurred in gas repackaging cylinder fill plants on days with air temperatures above 100oF (37oC)6 and in an area with propylene cylinders.7 On June 18, 1997, air temperatures in Phoenix, Arizona reached 108oF (42oC). At about 4:30 pm, propylene was released from cylinders and/or tanks at an Air Liquide gas repackaging plant; moments later, the propylene ignited. The fire spread to adjacent cylinders, followed by explosions that further damaged the facility. Investigation reports concluded that the incident resulted from the release of propylene close to LPG cylinders and bulk tanks and that high temperature was a contributing factor. On August 18, 2003 air temperatures reached 100oF (37oC) in Tulsa, Oklahoma. At about 4:30 pm, a vapor cloud of propylene that had formed around cylinders in the yard ignited, spreading fire around the Airgas gas distribution plant. As in the St Louis incident, cylinders exploded and flew into the community, damaging cars and homes (see Figure 7). Tulsa Fire Department investigators Figure 7. Tulsa Damage Photo courtesy of Tulsa Fire Department
7 8 The propane industry estimates that 50 million propane cylinders are in use nationwide. CSB has estimated that the number of propylene cylinders in use is about 50,000. 9 Vapor pressure is the pressure exerted by a vapor in equilibrium with its solid or liquid phase. 10Cylinder standards can be found 49 CFR part 173. 11The DOT standards exempt users from complying with paragraph 9.1.1 of CGA pamphlet S-1.1, which requires that relief valves be replaced or recertified every 10 years. 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150 160 Temperature, degrees F Vapor pressure, psig Propane Vapor Pressure Propylene Vapor Pressure Propane Minimum Relief Setpoint Propylene Minimum Relief Setpoint Figure 8. Propane and Propylene Vapor Pressures Following several of the fires described, including the St. Louis fire, the affected companies investigated the performance of the propylene cylinders CG-7 relief valves. In 2003, Battelle12 released a report, “Testing and Assessment of CG-7 Pressure Relief Valve and Propane Cylinder Performance” that documented the results of a study it performed for the National Propane Gas Association. The companies’ investigations and the 12Battelle is a non-profit global science and technology enterprise that develops and commercializes technology and manages several national laboratories for the U.S. Government. concluded that although the official cause is undetermined, the most likely cause was “propylene venting due to the prolonged exposure to excessive heat.” Comparing Propylene and Propane This safety bulletin describes sev- eral gas repackaging facility fires that likely began with a spontane- ous propylene release, similar to the fire in St. Louis, and that oc- curred since 1996. Although about 1,000 times more propane cylin- ders are in service than are propy- lene cylinders,8 CSB found gas re- packaging facility fires that began with a propane release do not oc- cur with significantly greater fre- quency. To understand why, CSB compared propylene and propane cylinder characteristics. Propylene and propane have similar physical properties; both are liquefied petroleum gases and use the same cylinders and relief device standards. A physical property, known as the vapor pressure,9 determines pressure in the cylinder. Propylene and propane cylinders are manufactured to U. S. Department of Transportation (DOT) standards.10 The DOT standards require that each cylinder be equipped with a pressure relief device that meets the requirements of Compressed Gas Association, Inc. (CGA) Pamphlet S-1.1, “Pressure Relief Device Standards – Part 1 – Cylinders for Compressed Gases, 2001, Ninth Edition.”11 CGA Pamphlet S-1.1 specifies a CG-7 type relief valve for both propylene and propane cylinders. Pamphlet S-1.1 also specifies the set point of the relief valve. Figure 8 shows the vapor pressure curves and minimum relief valve setpoints for propylene and propane.
8 Best Practices for Cylinder Storage National Fire Codes, CGA’s “Safe Handling of Compressed Gases in Containers,” and company standards provide general guidelines for storing cylinders outdoors: z Ensure the pressure relief valve is in direct communication with the vapor space; z Use a well-ventilated area away from oxidizers, open flames, sparks, etc.; z Post “No-Smoking” signs; z Post hazard class or name of gases on containers; z Group by hazard class; z Protect from objects that will damage the metal surface—not near elevators, walkways, platform edges, or below heavy moving objects that may fall; z Protect from tampering;
Propylene Propane Pressure, Temperature, Pressure, Temperature, psig oF psig oF Cylinder Service Pressure 260 115 240 124 Minimum Relief Setpoint 390 149 360 158 Table 1. Pressures and Temperatures for LPG Cylinders As Table 1 shows, propylene relief valves may open at lower temperatures than propane. z Avoid prolonged exposure to a damp environment (graded surface prevents water accumulation); and z Do not obstruct exit routes. Three additional best practices are relevant to the incidents discussed in this safety bulletin that gas repackaging facilities should evaluate and implement as appropriate: fire mitigation, fire barriers, and gas detection. Fire Mitigation Exploding and rocketing cylinders put fire fighters at risk when attempting to extinguish a gas repackaging plant fire. Fixed fire protection such as fire monitors, deluge, or sprinkler systems can immediately cool cylinders reducing the likelihood of additional cylinder releases, fire spread, and off-site consequences. Fire Barriers Using barriers in storage areas can contain exploding cylinders and limit the spread of the fire in the first critical minutes before firefighters arrive. Gas Detection Area flammable gas monitors can detect releases. Detection of flammable gases may allow safety systems (such as alarms and deluge) to activate before ignition, reducing the likelihood of uncontrolled fires. Battelle report document variability in the opening pressure of relief valves in service, which found that a significant number open below the minimum pressure required by CGA pamphlet S-1.1. One company study and the Battelle report document a decrease in set pressure for subsequent valve openings after the initial opening. Although the performance of the CG-7 relief valves appears to be similar for propylene and propane, spontaneous releases leading to large facility fires have occurred primarily with propylene even though about 1,000 times more propane cylinders are in service than propylene cylinders. The propylene fires can be attributed to the greater margin provided in standard propane cylinders between the vapor pressure of propane and the minimum set pressure of the relief valve. Table 1 lists the temperature for various pressures in both propylene and propane cylinders.
9 Revising current practices to provide a greater margin between the minimum relief opening pressure and the vapor pressure of propylene will reduce the risk even when best practices are not followed. Lesson Learned The lesson learned from these fires can help similar facilities avoid damaging incidents. High ambient temperatures, in combination with low relief valve opening pressure, increase the risk of catastrophic fires at facilities handling propylene cylinders. Adopting best practices for storing and handling propylene cylinders can reduce this risk at gas distribution facilities. Revising current practices to provide a greater margin between the minimum relief opening pressure and the vapor pressure of propylene will reduce the risk even when best practices are not followed. Recommendations Compressed Gas Association (CGA) 2005-I-MO-R1 Communicate with your members who operate gas repackaging facilities the details of this incident and the best practices for handling and storing cylinders. 2005-I-MO-R2 Revise CGA standards for the CG-7 relief valves used in propylene service to require: 1) a greater margin between vapor pressure and relief valve setpoint (similar to propane); and 2) that valves be capable of multiple operations within the specified setpoint tolerance or be furnished with an indicator that alerts users that the valve has operated. z High ambient temperatures, in combination with low relief valve opening pressure, increase the risk of catastrophic fires at facilities handling propylene cylinders. z
10 References Britton, Laurence G, 1999. Avoiding Static Ignition Hazards in Chemical Operations, Center for Chemical Process Safety, American Institute of Chemical Engineers (AIChE), New York, 1999. Compressed Gas Association (CGA), 2000. Safe Handling of Compressed Gases in Containers (9 th edition). Chantilly, VA: CGA. Compressed Gas Association,
- Pressure Relief Device
Standards – Part 1 – Cylinders for Compressed Gases, 2001, Pamphlet S-1.1, (12 th edition), Chantilly, VA: CGA. Department of Transportation (DOT), 49 CFR Subchapter C, Hazardous Materials Regulations. CSB publications may be downloaded at www.csb.gov or obtained by contacting: The U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board (CSB) is an independent Federal agency whose mission is to ensure the safety of workers, the public, and the environment by investigating and preventing chemical incidents. CSB is a scientific investigative organization; it is not an enforcement or regulatory body. Established by the Clean Air Act Amendments of 1990, CSB is responsible for determining the root and contributing causes of accidents, issuing safety recommendations, and studying chemical safety issues. No part of the conclusions, findings, or recommendations of CSB relating to any chemical incident may be admitted as evidence or used in any action or suit for damages arising out of any matter mentioned in an investigation report (see 42 U.S.C. § 7412(r)(6)(G)). CSB makes public its actions and decisions through investigation reports, summary reports, safety bulletins, safety recommendations, case studies, incident digests, special technical publications, and statistical reviews. More information about CSB may be found at www.csb.gov. U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board Office of Congressional, Public, and Board Affairs 2175 K Street NW, Suite 400 Washington, DC 20037-1848 (202) 261-7600 International Code Council (ICC), 2003, International Fire Code, Falls Church, VA, ICC Lemoff, Theodore C. (ed.), 1998. Liquefied Petroleum Gas Code Handbook (5th edition), Quincy, MA: NFPA. Occupational Safety and Health Administration (OSHA), 29 CFR part 1910, subpart H, Hazardous Materials. Praxair Technology, Inc., 2006. “About Praxair,” http:// www.praxair.com, April 17, 2006. Stephens, D.R. et al., 2003. Testing and Assessment of CG-7 Pressure Relief Valve and Propane Cylinder Performance, Vol. 1, Columbus, OH: Battelle. Western Fire Chiefs Association, 2000, Uniform Fire Code, Fallbrook, CA, Western Fire Chiefs Association
FD06402 | 2006_美国_Bethune_Point_Wastewater_工厂爆炸-_Bethune_Point_Wastewater_Plant_Explosion__调查报告.pdf
分类:06_境外及港澳台调查报告 | 年份:2006 | 地域: | 严重程度: | 场所:厂房/车间 | 起火原因:燃气/爆炸 | 来源格式:pdf
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1 U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
BETHUNE WASTEWATER TREATEMENT PLANT EXPLOSION PUBLIC HEARING
Thursday, December 14, 2006
DAYTONA BEACH RESORT & CONFERENCE CENTER Tides A Meeting Room 2700 North Atlantic Avenue Daytona Beach, Florida
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2 Board Present:
Carolyn Merritt, Chairman and CEO John Bresland Gary Visscher William Wark William Wright Chris Warner - General Counsel
Investigator's Panel
Robert Hall Jordan Barab Randy McClure Jeffrey Wanko Katherine Leskin
Expert Panel:
Mark Brodie Edwin Granberry Brian Berke
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3
I-N-D-E-X
Opening Statments...........................4
Bethune Point Wastewater Treatment Plant Explosion Investigation Findings
Robert Hall, PE,
Investigator-In-Charge ................9
Jordan Barab
Recommendations Manager ..............24
Board Questions............................30
Panel: Testimony from Health and Safety Experts
Brian Berke, President Elect .........47
Florida Section
American Industrial Hygiene Association
Mark Brodie, Education Director
American Federation of State, County
and Municipal Employees ..............55
Edwin Granberry, VP of Government
Affairs, Region IV, American Society
of Safety Engineers ..................67
Board Questions............................73
Public Comment............................103
Closing Remarks...........................125
Adjourn
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4 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22
P R O C E E D I N G S
(8:05 a.m.)
CHAIRPERSON MERRITT:
Good morning. Welcome to this public hearing of the U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board, the CSB.
I'm Carolyn Merritt, Chair and CEO of the Chemical Safety Board. With me today are our other Board members: Mr. John Bresland to my right; Mr. Gary Visscher on the end; Mr. William Wark in the middle and over here on my left is Mr. William Wright. Also, with us this morning is our General Counsel, Chris Warner and CSB Staff members whose efforts have made this meeting possible.
The purpose of today's meeting is to hear key findings from the investigation team regarding the fatal explosion that occurred at the Bethune Point Wastewater Plant on January 11, 2006. We will also hear testimony from health and safety experts.
Before we begin though, I would
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5 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 like to point out some safety information. Should the exit in the back be blocked, for any reason these side exits also lead to the outside in the event of an emergency. I would also ask that if you have cell phones or pagers that you take a moment to mute them so that we are not disturbed, by ringing phones and that includes all of our press people. The exits here lead to the outside as well as the one in the back.
I think that's all. Thank you. Restrooms are on either end of this corridor.
On January 11, 2006, two municipal workers died and another was seriously injured while attempting to remove a steel roof over a storage tank at the Bethune Wastewater Plant. The plant was operated by the city of Daytona Beach.
Highly flammable vapors coming from the tank vent were ignited by a cutting torch being used to remove the roof above. The flames then entered into the storage tank
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6 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 causing an explosion. The explosion inside the tank led to multiple piping failures and a large fire that engulfed the tank and the workers.
On behalf of the Board and the CSB, I would like to express my and our sincere condolences to the families and friends of the victims and those injured.
There appears to be a gap in workplace safety coverage for state municipal workers in Florida. The communication of hazards to workers is an important factor in maintaining a safe environment and preventing accidents such as this one that we are going to be discussing today. Today's hearing will allow the Board to publicly ask questions regarding the investigative findings and expert testimony.
Information presented during the testimony will be further considered during the upcoming recommendations portion of this investigation.
I would like to acknowledge the
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7 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 CSB team who has been working diligently to investigate this tragic accident.
I would also like to thank you, the audience, for expressing interest in this issue that affects workers in your city and throughout the State of Florida. If anyone in the audience wishes to make a comment or speak to the Board publicly after the panel have given their testimony, please sign up at the table in the check-in area and I will call your names at the appropriate time. We encourage you to speak. Please note though that we will have to limit your comments to five minutes to give time for those who would like to speak.
I will now recognize any other Board members for any opening statements that they might have. Are there any Board members who have any opening statements?
(No response.)
CHAIRPERSON MERRITT: Well, with that then I would like to begin and thank you,
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8 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 the audience, for your attention and the Board.
Before we continue this meeting, I would also like to thank the City of Daytona Beach for outstanding cooperation with our federal investigation. I also want to let you know that our thoughts during this time are also with the family and the City on the loss of Mayor Yvonne Scarlett-Golden who passed away recently.
At this time, I would like to introduce our investigation team. First, Mr. Steve Salk is an investigation manager with almost 30 years of chemical engineering experience in the area of plant operations, design, management, and accident reconstruction.
He also holds several professional engineering licenses.
Mr. Robert Hall, who is our lead investigator, is a supervisory investigator for the CSB. Mr. Hall is a registered professional engineer and lead investigator
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9 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 for the incident at the Bethune Wastewater treatment Plant. He has more than 25 years of experience in design, inspection, and evaluation of hazardous systems.
His specialty is in mechanical integrity and regulatory compliance programs.
Thirdly, is Mr. Jordan Barab, who is a former special assistant to the Assistant Secretary of Labor for OSHA and has directed health and safety programs. He is serving as the recommendation manager for this investigation and has special knowledge of health and safety policy issues related to municipal employees.
I will now ask, Mr. Hall to present the key findings of this investigation. Mr. Hall.
MR. HALL: Thank you, Chairman, Merritt, and distinguished Board members.
Today we will cover three areas. First, the investigators will report on the incident and the major findings to the
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10 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 investigation. Following the investigator's report the panel of experts in the field of public employee safety will make presentations on OSHA coverage for public employees. Lastly, we will provide an opportunity for members of the public to comment on the incident and public employee safety.
I have with me the team that investigated the incident that occurred on January 11, 2006 at the Bethune Wastewater treatment Plant here in the City of Daytona Beach. We have prepared this report for you on the incident.
We will begin our investigator's report by providing an overview of the incident and our investigation followed by an animation of the incident. We will then present our major findings and answer questions for the Board.
The incident occurred on January 11, 2006 at about 11:15 in the morning. Three city workers were removing a roof damaged by hurricanes. The roof was installed over two
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11 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 chemical storage tanks. One was empty and one contained methanol, a highly flammable liquid. Methanol is used as part of the biological treatment process at the plant.
The workers using an oxyacetylene torch accidentally ignited vapors coming from the methanol tank. This resulted in an explosion inside the tank. A large methanol fire ensued leaving one worker dead, one fatally injured, and a third critically injured.
This is an aerial view of the Bethune Point Treatment Plant and the accident site. Here on the right is methanol tank, it is painted red. Here is the roof that was damaged, the man lift, and the crane that the workers were using. We will talk more about these later in our presentation.
Our investigation began on January 13, 2006, two days following the incident. As part of the investigation we thoroughly photo documented the incident site. We conducted
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12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 interviews with the Bethune Point Treatment Plant and other city employees. We also interviewed employees of Camp, Dresser and McKee, the engineering firm hired by the City that designed the methanol system. We collected and examined physical evidence. We reviewed documentation, researched similar incidents in Florida, and we analyzed the regulations with respect to employee safety in Florida.
In the course of the investigation, we had the full cooperation of the City including the fire, police departments, the utilities department, and the support services department.
We also appreciated the assistance and cooperation of the State Fire Marshall's Office.
From the evidence that we collected, we prepared an animation of what most likely happened on that tragic day last January. This animation is about two minutes in length. The explosion and fire began very
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13 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 quickly. Most of the events depicted in this animation occurred in just a few seconds. We have slowed them down so you can see what happened.
Here is the animation.
(Presentation shown)
NARRATOR: On January 11, 2006 three workers were removing a hurricane damaged steel roof at the Bethune Point Wastewater Treatment Plant in Daytona Beach, Florida. The roof covered two chemical storage tanks: one empty, the other containing about 3,000 gallons of methanol, a highly flammable liquid.
Two of the workers were up in a man-lift basket where they were using an oxyacetylene torch to cut the roof into sections. The third worker was operating a crane to lower the roof sections to the ground.
Beneath them methanol vapor, which is invisible but colored gray here for
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14 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 illustration, is venting from the top of the tank as the morning sun warmed the liquid inside. As designed, the tank vented the methanol vapor through a flame arrester. A simple device intended to prevent the contents of the tank from being ignited by a fire outside.
As the workers cut the roof, sparks from the torch showered down on to the tank. The sparks ignited the methanol vapor creating a fireball under the two workers in the open man-lift basket. The fire flashed into the flame arrester, but it was badly corroded and it failed to function. Flames spread instantly into the tank igniting the methanol inside.
The force of the explosion from the methanol air mixture inside the tank was so great it rounded out the tank bottom and lifted the tank walls. The blast ejected the level switch and flame arrester from the tank. Plastic piping connected to the tank
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15 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 fractured as the tank lifted and deformed. Methanol under pressure from the explosion spewed from the broken pipes and ignited spreading the fire.
Methanol from broken pipes sprayed the crane cab, caught fire and burned the worker inside. He died from his injuries the following day. Burning methanol vapors flowed out of the open vent on the top of the tank. In the man-lift basket both workers were now burning. One jumped or fell from the basket and died. The other worker escaped by climbing on to the roof, jumping to a lower roof, and, then, to the ground. He was gravely injured but survived after many months in the hospital.
MR. HALL: Our major findings from this investigation address issues in the following areas: A flame arrester installed on the methanol storage tank that severely corroded over time and did not work the day of the incident; a methanol system constructed of
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16 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 plastic piping, a weak and brittle material compared to steel; an ineffective safety program at the Bethune Point Wastewater Treatment Plant; other chemical incidents that have occurred at public facilities in Florida; and a lack of public employee safety coverage in Florida.
I will begin with our findings on the flame arrester. This is the flame arrester that was on the methanol storage tank, at the Bethune Point Wastewater Treatment Plant, and here is where it was installed on the end of this vent pipe. After the accident, it was found on the concrete foundation next to the tank.
A flame arrester is a safety device typically installed on flammable liquid storage tanks to prevent ignition inside the tank from an external fire. This device works by channeling gas through narrow gaps between metal plates. As a flame moves through the gaps, the plates absorb heat, and cool a flame
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17 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 and extinguish it. The size of these gaps and the cleanliness of the plates are critical to the performance of this device. If the gaps are too wide or the plates are dirty or corroded, they may not absorb enough energy to extinguish the flame. The manufacturer of this device recommends regular cleaning and inspection to maintain this critical element.
This is a photograph of the exterior of the flame arrester plates. These are the outside edges of the plates here. You can clearly see the dirt and corrosion buildup on these plates. Here are two photographs of the interior of the flame arrester showing the condition of the plates. Here, you can see how the plates are corroded. We measured the plates and found that nearly a half inch of the inside edge of the plate was corroded away. And here, we found portions of the plates actually missing, leaving holes where a flame could pass through.
The investigation found that the
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18 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 flame arrester was made of aluminum. Several published sources indicate methanol is corrosive to aluminum. Additionally we found that there were no cleaning or inspection requirements for the flame arrester and the equipment instructions provided to the city when the methanol system was installed. The city workers at Bethune Point were completely unaware of any need to clean or inspect this device. Not surprisingly, we also found that the city had not cleaned the device since it was installed in 1993. Had this flame arrester been cleaned, and maintained in good working order, the explosion in the tank would not have occurred.
I would now like to talk about the plastic piping. The piping and valves in the methanol system at Bethune Point were made of polyvinyl chloride, a plastic material. Compared to steel, polyvinyl chloride is a weak and brittle material. As you saw on the animation, when the explosion occurred inside
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19 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 the methanol tank, the plastic piping broke spraying the crane with methanol and the flame arrester blew off the end of the plastic vent pipe under the man-lift basket.
There is an overhead photograph showing the methanol tank in the upper right corner and the crane down here in the lower left. Here are the one-inch pipes where the level switch had been attached with plastic pipe. Here's the level switch that was found several feet away. When the plastic pipe broke from the explosion methanol sprayed out of these pipes on to the crane cab here and this is where the worker was when the methanol sprayed on the crane.
This is a photograph showing the tank and the vent pipe under the man-lift basket. The vent pipe is here. When the explosion occurred the flame arrester that had been on top of this vent pipe was blown off. Burning methanol vapors from the tank likely vented from this pipe directly into the open
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20 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 man-lift basket where the two workers were.
Camp, Dresser and McKee, the engineering firm hired by the City who designed the methanol system, specified plastic piping and valves for the aboveground portions of the system. National Fire Protection Association Code NFPA 30, known as the Flammable and Combustible Liquids Code is a widely used code for flammable liquid systems. This code requires valves installed on tanks, as well as their connections to the tanks, be made of steel. The methanol system designed by Camp, Dresser, and McKee, did not comply with this standard.
Additionally, OSHA standard 1910.106, the Flammable and Combustible Liquids Standard, allows plastic pipe in aboveground flammable liquid systems but only when necessary. In the investigation, we observed that the methanol tank was made of steel, that steel pipe is commonly used in flammable liquid systems, and that published
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21 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 data indicates methanol is compatible with steel. From this we concluded no necessity to use plastic pipe in this case existed.
Despite the OSHA and NFPA requirements, Camp, Dresser, and McKee specified and the constructor installed plastic pipe and valves in the methanol system. Had the piping and valves been made of steel, the worker in the crane likely would not have been fatally injured, and the injuries to the worker in the man-lift basket may have been less severe.
I would now like to talk about the Bethune Point safety programs. The City of Daytona Beach has a Right to Know, or Hazard Communication Training Program. The program was based on a Florida Right to Know law that was repealed by the State Legislature in 2000. We will talk more about that later in our presentation.
The investigators reviewed the City program and found that the training at
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22 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 Bethune Point was conducted only seven times in the twelve years preceding the incident and not since 2002. The investigators also found no evidence that would indicate that the Bethune Point workers were trained on the flammable and explosive hazards of methanol. The investigators also found a steady decline in the number of safety training sessions offered to the Bethune Point plant workers. It should be noted on this graph, as we have shown here, training sessions in the year -- It should be noted that each of these training sessions was likely an hour or less in length. Before 2000 there was an average of five training sessions a year and since 2000 the year the State also repealed the public safety law, there was a steady decline in the number of training sessions offered until 2004 and 2005 where there was just one training session in each of those years. Just one hour of training -- safety training -- for an entire year.
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23 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22
Additionally, the investigators found that the City eliminated its only safety position in 2004, further illustrating the decreasing importance of worker safety programs at the City.
Hot work is a common term used to describe activities such as welding, cutting and grinding. These are all processes that produce sparks or a flame that could ignite flammable materials and cause fires. Hot work permit programs typically require a view of the work area to identify and eliminate possible fire hazards. The investigators found that the Bethune Point Plant had no program, written or otherwise, to control hot work. In contrast, OSHA requires hazard communication training on chemicals that workers may be exposed to in a workplace. OSHA also requires a hot work program to prevent fires and explosions in a workplace. Had the City adopted and followed the OSHA standards, the workers likely would have been
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24 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 trained on the hazards of methanol, and systematically checked for fire hazards where the torch was being used and this incident may never have occurred.
At this point, I would like to introduce Jordan Barab our recommendation manager and one of the investigators on this case. He will talk about public employee safety.
MR. BARAB: Thank you, Mr. Hall.
As was evident from Mr. Hall's presentation, public employees in Daytona Beach do many of the same dangerous jobs as private sector workers, and are exposed to many of the same hazardous chemicals, heavy machinery, and other hazards faced by private sector workers.
Daytona Beach is not the only municipality in Florida to have had a chemical incident. The investigators conducted a survey of publicly available records addressing just chemically related incidents
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25 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 among public employees in Florida. The investigators identified 34 serious chemical incidents at Florida public facilities over the past five years including the incident that we are discussing today. These incidents caused two fatalities, ten injuries, many of which were serious, 23 medical evaluations, and 15 community or facility evacuations.
Because this is only publicly accessible data, mostly collected through press accounts it is likely an underestimate of the true extent of the problem.
Before moving on it's important to understand the national health and safety environment in which public employees work. The Occupational Safety and Health Act of 1970 does not cover public employees. The law does, however, provide opportunities for individual states to cover their public employees and to receive federal matching funds to support the program. Twenty-four states, colored here in pink, provide what's
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26 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 known as federally approved coverage of public employees and 26 states, colored here in purple, don=t.
These federally approved programs receive federally matching funds but the law stipulates that the staffing, enforcement and standards in these federally approved programs must be at least as effective as Federal OSHA. Of the remaining 26 states that do not have federally approved OSHA programs, several have programs that covers some or all public employees but the funding, staffing, and resources of these programs vary widely.
Florida was one of the states that had a non-federally approved public employee OSHA program and a right-to-know law until 2000 when the programs were eliminated by the state legislature. To address the situation where public employees were suddenly left with no workplace safety oversight, the Governor issued an executive order in September 2000. The executive order directed certain state
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27 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 agencies to voluntarily comply with a limited set of OSHA standards, not including construction standards.
Cities and counties, on the other hand, are not subject to governors' executive orders. The governor's executive order, therefore, only requested that cities and counties review existing policies, practices, and procedures, and implement any made necessary by the repeal of the state public employee health and safety program. Incidentally, Daytona Beach officials as well as other city and county officials in Florida have said they do not recall ever seeing the Governor's executive order.
It's important here to emphasize that when we speak of OSHA coverage we are not just talking about employee and employer compliance with specific OSHA standards, such as hot work mentioned before. OSHA coverage encompasses a number of other provisions including -- if you look at the first column
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28 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 of this chart here -- it also includes the ability of workers to request inspections by an outside authority and to participate in those inspects. This includes individual investigations, independent investigations of serious accidents and fatalities. It includes enforcement of the law, training that's required by specific standards such as OSHA's confined space, or emergency response standards, as well as OSHA's hazardous communication training about chemical hazards. It includes protecting workers against retaliation by management for exercising their health and safety rights. OSHA coverage also includes the ability of workers to access medical and exposure records, as well as general injury and illness statistics about their work sites.
Moving to the second column headed by State, you will note that Florida State employers are now required to voluntarily comply with OSHA standards and to provide
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29 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 training. But there are no inspection, enforcement, or protections against retaliation or access to health and safety records.
For cities and counties, here in the third column, even standards and training are optional.
I also want to note that the State of Florida through the University of South Florida has an OSHA consultation program that provides health and safety training and assistance to private sector and small business employers. The program is partially funded by federal government funds, but because of the federal funding the program is not allowed to offer any consultation services to Florida's public employers.
This concludes my presentation about the state of public employee health and safety protections in the State of Florida. I will now take questions from the Board.
CHAIRPERSON MERRITT: Thank you,
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30 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 Mr. Hall and Mr. Barab. At this time, I would like to open the floor for the Board members. Are there any Board member questions?
MR. VISSCHER: Madam Chair?
CHAIRPERSON MERRITT: Yes, sir. Mr. Visscher, Thank you.
MR. VISSCHER: If no one else would like to go first.
CHAIRPERSON MERRITT: Go right ahead.
MR. VISSCHER: Okay. Thanks.
Mr. Hall, I'm curious, what would have been good safety practices, had there been a safety program in this case? Can you explain how the work would have proceeded if there were practices and procedures in place?
MR. HALL: Well, there are two safety practices that come to mind that would be very important. First, is the hazard communication. As I indicated they did some hazard communication at the city but it was in effective in the way that it was done and that
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31 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 they randomly chose chemicals to review and in each of those sessions they typically reviewed only one chemical. They would go through the sheet. The program itself did not instill the workers with the sense of Awhen planning a job I should go look at the information on the chemicals in the vicinity where I am working.@ So that didn=t occur and a good hazard communication program would instill the workers with the need to go look at that material and review that material before doing work in that area.
The second was the hot work, which is an OSHA requirement as well. In the hot work program workers have to do pre-job planning where they go out, evaluate and look at what are the flammable and combustible hazards in the work area and then plan the work to a manner that you don=t cause a fire or an explosion. In this case had they looked at that, recognized the flammable hazards, an appropriate action may have been to drain the
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32 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 tank or to use a different method to cut the roof that did not involve a torch, an open flame or sparks.
MR. VISSCHER: Have you all looked at to what extent similar flame arresters are used elsewhere? You talked about that they were subject to corrosion, and these were obviously very corroded. Have we gotten any basis for how widespread the use of this particular flame arrester, particularly in these kinds of systems is?
MR. HALL: We did do some looking in to the flame arrester. We found a couple of things. One, with the flame arrester it wasn=t just the corrosion and the methanol but the fact that there was no requirement to clean and inspect, which is a very important requirement. Even though the flame arrester could be corroded by methanol, had they had a requirement to clean and inspect they would have discovered that very soon into the life of the flame arrester and presumably taken
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33 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 action to correct it or periodically replace the Flame arrester.
We also found in reviewing a similar plant that uses methanol, similar wastewater treatment plant that they had chosen a flame arrester made of stainless steel not corroded by methanol. They also had requirements to annually clean that flame arrester.
MR. VISSCHER: Do we know whether these flame arrester are -- Are there a lot of them being used?
MR. HALL: They are widespread throughout the country in flammable liquid service tanks not, just at wastewater treatment plants.
MR. VISSCHER: One clarification question from Mr. Barab. On the chart that showed the number of incidents in Florida in five years, it lists two fatalities. Is that in addition to this incident?
MR. BARAB: No. That includes
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34 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 this incident we are talking about today.
MR. VISSCHER: Oh, so these were the two fatalities.
Thank you, Madam Chair.
CHAIRPERSON MERRITT:
Other questions? Mr. Wright, do you have questions?
MR. WRIGHT: Mr. Hall, I would like to know what motivates a municipality to have a safety program in general and secondly, do we have any information in this particular case as to why they eliminated that program?
MR. HALL: There are many things that would motivate a company or a municipality to have a safety program. When you have workers and workers become injured you lose a valuable resource and so protecting the workers is protecting a resource. There are also costs involved with injuries that are prevented by having a safety program. So, it's a prevention program.
The City program, basically, was not a very comprehensive program and we could
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35 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 not point to any one reason for why it was declining but there just seemed to be a lack of interest in pursuing safety at the city.
MR. WRIGHT: So they lost their
motivation for some particular reason or just
MR. HALL: Well, yes. I think what we have here I think in this country in general and particularly with public employers where they are not covered by OSHA, where you don=t have a -- very often where you don=t have a law covering some of these issues, it becomes more or less optional to the extent -- not that it's optional whether or not to injure public employees, but cities particularly are rather restricted in terms of the funds they have to spend and they need to make some hard choices. Where there is no guidance, no strong guidance the choices can go either way. They can choose to invest a lot in health and safety or they can choose to invest in other city needs.
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36 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22
I think actually some of your questions may be answered better by some of the panelists we have coming up afterwards that are going to talk about some of the situations here in Florida and some of the things that motivate, particularly municipal and public health and safety programs. But, that is an excellent question. In fact, that goes to the core of what we are discussing today.
MR. WRIGHT: Thank you.
Thank you, Madam Chair.
CHAIRPERSON MERRITT: Mr. Wark.
MR. WARK: Yes. I would just like to up a little bit the previous questions. In particular, we are the U.S. Chemical Safety Board and I would like to know what lessons learned that we can apply nationally as a result of this incident?
MR. HALL: There are a number of lessons that have national implication. The first is that flame arresters and safety
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37 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 devices need to be cleaned, inspected and maintained so that they maintain their functionality. That's a very important lesson for any facility that has a flame arrester.
Secondly, they should be constructed of materials that are compatible with the materials in the tank they are protecting. Additionally, plastic piping should not be used in flammable liquid service above ground. It's incompatible with that service and should not be used.
Thirdly, safety programs are very important for municipalities across the country. As Jordan mentioned, 26 states are not covered by federal OSHA. The right to know hazard communication, hot work, these are important programs of significance to all of these 26 states that do not follow the OSHA standards.
CHAIRPERSON MERRITT:
Mr. Bresland.
MR. BRESLAND: Thank you, Madam
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38 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 Chair.
Following up on the hot work permit issue, going back to my days in the chemical industry. I always thought that two of the most dangerous things, potentially dangerous things that can happen when you are doing work around chemicals would be the hot work, burning around flammable chemicals, and also confined space injury. In my experience with hot work, typically there would be a permit program in place where someone would have to sign off. It could be the supervisor for the project, it could be the maintenance person who was in charge of the project and it could be the safety person as well. It appears that nothing like this happened in this incident. There was no -- was there any sort of check of what the potential hazards were before the job started? Did anybody look at the job? Did anybody sign off on it?
MR. HALL:
We found in the investigation one that there was no hot work
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39 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 permit program at all, which is a very valuable program because of the checks that it provides as you mentioned and also that second level review of management that signs off on the job planning where you get two sets of eyes to look at the job, not just one. But there was no indication that anyone ever considered the hazards or did any planning relative to the hazards.
When we were interviewing the employees, none of the employees that we interviewed understood what the flame arrester was, that methanol vapor could vent from that flame arrester. There was just a lack of understanding of the hazard that this tank represented in the facility and that there was not considered in any job planning. We interviewed the manager of the facility, who did not review the details of the job planning. He left that to one of the workers that was planning the job.
MR. BRESLAND: Moving more to the
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40 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 issue of the plastic pipe versus a steel pipe. What would have been the outcome in your opinion of this situation had steel pipe been used instead of plastic pipe in the areas where you described it should have been used according to the codes?
MR. HALL: If the only difference had been the steel pipe instead of the plastic pipe, the steel pipe when we looked at the mechanical properties of the steel pipe, it's more than ten times the strength of the plastic as well as more than ten times the fracture toughness, which is a measure of its ability to withstand fracture. It is the opinion of the investigators that that steel pipe would have remained intact, so you still could have had the fireball outside the flame arrester and if the flame arrester was not maintained the explosion inside the tank. But, then, when the tank lifted and deformed the plastic pipes would not or the steel pipe would not likely have broken and would have
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41 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 remained intact and that would have ended the incident at that point. You would not have the pressure spewing the methanol out the broken connections on to the crane and you likely would not have had the flame arrester being blown off the end of the vent pipe because the vent pipe was plastic, and that flame arrester was screwed on to the plastic threads, an extremely weak connection.
MR. BRESLAND: Thank you.
CHAIRPERSON MERRITT: I have a question about the design and engineering of the system, you mentioned that it was designed by an engineering firm, do we know that this system was designed specifically for methanol use?
MR. HALL: Yes. We do.
CHAIRPERSON MERRITT:
Was it certified by a professional engineer? I know that I have done these in my history and usually the plans are certified by somebody.
MR. HALL: The drawings that were
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42 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 prepared that indicated it was to be constructed of plastic pipe were sealed by a professional engineer.
CHAIRPERSON MERRITT: Can you tell me -- you said that methanol is corrosive to aluminum. In this service then is that information about the compatibility of aluminum and methanol or incompatibility of methanol and aluminum service, is that readily available somewhere?
MR. HALL:
We found that information readily available in information published by an organization known as NACE, the National Association of Corrosion Engineers, which is the premier organization in this country that deals with corrosion data. And that information was readily available from NACE. It required a simple table look up.
CHAIRPERSON MERRITT: Thank you very much.
Are there any other questions by
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43 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 Board members? Yes, Mr. Visscher?
MR. VISSCHER: What steps has the City taken since the incident regarding safety?
MR. HALL: The one major step that we know that they have done is they have reestablished the safety position and hired an individual with a background in safety to fulfill that position. It's likely they have taken other steps. The course of our investigation was really focused on what existed at the time of the incident, not the actions that have been taken since.
MR. VISSCHER: Thank you.
CHAIRPERSON MERRITT: Mr. Wright.
MR. WRIGHT:
Mr. Hall, you mentioned that the standard permits the use of plastic pipe when necessary. Can you give me an example of when the use of plastic pipe would be necessary?
MR. HALL: In certain cases you may have a chemical that would be incompatible
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44 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 with steel that would be corrosive to steel to such a point that you would need to provide some degree of protection in that sense. But there are also options there such as lined pipe, which are more expensive. But that would be a case where there would be an engineering necessity to use plastic.
MR. WRIGHT: Thank you.
Thank you, Madam Chair.
CHAIRPERSON MERRITT: We mentioned NFPA Code 30, is that commonly available? When engineering is done is it usually done with a specification that it meets all codes and standards?
MR. HALL: That is a commonly available and widely used code. In fact, the specifications that were written by Camp, Dresser and McKee actually referenced NFPA 30 for the tank construction. Yet, the same specifications said use plastic pipe. So the specifications were inconsistent within themselves in referencing a noted standard
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45 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 that required steel but then still requiring plastic.
CHAIRPERSON MERRITT: Are there any other questions by any of the other Board members?
(No response.)
CHAIRPERSON MERRITT: What we will do at this point is -- we have covered the first three segments of our agenda and we will take a 15-minute break at this time during which we will set up our panel who will then address the second two segments or the last two. Which are: other chemical incidents in Florida and the lack of public employee safety coverage in Florida. We are right on fifteen after, at 10:30 exactly we will start again. So please reconvene at 10:30.
(Whereupon, at 10:15 a.m., a recess was had:)
CHAIRPERSON MERRITT: Could I ask everyone to please be seated.
At this time, I would like to
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46 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 recognize Jordan Barab, who will introduce our panelists.
MR. BARAB: Thank you, Madam Chair.
We are now moving to our panel discussion where we will hear testimony from three experts on public employee health and safety. I'll introduce each of the three at the beginning and then they will make their presentations that will be followed by questions from the Board.
The first panelist is Brian Berke, President-Elect of the Florida section of the American Industrial Hygiene Association. Our second panelist is Mark Brody, Education Director for the American Federation of State, County and Municipal Employees in the State of Florida. Our final panelist will be Edwin Granberry, Vice President of Governmental Affairs for Region 4 of the American Society of Safety Engineers.
Mr. Berke.
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47 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22
MR. BERKE: Good morning. My name is Brian Berke. I am President Elect and past President of the Florida section of the Industrial Hygiene Association and I'm here today to discuss the national AIHA position regarding expansion of the OSHA Act to all federal and state employees.
AIHA was founded in 1939 and is the premier association of occupational and environmental health and safety professionals. AIHA's 12,000 members play a critical role on the front line of worker health and safety every day. Members represent a cross section of industry, private business, labor, academia and government.
My comments, which follow, are excerpted largely from AIHA letters of legislative support and AIHA news publications by the AIHA director of government affairs Aaron Tripler, and I have spoken to Aaron on this and he wished me good luck.
On February 13, 2003, the American
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48 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 Industrial Hygiene Association offered support for U.S. House of Representatives' Bill HR536, which was titled: The Fairness of State and Local Workers' Bill. This bill was sponsored to amend the Occupational Safety and Health Act to provide coverage under the Act for employees of states and political subdivisions of states.
The bill was drafted by Representative Robert E. Andrews of the First District of New Jersey. In that letter, AIHA indicated that support for the legislation was not a difficult decision. AIHA went on to say that it believes that all workers, regardless of their employer, should be provided with quality health and safety workplace protection.
The AIHA letter expressed AIHA's concern that resources which are expended by our state and political subdivisions are for citizen services and that those services are not compromised to provide worker health and safety protections. The AIHA's statement ends
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49 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 with the assurance that both services to citizens and protection to employees are achievable with adequate resource allocation.
AIHA's particular focus has always been and will continue to be the necessity of ensuring that adequate resources are allocated for training, compliance assistance and other forms of workplace health and safety education to meet OSHA compliance requirements. AIHA is concerned that without adequate funding OSHA would be stretched too thin in order to provide for the additional coverage.
In a July 27, 2005, letter AIHA again offered support for the bill to amend the Occupational Safety and Health Act of 1970 to apply to federal and state government employees. That was Bill HR3473. That bill would expand coverage to all federal and state government employees and the employees of political subdivisions of the state or any intrastate government agency; this Bill was sponsored by Representative Phil English of
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50 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 Pennsylvania.
AIHA once, again, cautioned about the need for additional OSHA funding to provide compliance assistance and enforcement. AIHA continues to be consistent with support as long as there are adequate resources committed.
The following comments I have are going to be largely my own. I have talked about AIHA National's position. I have had extensive -- I have an extensive background of working within the State of Florida so I just want to indicate these are my comments. They are not my present employer's, which is the Board of County Commissioners of Palm Beach County, which clearly has an excellent program. So, again, these are my comments only.
I have been involved with health and safety in Florida for over 25 years. I began my career in 1979 as a safety and health representative and later industrial hygiene
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51 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 supervisor and Florida Right to Know Committee liaison for the State of Florida Division of Workers' Compensation Bureau of Industrial Safety. At that time about 40 percent of the Bureau's activities were dedicated to public sector enforcement of which I participated. These are largely inspections and consultation.
Each year the Florida Legislature adopted pretty much pro forma the current OSHA standards, which were largely 1910 and 1926 standards for public sector coverage and that was what we used. Bureau representatives conducted regular inspections. In addition, they were known and recognized by their public sector context. I believe that the bureau's activities were largely effective and that a significant amount of anecdotal evidence indicates that we were successful in preventing deaths and significant injuries.
The Division was first organized following World War II and as most of you
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52 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 know, was disbanded in the year 2000. The presence of a state program made the need for public sector safety and health programs very clear. While most of the programs were established by the larger counties and cities within the state I think that without the legitimizing effect of having something like an OSHA requirement or standards it's very, very difficult and I doubt that few independent programs would have been established without that impetus.
Today, without any regulatory emphasis I think that only the most enlightened (shall I say) public sector entities support in a significant way safety and health activities. In my experience, most public sector employees have been shocked and probably very surprised to find out that OSHA cannot enter that workplace and that they do not have jurisdiction at those work locations.
I believe that safety can only flourish where it has its advocates and the
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53 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 modern culture of providing more with reduced resources is a challenge, which few entities are up to. Unfortunately, for many, safety is considered to be something that is just common sense and only affects other people. Typical safety activities are viewed, I think, by the public as being inconvenient, costly, impractical, not particularly cost effective. The prevalence of the 'it won't happen to me' mentality is widespread but, of course, everything changes when a significant incident occurs.
I have been the manager of employee safety loss control for Palm Beach County Board of County Commissioners for five years now. The safety program was first established about 25 years ago largely as a response to regulatory pressure. During the last 25 years, Palm Beach County has grown like all of Florida. Effective safety and health programs still make sense even without regulatory pressure. Workers' compensation,
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54 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 the union disputes, tort liability, certainly response to employee concerns, and not least of which is our strong responsibility to provide a safe and healthful workplace for our employees.
Presently my division is adequately funded and staffed and while we may all agree on the appropriateness of an effective safety and health program, I have no assurance that our program will continue to have the support that it has enjoyed up till now. Public sector is a political environment subject to cost cutting pressures and needs review constantly. Extreme pressures could be brought to bear on even our program in the future and our advocacy for safety and health programs within the public sector may be for naught.
A strong regulatory presence would make this task easier and the argument more convincing. It is my belief that only mandatory regulatory requirements, whether
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55 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 coming from a state or federal level, are needed to support and nurture safety efforts within the public sector.
Thank you.
CHAIRPERSON MERRITT: Thank you, Mr. Berke.
Are there any questions from the Panel or Board members?
MR. VISSCHER: We will wait until the end.
CHAIRPERSON MERRITT: Mr. Brody.
MR. BRODY: Thank you, Madam Chair.
Madam Chair, Board members, my name is Marc Brody. I'm the Director of Education for AFSCME Council 79 of Florida. We are part of the American Federation of State, County and Municipal Employees. We represent 1.4 million employees nationwide and 130,000 members in the State of Florida.
Working for state and local governments is full of dangers. As a union
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56 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 that represents public employees across the country, AFSCME is too aware of serious hazards that our membership face everyday in wastewater treatment facilities and other working sites.
In Florida we represent city, county, state, university, school board and private sector employees, including hospital, housing authorities, skill trades employees, clerical workers, nurses, service employees and each and every area that we represent face safety issues everyday. The tragedy that occurred at the Bethune Point Wastewater Treatment Plant dramatically reminds us once again that our members and other public employees face serious risk of injury, illness and death daily.
One of the things that we did when this first came up, is we went to our safety department out of Washington and we talked to them about what are the kinds of things that we needed to ask and look for. The questions
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57 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 that they gave us were: Could this incident have been prevented? Could the incident have been prevented? Was there an effective process in place to address the dangers present on January 11, and is there an effective safety and health program to prevent deaths and injuries from other well-recognized hazards? And we will hear from this body, and you will give us the answer to those questions, I'm hoping.
Public sector employees throughout Florida do not have well functioning proactive safety programs. There is no occupational safety and health law that requires them to. Florida is one of 26 states in this country were state and local government workers are not covered by a federally approved state OSHA plan.
It's scandalous that wastewater treatment workers and thousands of other state and local government workers in Florida do not have the most fundamental rights to a safe workplace that every American worker needs and
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58 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 deserves.
What does OSHA coverage mean? OSHA coverage means that employer must provide work and a place of employment which is free from recognized hazards that are causing or likely to cause deaths or serious physical harm to employees. Employers must comply with OSHA standards of which there are many that apply to hazards present in wastewater treatment plants. Employers must perform monitoring, maintain records, provide information and training to workers, and employers are subject to inspections and enforcement if they are not in compliance. That does not occur in the State of Florida.
There is a wide range of hazards associated with wastewater treatment operations. On one given day, workers may enter confined spaces, are exposed to potentially toxic chemicals, and have physical hazards and infectious agents. The work, equipment and machinery can cause severe harm
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59 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 with the potential of dangers that are well recognized.
What we need is an effective means to control the hazards and to protect workers and environment. In states where public employees are covered by OSHA, many of these hazards are addressed by specific standards. Unfortunately, at Bethune Point, these safety procedures were not practiced and two workers paid the ultimate price.
A hazardous communication program should have been in place. That's the Right to Know that we talked about earlier. The workers should have received training in the dangers of methanol and the appropriate procedures to follow where a risk of substance was present. Workers should have received training on the physical properties of methanol including the dangers of fire and explosion, and that a cutting torch could be the ignition source if methanol was present.
Daytona Beach did not have an
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60 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 effective permit system for performing hazardous tests or hot work. Current procedures should have been in place to assess conditions, determine if methanol and other substances were present, before using the cutting torch, nor does it appear that they had any implementation of a program that would talk about high aboveground work. One of the things that we talked about with our safety department is, there should have been written safety precautions. There should have been a standard that the job was evaluated before people went in and turned those cutting torches on. And certainly there should have been air testing and, again, they should have been looking for fire hazards whether it be leaks in that tank, oily rags, or whatever it was that could be combustible when you ignited something that had fire coming out the other end.
We are anxious to hear what the CSB Investigation has turned up, and what
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61 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 caused the explosion. We expect that you will find multiple lapses in procedure and identified hazards. We further anticipate that many of the conditions that existed in the plant at the time of the explosion are inconsistent with the provisions of numerous OSHA standards that were applicable requirements.
As always in cases following these type of tragedies, no investigation, finding of fact, or attributing blame will bring back the lives of those who were killed or injured. However, lessons can be learned through this incident. Lessons should include changes of equipment, more effective procedures, and better training. Another conclusion must be that all reasonable steps to make a workplace safe should not be optional. This means that Daytona Beach and other jurisdictions across the State of Florida should be required to provide protection that are contained in the Occupational Safety and Health Act and
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62 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 occupational safety standards.
Now, the states of New York, New Jersey and Connecticut have accomplished this by having federally approved OSHA plans that cover state and local government workers. Private sector workers, of course, are still covered by the jurisdiction of federal OSHA.
Now, what really makes this sad, what really makes this sad and disturbs us greatly, is that until 2002 Florida was covered by safety standards. We had a Florida Chapter 442, the Occupational Safety and Health that was modeled after the federal OSHA guidelines.
There were some pertinent sections. But, basically, what those statutes talked about
was
They talked about preventing incidents, accidents and occupational diseases, and they had through the Department of Safety the power to assess civil penalties and fines that went up to $50,000 for those incidents if the compliance wasn=t made. This section was entirely
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63 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 deleted in July of 2002 and they eliminated the Department of Safety, which was under the Department of Labor, which ultimately they eliminated also.
There were 17 sub-offices throughout the State of Florida, 144 employees in the Division of Safety were laid off. A lot of them were our members by the way. Governor Bush, legislators and business leaders had opposed the safety program for public employees, and they felt it was duplicative. Because of that we lost whatever safety issues we had.
Lacking state law, rules, or standards in occupational safety and health numerous public employees including cities, counties, school boards, and universities have adopted formal and informal policies and procedures to avoid worker accidents and promote safety. Many public-sector unions including ours have tried to include safety language in our contracts, but the problem is
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64 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 that safety language, except for a few, has really no teeth and you are in no way to back it with administrative criminal sanctions and violations.
We do have safety language in the city of Daytona that says that the city agrees to comply with all safety and health laws and regulations applicable to facilities and employees. It's nice language. We are going to be going back to the table and talking about how we can put some teeth in it. In addition, to their credit they do have safety committees and those safety committees work quarterly with management participation and union participation. I believe those have been reinstated along with the person coming in to do their safety.
Not only does the city of Daytona have language, the School Board of Volusia County has language that talks about safety committees and brining safety concerns in the form of a written document to the supervisor.
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65 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 Where we do have some very good language is our university system and our university contracts talk about employees have the right to refuse to do a job if they feel they are going to risk life and limb. Of course, that borders on being written up for insubordination, but we have had some good success and, again, they do come and inspect the job and talk about whether or not that job is going to be completed or they need to do some research into doing that job. But, again, the language is not as strong as it should be and we will be working on that further.
Although the recent political climate for federal standards and state is unfriendly towards AFSCME, the AFL-CIO, AFSCME and other unions have talked about readopting the Occupational Safety and Health.
If I could go back, I just want to mention one thing that I did miss. After the demise of the Division of Safety in 2002
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66 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 fatalities rose from 329 employees killed in 2000, to in 2005 404, an increase of 22.7 percent. Staggering numbers. Staggering numbers. We are very concerned about that.
Part of what we would hope that this committee would do in one of your recommendations, help us to bring forward the option that we include in your recommendations that a minimum for public service employees would be that they have safety rules based on federal OSHA guidelines implemented.
In conclusion, the lives and health of workers are worth no less if they work for public employers as they work for private employers.
We thank you for your time.
CHAIRPERSON MERRITT: Thank you, Mr. Brody.
Mr. Granberry with the American Society of Safety Engineers.
MR. GRANBERRY: Yes, ma'am. Good morning.
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67 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22
CHAIRPERSON MERRITT:
Good morning.
MR. GRANBERRY: My name is Edwin Granberry, Jr., and I represent the 30,000 members of the Safety and Health and Environmental Professionals of the American Society of Safety Engineers. I would first like to express our society's sincere sympathy to the families of the two deceased employees.
I have been a professional member of the society for 35 years and currently serve as the vice-president of Government Affairs for ASSE's Region 4. Region 4 includes the states of Florida, Alabama, Louisiana, Mississippi, Georgia and Puerto Rico.
I have been a resident of the State of Florida since 1930. I'm a consulting chemist and have more than 48 years experience in the field of chemical process, explosive safety
operations
ranging from manufacturing of nitroglycerin and high energy
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68 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 rocket
propellants
processing orange concentrate and cattle feed and finally serving as a launch safety officer on the Mercury, Gemini, and Apollo manned space launches at the U.S. Air Force guided missiles range at Cape Canaveral, Florida.
My work as a consultant has taken me to job sites both public and private from Key West all the way to the Panhandle and all across the United States. My service prior to now to the State of Florida has included two gubernatorial appointments to the Toxic Substances Advisory Counsel and the Florida State Emergency Response Commission.
I assisted in formulating the Florida Right to Know law before OSHA standard even existed. Mr. Berke who is here at this table with me was a member of that formulating group.
So I would believe that I do have a firsthand comprehensive understanding of the importance of safety for public sector workers.
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69 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22
It is under the most unfortunate circumstances that we have to meet today but I hope this public meeting will bring attention to a situation that every Floridian should know and be deeply concerned about. Florida's public employees do not enjoy the same occupational, safety, and health protections by law that the rest of us do. This is a longstanding national issue of concern to the American Society of Safety Engineers. There are an estimated 8.1 million state and local government employees, who are not afforded any kind of protection given all other U.S. workers under the federal OSHA Act. That is unacceptable. ASSE will be working through our various representatives to introduce legislation in the new Congress to address this shortcoming as quickly as possible in this coming year.
This is also been an issue of concern to Florida Safety and Health professionals and ASSE members since 2000 when
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70 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 Florida let sunset the administrative code provisions Chapter 442 that required public sector employees to comply with federal occupational safety and health laws. There is no doubt in my mind that if there's anything that I have learned in my long career is that employees are better protected when there is a standard that the employers know they must meet. It is not a negotiable thing. They must meet it.
We hear a lot of talk about government wanting to be efficient, to perform efficiently like business does. In the business world, merely meeting OSHA standards is considered a minimal, I repeat minimal level of protection for workers. Most large employers, as the state and many Florida municipalities would be considered, expect an even higher safety and health standard to be met. The bar must be moved higher from where it is now. Why is this?
It's because employers and I would
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71 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 suspect that even municipalities must understand that a good safety program and fewer injuries actually saves money in workers' compensation and liability costs, tort litigation costs, and health insurance costs, because they understand that they additionally have a moral responsibility, that they need to make sure that their workers are able to come home every night instead of being picked up by an ambulance at a work site. Florida workers deserve no less of a commitment to safety from their employers. When I say Florida workers, I'm talking about municipal workers.
While Governor Bush required 13 major state departments to comply voluntarily with OSHA standards through executive order of 2000-292, we do not know how seriously these departments took the order, and we do not know what other agencies, municipalities and other government employees are doing in this state to protect its workers.
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72 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22
With the deaths of the two workers and recommendations of CSB all of us here today should want to start a process to correct this lack of safety standards coverage for municipal employees. ASSE will urge the Florida legislature through appropriate means to establish a task force and charge this task force with researching and recommending to the 2007 session of the Florida Legislature a viable solution requiring adequate safety and health coverage for Florida's municipal sector employees.
In closing, I would like to respectfully challenge Senator Anthony Hill, Sr., and Representative Sandra Adams and Joyce Cusack, who represent Volusia County in the 2007 Florida Legislature to take the necessary steps to set up such a task force and to designate the membership from interested parties within the State of Florida. I would last, in closing, volunteer my personal services as a safety and health professional
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73 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 to serve on this task force representing ASSE.
Copies of my statement are available out at the front desk and I thank you for listening to my testimony.
CHAIRPERSON MERRITT: Thank you, Mr. Granberry.
At this time, I would like to open the floor for Board questions. Mr. Wright, do you have a question?
MR. WRIGHT: I do, Thank you, Madam Chair.
Gentlemen, given your statements, do you think or believe that the fatalities in this case would have been prevented had the State of Florida maintained its safety program?
MR. BERKE: I guess I'll start off. I think of course it's difficult to predict whether those activities would have prevented those fatalities. I think what's clear though is by having that activity a chain of events could have occurred. There
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74 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 could have been more interest. There could have been more positions. There could have been more activities that certainly would have had a high probability or higher probability of preventing it. I don't think any of us can really say whether it would have definitely prevented it but certainly, without those activities we know that inevitably those types of incidents occur.
MR. BRODY: I guess I'll respond also. It just becomes very clear if the standards had been met, if people had done the things they should have done before that torch was lit there is a good possibility that they would have detected the methane and that job would not have gone forward. So, it appears that it could have been prevented.
MR. GRANBERRY: As an experienced safety and health professional, I have always believed that training is the key to almost anything, not just in health and safety issues. Training, teaching and listening is a
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75 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 key to most of the world's ills. I am not on a podium right now, but I'll wax eloquent for a few seconds.
I have been a college university instructor. I served my career teaching the sixth grade at one point in my career. I have also taught chemistry and physics. It's very clear when I saw the shocking statistics of the lack of training sessions; the poor folks that were working this job did not know what was happening. Now, NFPA 51(b), which is fire prevention at cutting and welding sites, requires a fire blanket, a fire blanket over the -- you couldn=t put a fire blanket over that tank. It's too big. And they had no idea that the flame arrester was deficient and defective, had never been inspected since 1993, absolutely incredible.
So they were going into a situation they had not been trained to address. They knew nothing about it.
To answer your question and I
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76 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 would mirror what Mr. Berke said, I think if the laws of the State of Florida, the statutes had existed, there would be a probability that it might have been prevented but it goes much, much further than that. A law or statute does not prevent. It's simply a guideline. And you have to have active participation by the people the law or the statute applies to. That didn=t happen here at all.
MR. WRIGHT: Thank you.
CHAIRPERSON MERRITT: Any other questions?
Mr. Visscher.
MR. VISSCHER: Thank you, Madam Chair.
Mr. Berke, your local government has obviously kept a pretty active safety and health program. Would you explain a little bit why and what kind of pressures you have felt about it, if you have had those pressures?
MR. BERKE: Well, again, as I
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77 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 mentioned the program within Palm Beach County was started probably about 25 years ago and I think that good safety and health activities are a result of what we=ll call advocates. I was very lucky insofar as my predecessor was very interested in it and she had a mentor who I might say is Mr. Granberry here, who had worked closely with the County to set up that program. Clearly, at that time, we had the state, which had a presence, which had activities within the county. So, it was a relatively simple sell.
The fortunate thing for Palm Beach County is it is a relatively affluent county and I think people understood the importance of it. And again, I think that's why it was started.
Again, in those days we pretty much had similar activities, almost like a corporate kind of structure. My department has eight professionals within it and we've got probably almost 6,000 employees in
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78 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 constitutional offices everywhere from facilities to fire rescue and we have all kind of activities to support that. So I would have to give a lot of the credit to my predecessors and the fact that at heart the county and I think the employees are interested in safety. That's a cultural thing. I think that's a very hard thing, had it been the year 2006, to have similarly started the way that it did.
MR. VISSCHER: I think Mr. Brody and Mr. Granberry both mentioned the idea and belief that good safety programs actually save money, which I think is true and certainly safety people believe that. I don't know if there are people, if that awareness is as strong elsewhere, but it would seem to me that the absence of safety programs throughout the state, in fact, if it's premised on some sort of cost savings was, in fact, not accurate that, in fact, it ends up costing money. Has anybody that you are aware of done any kind of
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79 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 analysis of whether it's -- what workers comp rates in the public sector have done since the safety program at the state level has disappeared or any other kind of cost thing that would, cost analysis that would indicate that this has not, in fact, saved either local or state government money but, in fact, has ended up costing money?
MR. GRANBERRY: I have access to data which I don't have stored in my head right now, but I believe the answer to that would be a simple, yes, that the costs of workers compensation, the cost of insurance, the cost of replacing equipment and the costs of hospitalization have increased dramatically in Florida.
MR. VISSCHER: In the public sector?
MR. GRANBERRY: Yes, sir. And we can prove that. That's not just a conjecture. We can prove it.
MR. VISSCHER: If we asked for
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80 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 that --
MR. GRANBERRY: The answer is, yes, sir.
MR. VISSCHER: -- could you show us? Could you send it?
MR. GRANBERRY: Yes.
MR. VISSCHER: That would be very helpful, I think.
MR. GRANBERRY: I will jump ahead and answer, yes, we can do that.
MR. VISSCHER: Thank you, Mr. Granberry.
Thank you, Madam Chair.
CHAIRPERSON MERRITT:
Mr. Bresland.
MR. BRESLAND: Yes. I've got several questions for different members of the Panel.
For Mr. Berke, a couple of questions -- I'll give you a couple of questions and you can answer them at the same time. What is the budget in Palm Beach for
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81 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 your program and in a general way, what sort of safety issues would you cover in terms of municipal employees? I know we are talking here about a specific chemical hot work permit issue, but what other sorts of safety issues across the Board would you cover?
MR. BERKE: Well, to answer your question, I guess the total budget including salaries is a little bit over $1 million for my particular group. If memory serves me, we have about $160,000, $150,000 just for training efforts. I have eight professionals who are assigned to approximately 25 departments.
For instance, within water/utilities we are involved with, I know some acid storage and some response should there be leaks. Training, we do annual training for them. We have an active safety committee within that department. Our large departments do that.
We get involved with quantitatively fit-testing respirators for our
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82 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 1,200 fire/rescue people both for N95s and SCBA. We may have special projects based on -
- for instance, we have one going on to see
about fall-arrest equipment for fixed ladder within the county and through that, surveyed and prioritized and are working at getting fall-arrests for that.
Any number of things. I think one of the things is my coming from private sector it was very important, while loss control is an important factor and formerly my department's only title was loss control. Employee safety is certainly at least as important if not more important at least to me and I have tried to guide traditional industrial hygiene and safety recognition and control, evaluation control of hazards at the work site and we do that through a lot of active safety committees.
Additional budgets, for instance you asked the question of budgets, clearly things as far as fixed ladders and such, fall
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83 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 arrests that falls to the Department and we have been pretty successful at getting funding.
MR. BRESLAND: Do any of our counties or municipalities in the State of Florida have as comprehensive a program as the one in Palm Beach?
MR. BERKE: I can't really say. I know that I am contacted regularly by people within the state. My observation is some of them who have contacted me have perhaps one or two people. They seem to be most interested in fleet issues. Not to say those aren't important and we, for instance, do take care of fleet issues and fleet safety also. I think that it's rare for them to be trained and for them to get personnel who are trained in occupational safety and health in what I will call the traditional areas, rather than risk management and loss control.
MR. BRESLAND: Thank you.
For Mr. Brody, can you clarify the
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84 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 statistics that you give on fatalities? Maybe I wasn=t thinking or listening carefully enough but you had statistics showing the number of fatalities before and after?
MR. BERKE: Yes. This comes from the Bureau of Labor Statistics. In 2000 there were 329 deaths, and in 2005 there were 404 an increase of 22 percent. Again, that's from the Federal Bureau of Labor Statistics.
MR. BRESLAND: Which areas or which industries?
MR. BRODY:
That's overall. That's overall. I got this from our public relations person. So I don't have the answer to that.
CHAIRPERSON MERRITT: It's not just Florida that's --
MR. BRODY: No. This is for Florida.
CHAIRPERSON MERRITT: For Florida? That's one a day.
MR. BRESLAND: Is that public
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85 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 employees?
MR. BRODY:
That was the information that I received. If you'd like I can get clarification and get back to you but that's my understanding.
MR. BRESLAND: I think it would be interesting to know just in the public sector what those statistics are, were and are.
Another question for Mr. Brody. This appears to be a political issue in terms of the coverage of municipal employees. As a chemical safety board what can we do or what do you think would --
MR. BRODY: Well, I think part of what we are going to be doing is we are going to be going forward during this legislative session and talk about bringing back safety, OSHA safety.
Yes, it is a political situation. While this was going on there was a new administration. They were downsizing government, state government. They were closing agencies. Although, I don't want to
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86 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 get into that particularly, it was a bad thing that they did and I think what we need to do is bring it back. So we are going to be coming forth with legislation hopefully one of your recommendations will be as we are hearing is that we would be covered under the federal OSHA standards and that public employees have that option.
Did that answer your question?
MR. BRESLAND: Even at the local level is there support for going back to the way it was?
MR. BRODY: Well, we have good relationships certainly with the city of Daytona and with Volusia County -- I don't think that people are opposed to that. The problem is, it has to do with economics and it has to do with budgets, and with all the other things that have to go out in expenditures from the cities, counties, the school boards and the universities.
If nothing is happening, if there's not an accident that
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87 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 brings safety to the forefront then it's not something that's immediate and they have to deal with the immediacy of what's going on.
Having said that, I haven't spoken to any folks about whether they are for or against it, but certainly I believe that quietly there are people that would be agreeing with us.
MR. BRESLAND: Thank you.
CHAIRPERSON MERRITT: Mr. Wark, do you have a question?
MR. WARK: Yes, I just have one question actually and that is: With respect to the executive order that the governor signed making a lot of this voluntary, have you looked into the aspects of that with respect to whether or not it has been effective in any of the sectors that you would be concerned about?
MR. BRODY: Is that my question?
MR. WARK: All three, start with Mr. Brody.
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MR. BRODY: Yes, I guess it is my question.
The problem with having a voluntary system is that's exactly what it is and different people see it differently. The voluntary system we have now with school boards is that they will talk with us quarterly. The voluntary system we have with a lot of cities and counties is they will have labor management committees and they will have their own policies. The problem is, and again, I'm not talking about Daytona but I'm talking about in general. Because safety gets put on the back burner and the safety programs are not enforced and the training is not enforced, it caused them to take people off the job to do the training, they are working short staffed. They are more concerned about salaries and not laying people off. So any money that they can use to put into those areas they are going to do, and safety suffers.
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89 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22
So the voluntary systems that we have seen, unless something major comes up and we end up dealing with risk managers because it's going to start costing them a ton of money for injuries, we don=t see it being that effective.
MR. GRANBERRY: Most cities are not perceived as high hazard industries or locations. The average person on the street if you ask the question is working for a city garage, a high hazard occupation, the answer would be I'm sure no.
Generally, high hazard industries such as manufacturing explosives, that I am very familiar with, or nitroglycerine is considered very high hazard and you are generally allowed one mistake, and after that one mistake you can phone in from above to see what's going to happen to your family. So those types of companies have very, very stringent, very good, very comprehensible by their employees, safety and health programs.
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Entities that the management doesn=t think that there is a hazard - they usually have nothing.
Now, why would employees -- you have already answered the question, Mr. Hall's presentation. Why would employees think that a cloud of methanol is going to pose a hazard to sparks? Well, they have nothing in the back of their head about LELs and UELs, that's lower explosive level and upper explosive levels. Above and below those two numbers, gasoline, methanol, jet fuel, every flammable liquid is fairly innocuous in the limits of those two numbers. It's terrible.
So you have to have -- I believe the question was, is there a need or is there a recognized -- is there interest in re- instituting some sort of program. I would say the answer to that right now is, no. And I think that it behooves the members of my professional society to assist whomever we may in doing something about it. Mr. Bresland
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91 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 asked the question earlier about, are there other counties in Florida that have exemplary programs like Palm Beach County and the answer is, yes, and that is Hillsborough County in Tampa. They have an outstanding program.
MR. BERKE: I guess I would make two comments. The first of which is that I have no evidence that really in the public sector, at least for the people that I have dealt with, are aware of the governor's recommendations in any context. In other words, I'm not sure that in the public sector some people are even aware that the Bureau and the Department of Labor and all are no longer enough force, you know, from our standpoint. That's a little secret we would just as soon keep, we are not broadcasting it.
CHAIRPERSON MERRITT: It's out.
MR. BERKE: Yes, I understand that. I think that the other thing is that as far as an interest within public sector on safety programs, I agree with Mr. Granberry.
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92 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 I don't think that there's going to be a sentiment from people. It's going to come from workers. It's going to come from health and safety professionals.
You know unfortunately, peoples' view of risk and our view of risk is a lot different. I think there was a recent article in Time that talked about why do people worry about things they shouldn=t and they don=t worry about things that they should. I think unfortunately one of the things about health and safety people is we are constantly indicating things that need to be done that sometimes is a surprise and is not generally viewed as being particularly important. We are accused of being nitpickers and not really important. Certainly, nobody wants to hurt employees, but without those activities and without that training I just don=t think there's going to be an upswelling of interest in it. I think it's important though.
CHAIRPERSON MERRITT: One question
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93 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 I have is -- and we find this all the time in our investigation. There were many accidents that happen, small accidents that happen over time and there is no accident investigation or follow-up on the hazard that was created that caused that accident to happen. In Palm County, do you have, wherever you are, do you have an accident investigation follow-up process?
MR. BERKE: Well, actually it's funny you mention that because I have been with the county for about five years and we get what we call supervisor incident forms and needless to say we always see that as the corrective action, being more careful and all this kind of stuff. As a response to that and it just happens to be fortuitous, we actually provide about a half day training to supervisors and lead people on accident investigation which goes through a very, very amended, brief, root cause analysis and, you know, cause and effect, and you know,
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94 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 whatever, a few techniques to give them the idea that --first of all, one of the things is that preventing injuries and illnesses is hard work and it takes follow-up. It takes accountability. It takes a whole chain of things. And just identifying the proximal cause is clearly not going to do it. So, yes, we provide the training. Yes, we still get reports that are deficient. Yes, we have staff members that work with those people and, yes, we go out and we do, certainly, accident investigations.
On the workers' comp side, you know, what we advise people is that we should be as vigorous in making sure that people that are harmed get workers' comp as we are vigorous in making sure that people that really weren't harmed in the workplace do not receive it. So we try to be very above board but we have been pretty successful with that course. We have been doing it for about three years and we continue to do it.
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CHAIRPERSON MERRITT:
Well, recognition of hazards through accident investigation is certainly something that we always find is a key to prevention, because if you don=t recognize the hazards then you are just flying blind and -- yes, sir. Mr. Granberry.
MR. GRANBERRY: I would like to point out, you just said a key thing that I think is extremely important. I'm sitting here looking at this podium and somebody has taped down the cords for your monitor, that's fine. But, by NFPA Life Safety Code 101 and which is part and parcel of Florida State Fire Marshal's regulations the leading edge of the platform is supposed to be highlighted and a black nosing is not a highlight. So that platform is in violation of the state fire codes.
The point of my little story is that hazard assessment, failure mode effects analysis, root cause analysis are all-
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96 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 important things that started early on with NASA. And those of you who can remember some of the details of the Challenger -- I mean, here we have probably the most complex piece of equipment ever designed anywhere in the world, and what happened? O-rings between two solid propellant rocket motors, because that horrible morning in January the O-rings froze. And when polymeric materials freeze, as Mr. Hall can testify to, their physical and chemical properties change, so they failed.
So in order for a city to get excited about -- Instead of talking about deaths and fatalities and hospital cases and insurance, talk about saving money. And safety engineers, not a lot of us but most of us years ago realized that if you want to get into the CEO's head and front office, you need to talk money because they will listen to that. It has never failed for me.
MR. WRIGHT: I have a question, Madam Chair.
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97 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22
CHAIRPERSON MERRITT: Yes, Mr. Wright.
MR. WRIGHT: Gentlemen, in your statements you have all, if I'm correct in understanding your statements, alluded to the fact that when the state eliminated its program, and when the governor and his executive order encouraged or recommended to municipalities to review standards and to adopt those that would protect workers, that we have, in fact, in some way lost part of the safety culture. I would like it if you would give comment with respect to how you view the safety culture at the local and state levels in view of the executive order that's been passed in the State of Florida. That is, are they embracing safety? Are they ignoring safety? Is it an evil necessity? How do you view the culture today with respect to safety?
MR. BERKE: I can only speak from my experience, obviously within the county; I think our safety culture is good. It needs to
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98 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 be a lot better. Reinforcement in the way of -- I'm not inviting enforcement actions, but reinforcement in terms of the fact that there is a legal issue and there is right of entry I think is important to support the programs. I'm not aware of anything going on within the state in terms of that much activity. I work, and again, certainly within public sector we have very, very little to do with the remains of the consultation program that's at the University of South Florida. But certainly, the safety culture has gone down a lot.
Again, I was with the state's program from about 1979 to '84. We would go into a small city whether it was Leesburg or Mt. Dora or something else.
We would do our inspections. Obviously, the quality of the inspections were dependent on the quality of the person who was doing it. Some were very high level. Some were not as high as we wanted but we kept working at it. The people knew us. There was a relationship so that
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99 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 they knew whom to call if they had some issues and we were resources. I would surmise that that is pretty much gone and I think that's a shame.
CHAIRPERSON MERRITT:
Mr. Granberry.
MR. GRANBERRY:
You asked questions about safety culture and what our perceptions might be of safety culture in the State of Florida. That's a very difficult question to answer. I think anybody can give a broad general answer that covers the entire state.
However, if you look at specific companies and specific jobs, for example, the next time you, and this will happen even in D.C. or Maryland or Virginia, drive down the highway and you see a power line crew working at heights on a telephone pole, power pole, whatever, they all in warm weather in Florida are -- in Florida right now, you always wear a long sleeve shirt. Why is that? That's to
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100 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 protect your arms from electric flash, so on and so forth.
So the crews for our state utility companies, I don't think their culture need to change because they have a culture. It's already there. They have used it for years. And they know that it's important. The places that don=t know that it is important are the small battery shop west of Miami where they take old batteries and dump the contents out into the sand and they have people working there drawing sulfuric acid out of plastic containers and pouring it into the new containers and then they have a tar pot and they put a new top on the battery. And this mom and pop shop has only three or four employees. Safety program? They don=t even know what you are talking about.
So to say that safety culture in Florida is broken would be incorrect. It's broken in some places. It's wonderful in others. Obviously, in this location, in this
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101 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 instance it wasn=t even there.
MR. WRIGHT: My question was more pointed to the public sector as opposed to the private sector.
And I was trying to differentiate between the governor's executive order where he directed various state departments to embrace safety versus the local municipalities where he said please review or recommended that they review and adopt as necessary.
I was wondering from your professional judgment as to whether or not there is any perceptive difference between those two.
MR. GRANBERRY: In my opinion, the answer would be, yes. For example, two of the departments in the State of Florida that have
to comply with safety regulations, all right -
the Department of Lottery, and the Department of Corrections, Prisons. I don't think I need to say much more.
CHAIRPERSON MERRITT: Are there
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102 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 any other questions?
(No response.)
CHAIRPERSON MERRITT: If there are no other questions at this time I want to thank the panel very much for your participation and for your input. It's very valuable to us as we perceived. And while you are departing, I would like to ask if there are any members of the audience who would like to give public comment to please register and we will prepare for that public comment.
MR. BARAB: Madam Chair, I also wanted to add one thing. Just for the record, we also invited the Florida League of Cities as well as the Florida Chapter of the National Association of Counties to testify before the Board today, both of which declined.
CHAIRPERSON MERRITT: Thank you.
Anybody who would like to speak please just be recognized when I ask for that information. The first name I have here is Ricky N. Jones. If you wouldn=t mind, please
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103 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 state your name in the microphone and your affiliation?
MR. JONES: Thank you, Madam Chair. My name is Ricky Nelson Jones. I'm the brother of Clyde Anthony Jones, one of the ones who was tragically killed during the incident. I'm here looking for closure and the comment I have is about the tank itself. Was the tank really a part of the treatment plant at the time or had they moved on to another way of treatment, and if so, why was it still there and filled with liquid or half filled with 3,000 gallons of liquid? Shouldn=t it have been removed prior to that and by professionals instead of city workers with no training?
CHAIRPERSON MERRITT: Thank you. We will take that comment and those will be answered in the report. Thank you, Mr. Jones. Mr. Ebbets, please state your name and affiliation.
MR. EBBETS : Madam Chair, my name
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104 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 is Charles Chobee Ebbets, I'm an attorney for the Estate of Clyde Jones representing his wife Casey and the family.
I would like to make two comments first before I then add some comments of fact that may help this important Board. One, I have practiced for 30 years and had to represent similar families in other tragedies. I have dealt the with NTSB, the FAA, with OSHA and I want you to know that your staff has been the most courteous and been the most honestly concerned about the welfare of the victims and finding the truth of any organization that I have had the pleasure of dealing with and they are to be commended. They have never breached their levels of confidentiality, never given false hope but shown real concern without being asked to show that concern, and I can tell you that is wonderfully refreshing to people charged with the responsibility of finding answers for the families involved.
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105 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22
Secondly, I want to thank you for the thoroughness of this morning's presentation. The families, the ones that I represent, certainly other families every hour that that young woman there has been alive since she was told her husband was in the situation he was, and then certainly lost him the next day, there hasn=t been an hour go by that she has not wondered why this happened. And today for her and many others it's starting the process of having clarity to what happened.
When she came to me and these are the three points I would like to add, when she came to me asking for help for her family she said to me what many people in her position recognize immediately. All the money in the world will not bring her husband back. And in answering the question of why did she lose a man like her husband and why did these other people suffer their loss, what she wants this Board to know and would say to them is, if
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106 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 there's any way that what you can do can bring a message so that one other person's life is saved, one other person is not critically or severely injured, then that helps at least her and her family have comfort that her husband's loss was not in vain.
The points of fact that I would like to add for you are important points that your investigators would not otherwise know without me telling this Board. One, I don't know the backgrounds vividly of the other men, but I do know the background of Clyde Jones. You need to know that Clyde Jones was a member of the United States Army and served in the Gulf War as a Ranger. He was not an unintelligent man by any stretch of the imagination. He was not a man who would recklessly and carelessly expose himself to a risk such as this. He had been trained in the highest levels of safety, as you can imagine, to put his life in harm=s way as a Ranger.
He had worked at that plant for
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107 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 five years. He had with pride showed the plant to his wife saying, this is where I work. He never knew, never knew the dangers of those gasses and what type of explosion could occur. And if there's any thought about that these people were just three stupid people doing something careless, that even common sense would tell you not to do, I want this Board to know that is not a fact.
Secondly, I want you to know that I had requested as their counsel the records of the City of Daytona Beach regarding the building of this plant and I was given access to four boxes of materials through a public records request. I don't know that your panel, your investigators have really needed to look there or wanted to look there but I will tell you there is a great deal to be learned from looking in those boxes of materials.
What you will find is as in so many city projects or government projects the
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108 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 idea of Amake it as cheap as possible@ was ever-present and time constraints, get it done, was ever present, and price and cost overruns were rampant throughout the letters that are in the materials. I was shocked, and I don't know that your investigators know this but in late 2003 as they were going through necessary testing procedures to put the plant online, the flame arrester had not even been installed yet and someone discovered that and said, oops, where is the flame arrester. And there's literally a letter to that in the city records.
The second fact that I don't know that the investigators have commented on is that we that have lived in this community along the ocean's edge and know the caustic effects of the salt water environment, Floridians know that by and large, the fact is this plant was less than 200 yards from the edge of the Halifax River in a highly caustic salt environment. Everyone knew that. So the
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109 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 need for regular maintenance was even heightened by where the plant was located.
Then the third point is that while the Board properly, the investigators properly identified to this Board that there was complete absence of any specific training for the dangers inherent in working around flammable gasses. In my early discovery in this case I have learned that there was absolutely no safety setup for this project whatsoever. That no city manager, no plant manager, no plant assistant manager, no one said: AOkay, we want you to remove the work. How do you propose to do it?@ I mean nothing. Not even like, what are you going out to paint? So it is such a high level of lack of concern that what my clients would ask this Board to do when it is collecting and making its recommendations, is to as strongly as it can say it, bring to the attention of places, of entities like Daytona Beach the need to do things immediately.
Casey's comment
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110 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 whispering to me over and over again, is tell them now, now. And I assure you that while there have been efforts to say we will do this, those efforts really aren't accounting for anything until the programs are really in place. And we would hope that this Board could do that.
Again, I want to thank you for all that you have done on behalf of this family and the other families involved.
CHAIRPERSON MERRITT: Thank you. Mr. Jim Smith.
MR. SMITH: Thank you, very much, I'm Jim Smith of Arthur G. Gallagher Company and also on the Board of Directors for the American Society of Safety Engineers. I want to echo some of the gentlemen's comments on the CSB. First of all, you know, you have to be commended to take on a public forum like this because it's such a big problem in Florida. I deal with a lot of municipalities and governmental entities on a day-in, day-out
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111 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 basis and I have a whole host of answers to many of your questions.
One of the things I'd like to suggest is that I know we talked about the safety program and a lack of that. You know, we=ve really got to look at who is managing that at the city or county level. I mean, if you don=t have a professional managing this process, I don't care what laws you have in place if somebody doesn=t know how to do hazard analysis, hot work permit designation, coordinating in this political environment, you are just going to be having rules that sit there with nobody to manage it at the local level. So that's one of the things I think you should consider.
The second thing I would consider is that I would love to see you do a survey with the county and city management people, even the Boards of these city and counties to find out, do they really even know how many workers are getting hurt every day on their
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112 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 job because, Gary, your answer is that 60 percent of the claims, all claims for city and counties are worker related injuries, 60 percent. Those are data that I can show you.
The thing about it is that we've got to look at somebody managing the process especially in a political environment like the city and county government. You are always competing with dollars and cost savings, so you have to have people to be able to number one know the technical skills but also have the business savvy to be able to take that and make it work within the county and city and change those cultures that don=t have it and enhance those cultures that do have it.
So I would like to offer that as a future something that CSB might want to consider. But I do want to again echo CSB's in coming forward and making this a public forum because this is something that really the governor's office, some of our legislators really need to take a look at. This really
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113 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 has an opportunity -- this is not the end. This should be the beginning.
So that's the comments I would like to make. Thank you.
CHAIRPERSON MERRITT: Between, I would ask is that the data you have with regard that you were speaking of, that you submit it to for the record. We would be happy to do that.
MR. SMITH: Well, you guys can talk with me about this. Some of it is proprietary so I have to collectively put it in some generic format but if you want to talk with me off the record then we will be glad to talk and work with you and show you some of the data.
By the way, for your answer, John, there are 27 fatalities in 2005. It's on the database. You go to the Division of Workers' Compensation database. I've got a report for you. I'll hand it to you.
You can query on the Division of
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114 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 Workers' Comp database -- you can query different SIT codes in terms of general government. You won't get all of the government but you will get a lot of the government. And you can actually print out that data right there. And it will show you how many total, what they call indemnity losses, how many cases, there's tens of thousands.
By the way, an indemnity case is when somebody is severe enough to be injured, they lose seven or more days of work. This is not one or two days you are out. This is seven days you are out. So there's tens of thousands of cases every single year.
It gives you the average cost of a workers' comp claim. I mean those are business value case -- you can make cases for managing this process.
But I will be glad to talk to you. I think I have given one of your investigators my card and certainly would like
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115 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 to work with you if you need any of that data. So, Thank you.
CHAIRPERSON MERRITT: Thank you very much.
Marie Mobley, I don't know if I have pronounced that correctly.
MS. MOBLEY: That is correct.
Hello, my name is Marie Mobley, I'm with the American Federation of State, County, and Municipal Employees. I work in Miami-Dade County=s Solid Waste Department. That's the sanitation department for those of you who do not know.
First of all I would like to sympathize with the family of the bereaving family and to all the bereaving families that I have worked with through the 27 years that I have worked with the county.
I have heard a lot of statements this morning and it's somewhat similar or sad that we go through a hidden safety or a hidden items as the families have just gone through.
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116 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 I mean through the years that I have been there and being there now it's very few people that deal with sanitation that live past their 30 years. A lot of them hate to retire because there is no life expectancy after the 30 years. It's the natural chemicals or the hazardous conditions that we are faced with.
I mean I look at the fire department, police department, how they have certain things in their clauses to protect them or pay them while they are working under these conditions, and here we are, sanitation workers, not only in the State of Florida, throughout the states, all over the United States and anywhere that deals with sanitation, we have no protection. Not with government, with OSHA, with no one. I mean those are hidden elements that you, me or anyone does not see. It's the things that we breathe. It's how we collect. How we dispose of.
I looked in the landfills on the
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117 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 way here this morning from Miami and I noticed that every landfill from Dade to Palm Beach or anywhere that I have been even to Jacksonville, Orlando, throughout the state, it's somewhere near water. And that leaching has a format of running off those landfills because there's a layer of how we do the landfills that gets into our water table. And through that process, there's a cleaning process that they have to do in order to make it acceptable for us to drink. I mean that's just one of those incidents that you can relate chemicals getting off into.
But the main thing that saddens me with the family and with the conditions that I work under and throughout all the states, as I said, for other sanitation employees, that there is nothing set up for us, no type of retirement, early retirement. No type of benefits because Miami-Dade County has specifically stated that there is no one across the southern eastern part of the United
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118 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 States that receives a compensation for the type of work that we do.
Like I said, before, I'm saddened for that family, but I'm also saddened for those families that belong to me and the people that surround me that work with me and the people that do work just like I do because there is no element set in place or no protection set in place for those employees.
Thank you.
CHAIRPERSON MERRITT: Thank you.
MR. WILLIAMS: My name is Jerry Williams and I am also with American Federation of State Municipal Employees, and like we say in the panel people have said there's no regulation when the governor took the regulations out, nobody want to put safety first. They want to put making money first, money over lives. And you see it every day. Money over lives and like the man says, if you talk money then they will listen to you. If you come in there and say safety, you need
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119 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 some kind of regulation they won't do it. And it's sad that people have to die before we see that we have a need for safety.
CHAIRPERSON MERRITT: Thank you. Are there any other comments? Yes, ma'am. Please state your name and affiliation.
MS. BOHAN: Good morning, my name is Jessica Bohan. I'm a certified --
CHAIRPERSON MERRITT: Could you spell that please?
MS. BOHAN: B, as in boy, o-h-a-n, I'm a certified safety professional and also on the Board of Directors for the Certification Council of Environmental Safety Technicians.
I currently work at the University of South Florida OSHA consultation program and I used to work at the State of Florida Division of Safety, which has come under quite a bit of talk this morning. I wasn=t originally going to speak but it's been such an interesting and informative meeting I thought maybe my comments would be interesting
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120 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 or helpful in some way.
First of all, I'd like to express my condolences to the families. I think -- may I continue in a moment?
CHAIRPERSON MERRITT: Yes.
MS. BOHAN: Thank you.
CHAIRPERSON MERRITT: Do we have another commenter?
MR. MALO: Good morning. Thank you, Madam Chair.
My name is Walter Malo, I'm safety program manager for the State Fire Marshal's office within the Division of Financial Services the State of Florida. I just want to give you a point of information because I have been hearing everybody say that public employees don=t have any protection.
Firefighters do, and I'm their protection. When the Division of Safety was allowed to sunset in 2000, the State Fire Marshal Chief Financial Officer began doing what needed to be done to secure permission
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121 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 and authority to create safety programs for firefighters. We have Florida Statute 633.801 through .821 and Florida Administrative Code 69A-62 which comprise the Florida Firefighter Occupational Safety and Health Act. They are the only public entity employees with that kind of protection. I just wanted to give you that kind of information.
I want to thank you for an excellent presentation. Outstanding. And, again, as others have done I want to express my condolences to the families.
Thank you very much.
CHAIRPERSON MERRITT: Thank you.
Ms. Bohan, spell it again?
MS. BOHAN: B-o-h-a-n.
CHAIRPERSON MERRITT: Bohan, Thank you,
MS. BOHAN: I think I'm okay now.
Anyway, I wanted just to say in the Division of Safety we provided a variety of services to the public sector employers.
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122 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 Enforcement was one, just one component of what we did. We also provided training, assistance with developing programs such as hot work permit, lockout, tag out, confined space entry, things like that. I performed fatality and complaint investigations in behalf of both the government as well as the employees if there were complaints.
During my time, there I started in about 1995 and, of course, I lost my job June 30, 2000. There was always a real need for our services. I was located here in the Daytona Beach satellite office. We were from the Orlando Region. Some employers were better than others but they all needed some help and we were able to provide them specialized technical at no charge. And with public sector, we all keep talking about money, and here was a resource they could call and we could do things for them.
The day I lost my job, well, we knew it was coming, we watched the Senate
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123 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 session very carefully, I remember thinking to myself well, who is going to watch out for these employees. I'm gone. They don=t have me to call anymore. I had cases of asbestos exposure, lead exposures, trench collapses, every kind of exposure you can think of because public sector work we heard earlier a gentleman reference, it's typically classified as low hazard but there are position such as fire, police, wastewater, utility work that is high hazard. And so who would go out? Who would stop the work? Who would make the complaints? Who would make the report saying, here is how we can prevent this in the future. We were gone.
I find it -- I now work, like I said, for the USF OSHA Consultation Program. We provide services in the private sector but are not allowed by law to help the public sector. They can use our video library but they can't call me for technical advice. I can't come out and look at a job site for
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124 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 them.
One thing I realized in public sector is that that work is not glamorous. There are no public sector jobs other than maybe being a high-ranking official. These people work hard for a living. Typically, they are not paid very well, but they work for every penny that they make and they are proud people and many of them have been at their jobs for many, many years.
I think it's appalling and yet I'm still astonished we have not done anything in the State of Florida since 2000 to rectify the situation. How in the United States of America can we treat our public sector employees, the ones that keep our communities functioning, we can turn the lights on. We can use the toilet. Things we take for granted. There are people out there every day working on these systems and we are not protecting them.
So it's my recommendation or
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125 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 request to the Board to please look at getting away from voluntary compliance. If there was no speed limit on the road, I would drive as fast as I could.
Thank you.
CHAIRPERSON MERRITT: Thank you. Are there any other comments?
(No response.)
CHAIRPERSON MERRITT: I would like to thank everybody for your participation and for your efforts.
We appreciate your attendance at this public meeting concerning the CSB's investigation of the fatal Bethune Point Wastewater Plant explosion. This has been a very informative and insightful day. Our investigation team has provided us with new information about the conditions surrounding this accident and I thank them for their continuing hard and excellent work on this and other investigations.
The Board will be considering everything that has been said today as we move
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126 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 forward in developing recommendations for preventing similar future accidents.
I also want to thank each of the panelists specifically for their comments, their perspectives and their efforts for coming here today and would again like to thank the audience for your attention and your participation.
We hope to finish our investigation within the next month and will return here to Florida with our final report and safety recommendations. Did you get that? A month.
With that, I would like to thank everybody and adjourn this meeting.
(Off the record.)
FD06403 | 2006_美国_Synthron_化学品爆炸-_Synthron_Chemical_Explosion__最终报告.pdf
分类:06_境外及港澳台调查报告 | 年份:2006 | 地域: | 严重程度: | 场所:化工/石化 | 起火原因:燃气/爆炸 | 来源格式:pdf
[These statements were released at a news conference on March 1, 2006, in Morganton, NC, to update the public on the Board’s investigation of the fatal explosion at Synthron Inc. January 31.]
Statements of Board Member John S. Bresland and Lead Investigator James R. Lay, PE U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board (CSB) Update on the CSB’s Synthron Investigation Morganton, North Carolina March 1, 2006
MR. BRESLAND:
Thank you, Mr. Gilmour, and welcome to this briefing to update the public on the U.S. Chemical Safety Board’s investigation of the tragic accident at the Synthron chemical manufacturing plant on January 31.
With me this morning are the Board’s lead investigator, Mr. Jim Lay, and Major Ferber and Sergeant Duplain of the Morganton Department of Public Safety. Major Ferber and Sergeant Duplain have kindly agreed to appear here today to discuss the city’s interest in this accident, and the emergency response.
Before I begin, let me offer my sincere condolences to the family and friends of Mr. Curtis “Butch” Brackett, who died of burn injuries several days after the explosion. Mr. Brackett was the maintenance chief at the plant. About a dozen others were injured, and we express our sympathy to them and to their families.
The U.S. Chemical Safety Board is an independent, non-regulatory federal agency. We are here investigating the explosion at Synthron to determine its root causes. We make our findings and recommendations public in the hope of preventing similar accidents in the future at other establishments. Our investigation is separate and independent from those of the North Carolina Department of Labor, local authorities, and the company.
This is the CSB’s second investigation in North Carolina in recent years. From January 2003 to September 2004, we investigated the catastrophic dust explosion at West Pharmaceutical Services in Kinston, which killed six workers and injured 38 others. Our investigation in that case led to some important recommendations to the state and others.
The event at Synthron was a powerful explosion, which in addition to causing injury and loss of life, essentially destroyed the manufacturing facility, heavily damaged nearby office structures, and caused significant damage to a church across the road. The blast shattered windows in homes and cars, with the potential to injure members of the public. Fortunately, most of the employees of the plant were able to evacuate the production area before the explosion occurred, avoiding an even greater tragedy.
CSB investigators have been here in Morganton each of the four weeks since this accident occurred. Our lead investigator, Jim Lay, is a registered professional engineer
who joined the CSB in 2005, after a 30-year career in the chemical industry and in process safety consulting. Mr. Lay?
MR. LAY:
CSB investigators have conducted a number of interviews with Synthron employees and others familiar with operations there. More interviews are expected.
The explosion has severely damaged the Synthron facility and rendered it unsafe for entry. The roof over the reactor area has partially collapsed. Many of the remaining support columns are damaged or distorted, and significant sections of the concrete floor slab have collapsed. The remaining structure appears highly unstable.
A structural engineer has recently inspected the building and is preparing a plan to make the building safe for investigators to enter. This may involve partial demolition of the existing structure. We and the other agencies involved will review the plan to assure it maintains the integrity of the critical equipment as much as possible.
From what we know right now, the explosion likely followed the release of chemical vapor from a 1500-gallon vessel, known as the M1 reactor. The M1 reactor was being used to produce a paint additive.
The chemical process involved the polymerization of the chemical n-butyl acrylate in a solvent mixture of toluene and cyclohexane. The solvents used are flammable, while the acrylate monomer is a class II combustible. According to testimony, this product was not commonly made at Synthron – it was produced once or twice a year. However, similar products were commonly produced at Synthron and this type of chemistry is widely practiced elsewhere in the chemical industry.
An important focus of our investigation will be to understand what was different about conditions on January 31 that could have caused the major accident that occurred.
Once the raw materials were transferred to the reactor, a chemical known as an initiator was added. The heat generated by the resulting reaction boiled the solvent, and solvent vapors were cooled in an overhead water-chilled condenser. The condensed liquid was returned to the reactor. Condensation of the vapor was the main source of cooling for the reactor. The reactor also had a jacket that could receive steam or water for additional temperature control. This type of process normally runs at close to atmospheric pressure.
It appears possible that on the day of the accident, an increase in pressure in the reactor led to the release of flammable vapor from a metal hatch, or “manway” on the top of the reactor. The reason for this increase in pressure is not currently known and is one focus of our investigation.
Butyl acrylate and similar substances – which are known as acrylic monomers – have been involved in past reactive chemical incidents at other U.S. facilities. However, determining conclusively what occurred at Synthron must await further investigation.
The foregoing information about the process is based on testimony we received and the review of some relevant documents. As far as is known, this facility, which was first constructed in the 1960s, did not have a system to record process data from the reactor electronically.
Our immediate priorities once the site is entered will include sampling any chemicals remaining in the reactor and its feed tank, as well as various raw materials, for laboratory testing. We will examine any instrumentation on the reactor and the configuration of the condenser and the pressure relief system. We will also study the condition of the reactor and its manway.
We have directed that Synthron produce a wide variety of additional documents – to the extent that they exist – including engineering drawings, schematics, product recipes, operating procedures, and training records. Mr. Bresland?
MR. BRESLAND:
Thank you, Mr. Lay. The Chemical Safety Board is still in the early stages of a lengthy process of understanding what happened here on January 31. Our investigations typically take 12 to 18 months to complete and conclude in a detailed written report, which is made public. In some cases, we conduct one or more public meetings to release findings and collect information from communities affected by chemical accidents.
Before I introduce Major Ferber and Sergeant Duplain, let me add a word of thanks for the cooperation among the many agencies involved in responding to and investigating this accident. The City of Morganton led an excellent emergency response under what were clearly very dangerous circumstances, and the response occurred without injury. Subsequent to that, the city worked very effectively to secure the site, avoid further environmental impact, and facilitate the work of all the federal, state, and local agencies which have responded to the incident. For that, I thank in particular Mayor Cohen, Chief Tolbert, Major Ferber – who served as the incident commander for most of the response – and the staff of the Morganton Public Safety department.
With that, I would like to introduce Major Ferber for any remarks, and then all four of us will be happy to answer your questions. Major?
FD06404 | 2006_美国_Universal_Form_Clamp_公司_爆炸_与火灾-_Universal_Form_Clamp_Co._Explosion_and_Fire__最终报告.pdf
分类:06_境外及港澳台调查报告 | 年份:2006 | 地域: | 严重程度: | 场所: | 起火原因:燃气/爆炸 | 来源格式:pdf
CASE STUDY Mixing and Heating a Flammable Liquid in an Open Top Tank
One killed, two injured
April 2007
Universal Form Clamp, Inc. Bellwood, Illinois June 14, 2006
Key Issues: • Flammable Liquid Process Design • Engineering Controls • Plan Review and Code Enforcement • Emergency Preparedness
Investigation No. 2006-08-I-IL
Introduction This incident involved the ignition of a vapor cloud generated by mixing and heating a flammable liquid in an open top tank without adequate safety controls. One contractor was killed and two employees were injured, one seriously. The facility suffered a significant business interruption.
INSIDE . . .
Incident Description Company Operations Incident Analysis Lessons Learned
Universal Form Clamp Case Study
April 2007 1.0 Incident Description This Case Study describes the ignition of a vapor cloud1 generated by mixing and heating a flammable liquid2 in an open top tank without adequate safety controls. The tank was located in the chemical mixing area of the Universal Form Clamp (UFC) facility in Bellwood, Illinois, a suburb of Chicago. On the morning of June 14, 2006, an operator was mixing and heating a flammable mixture of heptane and mineral spirits3 in a 2,200-gallon open top tank equipped with steam coils. The finished product, “Super Clean and Tilt,” is a proprietary mixture, which is applied to cured concrete surfaces to prevent bonding with wet concrete. As the operator was adding an ingredient to the batch, he observed a “dense fog” accumulating on the floor below the tank (Figure 1). 2 Figure 1. Vapor spilling from top of mixing tank
1 This cloud contained vapors and mists, but is referred to as a “vapor cloud.” 2 OSHA defines a “flammable liquid” as any liquid having a flashpoint below 100o F. (37.8o C.), except any mixture having components with flashpoints of 100o F. (37.8o C.) or higher, the total of which make up 99 percent or more of the total volume of the mixture. (29 CFR Part 1910.106(a)(19)) 3 The mixture contained approximately 6,000 pounds of heptane and 3,000 pounds of mineral spirits. The mixture was a flammable liquid. Heptane has a flash point of 25o F (-4o C.), and the flash point for this grade of mineral spirits ranges from 104o F. (40o C.) to 110o F. (43o C.). He immediately notified a senior operator who helped him shut down the operation. They both exited the building and advised workers in adjoining areas to leave. As the vapor cloud spread throughout the mixing area and surrounding workspaces, other employees exited the building (Figure 2).
Figure 2. Vapor cloud propagation Within about 10 minutes after the operator first observed the vapor cloud, most employees who were working in the area had evacuated. A contracted delivery driver passed some of these employees as he walked into the building and into the spreading vapor cloud.4 The cloud ignited within seconds of him entering. The driver died several days later from the burns he received. The pressure created by the ignition blew the doors open to an adjacent area, injuring a temporary employee. This employee suffered second-degree burns and was hospitalized for three days.5 The Bellwood Fire Department battled a fire confined to a bagged resin storage area for about
4 Witnesses told CSB investigators that others attempted to warn the driver of the vapor cloud, but he was talking on his cellular phone as he entered the building and did not hear them. 5 A third employee suffered a minor injury to his arm when he tripped and fell while evacuating.
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April 2007 three and one-half hours.6 The fire and pressure from the initial ignition produced moderate damage to the structure and interrupted operations for nearly one month. UFC suspended the flammable liquid mixing operation indefinitely. 2.0 Universal Form Clamp, Inc., Operations UFC manufactures and distributes approximately 3,000 products for the concrete industry. The company has 450 employees at its eleven North American locations. UFC added the chemical mixing area during 2002 and 2003 to produce concrete chemicals, including Super Clean and Tilt. According to company officials, Bellwood was the only UFC facility that mixed and heated flammable liquids. 3.0 Physical Evidence 3.1 Materials Testing As the operator began adding L507 (a non-reactive liquid) to the mixture, he noticed vapor spilling from the top of the tank. To determine if the L50, or any of the other ingredients, could have caused a reaction, independent laboratories tested the mixture and the individual ingredients. This did not identify any reactive materials, indicating that the concurrence of the vapor cloud and addition of the L50 were coincidental. 3.2 Tank Heating System Performance testing by a contracted testing firm verified that • the boiler system,8 under normal operating conditions, delivered enough energy to boil the mixture (221º F, 105º C), and 3
6 When the sprinkler system activated, an automatic alarm signal notified the Bellwood Fire Department. 7 L50 is a proprietary ingredient added to Super Clean and Tilt to enhance its wetting properties. 8 The boiler system includes the boiler and valves, including high-pressure cutoff switches. • there were no leaks in the steam coil inside the mixing tank. 3.2.1 Mixing Tank Temperature Controller The temperature controller consisted of a liquid- filled temperature-sensing bulb and a pneumatic control unit. It regulated the tank temperature by opening and closing the tank’s heating coil steam valves. Because the controller was damaged by the explosion and fire, it was not tested to determine its operability. However, when CSB investigators examined the controller it was found to have not been installed or maintained in accordance with the manufacturer’s specifications, which could have caused it to fail or perform erratically on the day of the incident. The following findings may explain how the temperature controller malfunctioned, and how the vapor cloud was created. • The temperature-sensing bulb and thermometer well housing (thermowell) did not conform to the manufacturer’s specifications. − The thermowell, designed to be filled with thermal conductive fluid, was dry, and parts designed to hold the bulb in place were missing (Figure 3). − The bulb was not fully inserted into the well (Figure 4).
Both of these conditions may have contributed to inaccurate temperature sensing or a delayed response, and may have caused the steam valves to remain open long enough to boil the mixture.
• There was a restrictive bend in the liquid-filled capillary tube connecting the sensing bulb to the temperature controller (Figure 4). Fluid inside the bulb must be able to expand and move freely through the capillary tube for the controller to operate properly. This bend may have caused the controller to perform sluggishly or to malfunction.
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Figure 3. Temperature sensor well 4
Figure 4. Intended sensor location • UFC did not filter oil or remove moisture from the “plant air” flowing through the temperature controller. Accumulated oil and/or water, or corrosion caused by humid air may have prevented the controller from operating as designed, allowing the mixture to overheat. 3.3 Temperature Measurement The process for making Super Clean and Tilt required several hours of mixing and heating. To begin heating, the operator manually opened the steam valves to the tank heating coils and adjusted the temperature controller to maintain the temperature at 164 o F (73ºC). When the batch process was completed, the operator closed the steam valves and allowed the mixture to cool. The mixing tank was not equipped with a temperature display or high temperature alarm, and there was no backup shutoff device. The procedure for this mixture required the operator to verify the temperature by climbing the stairs to the upper level to measure it using a hand-held infrared thermometer (Figure 5). If, after checking the temperature, the mixture overheated—as CSB believes occurred in this incident—the operator would not know until the vapors overflowed from the tank.
Figure 5. Mixing tank mechanical systems 3.4 Ventilation The ventilation in the mixing area consisted of local exhaust and area ventilation systems. 3.4.1 Local Exhaust Ventilation The local exhaust system included two exhaust fans connected to a main duct with flexible ducts extending into the tops of the mixing tanks (Figure 5). This system was incapable of controlling vapors released from the tank because
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April 2007 • both exhaust fan drive belts were broken before the incident, and • it was not designed to capture and remove a high volume of vapors from an open top tank. 3.4.2 Area Ventilation The area ventilation system included one supply and two exhaust fans mounted at ceiling level. There were no floor level exhaust registers (floor sweeps) to remove heavy vapors that accumulated on the floor.9 Because the exhaust registers were located at ceiling level, and were a significant distance from the top of the tank,10 the system was incapable of removing tank vapors. Thus, when the mixture boiled, the vapor overflowed the tank and spread along the floor throughout the chemical mixing and surrounding areas. 3.5 Eliminating Ignition Sources The Hazardous (Classified) Locations (29 CFR 1910.307) standard covers the requirements for electric equipment and wiring safety in locations where flammables and combustibles are used. The mixing room was designed to meet the requirements of 1910.307, but the adjacent area where the vapor cloud migrated and likely ignited, was not. If the design for this process had included the proper safety controls (i.e., local exhaust ventilation, a high temperature alarm, and/or a backup steam shutoff), the vapors would not have overflowed the tank and migrated into the adjacent areas where multiple ignition sources existed.11 5
9 29 CFR 1910.106 and NFPA 30 Flammable and Combustible Liquids Code (1984 and 2003) require floor-level ventilation for flammable liquid mixing operations. 10 The nearest exhaust register was approximately 52 feet away. 11 There were a number of unprotected circuits and motors, including a fork truck, operating at the time of the incident. 4.0 Incident Analysis 4.1 Failure Scenario The CSB investigators identified the following most likely failure scenario. • On the morning of the incident, the operator began heating the batch of Super Clean and Tilt in the mixing tank. • The temperature controller malfunctioned, allowing the steam valve to remain open and heat the mixture to its boiling point. • The boiling mixture produced a heavy, flammable vapor. • The ventilation systems failed to remove the vapor and it overflowed the top of the tank, accumulating along the floor of the chemical mixing area. • The vapor cloud spread into adjacent areas where it was ignited by one of several possible ignition sources. 4.2 Project Design and Construction UFC hired a professional chemist with concrete chemical production experience to manage the design, construction, and operation of the chemical mixing area. Shortly after his arrival he hired two engineers through a temporary service to work on the construction planning. They reported directly to him, and it was their responsibility to draft the plans for the building permit application. Despite the credentials of the managing chemist and the two engineers, the process was not designed and constructed in accordance with fire safety codes and OSHA regulations. In addition, mechanical design plans that should have illustrated ventilation and other safety systems were not stamped or reviewed
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April 2007 by a registered design professional before being submitted to the Village of Bellwood.12 4.3 Building Permit Application Review In 2002, when the chemical mixing area was designed and constructed, the Village of Bellwood required new construction permit applicants to comply with the 1990 Building Officials Code Administrators (BOCA) and the 1984 edition of NFPA 30 Flammable and Combustible Liquids Code.13 In accordance with Village rules, UFC submitted its application to the Village Building Department for review and approval. Because of its flammability issues, the application was forwarded to the Fire Department for review. The Fire Department required UFC to install a fire suppression system, but did not require UFC to comply with other critical safety requirements outlined in BOCA (1990) and NFPA 30. Both of these standards require local exhaust and floor level ventilation, which would have reduced the likelihood of this incident. 4.4 Emergency Preparedness The two employees who first saw the vapor cloud spilling from the top of the mixing tank shut down the process and warned others in the immediate area to evacuate. However, there was no procedure or system to initiate a facility-wide evacuation. Most of the employees who successfully evacuated, did so only after they saw or smelled the vapor cloud. The delivery driver who died, and those injured, were not aware of the hazard. This incident demonstrates that the facility was unprepared for an emergency release of this magnitude. In fact, • UFC had no emergency action plan, 6
12 The Village of Bellwood did not require building permit applicants to have their plans stamped or reviewed by a registered design professional prior to submitting them, despite having adopted building codes that required it. 13 As of June 2006, the Village requires applicants to comply with the International Building Code Series and the 2000 edition of NFPA 30. • employees had not received emergency action training and had not conducted an evacuation drill, and • the facility was not equipped with a manually activated employee alarm system. 4.5 OSHA Review This facility is covered by several OSHA standards that address the conditions that caused this incident. If these standards would have been properly applied, it is likely that the death and injuries may not have occurred. 4.5.1 Flammable and Combustible Liquids (29 CFR 1910.106) This standard, published in 1974 and based on NFPA 30, Flammable and Combustible Liquids Code (1969), applies to the design, construction, storage, and use of flammable and combustible liquids. It does not specifically prohibit mixing and heating flammable liquids in an open top tank. However, because of the increased risk of fire and explosion, the standard requires safeguards to control flammable vapors and mists. These safeguards include installing properly designed local exhaust and floor level ventilation (floor sweeps), and ensuring that electrical equipment and wiring meet minimum safety requirements. This standard does not require industrial facilities that use flammable liquids to have written emergency action plans or employee alarm systems. Since 1974, NFPA 30 has undergone six major revisions. The 2003 edition requires a written emergency action plan, including procedures and a schedule for conducting drills, and an emergency notification system.14
14 NFPA 30 (2003), Chapter 7, Sections 7.12.4 and 7.13.4.
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April 2007 4.5.2 Process Safety Management of Highly Hazardous Chemicals (29 CFR 1910.119) The Process Safety Management (PSM) standard provides a structured program for a systematic approach to chemical process safety and the prevention of catastrophic incidents. It applies to facilities that use certain highly hazardous chemicals and flammable gases and liquids above a specified quantity. The quantity of the mixture involved in this incident triggered the compliance requirements of the PSM standard .15 However, at the time of the incident, UFC had not implemented a program to comply with this standard. The PSM standard requires adherence to 14 elements of safety management. The elements relevant to the findings of this investigation are: • 1910.119(e) Process Hazard Analysis (PHA) – a PHA is an organized and systematic effort to identify and evaluate the hazards associated with a specific process. OSHA requires facilities to perform an initial PHA on every covered process, and revalidate it at least every 5 years to ensure it remains relevant. A PHA performed by a competent team would have identified and evaluated the hazards associated with the flammable mixing operation. It likely would have identified the lack of critical safety devices such as local exhaust ventilation, a high temperature alarm, and/or a backup steam shutoff system that would have greatly reduced the likelihood of this incident. • 1910.119(j) Mechanical Integrity – this section requires a written program to maintain the on- going integrity of critical process equipment such as piping and valves, temperature controllers, and emergency shutdown systems. It requires regular documented inspection and testing procedures that follow accepted and generally recognized good engineering practices. 7
15 At the time of the incident, the mixture was approximately 9000 pounds. However, the batch recipe called for additional ingredients that would have exceeded the 10,000 pound PSM threshold for flammable liquids. A mechanical integrity program could have identified the problems with the mixing tank temperature controller and alerted UFC to the need to repair it • 1910.119(n) Emergency Planning and Response – this section requires a plant-wide emergency action plan that meets the requirements of OSHA 1910.38 Emergency Action Plans. UFC did not have such a plan. 4.5.3 Emergency Action Plans (29 CFR 1910.38) This standard outlines the requirement for, and contents of, an emergency action plan (EAP). EAPs are mandatory only when another OSHA standard requires it. The OSHA standards that are applicable to the flammable mixing operation at UFC, and which require an EAP are • 29 CFR 1910.119 Process Safety Management of Highly Hazardous Chemicals, • 1910 CFR 1910.120 Hazardous Waste Operations and Emergency Response, and • 1910.157 Portable Fire Extinguishers. Despite its emphasis on flammable and combustible liquid safety, OSHA 1910.106 Flammable and Combustible Liquids does not require an EAP.16 As a minimum, an EAP must contain procedures to address • fire and emergency reporting, • emergency evacuation and identifying exit routes, • non-evacuated employees who remain behind to operate critical plant equipment, • head count for all employees after evacuation,
16OSHA 1910.106, based on NFPA 30 (1969), does not require an EAP. However, NFPA 30 (2003) does require an EAP, and requires the EAP to include procedures and schedules for conducting drills. See NFPA 30 (2003), Section 7.12.4.
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April 2007 • employees performing rescue and medical duties, and • employees needing more information about the plan or to support their duties under the plan. 1910.38 also requires the employer to train employees on the plan requirements and install an employee alarm system in accordance with 29 CFR 1910.165. It does not contain a requirement for employee evacuation drills.17 If UFC had implemented the EAP and employee alarm system required by this standard, it is likely that all employees would have been safely evacuated from the facility and the fatally injured delivery driver would have been prevented from entering the building. 4.5.4 Hazardous Waste Operations and Emergency Response (29 CFR 1910.120) The Hazardous Waste Operations and Emergency Response standard (HAZWOPER) applies to facilities where there is a threat of a hazardous substance release. It outlines two choices for an employer. The employer can • require its employees to respond to releases, but must implement the rigorous emergency response requirements in the standard, or • it can require all affected employees to evacuate to a safe distance and rely on an outside response agency (e.g., the local fire or Hazmat department). Employers who evacuate their employees and have an outside agency respond to hazardous substance emergencies are exempt from HAZWOPER, provided they develop an emergency action plan that complies with 29 CFR 1910.38. UFC did not have an emergency action plan, and had not trained its employees on actions to take in response to a hazardous substance release. 8
17 The OSHA website “eTools Home” Evacuation Plans and Procedures says “…it’s a good idea to hold practice [evacuation] drills as often as necessary to keep employees prepared.” 4.5.5 Portable Fire Extinguishers (29 CFR 1910.157) This standard requires employers who provide portable fire extinguishers to provide initial and follow up training to employees expected to use them. If, however, an employer does not intend employees to use the portable extinguishers, and instead requires employees to evacuate, the employer must comply with the EAP requirements of 1910.38. Although portable fire extinguishers were mounted on the walls throughout facility, UFC had not conducted required employee training, and did not have an EAP or an employee alarm system in place. While the lack of fire extinguisher training did not contribute to the causes of this incident, the death and injuries may have been prevented if the facility would have had an EAP and an employee alarm system. 4.5.6 Hazardous (Classified) Locations (29 CFR 1910.307)—See Section 3.5 5.0 Lessons Learned 5.1 Project Design and Management UFC designed and constructed a flammable liquid heating and mixing operation using an open top tank without adequate safety controls in place. Facility managers did not follow regulatory requirements or good engineering practices. A mechanical failure caused the mixture to overheat, which produced a flammable vapor cloud that ignited and killed one and injured two. A design professional – i.e., a competent engineer, or person knowledgeable in the applicable building codes, regulations and consensus standards – should manage the design and construction of a facility that uses flammable liquids.
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April 2007 5.2 Building Permit Code Review The Village of Bellwood municipal rules required UFC to comply with BOCA and NFPA codes and standards. However, during its permit application review the Village did not ensure such compliance, and did not require UFC to utilize a registered design professional. An experienced code reviewer knowledgeable in flammable and combustible liquid safety should thoroughly review facility design plans submitted to the Village. Alternatively, in lieu of conducting a comprehensive code review, which may be impractical for a small municipality, the Village may require permit applications involving flammable and combustible liquids to include design and construction plans prepared by, and bearing the stamp of, a registered design professional. In either case, the Village should inspect the completed project to verify conformance with approved plans. 5.3 Emergency Actions and Alarms UFC had no emergency action plan, employees had not received any emergency action training or conducted an evacuation drill, and the facility was not equipped with an employee alarm system. Seconds before the vapor cloud ignited, the fatally injured contract driver walked through the loading dock area into the vapor cloud as it ignited. In addition, the employee who was seriously burned was unaware that he needed to evacuate, even though others working nearby had left because they saw or smelled the vapor cloud. Facilities handling flammable and combustible liquids should implement an Emergency Action Plan and practice evacuation drills at least annually, but more frequently if necessary to keep employees prepared. 9
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April 2007 6.0 Recommendations 6.1 Occupational Safety and Health Administration 2007-08-I-IL-R1 Amend 1910.106 Flammable and Combustible Liquids to require facilities that handle flammable and combustible liquids to implement the requirements of 1910.38 Emergency Action Plans. 2007-08-I-IL-R2 Amend 1910.38 Emergency Action Plans to require employers to conduct practice evacuation drills at least annually, but more frequently if necessary to ensure employees are prepared for emergencies. .
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11 The U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board (CSB) is an independent Federal agency whose mission is to ensure the safety of workers, the public, and the environment by investigating and preventing chemical incidents. The CSB is a scientific investigative organization; it is not an enforcement or regulatory body. Established by the Clean Air Act Amendments of 1990, the CSB is responsible for determining the root and contributing causes of accidents, issuing safety recommendations, studying chemical safety issues, and evaluating the effectiveness of other government agencies involved in chemical safety. No part of the conclusions, findings, or recommendations of the CSB relating to any chemical accident may be admitted as evidence or used in any action or suit for damages. See 42 U.S.C. § 7412(r)(6)(G). The CSB makes public its actions and decisions through investigation reports, summary reports, safety bulletins, safety recommendations, case studies, incident digests, special technical publications, and statistical reviews. More information about the CSB is available at www.csb.gov. CSB publications can be downloaded at www.csb.gov or obtained by contacting: U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board Office of Congressional, Public, and Board Affairs 2175 K Street NW, Suite 400 Washington, DC 20037-1848 (202) 261-7600 CSB Investigation Reports are formal, detailed reports on significant chemical accidents and include key findings, root causes, and safety recommendations. CSB Hazard Investigations are broader studies of significant chemical hazards. CSB Safety Bulletins are short, general-interest publications that provide new or noteworthy information on preventing chemical accidents. CSB Case Studies are short reports on specific accidents and include a discussion of relevant prevention practices. All reports may contain safety recommendations when appropriate. CSB Investigation Digests are plain-language summaries of Investigation Reports.
FD06405 | 2006_美国_acetylene-service-company-gas-explosion.pdf
分类:06_境外及港澳台调查报告 | 年份:2006 | 地域: | 严重程度: | 场所: | 起火原因: | 来源格式:pdf
Safety Bulletin U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board EXPLOSION AT ASCO: DANGERS OF FLAMMABLE GAS ACCUMULATION
No. 2006-01-B | January 2006 ASCO History ASCO, a family-owned business, began generating and packaging acetylene in 1982 for sale in the New York and Philadelphia metropolitan areas. At the time of the incident, the company employed 14 workers. ASCO manufactured acetylene at the Perth Amboy site. In July 2004, ASCO also began purchasing acetylene directly from a petrochemical 1 facility to supplement their production. Figure 1. North side of ASCO facility. Damage to building 46 and debris around the decant water tanks. Facility Layout The ASCO manufacturing facility was located in an industrial area northwest of the Outercrossing Bridge which connects New Jersey to Staten Island, NY. The acetylene generating process equipment (manufactured by Rexarc2), cylinder filling operations, offices, and break room were housed in Building 46 (Figure 2). Directly outside Building 46 were six decanting tanks that surrounded a wood-framed shed. The shed contained water pumps and related piping. Receiving docks used to offload purchased acetylene, an adjacent building used for cylinder refurbishing, and an acetone storage tank were also part of the operation at ASCO. 1 Acetylene is also a by-product of certain petrochemical processes and may be purchased from such sources when the economics are favorable. 2 Rexarc International, Inc. is a manufacturer and provider of compressed gas processing equipment. Summary A ccumulation of flammable gas in an enclosed space can produce a powerful explosion, destroying lives and property. On January 25, 2005, acetylene flowed into the lime shed at Acetylene Services Company (ASCO), a Perth Amboy, New Jersey, acetylene manufacturer and packager. This resulted in just such an explosion, which killed three workers and seriously injured a fourth (Figure 1). The shed was destroyed and the nearby manufacturing building severely damaged. The U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board (CSB) issues this Safety Bulletin to focus attention on flammable gas hazards. It recommends specific actions that companies generating acetylene, and others, should take to prevent similar incidents, which include: · Maintain up-to-date operating procedures and checklists for the entire operating process. · Train staff on the operating procedures and require them to demonstrate their ability to correctly follow them. · Relocate drains and vents connected to flammable gas-containing equipment to safe, preferably outside, locations. · Ensure that buildings and enclosures that could potentially contain acetylene meet the requirements of National Fire Protection Association (NFPA) Standard 51A. · Inspect, test, and maintain check valves and block valves. · Provide positive isolation on lines connected to the process to ensure that back flow of explosive gases cannot occur.
2 CSB Investigation Reports are formal, detailed reports on significant chemical accidents and include key findings, root causes, and safety recommendations. CSB Hazard Investigations are broader studies of significant chemical hazards. CSB Safety Bulletins are short, general-interest publications that provide new or noteworthy information on preventing chemical accidents. CSB Case Studies are short reports on specific accidents and include a discussion of relevant good practices for prevention. All reports may contain include safety recommendations when appropriate. CSB Investigation Digests are plain-language summaries of Investigation Reports. Acetylene Acetylene is a colorless, highly reactive, and extraordinarily flammable gas. It has a sharp garlic-like odor and is slightly lighter than air. It is flammable over a wide range of concentrations, from about 2.5% to 82% in air. Gaseous acetylene can explosively decompose3 with extreme violence if pressurized to more than 14.5 psig. It is also unstable and prone to explosive decomposition if liquefied. Consequently, acetylene is distributed in steel cylinders that are packed with a high surface area porous media and filled with liquid acetone. 4 The acetylene is dissolved in the acetone at low pressure, stabilizing it against decomposition. In the ASCO operation, gaseous acetylene (C2H2) was made by mixing calcium carbide, (CaC2) with water (H2O). Lime (Ca(OH)2) was a by-product of the reaction which also liberated heat. CaC2 + 2H2O J C2H2 (acetylene gas) + Ca(OH)2 (lime) + heat The mixing took place in a horizontal vessel called a generator (Figure 3). The generator was partially filled with water. Calcium carbide was metered in at a controlled rate based on generator pressure. The process was partially automated. If the calcium carbide hoppers feeding the generator were kept full the 3 Decomposition is the breakdown of a chemical into less complex molecules. Acetylene can decompose violently to a mixture of hydrogen, simple hydrocarbons and carbon soot. 4 Examples of porous media include: balsa wood, charcoal, finely shredded asbestos, corn pith, and calcium silicate. process could run continuously. Compressors transferred the acetylene through additional equipment where impurities were removed. The purified gas then flowed to the filling room where it was packaged in cylinders. The by- product lime (Ca(OH)2) slurry was continuously drained from the generator to a pit located outside the building. The lime slurry was then pumped from the pit into the decanting tanks. Figure 2. ASCO layout. Drawing is not to scale. Acetylene Generation
3 Decanting Tanks The water that accumulated in tanks #5 and #6 was pumped back to the generator as needed. This recycled water was the lowest-cost source for the generator, although city water could also be used and was required to make up losses. Figure 4. Decant Tank Arrangement. The shed housed two electrically driven pumps: one to off-load settled lime sludge from the decanting tanks and the other to recycle the decanted water to the generator. It also contained electrical breakers, pump control switches and an overhead fluorescent light. The shed was heated by a wall mounted propane space heater that prevented freezing of the pumps and associated piping. The shed had no mechanical ventilation. Propane Heater A direct-vent propane space heater rated for residential use was mounted on the wall of the shed (Figure 5).5 The heater drew in outside air for combustion through the outer of two concentric pipes. Exhaust gases exited through the inner pipe. The combustion chamber was completely sealed from the shed interior. The air in the shed did not come in contact with the flame or the products of combustion. The heater warmed the room by natural convection.6 The outer skin of the combustion chamber was approximately 1100°F during operation. The heater was also equipped with an automatic shut- off valve designed to stop the supply of propane to the combustion chamber if the pilot light went out. Testing after the incident found that this automatic shut-off valve functioned as designed. Figure 3. A. ASCO acetylene generator. The area (circle) enlarged in B shows a check valve on the water supply line. 5 The heater was rated for residential use by the Canadian Standards Association. 6 Natural convection is the transfer of heat due to buoyancy-induced flow across a heated surface. Wooden Shed (Lime Shed) The ASCO facility included a wooden shed constructed in- between the six decant tanks. It was approximately 15 feet wide by 28 feet long and had a roof that sloped from 8 feet to 6 feet in height. The shed was constructed using the tank shells to make up portions of the walls, as shown in Figure 2. The concrete pad that supported the tanks served as the shed floor. The lime slurry was pumped from the lime pit into tank #1. The lime particles settled and the water overflowed into tank #2. Further separation of lime and water continued in subsequent tanks. When the water reached tanks #5 and #6 it contained minimal amounts of lime (Figure 4). Settled lime sludge was pumped from the bottom of the tanks, from time to time, and removed by a contractor. ASCO used six open-top decanting tanks, connected in series, to hold lime by-product and also to prepare and store water for re-use in the generator. The six steel atmospheric storage tanks were approximately 20 feet tall by 10 feet in diameter and were arranged in two rows of three tanks, aligned north to south.
4 The Incident During the early morning hours of January 25, ASCO employees filled cylinders with purchased acetylene. At approximately 9:30 am, with the depletion of the supply of purchased acetylene, they began to produce acetylene from calcium carbide in the generator. Because of heavy snowfall, workers were shoveling snow in the area south of the decant tanks near the loading dock. At 10:36 am, an explosion occurred, centered in the shed. Two of the workers immediately south of the shed were killed instantly. A third worker farther south, closer to the loading dock, was severely injured and was pronounced dead shortly after arriving at the Newark Medical Center. A fourth worker who was in the loading dock/lime pit area was very seriously injured by the blast. The medical examiner identified extensive fragmentation, laceration, and pulverization of internal organs, bones, and muscles in the victims. Injuries of this type are consistent with exposure to a shock wave from a high-speed deflagration or detonation.7 The shed was completely destroyed. Its walls were highly fragmented, essentially reduced to splinters. Debris was hurled as far as 450 feet from the site. The explosion blew two large holes in the masonry wall of Building 46, toppling several cylinder manifolds and scattering acetylene cylinders across the filling room floor. Windows were shattered and several doors were blown into the building or knocked off their hinges or rails. No fire occurred after the explosion. 7 A detonation is a rapid explosion that generates supersonic pressure waves (shock waves) in the surrounding area. Pressure waves from a deflagration are subsonic. Fuel Source The two explosive materials potentially present were acetylene and propane. Acetylene from the generator could have reached the shed via a drain valve on the decanted water line at the south end of the shed. This valve was commonly opened and left open at the end of work each day during the winter months to protect the water line from freezing. Propane could have leaked from the propane heater located at the north end of the shed or from the propane supply tubing. Analysis of the damage pattern indicated that the explosion was a detonation or at the least a high-speed deflagration. The evidence overwhelmingly supports acetylene as the explosive material in this incident (Table 1). INCIDENT SCENARIO Acetylene produced in the generator flowed back past the check valve through the recycled water line into the shed by way of the open drain valve (Figures 6 and 7). The acetylene gas accumulated inside the shed, ignited, and exploded. Figure 5. A. An exemplar of the ASCO shed heater (same make and model). B. Schematic diagram of the heater.
5 8 The Baker-Strehlow-Tang (BST) method predicts vapor cloud explosion characteristics based on the reactivity of the fuel and the degree of confinement and congestion in the area of the explosion. The reactivity is related to the flame speed of the material being evaluated. Acetylene is classified as a high-reactivity material, while propane is considered to be of moderate reactivity. Confinement and congestion are key geometrical parameters in the BST method. Low confinement means that the gases produced in an explosion are free to expand, while high confinement means they are constrained, as inside a pipe. Low congestion is associated with open rooms, such as the shed at ASCO, while highly congested areas are typically packed with pipes, equipment, or structural supports, few of which were present in this case. 9 Flow testing conducted by the CSB and OSHA after the explosion demonstrated that acetylene could flow from the generator into the shed through the water recycle line. 10 The acetylene generator was started approximately 66 minutes before the explosion. This produced a pressurized source of acetylene that could then flow to the shed through the open or leaking valves on the recycle water line. Figure 6. Simplified acetylene system flow diagram. The red line shows the leak path of acetylene from the generator into shed.11 Acetylene · Easily capable of detonation or high-speed deflagration in the shed by BST Method.8 · Leak path into shed demonstrated by post- incident testing.9 History of reverse flow through check valve. . · Explosion shortly after start-up of acetylene generator.10 · Leakage into shed at location remote from heater facilitated gas cloud accumulation. Propane · Not capable of detonation or high-speed deflagration in the shed by BST method · No evidence of leak path into shed. · Heater had run without evidence of leakage for several weeks. · Any leakage from the short length of propane supply tubing would be in close proximity to an ignition source (the heater) — accumulation unlikely. Table 1. Fuel source for the Explosion 11 CSB could not positively ascertain the position of the valve labeled “Found Closed”. The plant manager stated after the incident that he closed “some” valves immediately after the explosion, one of which may have been the valve labeled “Found Closed”. This valve was later tested at OSHA’s Utah laboratory. The testing confirmed that this valve leaked significantly in the closed position.
6 INCIDENT ANALYSIS designed for the presence of acetylene. This potential hazard was not recognized by ASCO. zFigure 6. Post explosion – view of recycle water line to/from the generator and open drain. Leak path highlighted. Process hazards analysis (PHA)12 is a team-based technique for identifying hazards and is a required element under the OSHA Process Safety Management Regulation (PSM).13 PHAs assist in identifying potential hazards, the potential consequences of hazards, and the safeguards that are in place to protect against identified hazards. They also facilitate the systematic generation of recommendations to help eliminate or control identified hazards. The ASCO 1996 PHA did not identify the hazards created by the location of the decant water line drain in the shed. The PHA was not updated in 2001, as required under PSM. In failing to update the PHA, a second opportunity to identify the conditions that led to the explosion was missed. The drain valve on the recycled water line (discussed above) was found in the open position following the explosion. This indicates that the recycle system was not operating at the time of the incident. The CSB believes that the operators closed the city water supply valve prior to starting up the recycled water system, leaving the generator with no source of pressurized water to prevent the reverse flow of acetylene. Closing the drain valve and placing the recycled water system into service before shutting off the city supply would likely have prevented the backflow of acetylene into the shed. ASCO had an operator’s manual for the Rexarc generator. However, it did not address the recycled water system. Consequently, the operators had no written guidance on the correct operation of the recycle system or on the consequences of deviation from the intended operating sequence. Some general procedures were posted on the wall in the generator room. However, they gave no guidance on the appropriate sequence for adding water, city or recycled, to the generator. Staff training was not adequately documented and the sequence of how each worker operated the process was not consistent. 13 ASCO’s Perth Amboy acetylene generating facility contained flammable liquids or gases in quantities greater than 10,000 pounds (acetylene and acetone). This required ASCO to comply with the Occupational Safety and Health Administration (OSHA) 29 CFR 1910.119 Standard. 12 Process Hazards Analysis (PHA) is the identification of undesired events that lead to the materialization of a hazard, the analysis of the mechanisms by which these undesired events could occur, and usually the estimation of the consequences (CCPS). Figure 7. Post explosion – view of recycled water line to/from the generator and open drain. · Acetylene Leak Path—Freeze protection practices created a potential flow path from the acetylene generator to the shed through the open drain valve. · Sequence of Operations—The sequence of operation the day of the incident pressurized the generator with acetylene gas before establishing the recycle water supply to the generator. · Check Valve Back Flow—The check valve, supplied by Rexarc Inc., in the water line at the acetylene generator did not prevent back flow, as it should have done. The design of the check valve made it susceptible to malfunction. · Building Design/Ignition Source—Acetylene flowed into the unventilated shed, which contained multiple potential ignition sources, accumulated, and exploded. The hot surface of the wall mounted propane heater was the most likely ignition source. It was normal practice at ASCO to leave the decant water line open at night to drain to the shed floor through a low-point valve. This protected the outside section of the line from damage due to freezing during cold weather. The open valve created a potential pathway for acetylene to flow from the generator into the shed; an enclosed space that was not Acetylene Leak Path Sequence of Operations
7 Check Valve Backflow · The valve depends on gravity and back pressure to seal. No springs are used to assist seating of the plug. · The plug is not effectively guided and is prone to misalignment. · The check valve internal surfaces are susceptible to solids build up, such as scale or from lime particles entrained in the recycled water. a safe location, in addition to the check valve to ensure that backflow of explosive gases does not occur. The shed was not designed or constructed for the presence of acetylene. It was not ventilated, contained a heater with surfaces hot enough to ignite acetylene, and was equipped with electrical equipment suitable only for general industrial service. This created conditions highly conducive to a gas cloud explosion in the event of an acetylene leak. Due to the extremely cold weather and the lack of insulation in the shed, the heater was likely running or frequently cycling on and off at the time of the incident. Acetylene is reported to autoignite14 at 580°F, well below the heaters combustion chamber surface temperature of 1100°F. Figure 8. Diagram of Rexarc-supplied check valve. Left view shows the plug open and water flowing. Center shows the plug properly seated. Right shows the probable failure mode with the plug not fully seated because the guide pin is “hung up”. Lime Shed Design The electrical equipment in the shed was of general industrial construction and was not safe for use in an environment that could contain acetylene. As a result, other sources of ignition could have been present, such as a spark from an electric switch, or from an unidentified electrical fault. CSB found no evidence that any of the electrical equipment in the shed was energized at the time of the explosion. Thus, the heater was the most probable ignition source. 14 Autoignition Temperature (AIT): The temperature at which an air/fuel mixture will spontaneously ignite in a standardized test apparatus without exposure to a spark or flame. AIT is measured in accordance with the American Society for Testing and Materials (ASTM) Standard E659. The Rexarc Inc. designed and supplied check valve installed in the recycled water line (Figures 3B, 6) failed to prevent backflow of acetylene from the generator and out the open drain valve in the shed. Testing performed “in place” after the explosion demonstrated reverse gas flow through the valve, while x-rays taken by OSHA suggest that the valve guide pin was “hung up” on the lower pipe nipple (see Figure 8). The check valve had been observed to leak on at least one occasion in the past by an ASCO employee, who disassembled, cleaned, and reassembled the valve. While check valves are valuable in preventing backflow in process lines, they should not be solely relied on in hazardous applications. It is good practice to provide a positive means of isolation, such as a double-block valve arrangement with a bleed to
8 The lessons learned from the tragic explosion at ASCO can help similar facilities avoid damaging incidents in the future. Acetylene facilities should ensure the following: · Examine lines connected to acetylene containing equipment and piping to identify vent and drain points that could create hazards in the event of an acetylene backflow or leak. Relocate all such vents and drains to safe locations, preferably to the outside. At ASCO, a line that could potentially contain acetylene drained into an enclosed wooden shed. · Ensure that buildings or enclosures that could potentially contain acetylene are suitable for acetylene service. Provide ventilation, appropriately classified electrical components, and low temperature heating methods in accordance with the National Fire Protection Association (NFPA) 51A Standard for Acetylene Cylinder Charging Plant; Current Edition.15 The shed in this incident was not designed or constructed in accordance with NFPA 51A. · Maintain check valves and block valves in good working order through periodic inspections and tests. The check valve and block valve that failed at ASCO and allowed backflow were not on a testing or inspection schedule. The single block valve on the recycle water line, which was found closed after the explosion, leaked during post-incident testing. · Provide an engineered, positive means of isolation in addition to check valves, to ensure that backflow of explosive gases cannot occur. At ASCO the check valve was relied upon to prevent backflow. An example of positive isolation is a double-block valve arrangement equipped with a bleed valve venting to a safe location. · Confirm that written operating procedures and checklists are in place for the entire operating process, including auxiliary systems such as recycled water. Train operators on written operating procedures and 15 OSHA has a standard for acetylene, 1910.102. However it is out of date because it refers to an obsolete CGA standard. Current industry practice follows NFPA 51A. The shed did not meet electrical requirements for areas that could contain acetylene. The National Electric Code (NEC), published by the National Fire Protection Association, specifies that electrical equipment meet specific requirements based on the properties of the flammable materials that could be present. Each room, section, or area must be considered individually (2002 NEC). The NEC has two Divisions (1 and 2) and four Groups (A, B, C, and D) for Class I materials (flammable gases and vapors). NEC defines Division 1 locations as areas that contain ignitable concentrations of flammable gas/ vapor under normal operating conditions. Division 2 locations are defined as areas that handle flammable materials in closed systems, with ignitable concentrations present only due to failures of containment or to the abnormal operation of equipment. All flammable gases or vapors are assigned to specific groups based on their explosion characteristics. Acetylene is the only material listed in Group A due to its extraordinarily explosive properties (Table 2). The shed should have been constructed, and electrical equipment installed, to meet NEC Class I, Division 2, Group A requirements. LESSONS LEARNED:
9 Table 2. Flammable gas/vapor groupings. Group Typical Materials Acetylene (only member) Hydrogen, Ethylene Oxide, 1,3-Butadiene, and others Ethylene, Butyl Mercaptan, Acetaldehyde, Carbon Monoxide, and others Propane, Methane, Alcohol (ethanol), Gasoline, and others A B C D (NFPA 70, Article 500, 500.6 Material Groups) o Operating instructions need to address the sequence for each step of the operating phase, the operating limits of the process, including the consequences of exceeding these limits; relevant safety and health considerations; and the presence and function of any safety systems. Operators did not use either written operating procedures or check lists for start up of the acetylene require them to demonstrate their ability to correctly follow them. o Procedures and checklists should be current, correct, and in a language that can be readily understood by operating personnel. generator or recycled water system at this facility. Many of these suggested actions are mandatory for facilities covered under OSHA 29 CFR 1910.119, Process Safety Management (PSM) such as the ASCO acetylene process. These actions are considered to be good practice for all facilities handling hazardous materials and should be implemented, even in facilities not covered under the PSM regulation. Immediately inform existing acetylene generator users that the check valve did not prevent acetylene gas backflow in this incident. Recommend interim actions be taken to ensure that Rexarc check valves in service on acetylene production equipment will operate reliably. (CSB2006-03-I-NJ-3) Replace check valves of this or similar design supplied by Rexarc with valves that will perform more reliably in recycle water service. (CSB2006-03-I-NJ-4) Acetylene Services Company (ASCO) Improve isolation on acetylene generator water lines by incorporating a double-block- and-bleed with a vent to a safe location, or other isolation means of comparable effectiveness. (CSB2006-03-I- NJ-1) Recommendations: Implement an effective Process Safety Management program, in accordance with OSHA 1910.119. Include written operating procedures and checklists that are understood by the workers responsible for using them. Train workers on the procedures and periodically confirm that they are being properly followed. (CSB2006-03-I-NJ-2) Update the OSHA 1910.102 Acetylene Standard (a. Cylinders, b. Piped Systems, and c. Generators and filling cylinders) to remove the existing references to unavailable and obsolete Compressed Gas Association Pamphlets (CGA G-1-1966, G 1.3-1959, G 1.4-1966). As an alternative, consider incorporating by reference NFPA 51A Standard for Acetylene Cylinder Charging Plants. (CSB2006-03-I-NJ-5) Occupational Safety and Health Administration (OSHA) Rexarc, Inc.
10 Center for Chemical Process Safety (CCPS), 1994. Guidelines for Evaluating the Characteristics of Vapor Cloud Explosions, Flash Fires, and BLEVEs, American Institute of Chemical Engineers (AIChE). Miller, S.A. 1965. Acetylene, Ernest Ben Limited, London. Mine Safety and Health Administration (MSHA), 2005. Special Hazards of Acetylene, www.msha.gov. National Fire Protection Association (NFPA), 2001. Standard for Acetylene Cylinder Charging Plants, NFPA 51A. Reference For Further Reading Babrauskas, Vytenis, 2003. Ignition Handbook, Fire Science Publishers, Society of Fire Protection Engineers. Baker, Quentin, A., et al., 1997. Recent Developments in the Baker Strehlow VCE Analysis Methodology, 31st Loss Prevention Symposium, American Institute of Chemical Engineering (AIChE), March 1997. Baker, Quentin, A., et al., 1994. Vapor Cloud Explosion Analysis, 28th Loss Prevention Symposium, American Institute of Chemical Engineering (AIChE), April, 1994.Center for Chemical Process Safety (CCPS), 1993. Guidelines for Safe Automation of Chemical Processes, American Institute of Chemical Engineers (AIChE). FM Global Property Loss Prevention Data Sheets, 2001. Compressed Gas in Cylinders. Green, Dan W. (ed.), 1984. Perry’s Chemical Engineers’ Handbook, 6th Edition, McGraw-Hill. Lees, F. P., 1995. Loss Prevention in the Process Industries (2nd Edition), Section 12. National Fire Protection Association (NFPA), 2004. Recommended Practice for the Classification of Flammable Liquids, Gases, Vapors and of Hazardous (Classified) Locations for Electrical Installations in Chemical Process Areas, NFPA 497. Occupational Safety and Health Administration (OSHA), 1996. Regulation (Standards – 29CFR) Acetylene. – 1910.102 Occupational Safety and Health Administration (OSHA), 1992. Regulation (Standards – 29CFR) Process Safety Management. – 1910.119. Pierorazio, Adrian J., et al., 2005. An Update to the Baker-Strehlow-Tang Vapor Cloud Explosion Prediction Methodology Flame Speed Table, Process Safety Progress, Vol. 24, No. 1, pp. 59-65. No part of the conclusions, findings, or recommendations of CSB relating to any chemical incident may be admitted as evidence or used in any action or suit for damages arising out of any matter mentioned in an investigation report (see 42 U.S.C. § 7412(r)(6)(G)). CSB makes public its actions and decisions through investigation reports, summary reports, safety bulletins, safety recommendations, case studies, incident digests, special technical publications, and statistical reviews. More information about CSB may be found at www.csb.gov. CSB publications may be downloaded at www.csb.gov or obtained by contacting: The U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board (CSB) is an independent Federal agency whose mission is to ensure the safety of workers, the public, and the environment by investigating and preventing chemical incidents. CSB is a scientific investigative organization; it is not an enforcement or regulatory body. Established by the Clean Air Act Amendments of 1990, CSB is responsible for determining the root and contributing causes of accidents, issuing safety recommendations, and studying chemical safety issues. U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board Office of Congressional, Public, and Board Affairs 2175 K Street NW, Suite 400 Washington, DC 20037-1848 (202) 261-7600
FD06406 | 2006_美国_bethune-point-wastewater-plant-explosion.pdf
分类:06_境外及港澳台调查报告 | 年份:2006 | 地域: | 严重程度: | 场所: | 起火原因: | 来源格式:pdf
U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
INVESTIGATION REPORT
REPORT NO. 2006-03-I-FL MARCH 2007 METHANOL TANK EXPLOSION AND FIRE (2 Dead, 1 Critically Injured)
BETHUNE POINT WASTEWATER TREATMENT PLANT CITY OF DAYTONA BEACH, FLORIDA JANUARY 11, 2006 KEY ISSUES: • HAZARD COMMUNICATION • HOT WORK CONTROL • PLASTIC PIPE IN FLAMMABLE SERVICE • FLAME ARRESTER MAINTENANCE • FLORIDA PUBLIC EMPLOYEE SAFETY PROGRAMS
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2 Contents 1.0 INTRODUCTION ...........................................................................................................................8 1.1 Background......................................................................................................................................8 1.2 Investigative Process........................................................................................................................8 1.3 City of Daytona Beach.....................................................................................................................8 1.4 Bethune Wastewater Treatment Plant..............................................................................................9 1.5 Advanced Wastewater Treatment Process.....................................................................................10 1.6 Methanol........................................................................................................................................11 1.7 Water Environment Federation......................................................................................................11 2.0 INCIDENT DESCRIPTION..........................................................................................................12 2.1 Pre-Incident Events........................................................................................................................12 2.2 The Incident ...................................................................................................................................13 2.3 Emergency Response.....................................................................................................................15 3.0 ANALYSIS....................................................................................................................................16 3.1 Chemical Hazard Recognition .......................................................................................................16 3.2 Safety and Hazard Review in Job Planning...................................................................................19 3.3 Methanol Piping.............................................................................................................................20 3.3.1 Piping Design....................................................................................................................20 3.3.2 Piping Specifications and Standards.................................................................................22 3.3.3 Piping Failure....................................................................................................................23 3.4 Methanol Tank Flame Arrester......................................................................................................26 4.0 REGULATORY ANALYSIS........................................................................................................30 4.1 OSHA Regulations ........................................................................................................................30
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3 4.2 Florida Public Employee Safety ....................................................................................................32 4.2.1 History ..............................................................................................................................32 4.2.2 Florida Municipal Safety Program Survey .......................................................................33 4.2.3 Florida Public Facility Chemical Incidents.......................................................................34 4.2.4 Safety Consultation...........................................................................................................34 5.0 KEY FINDINGS............................................................................................................................35 6.0 ROOT AND CONTRIBUTING CAUSES....................................................................................37 6.1 Root Causes ...................................................................................................................................37 6.2 Contributing Causes.......................................................................................................................37 7.0 RECOMMENDATIONS...............................................................................................................38 Governor and Legislature of the State of Florida .......................................................................................38 City of Daytona Beach................................................................................................................................39 National Fire Protection Association ..........................................................................................................39 U.S. Department of Labor, Occupational Safety and Health Administration.............................................39 Water Environment Federation...................................................................................................................40 Methanol Institute.......................................................................................................................................40 Camp Dresser & McKee Inc.......................................................................................................................41 8.0 REFERENCES ..............................................................................................................................43
APPENDIX A: Root Cause Logic Diagram..............................................................................................45 APPENDIX B: Public Employee OSHA Coverage...................................................................................51
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4 Figures Figure 1. Bethune Point WWTP. .................................................................................................................9 Figure 2. Bethune Point WWTP accident site. ..........................................................................................13 Figure 3. Bethune Point WWTP safety related training sessions. .............................................................18 Figure 4. Aboveground PVC methanol pipes ............................................................................................21 Figure 5. Failed 1-inch PVC pipe showing fracture surface......................................................................24 Figure 6. Methanol spray from 1-inch pipe flanges onto the crane cab.....................................................25 Figure 7. Location of man-lift basket and 4-inch vent pipe.......................................................................26 Figure 8. Protectoseal model No. 864 flame arrester.................................................................................27 Figure 9. Flame arrester plate corrosion (outside) .....................................................................................28 Figure 10. Flame arrester plate corrosion (inside) .....................................................................................28
Tables Table 1. Bethune Point WWTP safety training classes from 1994-2005...................................................17
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5 Acronyms and Abbreviations ASME American Society of Mechanical Engineers BNR Biological Nutrient Removal BOCA Building Officials Code Administrators CDM Camp Dresser & McKee Inc. CFR
Code of Federal Regulations CSB
U. S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board FAC
Florida Administrative Code HAZCOM Hazard Communication IRIC
Indian River Industrial Contractors MSDS Material Safety Data Sheet NACE National Association of Corrosion Engineers NFPA National Fire Protection Association NPS
Nominal Pipe Size OJT
On-the-Job Training OSHA Occupational Safety and Health Administration pH
Hydrogen Ion Concentration PVC
Polyvinyl Chloride SCBA Self Contained Breathing Apparatus WEF
Water Environment Federation WWTP Wastewater Treatment Plant
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6 Executive Summary On January 11, 2006, an explosion and fire occurred at the City of Daytona Beach, Bethune Point Wastewater Treatment Plant (Bethune Point WWTP) in Daytona Beach, Florida, killing two employees and severely burning a third. The Bethune Point WWTP processes wastewater using a treatment that requires the addition of methanol, a highly flammable liquid. The methanol is stored in an aboveground storage tank. The U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board (CSB) determined that maintenance workers using a cutting torch on a roof above the methanol storage tank accidentally ignited vapors coming from the tank vent. The flame flashed back into the storage tank, causing an explosion inside the tank that precipitated multiple methanol piping failures and a large fire that engulfed the tank and workers. The investigation identified the following root causes: The City of Daytona Beach • did not implement adequate controls for hot work at the Bethune Point WWTP, and • had a hazard communication program that did not effectively communicate the hazards associated with methanol at the Bethune Point WWTP. The investigation identified the following contributing causes: • The City of Daytona Beach has no program to evaluate the safety of non-routine tasks. • The piping and valves in the methanol system were constructed of polyvinyl chloride in lieu of steel.
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7 • An aluminum flame arrester was installed on the methanol tank vent even though methanol corrodes aluminum. • The operation and maintenance manual for the Bethune Point WWTP did not include a requirement to maintain the flame arrester. This CSB report makes recommendations to the Governor and Legislature of the State of Florida; the City of Daytona Beach; the U.S. Department of Labor, Occupational Safety and Health Administration; the National Fire Protection Association; the Water Environment Federation; the Methanol Institute; and Camp Dresser & McKee Inc.
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8 1.0 INTRODUCTION 1.1 Background On January 11, 2006, an explosion and fire occurred at the City of Daytona Beach, Bethune Point WWTP in Daytona Beach, Florida. Two employees died and one was severely burned after a worker using a cutting torch accidentally ignited vapors coming from the methanol storage tank vent. An explosion inside the tank followed, causing the attached piping to fail and release about 3,000 gallons of methanol, which burned. 1.2 Investigative Process Investigators from the U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board (CSB) arrived at the facility on January 13, 2006. The CSB examined and collected physical evidence from the incident, interviewed Bethune WWTP employees and others, and reviewed relevant documents. The CSB coordinated its work with a number of other investigative organizations, including: • Division of the State Fire Marshal, State of Florida; • City of Daytona Beach Police Department; and • City of Daytona Beach Fire Department. 1.3 City of Daytona Beach The City of Daytona Beach, located on the east coast of central Florida in Volusia County, has about 64,000 residents and is governed by a city commission composed of a mayor and six elected commissioners. The commission hires a city manager who presents a budget for the commission’s approval, oversees city operations, and manages about 800 city employees.
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9 The Bethune Point WWTP is part of the Waste/Water group in the Utilities department, whose director reports to the city manager. 1.4 Bethune Wastewater Treatment Plant Eleven city employees operate the Bethune Point WWTP, treating about 13 million gallons per day before discharging to the Halifax River (Figure 1).
Figure 1. Bethune Point WWTP. (Picture courtesy of the City of Daytona Beach)
The plant originally used conventional wastewater treatment. This treatment is appropriate for the wastewater that Bethune Point receives, but is ineffective at removing nitrogen and phosphorus compounds that promote algae growth.
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10 In the late 1980s, the State of Florida required wastewater treatment plants to reduce the discharge of compounds that promote algae growth. The City of Daytona Beach contracted Camp Dresser & McKee Inc.1 (CDM) in 1989 to redesign the Bethune Point plant to incorporate an advanced wastewater treatment process to remove nitrogen and phosphorus compounds. CDM’s scope of work was to specify the process, develop the conceptual and detailed designs, prepare construction and project specifications, and oversee construction. The City of Daytona Beach separately contracted Indian River Industrial Contractors (IRIC) to build the advanced wastewater treatment process. Operation of the new process started in 1993. 1.5 Advanced Wastewater Treatment Process Advanced wastewater treatment is a biological nutrient removal (BNR) process where specialized bacteria, with the addition of an organic nutrient, convert nitrogen compounds into nitrogen gas. The Bethune Point WWTP uses methanol as the organic nutrient for the bacteria. Chemical metering pumps continuously fed methanol to the process from a 10,000-gallon carbon steel storage tank. In 1999, the City of Daytona Beach modified the BNR process to operate without the continuous methanol feed; however, the facility continued to use the methanol system and 10,000-gallon storage tank for sporadic methanol addition. As a result, the facility maintained a large inventory of methanol even though demand was substantially reduced. The methanol storage tank contained between 2,000 and 3,000 gallons when the incident occurred.
1 CDM is a multinational consulting, engineering, and construction firm specializing in water and wastewater treatment facilities.
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11 1.6 Methanol Methanol (commonly known as methyl or wood alcohol) is a Class 1B flammable liquid with a flash point of 54ºF (12ºC); its explosive limits are 6 to 36.5 volume percent in air. Methanol vapors are heavier than air with a vapor density (air=1) of 1.1.2 Methanol vapors burn with a colorless flame in daylight, although the presence of other materials can color the flame. Methanol is a skin and eye irritant and highly toxic when ingested. 3 In addition to wastewater treatment, methanol is used in the manufacture of numerous consumer products including plastics, paints, adhesives, and fuels.4 The Methanol Institute represents manufacturers of methanol and distributes health, safety, and environmental information on the use and distribution of methanol. 1.7 Water Environment Federation The Water Environment Federation (WEF) is a not-for-profit technical and educational organization with members from the wastewater industry. WEF offers training programs, workshops, and seminars. In addition, WEF publishes technical manuals and other information for the wastewater industry.
2 Lewis, R., 2000. Sax’s Dangerous Properties of Industrial Materials (10th Edition). 3 Ibid. 4 Methanol Institute website, 2006, www.methanol.org.
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12 2.0 Incident Description 2.1 Pre-Incident Events In 2004 and 2005, several hurricanes damaged the Bethune Point WWTP, including two metal roofs used to shade two chemical storage areas. Facility personnel removed one of the damaged metal roofs in 2005 without incident. The second metal roof, installed over the methanol storage tank, was about 30 feet above the ground and more difficult to access. In consultation with the facility superintendent, the lead mechanic determined that facility personnel could remove the second damaged metal roof using a city- owned crane and a rented man-lift. The lead mechanic planned the job to remove the metal roof. The facility superintendent did not review details of the job and possible hazards. On Monday, January 9, 2006, the lead mechanic and a mechanic prepared to remove the metal roof. They retrieved the man-lift and crane from other city facilities. The lead mechanic then familiarized himself with the operation of the man-lift. Workers at the Bethune Point WWTP had previously used the city crane and were familiar with its operation. On Tuesday, January 10, 2006, the lead mechanic, the mechanic, and a third worker began removing the metal roof over the methanol storage tank. Standing in the man-lift, the lead mechanic and mechanic cut the metal roof into sections with an oxy-acetylene cutting torch and attached the cut sections to the crane hook. The third worker operated the crane to lower the cut sections to the ground. While cutting the metal roof, sparks from the torch ignited a grass fire. The crane operator extinguished the grass fire with a garden hose. In the early afternoon, the workers ran out of oxygen for the cutting torch and stopped work for the day. The lead mechanic ordered another oxygen cylinder so the job could resume on Wednesday.
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13 2.2 The Incident On Wednesday, January 11, 2006, three workers5 continued the roof removal. About 11:15 a.m., the lead mechanic and the third worker were cutting the metal roof directly above the methanol tank vent. Sparks, showering down from the cutting torch, ignited methanol vapors coming from the vent, creating a fireball on top of the tank. The fire flashed through a flame arrester on the vent, igniting methanol vapors and air inside the tank, causing a explosion inside the steel tank. Figure 2 is an overview of the accident site showing the crane, man-lift, and tank after the incident.
Figure 2. Bethune Point WWTP accident site. (Picture courtesy of the City of Daytona Beach)
5 The workers included the lead mechanic and mechanic who worked on January 9 and 10, 2006 and a new worker from the facility.
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14 The explosion inside the methanol storage tank • rounded the tank’s flat bottom, permanently deforming the tank and raising the side wall about one foot; • ripped the nuts from six bolts used to anchor the tank to a concrete foundation; • blew the flame arrester off the tank vent pipe; • blew a level sensor off a 4-inch flange on the tank top; • separated two 1-inch pipes, valves, and an attached level switch from flanges on the side of the tank; • separated a 4-inch tank outlet pipe from the tank outlet valve; and • separated a 4-inch tank fill pipe near the top the tank. Methanol discharged from the separated pipes ignited and burned, spreading the fire. Methanol also flowed into the containment around the tank and through a drain to the WWTP where it was diluted and harmlessly processed. The lead mechanic and the third worker were in the man-lift basket over the methanol tank when the ignition occurred. They were likely burned from the initial fireball and burning methanol vapors discharging from the tank vent under pressure from the explosion. The lead mechanic, fully engulfed in fire, likely jumped or fell from the man-lift. Emergency responders found his body within the concrete containment next to the tank. The third worker stated that he had been partially out of the man-lift basket leaning over the roof when the fire ignited. On fire, he climbed onto the roof to escape. Co-workers, unable to reach him with a ladder, told him to jump to an adjacent lower roof and then to the ground. He sustained second- and third-
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15 degree burns over most of his body, and was hospitalized for 4 months before being released to a medical rehabilitation facility. Methanol sprayed from separated pipes onto the crane, burning the crane cab with the mechanic inside. On fire, he exited the cab and was assisted by co-workers. He died in the hospital the following day. 2.3 Emergency Response Bethune Point WWTP workers heard the explosion and immediately went to the scene of the fire and aided the victims. The facility superintendent and a facility operator called 911 to report the incident and request fire and medical assistance. City Fire Station # 1 dispatched the first unit at 11:18 a.m., which arrived at Bethune Point WWTP at 11:22 a.m. When the unit arrived, the methanol and an adjacent empty tank were fully involved in the fire. Firefighters provided first aid to the two burn victims and set up a fire monitor to provide a continuous stream of water onto burning insulation on the adjacent tank. Firefighters then evacuated everyone to an assembly point outside the main gate. The Volusia County Hazardous Materials (HAZMAT) Team also responded and assumed control of the firefighting effort. Firefighters extinguished the fire later that afternoon. The HAZMAT Team emergency responders recovered the body of the first victim the following day. In addition to the three victims of the fire, 14 people sought medical evaluation. They included nine firefighters, four Bethune Point WWTP employees, and one police officer. After evaluation, one firefighter was transported to the hospital, treated, and released. There were no off-site consequences from this incident.
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16 3.0 Analysis The following sections analyze several causes CSB identified (Appendix A) including • a lack of methanol hazard recognition; • a lack of safety and hazard review in job planning; • methanol piping failure; and • an ineffective flame arrester. 3.1 Chemical Hazard Recognition Chemical hazard recognition is commonly addressed through a hazard communication (HAZCOM) program that provides employees with information on chemical hazards and trains them on specific hazards and the use of available information. OSHA standards6 require HAZCOM programs, however the City of Daytona Beach is not required to comply with these standards (Section 4.0). Although not required by regulation, the City of Daytona Beach maintains and makes available written information on chemical hazards and conducts safety and HAZCOM training. As part of the investigation, the CSB analyzed Bethune Point WWTP employee continuing training records for safety and HAZCOM for 12 years preceding the incident; Table 1 lists these safety training topics. Of these, the City offered HAZCOM (also known as Right-to-Know) training only seven times and not since 2002. OSHA standards require employers to conduct HAZCOM training annually.
6 29 CFR Part 1910, Occupational Safety and Health Standards.
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17 Table 1. Bethune Point WWTP safety training classes from 1994-2005. Safety Training Topic Sessions Conducted Last Year Conducted Gas Detector 2 2005 Lockout Tagout 3 2004 Self Contained Breathing Apparatus (SCBA) 11 2003 Fire Extinguisher 1 2003 Confined Space 2 2002 Right-to-Know – Material Safety Data Sheets (HAZCOM) 7 2002 Heat Exhaustion - Hot Environment 3 2001 Blood Borne Pathogens 2 2000 Fall Arrester 2 2000 Ultra Violet Lamps 1 2000 Uninterruptible Power Supply 1 2000 Air Pac (SCBA) 6 1999 Process Hazard Analysis Team Meeting 1 1998 Vehicular safety 1 1997 Fire Safety 1 1997 Foot Protection Awareness 1 1997 Entry Retrieval System 1 1996 Back Safety 1 1995
The city used a variety of training resources, including the Daytona Beach Fire Department; private contractors; equipment suppliers; and city personnel. The contract for the 1993 plant upgrade that added the methanol system included a requirement for staff training; however, a detailed record of this training was unavailable. While a training abstract found in the contract files listed training topics, the CSB could not determine from this abstract if the methanol storage tank, flame arrester, and methanol hazards were covered. Interviewed employees remembered some methanol system training in 1993, but none could identify the purpose of the flame arrester or how
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18 the tank vented. In addition, employees could not remember if any of the HAZCOM (Right-to-Know) training sessions covered methanol hazards. Up to calendar year 2000, the City offered an average of five safety-related training sessions at Bethune Point WWTP each year; however, since 2000 the number of such sessions7 declined steadily (Figure 3). This decline may have been influenced by the repeal of the Florida public employee safety law (2000) and the elimination of City of Daytona Beach full-time Safety Position (2004). 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 Year Number of safety related training sessions reported to CSB
Figure 3. Bethune Point WWTP safety related training sessions. In summary, the CSB found that the scope, content, and frequency of the HAZCOM training provided to Bethune Point WWTP employees did not adequately prepare them to deal with the hazards associated with flammable materials such as methanol.
7 Many of the sessions were less than 1 hour in length.
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19 3.2 Safety and Hazard Review in Job Planning The CSB found that the City of Daytona Beach had not implemented a systematic method for identifying hazards during non-routine work,8 nor did the City have a permit-to-work system. Non-routine tasks can be among the most hazardous at any facility. The lack of formal written procedures and general unfamiliarity with the work increase the risk of these tasks. A permit-to-work system is a widely used technique for evaluating hazards of non-routine work. Had the city used a permit-to-work system or other work control practice, this incident may have been prevented. The objective of permit-to-work systems is to ensure that non-routine work is properly planned and authorized prior to commencing. Generally, a designated individual who is not the planner or executor of the work signs the permit authorizing the work to proceed. This individual is typically a supervisor, safety technician, or senior operator. Permits can be issued to control any type of work, but those that are inherently hazardous are the most important. Lees (2001) and the Center for Chemical Process Safety (CCPS) (1995) list hazardous activities, including hot work9, that especially warrant inclusion in a permit system
8 Examples of non-routine work can include repairs, corrective maintenance, troubleshooting, and infrequent tasks. 9 Hot work is defined as any work that may be a source of ignition, including open flames, cutting and welding, sparking of electrical equipment, grinding, buffing, drilling, chipping, sawing, or other similar operations that create hot metal sparks or hot surfaces from friction or impact.
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20 3.3 Methanol Piping 3.3.1 Piping Design CDM, the methanol system designer, specified10 polyvinyl chloride (PVC) piping, valves, and fittings for all of the above- and below ground piping in the methanol system. The aboveground PVC piping (Figure 4) included: • a 4-inch nominal pipe size (NPS) fill pipe that connected a flange on the top of the tank to a fill connection near ground level; • a 4-inch NPS outlet pipe, connected to a valve on a flange near the bottom of the tank that supplied the methanol pumps; • two 1-inch NPS pipes and PVC valves that connected a level switch to two flanges near the bottom of the tank; and • a 4-inch NPS vent pipe connected to a flange on the top of the tank to the flame arrester. The flame arrester end of this pipe was threaded.
10 Bethune Point WWTP Facility Upgrade project specifications prepared by CDM, under contract to the City of Daytona Beach, section 11354, Methanol Feed System.
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Figure 4. Aboveground PVC methanol pipes
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22 3.3.2 Piping Specifications and Standards The CDM methanol system specification11 required that “[t]he entire system shall comply with all applicable OSHA rules and regulations.” Therefore, OSHA standard 1910.106, “Flammable and Combustible Liquids,” would have applied to this installation. This standard requires that all aboveground piping containing flammable liquids be steel, nodular iron, or malleable iron. The tensile strength and fracture toughness12 of steel is more than ten times greater than the PVC plastic pipe used for the methanol system. OSHA standard 1910.106 does allow materials that soften on fire exposure such as plastics, but only when “necessary.” CDM stated13 that it specified PVC for its compatibility with methanol and its ability to withstand the system pressure. The CSB noted that published corrosion data indicate that steel is compatible with methanol, that steel piping is widely used in flammable liquid systems, and that the methanol tank specified by CDM was made of steel. From this, the CSB concluded that no necessity to use PVC pipe existed. The CDM methanol tank specification14 required that the tank comply with National Fire Protection Association Standard (NFPA) 30, Flammable and Combustible Liquids Code (1990). NFPA 30 section 3-3.3 requires that all valves connected to storage tanks be steel. Despite this requirement, CDM
11 Bethune Point WWTP Upgrade project specifications (idem). 12 Fracture toughness is a measure of a materials ability to resist brittle failure. 13 In response to an interrogatory in which the CSB asked CDM to describe the necessity for using PVC piping. 14 Bethune WWTP Upgrade project specifications prepared by CDM, under contract to the City of Daytona Beach, section 13515, Methanol Chemical Storage Tank.
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23 informed Indian River Industrial Contractor Inc. (IRIC), the facility constructor, that PVC ball valves could be used.15 Although NFPA 30 and OSHA standard 1910.106 permit plastic materials in aboveground flammable liquid systems under certain conditions, other widely recognized standards prohibit them. These include the American Society of Mechanical Engineers (ASME) Process Piping Code, ASME B31.316 and the Building Officials Code Administrators (BOCA) National Mechanical Code, Seventh Edition.17 3.3.3 Piping Failure The physical evidence indicates that the PVC piping connected to the methanol tank mechanically failed in multiple locations from the upward movement of the tank caused by the internal explosion. This evidence includes: • The burn pattern on the side of the tank, which most likely occurred when pressure from the internal explosion forced methanol up an internal pipe and sprayed it out of the separated fill pipe onto the side of the tank. • The burn pattern on the ground east of the tank, which most likely occurred when pressure from the explosion sprayed methanol onto the ground through the failed outlet pipe connected near the bottom of the tank. • Two PVC valves and a portion of the connected pipe found in the concrete containment that surrounded the tank. These valves and their associated PVC pipe and flanges were installed between
15 CDM response to an IRIC request for information dated May 12, 1993. 16 Chapter VII, Nonmetallic Piping and Piping Lined with Nonmetals, paragraph A323.4.2 (a) (1). 17 Article 9, Flammable and Combustible Liquid Storage and Piping Systems, paragraph M-901.5.
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24 steel flanges on the tank and steel flanges on the level switch. A recovered valve shows the fractured PVC pipe between the valve and flange (Figure 5).
Figure 5. Failed 1-inch PVC pipe showing fracture surface • PVC material lodged in the threads of the flame arrester and visible damage to the threads on the end of the PVC vent pipe. The two fractured PVC pipes supporting the level switch pointed directly toward the crane cab where the mechanic was sitting. Methanol discharging under pressure most likely sprayed the cab, ignited and seriously burned the mechanic inside. Figure 6 shows the burned-out cab aligned with the 1-inch pipe flanges on the tank.
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Figure 6. Methanol spray from 1-inch pipe flanges onto the crane cab. The PVC vent pipe was below the man-lift basket. After the flame arrester blew off the vent pipe, burning methanol vapors under pressure would have likely discharged into the basket where two workers were standing. Figure 7 shows the location of the basket relative to the vent pipe.
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Figure 7. Location of man-lift basket and 4-inch vent pipe Had the methanol piping and valves been constructed of steel, the system would most likely have remained intact. The mechanic in the crane would likely not have been killed, and the other two workers may have been less severely injured. 3.4 Methanol Tank Flame Arrester The methanol storage tank vent was equipped with a flame arrester in accordance with NFPA 30. Flame arresters are devices that stop a flame while allowing gases and vapors to flow freely and work by channeling gas and/or vapor through narrow gaps between metal plates. The transfer of heat to the plates extinguishes a flame moving through the gaps. Proper sizing of the gaps and plates is critical to the flame arrester performance. Any blockage in the gaps or corrosion of the plates can render a flame arrester ineffective.
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27 The flame arrester on the methanol storage tank vent pipe was a Protectoseal Model No. 864 (Figure 8). Because the vent through the flame arrester was always open, the tank discharged methanol vapors when filled or warmed and took in air when drained or cooled.
Figure 8. Protectoseal Model No. 864 flame arrester (picture courtesy of Protectoseal)
The flame arrester plates and housing were aluminum. Published corrosion data18 indicates that methanol corrodes aluminum. The flame arrester was severely corroded on the interior surface, the plates were clogged with aluminum oxide scale, and plates were broken with portions missing (Figure 9 and Figure 10). Corrosion on the broken plate edges indicates that the broken plate damage most likely occurred prior to the incident.
18 NACE International, The Corrosion Society (2002). Corrosion Survey Database (COR·SUR). NACE International.
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Figure 9. Flame arrester plate corrosion (outside)
Figure 10. Flame arrester plate corrosion (inside) Correspondence among the construction company (IRIC); the construction manager (CDM); and the City of Daytona Beach indicated that the need for a flame arrester was identified late in the project. IRIC proposed three models for purchase, all of which had aluminum plates installed in an aluminum housing. CDM selected the Protectoseal Model 864 because it was readily available. Although Protectoseal offered flame arresters made of materials not corroded by methanol, none of these was proposed or selected.
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29 Flame arresters require regular inspection and maintenance (cleaning) to maintain functionality. Dirt and small particles collecting in the narrow gaps between the flame arrester plates, insects nesting in the housing, and corrosion can degrade performance. Regular inspection can identify excessive corrosion. In 1993, when the methanol system became operational, both Protectoseal19 and a major methanol producer20 recommended regular flame arrester maintenance and inspection. However, no requirement for flame arrester maintenance and inspection was included with the operation and maintenance instructions CDM provided the City. Interviews indicate that Bethune Point WWTP personnel were unaware of the need to inspect and maintain the flame arrester. The CSB concluded that the flame arrester did not prevent the fire outside the tank from igniting the tank contents. Routine inspections would have detected the corrosion in the flame arrester that occurred over 12 years. The use of an aluminum flame arrester in methanol service, coupled with the lack of inspection and maintenance, allowed the flame arrester to corrode to the point that it no longer functioned.
19 From literature normally provided by Protectoseal with flame arresters. 20 Based on a DuPont methanol product guide provided by CDM and found in the City of Daytona Beach contract file for the 1993 upgrades to the Bethune Point WWTP.
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30 4.0 Regulatory Analysis 4.1 OSHA Regulations The City of Daytona Beach was not required to comply with or implement OSHA regulations. Had the city implemented hot work and HAZCOM programs conforming to OSHA safety standards, the hazards of using a torch in proximity to the methanol tank would likely have been identified and possibly prevented. Public employers are not covered by the Occupational Safety and Health Act of 1970 because section 3(5) of the act defines “employer” as “a person engaged in a business affecting commerce that has employees, but does not include the United States (not including the United States Postal Service) or any State or political subdivision of a State.” The Occupational Safety and Health Act includes two opportunities for city, county, and state employers to provide OSHA coverage: “state plans” and “public employee-only plans.” Section 18 of the Act authorizes states to establish their own occupational safety and health programs, or “state plans,” and Section 18(c)(6) requires all states that run their own state plans to establish “an effective and comprehensive occupational safety and health program applicable to all employees of public agencies of the State and its political subdivisions.” Twenty one states have adopted OSHA state plans. OSHA regulation 29 CFR 1956.1 allows states that do not have state plans to adopt “public employee-only plans” to provide OSHA coverage even where no state plan covering private employers is in effect. Three states have adopted these “public employee plans” Appendix B includes a list of states and their OSHA coverage. The federal government establishes staffing and enforcement benchmarks for “state plans” and “public employee-only plans” to ensure enforcement and standards are “at least as effective” as the federal
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31 program. The state programs must also adopt all OSHA standards or issue their own standards that are “at least as effective as” OSHA standards. The federal government matches funding for approved “state plans” and “public employee-only plans.”21 OSHA coverage provides four major benefits to employees: • Coverage by OSHA standards (or equivalent state standards). Most of these are in 29 CFR 1910 (General Industry) and 1926 (Construction). • Ability to file a complaint and receive an OSHA inspection without fear of employer retaliation. • Right to participate in, receive the results of OSHA inspections, and have an opening and closing conference with the OSHA inspector separate from the employer. • Ability to request and receive information from the employer on workplace monitoring of chemicals, noise and radiation levels, and chemical hazards covered by the OSHA HAZCOM standard. The Occupational Safety and Health Act also gives employees the right to review their employer’s injury and illness log and relevant exposure and medical records. Some of the remaining 26 states without “state plans” and “public employee-only plans” provide safety and health protection to public employees, although these programs do not receive federal funding and are not subject to federal OSHA oversight. Florida had such a program until it was eliminated in 2000.
21 Further information about state plans is available at http://www.osha.gov/dcsp/osp/index.html.
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32 4.2 Florida Public Employee Safety 4.2.1 History The Florida Occupational Safety and Health Act, 22 enacted in 1982, directed the Florida Division of Safety (a division within the Department of Labor and Employment Security) to assist employers (both private and public, including cities and counties) to make their workplaces safer and decrease the frequency and severity of on-the-job injuries. State, city, and county employers were required to comply with most OSHA regulations and the state had the authority to cite public employers. The Florida legislature repealed Chapter 442 in 1999.23 Until its repeal, the Florida legislature appropriated approximately $11 million per year for occupational safety and health programs, which funded a statewide staff of 146 employees, 21 of whom worked in a consulting program for private small businesses that received matching funds from the federal government. The remaining 125 staff members addressed public sector (i.e., state and municipal employers) occupational safety and health compliance. Following the repeal of Chapter 442, the governor issued an executive order24 addressing public employee safety and health. State agencies listed in the executive order were directed “to voluntarily comply” with General Industry OSHA standards.25 The executive order recommends that each city and county (as well as state agencies not specifically covered in the first part of the executive order) “review… existing policies, practices and procedures concerning workplace safety and implement any policies, practices or
22 Florida Statutes, Chapter 442.20. 23 Chapter 2001-65, House Bill No. 669. The repeal was effective July 1, 2000. 24 Florida Executive Order Number 2000-292 dated September 25, 2000. 25 29 CFR 1910, Subparts C through T and Subpart Z. Construction standards in 29 CFR 1926 are excluded.
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33 procedures made necessary by the repeal of Chapter 442.” 26 The Florida legislature provided no funding to state agencies, cities or counties to implement the executive order. Today, no Florida state laws or regulations exist to require municipalities to implement safe work practices for or communicate chemical hazards to municipal employees. 4.2.2 Florida Municipal Safety Program Survey The CSB conducted a telephone survey of six Florida cities and three Florida counties to determine the extent of their voluntary compliance with OSHA standards. As part of the survey, the CSB investigators interviewed occupational safety and health or loss control managers. Most entities surveyed reported having policies requiring compliance with OSHA standards. In some cases, the CSB also spoke with union representatives at the surveyed city or county. Some union representatives confirmed voluntary compliance with OSHA standards, but others described hazardous conditions and incidents indicating that OSHA standards and good safety practices are not fully implemented and that conditions are not evaluated or remedied, despite employee complaints. Voluntary compliance with OSHA standards does not provide public sector employees with all the rights conveyed to private sector employees (and covered public sector employees) under the Occupational Safety and Health Act. Even if the employer conforms with all OSHA General Industry standards, employees remain without the legal right to receive an OSHA inspection or to review relevant records and medical and exposure information. Additionally, non-mandatory safety programs are vulnerable to changes in budgetary priorities.
26 Although mandatory for state agencies, other political subdivisions and the public have no legal obligation to comply with an executive order issued by the governor.
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34 4.2.3 Florida Public Facility Chemical Incidents In addition to surveying several Florida cities and counties, the CSB researched27 the frequency and severity of chemical incidents at Florida public facilities. In addition to the incident at the Bethune WWTP, the CSB found 33 additional chemical incidents at public facilities in the last five years. The incidents resulted in 9 injuries, 23 medical evaluations for chemical exposure, and 15 evacuations involving the facility or surrounding community. All of these incidents involved chemicals that would normally be included in an OSHA compliant hazard communication program. 4.2.4 Safety Consultation The University of South Florida administers a voluntary private sector worker safety consultation program for the State of Florida. Half of the program funding comes from the Florida’s Workers’ Compensation Trust Fund, the other half as matching funds from the U.S. Department of Labor.28 The program has a state-wide staff of 17 and offers confidential health and safety compliance consulting to private small business owners, with the goal of encouraging them to voluntarily improve workplace safety. Because of restrictions on federal funding, the program is prohibited from offering consultation to Florida’s public employers.
27 Media reports, National Response Center reports and the EPA Risk Management Program database. 28 Section 21(d) of the Occupational Safety and Health Act of 1970 authorizes states to enter into a cooperative agreement with OSHA and receive matching Federal funds for consultation programs.
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35 5.0 Key Findings 1. The City of Daytona Beach has no program, written or otherwise, to control hot work at city facilities. 2. The CSB found no evidence that workers at the Bethune Point WWTP received any methanol hazard training in the last 10 years. 3. The City of Daytona Beach does not require work plan reviews to evaluate the safety of non- routine tasks. 4. OSHA 1910.106 permits the use of plastic piping in flammable liquid piping systems when necessary but does not define necessary. 5. NFPA 30 permits the use of plastic piping in flammable liquid piping systems under certain conditions. 6. The methanol tank did not comply with NFPA 30. Valves and their connection to the tank were PVC instead of steel. 7. The failure of the PVC piping attached to the tank and in the methanol system greatly increased the consequences of the incident. 8. Flame arrester maintenance requirements were not included in the operation and maintenance manual for the methanol system. 9. An aluminum flame arrester was installed on the methanol tank; methanol corrodes aluminum. 10. The flame arrester was not inspected or cleaned since its installation in 1993.
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36 11. The flame arrester was so degraded (gaps between the plates inside the flame arrester were plugged with dirt and aluminum oxide and portions of the plates were corroded away) that it did not prevent a flame from entering the tank which greatly increased the consequences of the incident. 12. No Florida state laws or regulations exist to require municipalities to implement safe work practices. 13. No Florida state laws or regulations exist to require municipalities to communicate chemical hazards to municipal employees. 14. Florida municipalities are not covered by OSHA workplace safety standards. 15. No state or federal oversight of public employee safety exists in the State of Florida.
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37 6.0 Root and Contributing Causes 6.1 Root Causes The City of Daytona Beach 1. did not implement adequate controls for hot work at the Bethune Point WWTP; and 2. had an ineffective HAZCOM program. 6.2 Contributing Causes 1. The City of Daytona Beach has no systematic program to evaluate the safety of non-routine tasks. 2. The aboveground piping and valves in the methanol system were constructed of PVC in lieu of steel. 3. An aluminum flame arrester was installed on the methanol tank even though methanol is known to corrode aluminum. 4. The operation and maintenance manual for the Bethune Point WWTP did not include a requirement to maintain the flame arrester.
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38 7.0 Recommendations The CSB makes recommendations based on the findings and conclusions of the investigation. Recommendations are made to parties that can affect change to prevent future incidents, which may include the facility where the incident occurred, the parent company, industry organizations responsible for developing good practice guidelines, regulatory bodies, and/or organizations that have the ability to broadly communicate lessons learned from the incident, such as trade associations and labor unions. Governor and Legislature of the State of Florida 2006-03-I-FL-R1 Enact legislation requiring state agencies and each political subdivision (i.e. counties and municipalities) of Florida to implement policies, practices, procedures, including chemical hazards covering the workplace health and safety of Florida public employees that are at least as effective as OSHA. Establish and fund a mechanism to ensure compliance with these standards. Consider legislation providing coverage of Florida public employees under an occupational safety and health program in accordance with Section 18(b) of the Occupational Safety and Health Act of 1970, and Code of Federal Regulations 29 CFR 1956.1. 2006-03-I-FL-R2 Develop and fund a workplace safety and health consultation program for Florida public employees similar to the private sector program currently administered by the Florida Safety Consultation Program at the University of South Florida.
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39 City of Daytona Beach 2006-03-I-FL-R3 Adopt city ordinances to require departments to implement policies, practices, and procedures concerning safety and health in the workplace for city employees that are at least as effective as relevant OSHA standards. Emphasize compliance with chemical standards, including hot work procedures (OSHA Welding, Cutting, and Brazing Standard, Sections 1910.251 and 1910.252) and chemical hazard communication (OSHA Hazard Communication Standard 29 CFR 1910.1200). Implement procedures to ensure compliance with these policies, practices and procedures. 2006-03-I-FL-R4 Ensure that flammable liquid storage tanks used throughout the city comply with NFPA 30 and minimum federal standards in 29 CFR 1910.106, including appropriate piping and flame arresters. National Fire Protection Association 2006-03-I-FL-R5 Revise NFPA 30 to specifically exclude the use of thermoplastics in aboveground flammable liquid service. U.S. Department of Labor, Occupational Safety and Health Administration 2006-03-I-FL-R6 Revise 29 CFR 1910.106 to specifically exclude the use of thermoplastics in aboveground flammable liquid service.
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40 Water Environment Federation 2006-03-I-FL-R7 Work with the Methanol Institute to prepare and distribute a technical bulletin containing information on the safe receipt, storage, use, and dispensing of methanol in wastewater treatment plants. In addition, include information on basic fire and explosion prevention measures when using bulk methanol (e.g., flame arrester maintenance, hot work programs, electrical classification). 2006-03-I-FL-R8 Work with the Methanol Institute to prepare safety training materials for wastewater treatment facilities that use methanol. Methanol Institute 2006-03-I-FL-R9 Work with the Water Environment Federation to prepare and distribute a technical bulletin containing information on the safe receipt, storage, use, and dispensing of methanol in wastewater treatment plants. In addition, include information on basic fire and explosion prevention measures when using bulk methanol (e.g., flame arrester maintenance, hot work programs, electrical classification). 2006-03-I-FL-R10 Work with the Water Environment Federation to prepare safety training materials for wastewater treatment facilities that use methanol.
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41 Camp Dresser & McKee Inc. 2006-03-I-FL-R11 Revise CDM policies and procedures to ensure that appropriate quality control measures are applied so that designs specify appropriate materials and comply with applicable safety standards. Ensure that wastewater treatment plant design engineers are aware of the importance of proper material selection as well as the findings and recommendations of this report. 2006-03-I-FL-R12 Communicate the findings and recommendations of this report to all companies that contracted with CDM for methanol and other flammable liquid systems that were constructed with aboveground plastic pipe. Recommend replacing plastic pipe with an appropriate material in accordance with NFPA 30 and OSHA 1910.106. 2006-03-I-FL-R13 Communicate the findings and recommendations of this report to all companies that contracted with CDM for flammable liquid systems that included a flame arrester. Emphasize the importance of periodic maintenance of the flame arrester to ensure its effective performance.
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42 By the U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board
Carolyn W. Merritt
Chair
John S. Bresland
Member
Gary Visscher
Member
William Wark
Member
William Wright
Member
Date of Board Approval
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43 8.0 References American Society of Mechanical Engineers (ASME), 1999, Process Piping Code, ASME B31.3. Center for Chemical Process Safety (CCPS), 1995. Guidelines for Safe Process Operations and Maintenance, American Institute of Chemical Engineers (AIChE). Florida, 2006a. Fire Prevention and Control Florida Statutes, Chapter 663. Florida, 2006b. The Florida Fire Prevention Code, Florida Administrative Code, Chapter 69A-60. Lees, F. P., 2001. Loss Prevention in the Process Industries, Vol. 3, Butterworth-Heinemann. National Fire Protection Association (NFPA), 2003a. Fire protection in Wastewater Treatment Plants, NFPA 820. NFPA, 2003b. Standard for Fire Prevention During Welding, Cutting and other Hot Work, NFPA 51B. NFPA, 2003c. Uniform Fire Code, NFPA 1. NFPA, 2003d. Uniform Fire Code-Florida Edition, NFPA 1. Occupational Safety and Health Administration (OSHA), 2006. Flammable and combustible liquids, 29 CFR 1910.106, OSHA. Pegula, S. M., 2004. Fatal Occupational Injuries to Government Workers, 1992 to 2001, Bureau of Labor Statistics, 2004.
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March 2007
48
Appendix B: PUBLIC EMPLOYEE OSHA COVERAGE
Bethune Point WWTP
March 2007
49 PUBLIC EMPLOYEE OSHA COVERAGE State OSHA Coverage Alabama
Alaska State Plan Arizona State Plan Arkansas
California State Plan Colorado
Connecticut Public Employee Only Plan Delaware
Florida
Georgia
Hawaii State Plan Illinois
Indiana State Plan Iowa State Plan Kansas
Kentucky State Plan Louisiana
Maine
Maryland State Plan Massachusetts
Michigan State Plan Minnesota State Plan Mississippi
Missouri
Montana
Nebraska
Nevada State Plan New Hampshire
New Jersey Public Employee Only Plan New Mexico State Plan
Bethune Point WWTP
March 2007
50 State OSHA Coverage New York Public Employee Only Plan North Carolina State Plan North Dakota
Ohio
Oklahoma
Oregon State Plan Pennsylvania
Puerto Rico State Plan Rhode Island
South Carolina State Plan Tennessee State Plan Texas
Utah State Plan Vermont State Plan Virgin Islands Public Employee Only Plan Virginia State Plan Washington State Plan West Virginia
Wisconsin
Wyoming State Plan
FD06407 | 2006_美国_cai---arnel-chemical-plant-explosion.pdf
分类:06_境外及港澳台调查报告 | 年份:2006 | 地域: | 严重程度: | 场所: | 起火原因: | 来源格式:pdf
U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD INVESTIGATION REPORT
REPORT NO. 2007-03-I-MA MAY 2008 CONFINED VAPOR CLOUD EXPLOSION (10 Injured, and 24 Houses and Six Businesses Destroyed)
CAI, INC. AND ARNEL COMPANY, INC.
DANVERS, MASSACHUSETTS NOVEMBER 22, 2006 KEY ISSUES:
• SAFE HANDLING OF FLAMMABLE LIQUIDS • FIRE CODE COMPLIANCE AND ENFORCEMENT • STATE AND LOCAL GOVERNMENT HAZARDOUS FACILITY LICENSING
i Contents EXECUTIVE SUMMARY ..........................................................................................................................1 1.0 INTRODUCTION ...........................................................................................................................3 1.1 Background......................................................................................................................................3 1.2 Investigative Process........................................................................................................................5 1.3 Companies Involved ........................................................................................................................7 1.3.1 CAI, Inc. .............................................................................................................................7 1.3.2 Arnel Company, Inc............................................................................................................7 1.4 Facility Description..........................................................................................................................8 1.4.1 Building Configuration.......................................................................................................8 1.4.2 Heating and Ventilation Systems......................................................................................11 1.4.3 Building Ventilation System.............................................................................................13 1.4.4 Building Fire Control System...........................................................................................15 1.5 Process Descriptions......................................................................................................................16 1.5.1 Arnel Materials Storage Scheme ......................................................................................16 1.5.2 Arnel Paint Manufacturing Process Equipment................................................................16 1.5.3 CAI Materials Storage Scheme.........................................................................................17 1.5.4 CAI Ink Manufacturing Process Equipment.....................................................................18 2.0 INCIDENT DESCRIPTION..........................................................................................................21 2.1 Normal Workday Activity .............................................................................................................21 2.2 Explosion and Emergency Response.............................................................................................21 3.0 EXPLOSION ANALYSIS.............................................................................................................29 3.1 Fuel Sources...................................................................................................................................29
ii 3.1.1 Flammable Vapor from a Storage Tank............................................................................30 3.1.2 Flammable Vapor from a Production Tank ......................................................................30 3.1.3 Natural Gas Leak into the Building ..................................................................................34 3.1.4 Most Likely Fuel...............................................................................................................39 3.2 Explosion Severity and Damage Characterization.........................................................................40 3.2.1 Community Damage Survey.............................................................................................40 3.2.2 Explosion Overpressure....................................................................................................40 3.2.3 Explosion Severity Factors ...............................................................................................41 3.3 Ignition Sources .............................................................................................................................42 4.0 REGULATORY ANALYSIS........................................................................................................45 4.1 Massachusetts Regulations ............................................................................................................45 4.1.1 Land Use Involving Hazardous Materials ........................................................................45 4.1.2 Massachusetts Department of Fire Services .....................................................................48 4.2 Local Government Ordinances ......................................................................................................51 4.3 Occupational Safety and Health Administration ...........................................................................54 4.3.1 Flammable and Combustible Liquids Standard................................................................54 4.3.2 Process Safety Management Standard..............................................................................55 4.4 The Emergency Planning and Community Right to Know Act.....................................................57 4.4.1 Local Emergency Planning Committee ............................................................................57 5.0 MODEL FIRE CODES..................................................................................................................60 5.1 National Fire Protection Association.............................................................................................60 5.1.1 The Flammable and Combustible Liquids Code...............................................................60 5.1.2 The Standard for the Manufacture of Organic Coatings...................................................61 5.2 International Code Council – International Fire Code...................................................................62 6.0 TRADE ASSOCIATIONS ............................................................................................................63
iii 6.1 National Association of Printing Ink Manufacturers .....................................................................63 6.2 The National Paint and Coatings Association................................................................................64 7.0 SIMILAR INCIDENT ...................................................................................................................65 7.1 Universal Form Clamp...................................................................................................................65 8.0 KEY FINDINGS: ..........................................................................................................................66 9.0 INCIDENT CAUSES ....................................................................................................................68 10.0 RECOMMENDATIONS...............................................................................................................69 10.1 General Court of the Commonwealth of Massachusetts................................................................69 10.2 Commonwealth of Massachusetts Office of Public Safety, Department of Fire Services.............70 10.3 Town of Danvers ...........................................................................................................................71 10.4 CAI, Inc. ........................................................................................................................................72 10.5 National Fire Protection Association.............................................................................................73 10.6 International Code Council............................................................................................................75 REFERENCES ...........................................................................................................................................76 APPENDIX A EXPLOSION RECONSTRUCTION ANALYSIS ...........................................................77 APPENDIX B VAPOR GENERATION ANALYSIS ..............................................................................87 APPENDIX C INCIDENT TIMELINE ....................................................................................................95 APPENDIX D LOGIC TREE....................................................................................................................98
iv Figures Figure 1. Danversport peninsula............................................................................................................3 Figure 2. West end of the Danversport peninsula before the explosion................................................9 Figure 3. CAI/Arnel building layout.. .................................................................................................10 Figure 4. Steam coil air heater recovered from the debris...................................................................12 Figure 5. Arnel production area equipment and ventilation systems, areas E and F...........................14 Figure 6. CAI production and Arnel materials storage .......................................................................15 Figure 7. CAI totes stored flammable liquids in area E ......................................................................18 Figure 8. CAI ink vehicle insulated mix tank 3...................................................................................20 Figure 9. Search and rescue activities after CAI/Arnel building explosion ........................................23 Figure 10. Aerial view of CAI/Arnel facility after explosion and fire ................................................24 Figure 11. Houses destroyed by the explosion....................................................................................24 Figure 12. Bakery/pizzeria building destroyed by the explosion ........................................................25 Figure 13. Shattered windows and doors boarded up at the New England Home for the Deaf ..........25 Figure 14. Shattered windows and buckled panels on vehicles...........................................................26 Figure 15. Bates Street home 150 feet north of CAI/Arnel facility destroyed by the explosion.........27 Figure 16. Explosion and fire destroyed the CAI/Arnel building. ......................................................28 Figure 17. Debris from shattered CMU walls and collapsed roof trusses in area C............................28 Figure 18. Buried natural gas lines near the CAI/Arnel property........................................................36 Figure 19. Old 4-inch cast iron buried gas distribution bell and spigot pipe joint ..............................38 Figure 20. Aerial view showing some damage data points and estimated explosion overpressures...40 Figure 21. Example of maximum pressure vs. flammable vapor volume concentration ....................42 Figure 22. Box fan, a possible ignition source recovered from the debris near area E. ......................43
v Tables Table 1. CAI ink vehicle component and mixture boiling temperatures.............................................33 Table 2. Board of Fire Prevention Regulations Material Threshold Quantities (Partial List).............49 Table 3. Local government flammable materials license survey results.............................................52 Table 4. CAI flammable liquids storage deficiencies..........................................................................55
vi Acronyms and Abbreviations ATF
U.S. Bureau of Alcohol, Tobacco, Firearms, and Explosives CFR
Code of Federal Regulations CMR Code of Massachusetts Regulations CMU Concrete masonry unit CSB
U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board DoD
U.S. Department of Defense EPA
U.S. Environmental Protection Agency EPCRA Emergency Planning and Community Right to Know Act ERP
Emergency response plan HMIS Hazardous Materials Inventory Statement HMMP Hazardous Materials Management Plan IC
Incident Commander ICC
International Code Council IFC
International Fire Code lbm
Pounds mass IPPIC International Paint and Printing Ink Council LEPC Local Emergency Planning Committee LFL
Lower flammability limit MSDS Material safety data sheet NAPIM National Association of Printing Ink Manufacturers NFPA National Fire Protection Association NPCA The National Paint and Coatings Association OSHA Occupational Safety and Health Administration psig
Pounds per square inch gauge (psi) psia
Pounds per square inch absolute PSM
Process Safety Management (29 CFR 1910.119) SARA Superfund Amendments and Reauthorization Act SERC State Emergency Response Commission UFL
Upper flammability limit UST
Underground storage tank
1 Executive Summary On November 22, 2006, at about 2:45 am, a violent explosion at the CAI/Arnel manufacturing facility rocked the town of Danvers, MA. The explosion and subsequent fire destroyed the facility, heavily damaged dozens of nearby homes and businesses, and shattered windows as far away as two miles. At least 10 residents required hospital treatment for cuts and bruises. Twenty-four homes and six businesses were damaged beyond repair. Dozens of boats at the nearby marina were heavily damaged by blast overpressure and debris strikes. The fire department ordered the evacuation of more than 300 residents within a half-mile radius of the facility. Numerous residents could not return for many months while they waited for their houses to be rebuilt or repaired. Seventeen months after the explosion, six homes had yet to be reoccupied as repairs were not complete. The U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board (CSB) determined that the explosion was fueled by vapor released from a 2000-gallon tank of highly flammable liquid. An open steam valve on the tank heater most likely caused the flammable liquid to overheat and accumulate in the building production area to what is calculated to have been a near-ideal vapor-air concentration. An unknown ignition source ignited the flammable atmosphere, causing the explosion. The rapidly expanding ignited vapor inside the building created a pressure wave that shattered the rigid, brittle brick walls—disintegrating the structure—and ignited thousands of gallons of flammable liquids stored inside the building and some 51,000 pounds of industrial-grade nitrocellulose material stored nearby. The resultant fire burned for more than 17 hours.
2 The CSB identified the following incident causes:
- CAI management did not conduct a process hazards analysis or similar systematic review to
ensure that the flammable liquids processes were safely designed and operated. CAI heated Class I flammable liquids in unsealed tanks inside a closed building. CAI did not install or use automated process controls, alarms, or safeguards when heating flammable liquids in process equipment inside a closed building. CAI did not maintain adequate building ventilation during all flammable liquids process operations.
- CAI management did not use written procedures or checklists to ensure that flammable
liquids manufacturing processes were operated safely.
The CSB also found that Commonwealth of Massachusetts statutes requiring the head of the local fire department to periodically inspect facilities that handle flammable liquids and solids do not define the inspection frequency or provide inspection criteria. The Danvers fire department had not inspected the CAI/Arnel facility in more than four years, and a 2002 inspection did not identify a number of fire code compliance deficiencies involving flammable liquids storage. Furthermore, the 2002 inspection did not identify that the permits required by the state fire code had either expired or were never issued to the companies by the fire department. The CSB makes recommendations to the General Court of the Commonwealth of Massachusetts and the Massachusetts Office of Public Safety, the town of Danvers, CAI, Inc., the National Fire Protection Association, and the International Code Council.
3 1.0 Introduction 1.1 Background On Wednesday morning, November 22, 2006, at 2:46 am, a violent explosion shook the Danversport community in Danvers, Massachusetts, 20 miles north of Boston. The explosion and subsequent fire destroyed a 12,000 square foot ink and paint manufacturing facility jointly operated by CAI, Inc. and Arnel Company, Inc. (Figure 1).
Figure 1. Danversport peninsula. CAI/Arnel facility explosion site circled (ATF photo). The explosion heavily damaged dozens of nearby homes and businesses and shattered windows as far away as two miles. At least 10 residents required hospital treatment for cuts and bruises. Twenty- four homes and six businesses were damaged beyond repair, and dozens of boats at a nearby marina were heavily damaged by the blast wave and debris strikes.
4 The Danvers fire department ordered the evacuation of more than 300 residents within a half-mile radius of the facility. Search-and-rescue teams helped evacuate the injured and trapped residents and the workers trapped inside a partially collapsed bakery. Neighbors also helped each other evacuate. Firefighters declared the fire extinguished on Wednesday afternoon, more than 17 hours after the building exploded. A few months after the incident, community residents created Safe Area for Everyone (SAFE), a community group formed to oppose any new operation on the CAI/Arnel property involving the use or handling of hazardous materials. SAFE is working with the Danvers town government to improve town bylaws addressing land use planning and regulations. In the fall of 2007, the town of Danvers reestablished a Local Emergency Planning Committee (LEPC) to coordinate emergency planning among the local businesses that handle hazardous chemicals, local and state emergency response agencies, and the local residents (Section 4.4).1 A member of the Danvers fire department serves as the LEPC chair. Some residents were still in temporary housing more than seventeen months after the explosion. Rebuilding efforts on six heavily damaged or destroyed homes had not been finished. Six property owners had not settled claims with their insurance companies. This report makes recommendations to the General Court of the Commonwealth of Massachusetts and the town of Danvers designed to improve land use planning and hazardous materials licensing regulations. It also makes recommendations to CAI, Inc., the National Fire Protection Association, and the International Code Council. Management of businesses that heat flammable liquids in
1 The 1986 Emergency Planning and Community Right to Know Act (SARA Title III) provides the requirements and responsibilities of the Local Emergency Planning Committee. The LEPC in Danvers had been disbanded many years before the November 2006 incident.
5 unsealed tanks located where flammable vapor can accumulate should closely examine the lessons learned from this incident and ensure similar unsafe conditions or operating practices at their facilities are promptly corrected to prevent future incidents. 1.2 Investigative Process The CSB investigators arrived on scene the morning of November 24, 2006. The team comprehensively reviewed the damage in the community and collected information from residents and businesses near the CAI/Arnel facility. Explosion analysts contracted to assist the CSB team catalogued and photographed the damage throughout the surrounding community. These data were used to estimate the pressures and energy released by the explosion (Section 3.2). The Environmental Protection Agency (EPA) Region 1 Regional Response Team was responsible for site cleanup, including classifying hazards for disposal, monitoring air quality during cleanup, and controlling worker exposure to contaminants. Working with the EPA, the CSB team collected physical evidence from the scene, including samples of the solvents used by the two companies, residue from the mix tanks, process hardware, and other equipment. The CSB investigators also extensively photographed the explosion site. The CSB investigators interviewed CAI and Arnel employees, including personnel who were working at the facility the day before the explosion, CAI management personnel located in their Georgetown, MA, corporate headquarters and production facility, and the electrical and plumbing contractors who routinely worked at the facility. Over subsequent weeks, they interviewed the Danvers fire department Incident Commander and representatives from the town of Danvers including the town manager, public safety officials, and building department personnel. The town also provided building permit records, fire department inspection records, and underground utility documents.
6 As the investigation progressed, the CSB team interviewed management personnel working for KeySpan, which operates the natural gas utility distribution system in Danvers, and management personnel working for Maritimes and Northeast Pipeline, which operates the interstate natural gas transmission line located near the CAI/Arnel property. The CSB investigators also interviewed personnel from nearby businesses, residents who lived near the facility, and the contractor who performed boiler maintenance at the CAI/Arnel facility. The CSB team identified, photographed, and documented the post-explosion location of production area fire doors, equipment, and building components, and identified items for recovery from the debris. In addition, the CAI ink recipe2 that operators prepared the day before the explosion was duplicated in a laboratory and analyzed to determine pertinent physical parameters. On May 9, 2007, the CSB investigation team presented preliminary incident findings to the Board and the community at a public meeting held in Danvers, MA. The Board received comments from impacted individuals regarding their experiences during the emergency. Meeting attendees expressed concern about the history of natural gas leaks in the community and the possibility that natural gas caused or contributed to the incident. The former Massachusetts state fire marshal urged the CSB to recommend that the state laws addressing flammable materials licensing be changed to require that specific information be provided to local fire departments.
2 A recipe is a detailed instruction used to make a specific product. It typically includes equipment preparation prerequisites, raw material quantities, addition sequence, and critical process parameters such as temperature, pressure, and flow. Recipes sometimes include warnings, cautions, and special personal protective equipment needed to manufacture the material.
7 1.3 Companies Involved Prior to 1985, a single company manufactured printing inks and specialty paints in the Danversport facility. In 1985, the company divided into two separately owned entities: CAI, Inc. and Arnel Company, Inc. The two companies continued to manufacture their respective products in the facility. 1.3.1 CAI, Inc. Headquartered in Georgetown, MA, 14 miles north of Danvers, CAI employs about 20 personnel and manufactures water- and solvent-based printing inks. The Georgetown facility houses the finance, accounting, sales, and warehouse operations for all products, as well as the water-based manufacturing process equipment. The CAI production manager and five employees manufactured solvent-based inks in the Danvers facility. At the end of each day, they loaded the day’s production of ink products onto a truck and delivered it to the Georgetown warehouse. CAI stored alcohols, heptane, other solvents, and pigments and resins in the building and in three 3000-gallon underground storage tanks (USTs). Some of CAI’s ink products also contained industrial grade nitrocellulose. At the time of the incident, CAI had about 160 300-pound fiber drums of nitrocellulose pellets 3 stored in a 40-foot trailer located adjacent to the east side of the building. 1.3.2 Arnel Company, Inc. Nine Arnel employees worked in the Danvers facility, which was the company’s only business location. Arnel manufactured solvent- and water-based stains, lacquers, coatings, and paints, as well as polyurethane coatings and adhesives. They stored alcohols and other solvents, pigments, paint
3 The Massachusetts fire code and OSHA classify the nitrocellulose used by CAI and Arnel as a flammable solid.
8 resins, and industrial grade nitrocellulose at the facility. At the time of the incident, about 15 300- pound fiber drums of nitrocellulose were stored in a trailer adjacent to the CAI trailer at the east end of the facility. 1.4 Facility Description 1.4.1 Building Configuration The CAI/Arnel property is located at the west end of the Danversport peninsula. A large marina sits on the south shore of the peninsula. The CAI/Arnel and marina properties are separated by a marina access road. A few small businesses abut the west side of the CAI/Arnel property. A bulk propane distribution facility and a large warehouse are located 400 feet to the west, across Route 35-Water Street, a busy two-lane thoroughfare (see Figure 1). Since the early 1900s, the peninsula has transitioned from a minimally populated area to one with many single-family and duplex homes, some located only 150 feet to the north of the facility (Figure 2). During the same period, the facility transitioned from a leather tanning business that used a few hundred gallons of flammable liquids to ink and paint manufacturing businesses using thousands of gallons of flammable liquids and thousands of pounds of flammable nitrocellulose pellets in their manufacturing processes. Figure 3 shows the general layout of the CAI/Arnel building prior to the explosion. The exterior and interior walls were constructed with unreinforced concrete masonry unit blocks (CMUs). Steel trusses supported a steel sheet roof above area C. The roof above area E was 2- to 3-inch-thick reinforced concrete supported by steel beams, and the other roof structures were constructed of wood.
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Figure 2. West end of the Danversport peninsula before the explosion. CAI/Arnel facility circled.
Photo: Office of Geographic and Environmental Information (MassGIS), Commonwealth of Massachusetts, Executive Office of Energy and Environmental Affairs. The south side of the CAI/Arnel building structure contained office and laboratory areas for the two companies (areas A and B). Two small steam boilers were located in a room adjacent to the west end of area J. The boilers were accessed through a door in the northeast corner of area B. The fuel oil tanks were located in the west end of area J. A wall-mounted fan in the boiler room provided air for combustion and room cooling. The air exhausted into area J, and into area B when the boiler access door was open.
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Figure 3. CAI/Arnel building layout. Production areas are highlighted. Areas C, E, and F housed the production equipment, raw materials, and product storage for both companies. The electrical equipment in the production areas was required to be rated for use in a flammable environment because of the potential for a flammable atmosphere to be present.4, 5 The CSB investigation team noted that the permanent lighting fixtures, mixer motors, electrical conduit, and other electrical equipment in the production area debris after the explosion appeared to be appropriately rated.6 The CSB team also recovered a few non-rated electrical devices from the debris,
4 National building and fire standards provide the requirements for electrically classifying work areas. 5 29 CFR 1910 Subpart S, Electrical 1910.307. Hazardous (classified) Locations 6 Many equipment nameplates and labels were destroyed by the fire; thus, manufacturers’ ratings could not be confirmed.
11 but could not determine if any had been located in a hazardous area or connected or energized the night of the explosion. Three USTs were outside, about 15 feet north of area E. Each 3000-gallon UST had two chambers that CAI and Arnel used to store various flammable liquid solvents. Underground piping connected each chamber to piping manifolds located on the north wall inside area E. Each company had its own transfer pump and piping manifold to withdraw solvents from their respective UST chambers. Distribution piping manifolds directed the solvent from each pump to the appropriate process tank or mixer within the production areas. Employee interviews and hardware found in the debris indicate that the employees in both companies were careful to avoid accumulating dangerous static charges when transferring flammable liquids from one container to another. The process equipment was grounded to minimize static charge accumulation, and the portable containers were bonded.7 Solvent discharge pipes directed the liquid flow against the side of the mix tanks to minimize static charge generation. Employees were also required to bond portable containers to the process equipment when transferring flammable liquids and to wear personal grounding devices when handling nitrocellulose. 1.4.2 Heating and Ventilation Systems 1.4.2.1 Cold Weather Comfort Heating System Steam-coil fan units (Figure 4) mounted near the ceiling heated the building. Wall-mounted thermostats controlled the heater fans in the office and laboratory areas. Production area heaters were located in the southeast corner of area C, on the south wall of area E, and on the south wall of area F (see Figure 3). The fan motors would likely not be required to be rated for use in a flammable
7 Grounding electrically connects equipment to an earth ground. Bonding electrically connects two pieces of equipment.
12 atmosphere because they were located high on the wall and far from the process equipment where flammable vapors could be present. Employees reported that the heater fans in the production area were controlled by wall-mounted on/off switches and remained on during cold weather even when the building was unoccupied, which was the case on the night of the explosion.
Figure 4. Steam coil air heater recovered from the debris. Fan motor is at the lower center of the photo. 1.4.2.2 Dust Handling System The facility was equipped with two independent dust collection systems to capture dust when employees added resin or coloring pigments to the ink and paint mixing equipment. One dust collector was outside the building near the northwest corner of area C; the other was in the courtyard between areas E and J. When adding resin, pigment, or other dusty components to a tank or mixer, the operator opened a slide valve on the dust duct attached to the process equipment to draw airborne dust into the collector, closing the slide valve when complete. CAI and Arnel personnel reported that they turned the dust collector fans off each night, including the night of the explosion.
13 1.4.3 Building Ventilation System CAI and Arnel used and stored large quantities of flammable liquids inside the building. The Massachusetts fire code8 and the Occupational Safety and Health Administration (OSHA) Flammable and Combustible Liquids standard9 require adequate building ventilation to prevent flammable vapor from accumulating to dangerous concentrations during handling or processing operations.10 The building ventilation system consisted of a fresh air distribution system and production area exhaust fans to remove flammable vapor from around the unsealed ink and paint mixers (Figure 5 and Figure 6). A perforated air duct attached to a 6000 cubic feet per minute (cfm) fresh air supply fan in area E distributed fresh air along the ceilings of areas C and E. Three 6000-cfm exhaust fans were installed in the production area: one near the floor on the south wall of area E, one near the floor on the east wall of area C, and one in the northeast corner of area C about four feet above the floor. The CSB investigators recovered one of these wall fans from the debris. Although the motor was heavily damaged by the intense fire, it appeared to be rated for use in a flammable atmosphere.11 Employees told the CSB investigators that all three wall-mounted fans were identical. A 960-cfm blower fan located outside on the north wall of area E drew air out of area E near the floor through an eight-inch duct. This fan assembly was recovered at the property fence, about 50 feet north of its installed location. Although flammable vapor might have been present in the exhausted air, the fan and motor were not rated for use in a flammable atmosphere.
8 527 Code of Massachusetts Regulations 9 29 CFR 1910.106 10 Building ventilation requirements specify maximum flammable vapor concentration limits at specific distances from flammable vapor sources. 11 The fan motor and nameplate were destroyed by the fire, preventing investigators from determining if the assembly was rated for use in a flammable vapor environment.
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Figure 5. Arnel production area equipment and ventilation systems, areas E and F. CAI solvent storage and one mix tank also located in area E. CAI management reported that CAI employees turned off the ventilation system at night to allay nearby residents’ complaints about excessive noise and to reduce heat loss from the building. Flammable liquids were stored in containers permanently connected to a distribution manifold using elastomeric hoses and compression clamps. In addition, open-top mix tanks routinely contained flammable liquids, sometimes with agitators energized, even during the unoccupied overnight hours when the ventilation system was not operating. Four mix tanks had heaters connected to the continuously operating steam system. If a leak occurred from a storage container, pipe manifold, or mix tank, or if a tank heater malfunctioned, flammable vapor could accumulate to dangerous concentrations within the building. However, CAI management did not recognize the increased risk of fire or explosion due to flammable vapor accumulation in the unventilated and unoccupied building. C
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Figure 6. CAI production and Arnel materials storage, area C. 1.4.4 Building Fire Control System The production area had three fire doors (see Figure 3), each suspended from roller tracks and moved parallel to the wall to open or close. One fire door was located in the southeast corner of area C, which isolated the office/laboratory areas from the production area. CAI and Arnel employees said this door remained closed at night when the building was unoccupied. A second fire door was on the wall between areas C and E, and the third was located on the wall between areas E and F. Although a few employees told the CSB investigators that they thought all three fire doors were routinely closed at night, the last employee to leave the building the night before the explosion said that only the fire door separating the production area from the office/laboratory area was closed the evening before the incident. Considering the employee interviews and where the doors were found in the building debris, the CSB team concluded that the fire doors on the east and west walls of area E were open the night of the explosion.
16 A foam fire suppression sprinkler system was installed in production areas C, E, and F. In the event of a fire, fusible plugs on the ½-inch orifice standard sprinkler heads would melt to activate the sprinkler head. Water flow in the fire suppression system would trigger the fire alarm box, which would send a signal to the Danvers fire department. The system was not equipped with smoke detectors or other electronic activation devices. 1.5 Process Descriptions 1.5.1 Arnel Materials Storage Scheme The raw materials Arnel used for paint manufacturing included solvents, resins, pigments, and nitrocellulose. The nitrocellulose was stored in a trailer adjacent to the northeast corner of the building, near production area F. Employees typically maintained an inventory of 10 to 20 fiber drums, each containing 300 pounds of industrial grade nitrocellulose. They stored flammable liquid solvents outside in USTs and inside the production areas in 55-gallon drums as well as in a few 300- to 400-gallon metal intermediate bulk containers (totes).12 Finished products were stored in the production areas until shipped to customers. 1.5.2 Arnel Paint Manufacturing Process Equipment Arnel operated a 1000-gallon product mix tank located on the north wall in area E (see Figure 5) and 5- and 55-gallon mixers in areas E and F. Area F contained two rotating-drum grinding mills used to prepare pigments. A flexible hose connected to an overhead duct was installed at the mixers and grinding mills drew airborne dust to the dust collector located in the courtyard during all filling
12 The Arnel totes were used as portable tanks. Empty totes were replaced with vendor-supplied full totes.
17 activities. All of the Arnel equipment was unheated, and Arnel personnel stated that they turned off all mixing and grinding equipment at the end of each workday.13 1.5.3 CAI Materials Storage Scheme CAI used raw materials including solvents, resins, pigments, and nitrocellulose. The nitrocellulose was stored in a trailer adjacent to the southeast corner of the building, near office area A (see Figure 3). Approximately 160 fiber drums, each containing 300 pounds of industrial grade nitrocellulose, were in the trailer at the time of the incident. CAI stored solvents in the outdoor USTs and in 55-gallon drums in area E. They also used eight 500- gallon steel totes—four rows stacked two totes high—in area E (Figure 7) to store solvents. Operators transferred solvent from the USTs and totes to the mix tanks using a metering pump located at the manifold station. Because the totes were permanently connected to a pipe manifold, fire code requirements addressing fixed storage tanks installed inside a building applied, rather than portable container fire code requirements. The CSB investigators noted that the solvent storage located in area E was not compliant with certain state fire code or OSHA worker safety requirements. First, the unsealed solvent storage totes vented directly into the room, not outdoors. Second, Class I flammable liquids14 were discharged through the bottom drain valve outlet on each tote, not pumped out from the top of the tote. Third, the totes had no spill containment system around them to contain a flammable liquid release, such as overflow during a filling operation. Finally, the pipe manifold connected the totes to the pump using combustible elastomeric hoses between each tote and the manifold, not steel pipes.
13 Arnel management told the CSB that at the end of each workday they inspected the area using a checksheet to verify equipment status. The explosion and fire destroyed all the records. 14 Class I flammable liquids are defined as liquids having a flashpoint below 100 °F (OSHA 29 CFR 1910.106).
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Figure 7. CAI totes stored flammable liquids in area E. Circled area shows one of the flexible hose connection points to the manifold pipe. 1.5.4 CAI Ink Manufacturing Process Equipment The largest CAI production equipment, four ink vehicle15 mix tanks, each approximately 3000 gallons in capacity, was located in area C (see Figure 6). Each tank was about 10 feet tall and eight feet in diameter and had a top-mounted mixer. Mix tanks 1 and 2 were fully open on top, while tanks 3 and 4 were each equipped with a top dome containing a 12-inch diameter access hatch (Figure 8). A hatch cover on each kept debris from falling into the tanks, but did not prevent air or vapor from passing through the opening. Each tank was equipped with a steam heating jacket connected to the steam boiler. Mix tank 3 was insulated on the bottom and sides. The operator controlled the mixture (ink vehicle) temperature by opening and closing a ¼-turn ball valve on the steam pipe connected to the tank jacket.
15 The printing ink “vehicle” is a mixture of solvents, water, or resin that carries the colorant and other additives.
19 Operators accessed the tank tops, weight and temperature display consoles, mixer control switches, and steam valves from a steel-grated mezzanine deck on the north side of the tanks (see Figure 8). They pumped liquids from the manifold station in area E directly into the appropriate mix tank. Dry materials and the nitrocellulose pellet drums were lifted to the mezzanine platform with a forklift, then hand-loaded into the appropriate mix tank. The operator opened the slide valve on the dust collector suction line during the addition of dusty materials to the mix tank and closed it afterward. CAI’s production manager was responsible for operating the four mix tanks. He told the CSB investigators that he typically heated the mixture in mix tank 3 to 90 to 120°F to help dissolve the resin and then closed the steam supply valve. He said he did not leave the steam on during non-work hours, although he routinely left the mixer running. However, CAI did not have written procedures for the operation of process equipment; rather, they used ink vehicle recipes. These recipes listed the materials and quantities needed for each specific batch, but did not include checklists or other written instructions to ensure that equipment was operated correctly and consistently. After the ink vehicle passed a quality control check, operators pumped the liquid out of the bottom of the mix tank into one or more of the smaller pigment mixers, as needed. Unused ink vehicle would remain in the large mix tank for days or possibly weeks until it was all utilized in specific ink products.
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Figure 8. CAI ink vehicle insulated mix tank 3.
21 2.0 Incident Description 2.1 Normal Workday Activity On Tuesday afternoon, November 21, 2006, Arnel employees ended their workday before CAI employees. Arnel employees told CSB investigators that they used a checklist to perform an end-of- workday walk-down to verify that all of their equipment was turned off and that Arnel office doors and storage trailers were locked. The Arnel employees then left the facility. CAI employees told the CSB investigators that they began mixing a 2000-gallon ink vehicle batch in mix tank 3 at approximately 1:00 pm. The CAI production manager said he opened the steam valve at about 3:00 pm to begin heating the mixture. While waiting for the mixture temperature to increase to the 90°F target, he said he and other employees unloaded a shipment of resin and pigment from a truck then loaded the day’s ink production into the truck, finishing shortly after 5:00 pm. The production manager told investigators that before he left for the day he returned to the work platform to check the mixture temperature, which he recalled was about 90°F. He told CSB investigators, “I believe I closed the steam valve.” He also said he left the mixer on to prevent undissolved resin from settling to the bottom of the tank, then left the facility at around 5:30 pm. Shortly before 6:00 pm, the last CAI employee in the building turned off the dust collector fans, wall- mounted exhaust fans, and fresh air supply fan, then locked the building and left for the night. 2.2 Explosion and Emergency Response The Danvers fire department is located about one mile from the CAI/Arnel facility. At 2:46 am on Wednesday, November 22, the fire department alarm signal began sounding. However, the alarm
22 transmitter at the CAI/Arnel facility malfunctioned before the signal code was completed.16 A few seconds after the alarm began sounding, fire department personnel heard and felt an explosion. They immediately saw a bright fireball in the sky south of the station as they prepared to dispatch the response team. Arriving in Danversport, they observed people fleeing from heavily damaged houses and extensive structural damage and debris throughout the surrounding community. The Danvers fire department Incident Commander (IC) immediately launched a comprehensive search-and-rescue operation. Residents and emergency responders helped the injured exit their homes and a nearby bakery that had been extensively damaged (Figure 9). Some of the organizations that participated in the emergency response included: • Salem, Peabody, and Beverly fire and police departments, • Massachusetts Environmental Police, • U.S. Environmental Protection Agency (EPA), • U.S. Coast Guard, • U.S. Bureau of Alcohol, Tobacco, Firearms, and Explosives (ATF), • Massachusetts Department of Environmental Protection, • Massachusetts Office of the State Fire Marshal, and • Massachusetts State Police. The IC ordered an evacuation of about 300 residents and 10 businesses within the incident area. At about 6:30 am he ended the search-and-rescue operation. Shortly afterward, fire crews ceased firefighting activities on the fire that remained burning on the CAI/Arnel property. They continued applying water to a propane storage tank located behind the bakery to disperse propane vapors that were escaping from a pipe damaged by the explosion. At about 1:00 pm on Wednesday afternoon,
16 The electronic alarm should have sounded a series of tones that identified the location of the alarm, then continually repeat the code sequence. However, after sending only the first few tones, the signal began randomly sending a tone, which indicated a fault in the electrical connection that was most likely the result of the explosion.
23 fire crews began spraying foam on the fire that continued burning at CAI/Arnel. Finally, at about 8:00 pm—17 hours after the explosion—the IC declared the fire extinguished.
Figure 9. Search and rescue activities after CAI/Arnel building explosion (Boston Globe photo). The explosion and fire leveled the CAI/Arnel facility (Figure 10). One hundred and fifty to 300 feet to the north, the force thrust windows and doors, with their frames, into houses (Figure 11). Ceilings inside houses collapsed on sleeping occupants. Large appliances and kitchen cabinets were thrown across rooms. One hundred feet northwest of the CAI/Arnel building, the bakery’s roof and second story collapsed (Figure 12). Brick chimneys as far as 500 feet from the facility were knocked down or heavily damaged. Seventy-seven families were forced to relocate to temporary housing because their homes were heavily damaged; 24 homes were later declared damaged beyond repair.
24
Figure 10. Aerial view of CAI/Arnel facility after explosion and fire (bakery/pizzeria building lower left) (ATF photo).
Figure 11. Houses destroyed by the explosion.
25
Figure 12. Bakery/pizzeria building destroyed by the explosion (CAI/Arnel building far rear on right). Explosion damage was widespread: 800 feet south of the facility, nearly every window and door facing the CAI/Arnel facility at the New England Home for the Deaf was shattered or blown in (Figure 13), forcing the evacuation of 60 assisted living residents.
Figure 13. Shattered windows and doors boarded up at the New England Home for the Deaf, 800 feet from the explosion.
26 Inch-thick pieces of concrete as large as 10 inches in diameter were thrown hundreds of feet into the surrounding community and marina. Large pieces of wood and other debris littered Bates Street, some 200 feet away. The blast wave shattered windows and buckled doors and panels on vehicles parked as far away as 300 feet (Figure 14).
Figure 14. Shattered windows and buckled panels on vehicles. Remarkably, only 10 people were injured; all of them were treated for cuts and bruises then released from the local hospital. The low number of injuries and absence of fatalities are attributed to the time of the explosion, 2:46 am, when most occupants were in their houses lying in their beds, covered with blankets that protected them from flying glass and debris. The few occupants who were not in bed and the employees working in the bakery happened to be in rooms shielded from the explosion rather than standing or sitting in rooms directly facing the facility. It is likely that fatalities, or at least life- threatening injuries, would have resulted had the explosion occurred when people were outdoors or standing at rear-facing windows or doors in houses abutting the property (Figure 15).
27
Figure 15. Bates Street home 150 feet north of CAI/Arnel facility destroyed by the explosion.
Pipe joints on the underground cast iron natural gas distribution pipe more than 200 feet away (on Water Street to the west of the facility and Bates Street to the north of the facility) began leaking natural gas.17 Although the explosion damaged natural gas pipes at a few houses, none of the leaking natural gas ignited, and only the CAI/Arnel building burned (Figure 16).
17 The Worcester Polytechnic Institute seismograph, 30 miles from the explosion scene, reported that the ground motion from the explosion measured 0.5 on the Richter scale.
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Figure 16. Explosion and fire destroyed the CAI/Arnel building. Most of the CMU walls in the CAI/Arnel building were destroyed (Figure 17). The Arnel storage trailer on the east side of the facility was knocked on its side. Other 40-foot long semi-truck trailers parked on the north and south sides of area C were displaced more than 30 feet and their explosion- facing sides caved in under the force of the explosion. Thousands of gallons of solvent, paint and ink products, the building’s heating oil, and more than 50,000 pounds of nitrocellulose burned for many hours.
Figure 17. Debris from shattered CMU walls and collapsed roof trusses in area C.
29
- 0 Explosion Analysis
In its 10-year history, the CSB had not observed such extensive community damage from any incident prior to the Danversport event. Understanding what caused such a violent deflagration is critical to identifying changes in management and regulatory programs that local and state governments and industry can implement to prevent similar incidents. CAI employees told the CSB investigators that they had loaded mix tank 3 with a more than 2000- gallon liquid mixture of heptane, isopropyl alcohol, and normal propyl alcohol the day before the explosion. To understand the vaporization characteristics of the mixture, the CSB investigators commissioned laboratory analyses to determine the actual boiling temperature of the mixture and the constituents of the vapor. The investigators calculated the volume of flammable vapor that could have been released into the closed building from the tank if the steam-supplied tank heater overheated the mixture during the overnight hours before the explosion. 3.1 Fuel Sources Heating flammable liquids above their flashpoints18 in open containers inside buildings is likely to generate significant combustible vapor, which must be continuously removed to prevent accumulation to an ignitable concentration in air. Both companies stored flammable liquids in portable containers and stationary tanks in the production area of the building. The Arnel processes did not involve heating flammable liquids, but CAI did heat Class I flammable liquids in open tanks in the building during normal work hours.
18 Flashpoint is the minimum temperature at which a liquid releases vapor within a test vessel in sufficient concentration to form an ignitable mixture with air near the surface of the liquid [29 CFR 19140.106(a)(14)].
30 Employees from both companies acknowledged that the building ventilation system was turned off the night of the explosion. Therefore, the CSB investigators examined the possibility that sufficient flammable vapor was generated from an inadvertently heated flammable liquid in a mix tank or from a leak from a large storage tank. Appendix B contains the vapor generation rate calculations for both of these possibilities. Additionally, the CSB addressed resident concerns by investigating possible sources of natural gas to determine whether it could have been involved in the incident. 3.1.1 Flammable Vapor from a Storage Tank The CSB evaluated a flammable vapor release scenario that could result if heptane were released from one of the CAI storage totes in area E. The team ruled out a flammable liquid release from a steel tote or steel pipe rupture because there was no credible failure mechanism. However, if a flexible elastomeric hose used by CAI to connect the tote outlet valves to the steel pipe manifold (see Figure 7) were to suddenly fail with the tote valve open, heptane would spill onto the floor. Because the totes had no spill containment, heptane would rapidly spread throughout area E and flow into areas C and F (see Figure 3). With the building ventilation off and the area heater fans on, more than 850 pounds of heptane vapor, enough to fuel the explosion, could be released from the liquid spill within a few hours and mix with the air in the production area. This scenario was ruled out because CAI employees reported, and visual examination confirmed, that all the tote drain valves were closed. Furthermore, because the flexible hoses were isolated from the totes, a hose failure preceding the fire would not have released the contents of a tote. 3.1.2 Flammable Vapor from a Production Tank On the afternoon of November 21, approximately 13 hours before the explosion, the CAI production manager prepared a 2000-gallon ink vehicle batch containing more than 10,000 pounds of flammable liquid in mix tank 3. The activity required him to pump specific quantities of three flammable liquids
31 from storage tanks into the mix tank, start the agitator, and add powder resin and other dry chemicals. He then opened the steam valve to heat the mixture. While waiting for the mixture’s temperature to rise to between 90°F and 120°F, the range used to dissolve the resin, he left the mezzanine area to help other employees unload a truckload of resin bags and other raw materials, then reload the truck with the day’s ink production. He planned to return to the mezzanine to check the tank temperature on the display panel and close the steam valve (see Figure 8). Although the production manager told investigators that he believed he closed the steam valve, the CSB investigators concluded that he most likely simply forgot to perform this critical step before he left for the day at 5:30 pm. Other work activities might have distracted him; in addition, he had no written procedure or checklist to remind him to close the valve, and the tank had no alarms or indicators to alert him that the steam valve was open. His apparent mistake is a common human error known as “loss-of-activation,” a type of “slip” error (Norman, 1988). An individual “will make occasional errors, such as forgetting to close or open a valve, even if the person is well-trained and well-motivated” (Kletz, 2001). Because mix tank 3 was not vented to the building’s exterior, uncontrolled tank heating could cause the mixture to rapidly vaporize and release enough vapor into the production area to fuel the explosion. The ink vehicle mixture properties and tank heating capacity were analyzed to determine how much heptane could have been released into the unoccupied building. 3.1.2.1 Mixture Boiling Point In testing the hypothesis that flammable liquids boiled in the unsealed production mix tank and released flammable vapors, the CSB investigators first determined the boiling point of the ink vehicle as prepared the day before the incident. The CSB tested the mixture in accordance with ASTM method D86, “Standard Test Method for Distillation of Petroleum Products at Atmospheric Pressure.”
32 The boiling temperature was measured by heating a mixture of heptane, isopropyl alcohol, normal propyl alcohol, water, and solid resin containing the same mass percents as the ink vehicle recipe. The test revealed that the mixture forms a low-boiling (positive) azeotrope19 with an average boiling point of 165.6°F, 14 degrees below the mixture boiling temperature reported by CAI on its Material Safety Data Sheets (MSDS). Furthermore, it was almost 42 degrees lower than the boiling point of heptane. Table 1 compares the boiling temperatures of the mixture, heptane, and alcohols. The results indicate the time required to heat the mixture to the boiling point would be shorter than a mixture having a boiling temperature as listed on CAI’s MSDS. Furthermore, in processes using the tank’s steam heater,20 the mixture would initially boil more vigorously and release vapor faster than a mixture with a higher boiling temperature.
19 An azeotrope is a mixture of two or more pure compounds (chemicals) in such a ratio that its composition cannot be changed by simple distillation. The boiling point of an azeotrope is either less than the boiling points of any of its constituents (a positive azeotrope), or greater than the boiling point of any of its constituents (a negative azeotrope). 20 The boiler steam pressure ranged from 7 to 10 psig, producing 232 to 239°F steam.
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Table 1. CAI ink vehicle component and mixture boiling temperatures. Flammable Liquid Boiling Temperature (°F) n-propyl and iso-propyl alcohols 180-207 Heptane 208 As tested ink vehicle recipe (Alcohols / Heptane / water / resin mix) 165.6 As reported in CAI co-solvent vehicle MSDS 180-207
As part of the mixture test protocol, the relative composition of distillate and vapor phase constituents was analyzed at three temperature points using gas chromatography. The results indicated heptane was the predominant solvent vapor initially released. As the mixture continued to vaporize, the heptane vapor concentration began to decrease and the alcohol vapor concentration increased. 3.1.2.2 Flammable Vapor Generation The CSB team hypothesized that overheated solvent inside the tank would generate flammable vapors, which would escape through the unsealed hatch into the building. The analysis of solvent mixture temperature rise and boiling rate models concluded that steam flowing through the mix tank heating jacket would have increased the mixture’s temperature to boiling point within a few hours. The CSB investigators concluded that an open steam valve would have caused the liquid to boil. As long as the steam valve was open, the boiling mixture would continue to release many hundreds of pounds of flammable vapor into the unventilated production area. 3.1.2.3 Vapor Accumulation in the Unventilated Building Mixing flammable liquids in tanks that vent directly into buildings requires special precautions to prevent dangerous flammable vapor accumulation. OSHA worker safety standards and
34 Massachusetts fire code regulations require adequate ventilation around process equipment to remove flammable vapor from a building. Although heating flammable or combustible liquids above their flashpoints is not prohibited by OSHA or the Massachusetts fire code, the CSB stresses that heating should only be done in sealed vessels that are safely vented outside the building. A CAI employee told the CSB investigators that he turned off the building ventilation fans when he left for the night. As the heptane and alcohol mixture boiled in mix tank 3, the heavier-than-air vapors flowed out of the unsealed dome cover and accumulated at the base of the mix tanks. As discussed, the employees left heater fans on at night, which likely provided enough airflow to thoroughly mix the heptane and alcohol vapor throughout the production area (see Figure 4). Since few possible ignition sources were present in the area, the flammable vapor concentration increased above the lower flammability limit without igniting. Ultimately, a near-homogeneous flammable vapor/air mixture at a concentration above the stoichiometric ratio but below the upper flammability limit was ignited by an unidentified source (see Section 3.2). 3.1.3 Natural Gas Leak into the Building Many Danversport residents and a few CAI and Arnel employees told the CSB investigators that they had smelled an odor they believed to be natural gas near the facility the day before the incident. The CSB investigated possible sources of natural gas to determine if a leaking gas pipe could have released a large volume of natural gas into the CAI/Arnel building. Neither the Danvers fire department nor KeySpan, which operates and maintains the odorized natural gas utility system that supplies residents and businesses in Danvers, had any record of gas odor complaints in or around the Danversport homes or in the CAI/Arnel facility in the days leading up to
35 the incident.21 Furthermore, it is highly unlikely that a natural gas leak from a buried pipe could travel at ground level hundreds of feet such that a person would smell the odorant or it would enter and accumulate inside a building. Because natural gas is lighter than air, a natural gas leak rises into the atmosphere, especially when the wind is calm, as it was the day before the explosion. Propane and natural gas use odorants that have similar smells; thus, the smell community members described as gas could have been from propane. Eastern Propane and Danversport Bottle Gas filled propane tanks a few hundred feet west of CAI/Arnel facility. The propane odorant is heavier than air, so if the wind is nearly calm a leaking odorant can travel hundreds of feet close to the ground. Residents’ claims to CSB investigators that they had smelled gas could have been the result of propane releases when either of the two companies filled propane tanks. In fact, the CSB learned that at about 11:30 am Tuesday, the day before the explosion, a significant propane release occurred when a buried pipe was damaged at Eastern Propane.22 The leak was stopped within about 20 minutes and pipe repairs were completed in a few hours. Propane released from the damaged pipe might have been the source of the strong odors reported that morning in the Danversport community. Although the CAI/Arnel facility did not have natural gas service, two natural gas underground pipelines were located within a few hundred feet (Figure 18): • The Maritimes and Northeast pipeline, a high-pressure interstate gas transmission pipeline, which does not provide gas service to any homes or businesses in Danvers, and • The KeySpan gas distribution system, which provides natural gas to the homes and some businesses in the area.
21 The CSB reviewed the KeySpan leak and repair records and natural gas odor complaints on file at KeySpan and the Danvers Fire Department for the three months preceding the incident. 22 A worker at Eastern Propane punctured a 1-¼ inch diameter underground pipe during excavation on their property the day before the CAI/Arnel incident. The leak was quickly isolated and repaired.
36 The CSB investigated the possibility that natural gas from a leak in either buried pipeline could accumulate inside the CAI/Arnel building. 3.1.3.1 Maritimes and Northeast Pipeline The Maritimes and Northeast pipeline is 215 feet south of the facility and operates at a maximum pressure of about 1400 psig. The pipeline is 30 inches in diameter and has 0.618-inch wall thickness. The pipeline is all-welded steel and has been in operation less than four years.
Figure 18. Buried natural gas lines near the CAI/Arnel property (circled). Solid line – Maritimes and Northeast pipeline. Dashed line – KeySpan utility pipeline.
Photo: Office of Geographic and Environmental Information (MassGIS), Commonwealth of Massachusetts, Executive Office of Energy and Environmental Affairs.
Natural gas leaking from this pipeline would have had to travel underground more than 200 feet to reach, then flow into the closed CAI/Arnel building. Even a small leak in such a high-pressure
37 natural gas pipeline would have blown the soil away from the pipe and escaped to the atmosphere close to the leak rather than traveling underground hundreds of feet, and the high velocity of the escaping gas would create a telltale crater at the leak site above the pipe. In addition, had there been a high-pressure pipe leak, a natural gas fire would almost certainly have resulted and burned until the leak was contained; however, no post-incident natural gas fire occurred. Furthermore, Maritimes and Northeast Pipeline reviewed operating records and conducted post- incident leak surveys and found no evidence of a pipeline leak. In conclusion, there was no evidence that a leak from the high-pressure pipe operated by Maritimes and Northeast Pipeline fueled the explosion. 3.1.3.2 KeySpan Gas Distribution System KeySpan operates and maintains the odorized natural gas utility system that supplies residents and businesses in Danvers. Some of the underground distribution pipes along Water Street and Bates Street, installed in the 1920s and 1930s, are cast iron with bell and spigot joints (Figure 19) and operate at 0.36 psig (10.8 inches water column). Even at this extremely low pressure, old joints are prone to leaking when the ground shifts due to freezing and thawing or other ground disturbances. Because old systems are prone to frequent leaks, federal government regulations require gas companies to routinely survey buried gas pipes to identify leaks and fix them in a timely manner.23 KeySpan monitors this distribution system as the regulations require.
23 KeySpan categorized detected gas leaks as follows: Grade 1 – existing or probable hazard to persons or property, immediate repair is required; Grade 2 or 2A – non-hazardous when detected but repair to prevent future hazard; Grade 3 – not hazardous, not expected to change.
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Figure 19. Old 4-inch cast iron buried gas distribution bell and spigot pipe joint partially separated by the explosion (KeySpan photo). The branch lines from the KeySpan distribution pipe to the two vacant buildings on Water Street, 150 feet west of the CAI/Arnel building (Abby Fence and Danversport Bottle Gas), were disconnected more than 20 years ago. Furthermore, the underground gas distribution pipes are 150 to 200 feet from the CAI/Arnel building. However, to address community concerns, the CSB considered the possibility that natural gas might have leaked from the KeySpan system and entered the CAI/Arnel building through the sewer system or underground along the outside of a buried pipe. The Bates Street sewer main and sewer pipes from the CAI/Arnel building and the houses abutting the CAI/Arnel property are buried below the natural gas pipes. Being much lighter than air, natural gas tends to rise through the soil if a leak occurs; as such, gas leaking from a distribution pipe is unlikely to enter the sewer system in any appreciable quantity. In the improbable event that natural gas did enter the sewer pipe, it would most likely vent harmlessly into the atmosphere through the sewer vent pipes on the houses and CAI/Arnel building.
39 KeySpan found some leaks in the underground distribution pipe on Water and Bates Streets after the incident, and told the CSB investigators that the leaking joints most likely resulted from ground movement caused by the explosion. Even if gas had been leaking from the KeySpan system prior to the explosion, the extremely low gas system pressure could not have caused the gas to flow through the soil to the CAI/Arnel building nearly 200 feet away. And, as discussed, no post-explosion natural gas-fueled fire occurred. Therefore, the CSB concluded that natural gas did not leak from the KeySpan system into the CAI/Arnel building to cause or contribute to the explosion. 3.1.4 Most Likely Fuel Through a detailed scientific investigation of all of the available evidence, rigorous analysis of the available fuel sources, and process of elimination, the CSB investigators concluded that heptane and propyl alcohols were the most likely solvents to have fueled the explosion. Natural gas and propane were ruled out because there was no credible flow path for natural gas or propane to enter the CAI/Arnel building in any significant volume. The building contained enough air to support a heptane or alcohol vapor cloud explosion sufficient to cause the resultant damage. Although a large solvent spill inside the building could generate enough heptane vapor, there were no credible storage system leak scenarios. But the day before the explosion, CAI employees transferred more than 2000 gallons of heptane/alcohol into mix tank 3 and opened the steam valve to heat the mixture. The CSB concluded that the mix tank 3 heater steam valve was left open, allowing the flammable mixture to boil in the unsealed tank. The boiling mixture released enough heptane/alcohol vapor into the unventilated building to fuel the explosion.
40 3.2 Explosion Severity and Damage Characterization 3.2.1 Community Damage Survey The CSB conducted a community damage survey focused on characterizing the damage sustained in the area surrounding the explosion site. The CSB survey teams photographed and catalogued more than 260 damaged buildings and vehicles. Structures damaged by the blast wave overpressure were observed as far as two miles from the CAI/Arnel facility. The survey data were overlaid on a pre- event satellite photograph of the Danversport peninsula to display the extent of documented community damage (Figure 20). Figure 20. Aerial view showing some damage data points and estimated explosion overpressures out to about 600 feet from the facility (double circle, center). Google Earth Pro 3.2.2 Explosion Overpressure Analysts estimated the blast wave overpressure at various distances from the CAI/Arnel explosion site by comparing the observed damage in Danversport to US Department of Defense (DoD) 2.3 psi 365 ft 1.2 psi 581 ft
41 explosives safety data. The results indicated the explosion generated a symmetrical blast wave. Overpressure values were estimated to be 2.3 psi at 365 feet away and 1.2 psi at 581 feet away from the CAI/Arnel building, as shown in Figure 20. Appendix A contains a detailed description of the explosion characterization. 3.2.3 Explosion Severity Factors The pressure generated from a flammable vapor ignition depends, among other things, on the amount of fuel in the air. Figure 21 shows the pressure generated as a function of a generalized fuel-air mixture in a closed test chamber; however, actual pressure and concentration depend on the fuel type. The maximum generated pressure typically occurs slightly above the stoichiometric fuel-air ratio.24 Other important variables affecting explosion pressure are the burning velocity rate—which is a property of the particular fuel—and the degree to which the flame accelerates inside the vapor cloud after ignition. The latter is substantially affected by two factors: the degree to which the vapor cloud is confined and the extent of congestion within the cloud. Confinement allows the concentration of flammable vapor in air to increase. Rigid obstacles such as process equipment located within the vapor cloud interfere with the advancing flame front, causing it to become more turbulent. That causes the flame to accelerate. In this case, the vapor cloud accumulated and was confined inside the closed CAI/Arnel building. Because the facility was unattended, and because electrical equipment in the process area was for the most part explosion-proof, it is likely that the concentration of the flammable vapor in air increased beyond the lower explosive limit and continued to increase above the stoichiometric range. Additionally, obstacles such as process equipment, raw material storage racks and containers, and
24 The stoichiometric ratio is the fuel-air ratio wherein all of the available oxygen in the air exactly reacts with all of the available fuel. At fuel-air ratios above the stoichiometric ratio, more fuel than oxygen is available.
42 interior walls within the confined volume imposed considerable congestion. These factors combined to increase the severity of the explosion and the resulting overpressure and impulse.
Figure 21. Example of maximum pressure vs. flammable vapor volume concentration in air in a standard test apparatus. Analytical methods are available to estimate the overpressure as a function of distance from an explosion. Appendix A provides a more detailed discussion of these methods. The CSB’s analysis of the CAI/Arnel event concluded that the flammable liquids in the facility could fuel an explosion sufficient to generate overpressures consistent with the surveyed community damage. 3.3 Ignition Sources The National Fire Protection Association provides criteria for manufacturers to rate electrical devices that might be exposed to flammable atmospheres. The CSB, by interviewing workers and examining electrical devices found in the debris, determined that permanently installed production area electrical
43 equipment was likely rated for use in flammable liquid production and dispensing areas (see Section 1.4.1). Therefore, the CSB concluded that this equipment was most likely not the ignition source. Even though the explosion and subsequent fires prevented the CSB from identifying the specific ignition source, the team located some equipment in the debris that could have ignited the vapor inside the building. The CSB investigators recovered non-rated electrical equipment in the debris, including a consumer-type box fan (Figure 22) that might have been inside the production area, which was likely equipped with a thermostat control.25 These simple bi-metallic thermostats typically generate a spark when the contacts open and close, which could ignite a flammable vapor. However, the explosion and intense fires destroyed any evidence establishing the pre-explosion location and operating status of these devices.
Figure 22. Box fan, a possible ignition source recovered from the debris near area E.
25 This type of fan frequently is equipped with an adjustable thermostat. The recovered metal frame contained two manufactured holes, most likely for the on/off switch and a thermostat.
44 Another possible ignition source may have been one of the three heater fan motors on the walls in the production area (see Figure 4). With the building ventilation turned off, the flammable vapor could have accumulated, drifted into an operating fan, and ignited. The office and laboratory areas also contained various energized electrical devices. Some, like the area heater fans, automatically started and stopped. Flammable vapor might have migrated into the area, contacted one of these devices, and ignited. The CSB team ruled out static electricity as a possible ignition source, as both CAI and Arnel took precautions to prevent static charge accumulation. Both companies grounded and bonded process equipment and periodically tested electrical conductivity. Operators also controlled the addition of the flammable liquids into the mix tanks to minimize static charge accumulation. Although a static charge will accumulate in heptane, the alcohols and water in the process mixture increased its conductivity, reducing the likelihood that a charge would accumulate. It is also unlikely that slow- speed mixing would promote sufficient charge accumulation in the flammable liquids within the tank. Finally, on the night of the explosion, no liquid was transferred and there were no mixing activities inside the building that could have generated a static charge.
45 4.0 Regulatory Analysis 4.1 Massachusetts Regulations 4.1.1 Land Use Involving Hazardous Materials For more than 65 years, the General Laws of Massachusetts26 have prohibited using a building or structure for keeping, storing, manufacturing, or selling “crude petroleum or any of its products…or inflammable [sic]27 fluids or compounds” unless the local authority has granted a license to use the land for such purpose. The Massachusetts Board of Fire Prevention Regulations is responsible for establishing the threshold quantities of fluids or compounds above which a license is required. The land use licensing application process requires a public hearing, with all “owners of real estate abutting the land or directly opposite the land on any public or private street” notified of the hearing by registered mail. If issued by the local government, the license is “a grant attached to the land.” The law further requires the owner or occupant of the licensed land to annually file a certificate of registration with the clerk of the local government, setting forth the name and address of the licensee. However, it does not require the applicant to list the specific materials or their respective quantities on the registration. The law also contains provisions for denial or revocation of a license. If a fire or explosion hazard exists or is liable to exist due to the exercise of the license, the fire marshal or head of the local fire department “shall issue an order to the licensee to cease and desist…and shall direct that reasonable measures to ensure safety to the public be undertaken…” The local licensing authority or state fire
26 Article 1, Title XX, Chapter148, Section 13. 27 “Flammable” is the preferred spelling in modern scientific writing. The word “inflammable” is usually used in nontechnical and figurative contexts. [Inflammable. (n.d.). Dictionary.com Unabridged (v 1.1). Retrieved March 25, 2008, from Dictionary.com website: http://dictionary.reference.com/browse/inflammable.]
46 marshal may revoke the license for cause after notice and a hearing. Additionally, the law provides that “any person aggrieved by the granting of a license…may, within ten days of [the] granting [of] the license, appeal to the marshal…” The law further states that “the local authority shall revoke the license if the fire marshal determines a hazard would exist.” However, the long-standing licensing law has a significant shortcoming: it and the associated regulations mandate review of the potential impact on public safety only when a company first proposes to store or handle large quantities of flammable materials. It contains no provisions requiring the owner or operator to apply for a revised license if the quantity or type of hazardous material changes. The CSB also identified deficiencies in the standard forms issued by the Department of Fire Services. The license application form28 only prompts the applicant to list the total quantity of flammable liquids on the property and does not provide for listing flammable solids or the other hazardous materials required to be licensed, such as the nitrocellulose stored at the CAI/Arnel facility. Furthermore, the Department of Fire Services annual registration form29 does not require listing any of the licensed hazardous materials or quantities. These inconsistencies can result in understating the actual quantity of hazardous materials at a licensed facility, as was the case at CAI/Arnel.30 Hazardous materials not listed on the license application will most likely be overlooked by town regulators and abutting property owners during any subsequent license approval process.
28 Application for License, Massachusetts form FP-2. 29 Certificate of Registration, Massachusetts form FP-5. 30 The CAI/Arnel facility license and registration documents did not list the flammable solid nitrocellulose, which exceeded 50,000 pounds stored on site.
47 The license on file for the CAI and Arnel property was issued in December 1944 and authorized 250 gallons of flammable liquids. The CAI/Arnel facility registration certificate on file in Danvers at the time of the incident listed “11,500 gallons miscellaneous.” 31 Although Danvers Board of Selectmen32 meeting minutes documented two changes to the license, which increased the total licensed quantity to 6000 gallons, there was no record that any adjacent landowners were formally notified of the planned increases as would be required if the land were being licensed for the first time. Furthermore, no Board of Selectmen meeting record(s) existed that addressed an increase of the registered quantity of flammable liquids from 6000 gallons to the registered quantity of 11,500 gallons at the time of the incident. Finally, CAI and Arnel had more than 50,000 pounds of nitrocellulose on site at the time of the incident but had never applied for a license to store more than 100 pounds of the flammable solid. The CSB also found that Massachusetts property licensing laws and regulations do not address storing or using toxic chemicals, such as those listed in the OSHA Process Safety Management (PSM) standard. The Massachusetts General Laws provide local governments with authority to regulate toxic chemicals,33 but contain no toxic chemical licensing requirements. Omitting the total quantities of hazardous materials from the application is a significant weakness in the state’s laws addressing land use planning.
31 The CAI/Arnel property license was originally issued to Essex Finish Co. in 1944. Since then, the licensed quantities have increased from “250 gallons lacquer” to “11,500 gallons miscellaneous” merely by updating the annual registration and paying the appropriate fees to the Town of Danvers. 32 The Board of Selectmen is a board of officials elected to administer the public business of a Massachusetts town. 33 Massachusetts General Laws Chapter 148, Section 28.
48 4.1.2 Massachusetts Department of Fire Services The Department of Fire Services is an agency within the Executive Office of Public Safety34 responsible for promoting firefighter safety through written policy and training program development and implementation, and for directing policy and legislation addressing “all fire related matters.” 4.1.2.1 Office of the State Fire Marshal The State Fire Marshal heads the Department of Fire Services. The department is responsible for statewide compliance with the Massachusetts General Laws Chapter 148 and Section 527 of the Code of Massachusetts Regulations. Code Compliance officers provide regulatory compliance support to local fire departments. The office also provides fire protection engineering support and fire code interpretations to local authorities, and prepares and distributes fire safety advisories to the public and fire professionals. The Fire and Explosion Investigation Section is responsible for investigating the causes and origins of fires and explosions under the direction of the fire marshal. The Public Education Unit provides technical assistance and fire safety awareness training to local fire departments, health educators, and other public service organizations. The Fire Data Unit is responsible for maintaining the Fire Incident Reporting System and the Burn Injury Reporting System. 4.1.2.2 Board of Fire Prevention Regulations The Department of Fire Services Board of Fire Prevention Regulations is a 14-member board responsible for promulgating the fire safety code: 527 Code of Massachusetts Regulations (527 CMR). Board members include registered professional engineers and fire chiefs from large, medium, and small population areas. The board provides technical assistance to local fire departments.
34 www.mass.gov, January 2008.
49 4.1.2.3 Flammable Liquids and Solids Storage 527 CMR 14.03 provides rules for storing and handling flammable liquids and solids such as those used at the CAI/Arnel facility. It contains the threshold quantity for each material type (Table 2) that triggers the land licensing requirements discussed in Section 4.1.1. The regulation requires a separate license for each material type that exceeds its threshold quantity.35 Furthermore, each material type is considered separately when determining the total quantities at a facility. Table 2. Board of Fire Prevention Regulations Material Threshold Quantities (Partial List). Flammable Material License required Class I liquids36 in containers 60 gallons or less, and portable tanks (e.g., totes) 793 gallons Class I liquids in non-process, fixed installation storage tanks greater than 60 gallons capacity (e.g., USTs) 10,000 gallons Flammable solids 100 pounds
CAI and Arnel stored three different material types subject to the land use license. The total quantity of Class I flammable liquids stored at the facility in totes, drums, and five-gallon and smaller containers likely was less than the 11,500 gallon limit as specified on their facility license. 37 The total aggregate quantity in the three USTs and eight fixed tote tanks used to store Class I flammable liquids was 13,000 gallons. A separate license was required for this flammable liquid storage but was not obtained.
35 527 CMR 14.03 Table 1, Note 2 36 527 CMR 9.02 defines Class I flammable liquids as any liquid having a flashpoint below 100°F and vapor pressure not exceeding 40 psia at 100°F. 37 The fire code bases the permitted quantity on the total aggregate capacity of all tanks, containers, and transport vehicles, regardless of the fill level in each [527 CMR 14.01 (3)].
50 The mix tanks were excluded from license requirements. Even though the tanks contained in excess of 10,000 gallons of flammable liquid in aggregate, process vessels are excluded from the license requirement. Additionally, the companies had more than 50,000 pounds of nitrocellulose, a flammable solid, on site at the time of the incident. However, the companies had not obtained the required license for this type of material. In addition to the license and annual registration requirements, the state fire code requires the owner to obtain a permit from the local fire department to store more than the threshold quantities of flammable liquids and solids [527 CMR 14.03 (1)]. Unlike the license or registration documents, this permit must list the amounts stored at the facility. Contrary to the permit requirements, the Danvers fire department had no record of having issued a permit to CAI/Arnel for the storage of the nitrocellulose or the Class I flammable liquids in the portable containers. The only permit on file at the fire department applied to the USTs as required by 527 CMR 9.07; that permit was more than two years overdue for renewal. The state fire code requires “the head of the fire department to periodically inspect tanks and equipment” at facilities that store and use flammable materials [527 CMR 14.03 (9)(c)], but does not define or specify an inspection frequency. Inspection records on file in the Danvers fire department showed that the most recent inspection of CAI/Arnel was in 2002, during which fire department personnel reviewed the foam fire suppression system installation and recommended minor changes to the nitrocellulose storage. The fire department did not inform the companies that they lacked the permits required to store the flammable materials at the facility.
51 Although fire department records did not identify any fire code compliance deficiencies involving the flammable liquid storage inside the building, the CSB investigators noted that flammable vapor control and spill containment in the CAI flammable liquid storage area did not conform to the fire code. For example, the totes were not vented outside the building [§9.07 (B)(1)] nor enclosed by a fire resistant rated assembly [§14.03(16)], and Class I flammable liquids in the totes were dispensed by gravity [§14.04(2)]. Representatives from the Department of Fire Services told the CSB investigators that few local fire departments have personnel on staff with specialized process knowledge sufficient to inspect chemical manufacturing facilities, even those that only mix chemicals, as did CAI and Arnel. They also said that the Department of Fire Services is limited in its ability to provide technical support to the more than 200 local fire departments located throughout Massachusetts. However, the CSB believes the fire code violations related to flammable liquid storage inside the building did not require specialized knowledge of process equipment or expertise in flammable liquids storage. Fire department personnel qualified to perform life safety inspections should also be capable of reviewing flammable liquids storage areas for compliance with the state fire code. 4.2 Local Government Ordinances The CSB contacted local governments in Massachusetts to inquire how each applies the flammable materials licensing and registration regulations. The number of licensed manufacturing facilities in the sample towns ranged from zero to more than 200. In each of the six towns contacted, either the town clerk or the fire department administers the license application for new licensees and annual registrations. Three towns reported that they require facilities to obtain a new license if the registered quantity is increased; however, this requirement was not documented in any town ordinance or bylaw. The registered flammable material quantity was listed in most licenses and in a few annual registrations. Table 3 summarizes the survey results.
52 Table 3. Local government flammable materials license survey results.
Boston Worcester Springfield Leominster Danvers Georgetown Population 590,000 175,000 154,000 41,000 29,000 7,500 Number of licensed manufacturing facilities (Note 1) 25 ~100 ~200 80 3 0 History of denying facility license Yes No Yes No No No History of existing license appealed by an aggrieved person No Yes No No No No Fire permits at each licensed facility Yes Yes Yes Yes No (Note 2) Yes Certificate of registration lists quantity and type of material Yes Yes No No Yes No Licensing and registration process in town by-laws No No No Yes No No Controls in place to address an increase in registered quantity (Note 3) Inspection and new license Inspection and new license Inspection and new license Engineering study and inspection New license application Inspection
Notes:
- Excludes gas stations, retail sales businesses, and propane distributors.
- No record of fire department permits issued to CAI/Arnel for the flammable liquids inside the building and the
nitrocellulose stored outside existed.
- Listed controls based on discussions with town officials. Town ordinances do not regulate increases in the
licensed quantity.
53 The survey results indicate significant variability in how the towns apply the licensing and registration laws. For example, registration documents in only three of six towns list the registered chemicals and quantities, and only one town has bylaws addressing the licensing process. The six towns combined issued more than 400 licenses; however, only two towns reported having denied a license application. Most importantly, although all six towns stated that controls up to and including new license applications are in place to review increases in the quantity of a licensed material, none of these requirements are contained in town bylaws. Many town governments may not be effectively using the Massachusetts flammable materials licensing law to control hazardous materials use within their jurisdictions. However, in 2007, one local jurisdiction amended the town ordinance addressing the flammable materials license application process to require companies to submit to the town “process safety management analysis information” that they prepared as required by the OSHA PSM standard (see Section 4.3.2). This town also requires the licensee to submit updated process information coincident with the PSM five-year process hazard analysis review and update requirement.38 The ordinance further requires each licensee to obtain the services of “a Massachusetts registered Professional Engineer in the field as determined and selected by the City Council…” to review the plan.39 License applications for non-PSM covered processes must also contain a registered Professional Engineer- reviewed safety plan based on the PSM standard.40 These regulatory changes improve the local government’s ability to manage flammable materials licensing and registration. Requiring specific management safety program elements already
38 29 CFR 1910.119 (e)(6). 39 City of Leominster, Revised Ordinances, Chapter 12. 40 The CSB noted that although the language in the Leominster ordinance suggests it applies to all PSM- regulated facilities, the specific language links the requirement only to flammable and explosive materials. Toxic chemicals covered by PSM and reactive chemicals are not addressed in the town ordinance.
54 established in federal regulations is an effective method for improving facility safety performance. Furthermore, the safety program documents that are submitted by the licensee provide a basis for the decision to approve or deny the application. 4.3 Occupational Safety and Health Administration Federal OSHA administers and enforces worker safety and health standards in Massachusetts; however, OSHA had never inspected the CAI/Arnel facility before the November 2006 incident. Two important OSHA standards applicable to the use of flammable liquids at CAI/Arnel included the Flammable and Combustible Liquids standard and the Process Safety Management (PSM) standard. 4.3.1 Flammable and Combustible Liquids Standard The OSHA Flammable and Combustible Liquids standard41 establishes requirements for storing and using flammable and combustible liquids. This standard requires general area ventilation to maintain a flammable vapor concentration below 25 percent of the lower flammable limit when flammable liquids are stored and used inside buildings [§1910.106 e (3)]. In addition to general area ventilation, this standard requires local ventilation to remove any flammable vapors that might escape open process equipment. In 1998, CAI and Arnel upgraded the building ventilation system to increase airflow in the production areas; however, CAI employees turned off the ventilation fans before leaving at the end of each day. On the night of the explosion, vapor flowed out of the top of heated mix tank 3 and accumulated to an explosive concentration inside the building. Had the ventilation system continued operating, the vapor would likely have been exhausted out of the building, thereby either preventing the buildup of
41 29 CFR 1910.106.
55 an explosive atmosphere or limiting the buildup so that a subsequent ignition might have been less catastrophic. The CSB investigation also found that CAI’s storage of flammable liquids in the totes in area E did not comply with other OSHA requirements (Table 4). These deficiencies show that the two companies did not adequately review the OSHA Flammable and Combustible Liquids standard when the indoor solvent storage tanks were installed. Table 4. CAI flammable liquids storage deficiencies. 29 CFR 1910.106 Requirement Finding b(4) Unsealed storage containers must be vented to building exterior Overflow prevention is required Installed totes vented directly inside production area E Unsealed totes could overflow onto floor during filling c(2) Piping material shall be steel, nodular iron, or malleable iron Flexible elastomeric hoses connected tote drain outlet to manifold pipe (see Figure 7) d(4) Spill containment is required around unsealed containers Gravity or mechanical exhaust (ventilation) is required No spill containment around unsealed totes in area E Building ventilation system turned off at night h(4) Storage tanks shall be separated from processing areas with two-hour rated construction CAI and Arnel mixing equipment and CAI storage totes co-located in area E 4.3.2 Process Safety Management Standard The OSHA PSM standard42 requires employers to implement a management program to prevent or minimize the consequences of catastrophic releases of certain highly hazardous chemicals. PSM
42 29 CFR 1910.119.
56 applies to facility processes that include 10,000 pounds or more of flammable liquids or gases in one location, and to listed toxic chemicals at or above certain threshold quantities. For regulated flammable liquid and toxic chemical processes, the standard requires employers to implement a management system to minimize the hazards. Key elements of the system include requirements for conducting process hazard analyses, implementing and maintaining written operating procedures, conducting periodic operator training, and implementing a management of change program. Even if the OSHA PSM regulations do not apply to a given process, the 14 elements codified in the standard offer a comprehensive safety management program framework for hazardous chemical facility operations. The CSB concluded that the Arnel processes did not contain any listed hazardous chemical and did not contain more than 10,000 pounds of flammable liquids. Arnel was therefore not required to implement a PSM program. The CSB concluded, however, that CAI was required to implement a PSM program because the mixture in mix tank 3 exceeded the flammable liquids threshold quantity (10,000 pounds). Additionally, the four side-by-side CAI production mix tanks could, on occasion, contain more than 10,000 pounds of flammable liquid in aggregate. CAI management told CSB investigators that they were unaware of this important OSHA standard. Had CAI implemented a PSM program, a process hazards review likely would have identified the need for the installation of automated temperature controls and safety devices on their mix tanks. The review might also have identified the importance of maintaining building ventilation whenever flammable liquids were stored in the open mix tanks, or the need to use sealed mix tanks vented to the building exterior. Furthermore, all of the fire code requirements applicable to indoor flammable liquid storage might have been identified and applied.
57 4.4 The Emergency Planning and Community Right to Know Act43 In 1986, Congress passed the Superfund Amendments and Reauthorization Act (SARA). SARA established a national baseline for planning, response, management, and training for chemical emergencies. Title III of SARA, the Emergency Planning and Community Right-to-Know Act (EPCRA), is intended to promote state and local government hazardous chemical emergency preparedness and response capabilities through better coordination, planning, and access to chemical information. EPCRA Section 302 requires the governor of each state to establish a State Emergency Response Commission (SERC), which is responsible for implementing EPCRA provisions. The SERC designates emergency planning districts and appoints local emergency planning committees (LEPC) for each district. The SERC supervises and coordinates the LEPC activities, establishes procedures for receiving and processing public requests for information collected under EPCRA, and reviews local emergency response plans. Although the EPA has no mandatory oversight authority, their regional response teams may review and comment on an emergency response plan or other issues related to preparation, implementation, or exercise of the plan when requested to do so by an LEPC. 4.4.1 Local Emergency Planning Committee Each LEPC is responsible for developing an Emergency Response Plan as set forth in EPCRA Section 303. LEPCs use chemical inventory information, known as Tier I or Tier II reports, from
43 Reprinted from the CSB investigation report on the 2004 toxic chemical release at MFG Chemical, Inc. in Dalton, GA (CSB, 2006). Comments on applicability to CAI/Arnel have been added.
58 facilities handling hazardous chemicals to participate in the development of comprehensive local emergency response plans. The EPA requires participants in the LEPC to include emergency response authorities and representatives of facilities that use covered chemicals, and community representatives such as local hospital personnel, the media, environmental groups, and residents. Broad participation in the LEPC ensures that emergency response planning takes into account all of the community issues in the event of an actual chemical emergency. The LEPC may also participate in natural disaster emergency response planning. Section 303 of EPCRA requires each LEPC to prepare an emergency response plan (ERP) and submit a copy to the SERC for review and comment. The ERP must: • Document the name and location of each business in the community that has more than specified quantities of “extremely hazardous substances,” • Develop procedures for the business and local emergency and medical personnel to use when responding to a hazardous chemical release, • Assign emergency coordinators for both the business establishment and the community, • Develop procedures for notifying the community that there has been a hazardous chemical release, • Develop evacuation plans that include effective notification methods and evacuation routes, and • Be reviewed, tested, and updated each year. Facilities covered under EPCRA, such as the CAI/Arnel facility, are required to submit emergency and hazardous chemical information to the LEPC, the SERC, and the local fire department.44 LEPCs
44 CAI and Arnel did submit their EPCRA Tier II lists of hazardous chemicals to the Danvers fire department. However, the Arnel list was incomplete.
59 are to have access to the facility Risk Management Plans45 and to work with industry and local officials to improve local emergency response plans and to inform the public about chemical accident hazards and risks. The town of Danvers did not have an active LEPC at the time of the incident. At the urging of the Danversport residents, the Danvers Board of Selectmen reestablished the LEPC in early 2008.
45 Neither CAI nor Arnel were required to prepare a Risk Management Plan (40 CFR 68).
60 5.0 Model Fire Codes 5.1 National Fire Protection Association 5.1.1 The Flammable and Combustible Liquids Code The National Fire Protection Association’s Flammable and Combustible Liquids Code (NFPA 30) is a consensus standard applied to the safe handling, storage, and processing of flammable and combustible liquids. It establishes criteria for the design and protection of indoor flammable liquid storage tanks, ventilation, and flammable liquids processing. This code allows flammable liquids in unsealed containers to be heated indoors as long as adequate exhaust ventilation is provided to prevent flammable vapor accumulation within the building. However, it does not specify automatic shutdown, isolation, or emergency cooling measures if the process overheats or the ventilation system does not control flammable vapor accumulation. The Massachusetts Building Code (780 CMR) requires permit applicants for new or modified buildings and structures that use flammable liquids to apply NFPA 30; however, pre-existing facilities, such as the CAI/Arnel facility, are not required to retroactively apply NFPA 30. The Massachusetts Fire Code, 527 CMR 14, Flammable and Combustible Liquids, Flammable Solids or Flammable Gases, incorporates only a few specific NFPA 30 requirements, such as Section 3.2 for portable tank and container design.
61 5.1.2 The Standard for the Manufacture of Organic Coatings The Standard for the Manufacture of Organic Coatings (NFPA 35) applies to facilities that use flammable and combustible liquids to manufacture organic coatings for automotive, industrial, institutional, household, marine, printing, transportation, and other applications. Representatives from the National Association of Printing Ink Manufacturers (Section 6.1) told CSB investigators that organic coatings manufacturing industry risk insurers and engineering professionals use NFPA 35 as the primary standard for fire prevention at member company facilities that use flammable and combustible liquids. However, the Massachusetts Fire Code does not require organic coatings manufacturers like CAI and Arnel to use NFPA 35. Although NFPA 35 covers fire safety management practices in most areas, the CSB identified some deficiencies. Certain devices or components are specifically discussed, for example, “kettles and thin-down tanks,” but are not defined. An appendix establishes flammable vapor hazard zones inside buildings based on whether tanks are “open,” “closed,” or “sealed and vented,” yet these terms are not defined or used elsewhere in the standard. It also contains vague language such as “mixing tanks shall be designed to safely manufacture the products assigned to them.” Most importantly, the standard does not prohibit heating flammable liquids inside buildings in unsealed tanks—one root cause of the CAI/Arnel incident. The NFPA should revise the standard to prohibit indoor process heating of flammable and combustible liquids above their flashpoints, unless heating occurs in sealed tanks that are vented outside the building. Furthermore, the standard should require process safety controls to prevent overheating and stop the heating process if the flammable vapor control equipment (e.g., building ventilation system or heater tank vent) malfunctions.
62 5.2 International Code Council – International Fire Code The International Fire Code (IFC) is a model fire code adopted by many state and local jurisdictions that provides criteria for the safe storage, use, and handling of hazardous materials. The standard includes chapters on a variety of fire safety subjects and hazard categories. Chapters covering operations similar to those in place at CAI/Arnel include: • Chapter 20 – Manufacture of Organic Coatings, • Chapter 27 – Hazardous Materials-General Provisions, and • Chapter 34 – Flammable and Combustible Liquids. Chapter 27 includes a Hazardous Materials Management Plan (HMMP) and a Hazardous Materials Inventory Statement (HMIS). The HMMP must clearly define the storage areas, maximum inventory in each area, and location and type of emergency equipment. The HMIS must include detailed information on hazard classification, maximum quantities stored, and storage conditions. Local permitting authorities can require companies to submit and maintain these documents as part of the hazardous materials permitting process. Chapter 27 also specifies continuous exhaust ventilation of indoor storage areas and emergency power backup for mechanical ventilation systems; it also specifies explosion (deflagration) prevention systems designed to “prevent unacceptable structural damage.” Like NFPA 35, the IFC Chapter 20 scope statement does not specifically include ink manufacturing. Also, important terms used in Chapters 20, 27, and 35, such as “open, closed, and sealed process tanks,” are not defined. Adding these and other definitions, such as the definition of “storage tank,” will reduce the possibility of misinterpretation. Finally, the International Code Council should revise applicable chapters to prohibit indoor heating of flammable and combustible liquids above their flashpoints, unless heating occurs in sealed tanks that are vented outside the building.
63 6.0 Trade Associations 6.1 National Association of Printing Ink Manufacturers Established in 1917, the National Association of Printing Ink Manufacturers (NAPIM) is the only trade association representing printing ink manufacturers in the United States. Operating within the International Paint and Printing Ink Council (IPPIC), NAPIM is comprised of 55 ink manufacturing companies representing more than 70 percent of the total U.S. production of printing inks. NAPIM membership also includes 78 supplier companies. NAPIM representatives noted that companies similar in size to CAI constitute the majority of the NAPIM membership; CAI was not a member. While its principal mission is to advance the business interests of its membership, NAPIM provides industry-specific environmental, health, and safety information to member companies through electronic communications and yearly conferences. The NAPIM website provides regulatory and safety information such as EPA reporting requirements, hazardous chemical exposure information, and ink-manufacturing equipment safety information. Annual NAPIM conferences include presentations on workplace safety. Representatives from the NAPIM attended the CSB public meeting in Danvers, MA, on May 9, 2007. They distributed the CSB’s preliminary findings of the CAI/Arnel incident investigation and offered to help their member companies review operations for similar hazards.
64 6.2 The National Paint and Coatings Association Established in 1887, the National Paint and Coatings Association (NPCA) serves a membership of more than 400 paint and coatings manufacturers, suppliers, and distributors, and is part of the IPPIC. Paint and coatings manufacturers, suppliers, and distributors operating in the United States are eligible for NPCA membership. To encourage participation from small companies, NPCA membership fees are based on annual sales and company membership classification.46 The NPCA Occupational Health and Safety Committee develops and distributes safety information to member companies through newsletters and electronic publications. These communications address safety topics such as exposure assessments, fire risk reduction, and static electricity control guidance. Companies also have access to the NPCA Coatings Care program. The NPCA initiated the development of the Coatings Care program in 1996 to serve as the environmental health and safety management program for coatings manufacturers.47 Representatives from large paint and coatings manufacturers developed the program for use by smaller member companies. The Coatings Care program includes five modules to assist member companies in implementing safe and environmentally sound operations: Transportation, Product Stewardship, Manufacturing Management, Community Responsibility, and Security. Arnel did not participate in NPCA. Although Arnel processes did not directly contribute to the explosion, participation in the NPCA might have helped Arnel to identify and control hazards at the facility, especially those involving indoor storage and building ventilation.
46 The NPCA offers several membership classifications to companies based on the desired level of participation and interest area. 47 The Coatings Care program is modeled on American Chemistry Council Responsible Care (ACC) program. ACC recognizes Coatings Care as an alternative to Responsible Care membership requirements for painting and coating manufacturers.
65 7.0 Similar Incident 7.1 Universal Form Clamp The CSB investigated a similar incident that occurred on June 14, 2006, at the Universal Form Clamp Company (UFC) facility in Bellwood, Illinois, 14 miles west of Chicago. The CSB investigation (CSB, 2007) determined that an open-top tank containing a mixture of heptane and mineral spirits was inadvertently heated to its boiling point. Vapors generated from the boiling liquid escaped through the open top of the tank and spread along the floor. The flammable vapor cloud accumulated in the building for approximately 10 to 15 minutes before reaching an ignition source and igniting. Like the CAI process, the UFC process involved adding a solid resin to a solvent mixture in a 2200- gallon tank that was heated with steam. Unlike the CAI process, a thermostat controlled the steam valve position on the UFC process. However, the thermostat was found to be incorrectly installed and poorly maintained. Like the CAI tank, the UFC tank was not equipped with an automatic shutdown system or over-temperature alarm, and the ventilation system that removed flammable vapor accumulation around the tank was not working the day of the incident. The CSB estimated that the vapor ignited about 15 minutes after it began spreading in the UFC building. Unlike the CAI/Arnel incident, however, the flash fire at UFC caused significantly less facility—and no offsite—damage. Tragically, one person was killed.
66 8.0 Key Findings:
- The steam valve on the mix tank 3 heater was inadvertently left open overnight. High-
temperature steam continued flowing through the heating jacket and heated the mixture to its boiling temperature.
- The mix tanks were not equipped with automatic controls to prevent overheating the mixture
when the process was unattended.
- The mix tanks were not designed to be sealed and were not equipped with piping to direct
flammable vapor safely out of the building. Flammable vapor flowed unabated out of the top hatch into the production area.
- CAI personnel turned off the building ventilation system at night when the building was
unoccupied, allowing flammable heptane vapor, alcohol vapor, or a combination of the two to accumulate to a near-ideal explosive concentration that was ignited by an unknown ignition source.
- CAI and Arnel did not have fire department-issued permits for storing the flammable liquids
inside the building or the flammable solids outside, as required by the Massachusetts Board of Fire Prevention Regulations.
- CAI flammable liquids storage inside the building did not conform to OSHA and
Massachusetts fire code requirements.
- The Massachusetts fire code does not specify a frequency for local fire department inspection
of indoor flammable liquids storage areas. More than four years had elapsed since the CAI/Arnel facility storage was inspected by the Danvers fire department.
67
- The Massachusetts fire code does not require companies that handle flammable and
combustible liquids to apply the Flammable and Combustible Liquids Code (NFPA 30), or require organic coatings manufacturers that use flammable and combustible liquids to apply The Standard for the Manufacture of Organic Coatings (NFPA 35).
- Massachusetts law does not require re-licensing the land, convening a public hearing to
consider the risks to the public, or notifying affected landowners when a licensee increases the quantity of flammable materials above the licensed amount.
- The CAI ink manufacturing process was covered by the OSHA Process Safety Management
Program; however, because CAI was unaware of the OSHA standard, CAI management did not apply any of the generally recognized best practice management elements, such as process hazards analysis, to their hazardous chemical processes.
- The CAI/Arnel facility was not inspected by the local fire department to evaluate the status of
compliance with state fire code requirements, including fire department permit applications and safe storage of flammable liquids inside the building.
- At the time of the incident, the Town of Danvers did not have a functioning LEPC.
68 9.0 Incident Causes
- CAI management did not conduct a process hazards analysis or similar systematic review of
processes involving hazardous materials: • CAI heated Class I flammable liquids in unsealed tanks inside a closed building, • CAI did not install or use automated process controls, alarms, or safeguards when heating flammable liquids in process equipment inside a closed building, • CAI did not maintain adequate building ventilation during all flammable liquids process operations.
- CAI management did not use written procedures or checklists to facilitate safe process
operations.
69 10.0 Recommendations The CSB makes recommendations based on the findings and conclusions of its investigations. Recommendations are made to parties that can affect change to prevent future incidents, which may include the companies involved, industry organizations responsible for developing good practice guidelines, regulatory bodies, and organizations that have the ability to broadly communicate lessons learned from the incident, such as trade associations and labor unions. 10.1 General Court of the Commonwealth of Massachusetts 2007-03-I-MA-R1 Revise the General Laws of Massachusetts addressing flammable materials licensing and registration: • As part of the annual registration renewal, require new and existing product manufacturing registrants to submit written certification to local governments stating that the facility complies with, at a minimum, all state and local fire codes and hazardous chemical regulations. • Require all companies holding a license and current registration to apply for an amended license and re-register the facility before increasing any flammable material quantity above the licensed amount or adding a different regulated chemical. Include a requirement in the approval process to solicit input from affected landowners, similar to the requirement for obtaining the original license and registration.
70 2007-03-I-MA-R2 Amend the General Laws of Massachusetts to require the Office of the State Fire Marshal to audit local governments for compliance with the flammable materials licensing regulation and audit fire departments for compliance with permit issuance and inspection of manufacturing facilities licensed to store and handle flammable liquids and solids. The audits should be conducted at least once every five years. 10.2 Commonwealth of Massachusetts Office of Public Safety, Department of Fire Services 2007-03-I-MA-R3 Incorporate the Flammable and Combustible Liquids Code (NFPA 30) and Standard for the Manufacture of Organic Coatings (NFPA 35) into the Massachusetts Board of Fire Prevention Regulations. 2007-03-I-MA-R4 Revise 527 CMR 14 to specify the maximum interval (such as annually) for local fire departments to conduct inspections of manufacturing facilities holding one or more licenses and permits to store and handle flammable materials. 2007-03-I-MA-R5 Develop mandatory written inspection criteria to be used by the local fire departments when performing manufacturing facility inspections. Develop inspection training material and provide training to the local fire departments. 2007-03-I-MA-R6 Revise the license and registration forms (FP-2 and FP-5) to require listing each hazardous material type and quantity. Identify the requirement that a separate license and permit are required for each of the eight classes of flammable material when the facility possesses more than the listed threshold quantity specified in 527 CMR 14.03 (2).
71 10.3 Town of Danvers 2007-03-I-MA-R7 Pending revision of the Massachusetts Fire Safety Code (527 CMR), revise the town bylaws addressing 527 CMR 14 requirements applicable to facility licensing and annual registration to: • Require new and current product manufacturing registrants to certify in writing that the facility complies with, at a minimum, all state and local fire codes and hazardous chemical regulations as part of the annual registration renewal. • Require companies holding a license and current registration for any of the eight classes of flammable materials specified in 527 CMR 14.03 (2) to re- register the facility before increasing any chemical quantity above the registered amount or adding a different regulated chemical at the facility. Include a requirement in the approval process to solicit input from affected landowners, similar to the requirement for obtaining the original license and registration. • Revise the license and registration forms to require listing each hazardous material type and quantity, and require a separate license and permit for each of the eight classes of flammable materials specified in 527 CMR 14.03 (2) . • Require the fire department to annually inspect licensed manufacturing facilities for compliance with the fire code.
72 10.4 CAI, Inc. 2007-03-I-MA-R8 Develop a written safety program to manage hazardous process operations. The program should: • Prohibit heating flammable or combustible liquids above their flashpoints in tanks inside buildings unless the tanks are sealed and vented to the building exterior. • Require safety controls to prevent overheating of flammable or combustible liquids. • Apply the process safety management program elements as contained in the American Institute of Chemical Engineers (AIChE) Center for Chemical Process Safety (CCPS) Guidelines for Implementing Process Safety Management Systems to all processes that use flammable, toxic, or reactive chemicals. •
Comply with the following, as applicable:
OSHA Flammable and Combustible Liquids standard (29 CFR
1910.106),
OSHA Process Safety Management standard (29 CFR 1910.119),
National Fire Protection Association Flammable and Combustible
Liquids Code (NFPA 30), and
National Fire Protection Association Standard for the Manufacture of Organic Coatings (NFPA 35).
73 10.5 National Fire Protection Association 2007-03-I-MA-R9 Revise Flammable and Combustible Liquids Code (NFPA 30): • Prohibit heating flammable and combustible liquids above their flashpoints in tanks inside buildings, unless the tanks are sealed and vented to the building exterior. • Require heated tanks and vessels containing flammable and combustible
liquids to have equipment to prevent overheating, such as:
Devices to stop the heating process if the temperature exceeds the safe
operating limits,
Devices to stop the heating process if the flammable vapor control equipment malfunctions (e.g., building ventilation system or heated tank
vent), and
A heating medium that is unable to heat the tank above safe operating temperatures.
74 2007-03-I-MA-R10 Revise The Standard for the Manufacture of Organic Coatings (NFPA 35): • Define equipment specifically discussed in the standard, such as kettles and thin-down tanks. • Define the terms “open,” “closed,” and “sealed and vented.” • Prohibit heating flammable and combustible liquids above their flashpoints in tanks inside buildings unless the tanks are sealed and vented to the building exterior. • Require heated tanks and vessels containing flammable and combustible
liquids to have equipment to prevent overheating, such as:
Devices to stop the heating process if the temperature exceeds the safe
operating limits,
Devices to stop the heating process if the flammable vapor control equipment malfunctions (e.g., building ventilation system or heated tank
vent), and
A heating medium that is unable to heat the tank above safe operating temperatures.
75 10.6 International Code Council 2007-03-I-MA-R11 Revise the International Fire Code: •
Chapter 20 –
Specifically include “printing inks” in the definition of “organic
coating.”
Define equipment specifically discussed in the standard, such as open
and closed kettles.
Require heated tanks and vessels containing flammable and combustible liquids to have equipment to prevent overheating, such as: o Devices to stop the heating process if the temperature exceeds the safe operating limits, o Devices to stop the heating process if the flammable vapor control equipment malfunctions (e.g., building ventilation system or heated tank vent), and o A heating medium that is unable to heat the tank above safe operating temperatures.
•
Chapters 20, 27, and 34 –
Define “open,” “closed,” and “sealed and vented” process tanks.
Define “non-listed” process tanks.
Prohibit heating flammable and combustible liquids above their flashpoints in tanks inside buildings unless the tanks are sealed and vented to the building exterior.
76 REFERENCES Canadian Society for Chemical Engineering, 2004. Risk Assessment – Recommended Practices for Municipalities and Industry. Center for Chemical Process Safety, (CCPS), 1994. Guidelines for Implementing Process Safety Management Systems, American Institute of Chemical Engineers (AIChE), New York, NY. Crowl, Daniel A., 2003. Understanding Explosions, AIChE, New York, NY. Gieras, M. et.al., 2006. Determination of Explosion Parameters of Methane-air Mixtures in the Chamber of 40 dm3 at Normal and Elevated Temperature, Journal of Loss Prevention, 19, 263-270. Kletz, T.A., 2001. An Engineer’s View of Human Error, 3rd edition, Institution of Chemical Engineers, Rugby, England. International Code Council, 2000. International Fire Code, Falls Church, VA. Melhem, George A. et.al. Facility Siting - Case Study Demonstrating Benefit Of Analyzing Blast Dynamics, Arthur D. Little, Inc., Acorn Park, Cambridge, MA. National Fire Protection Association (NFPA). Flammable and Combustible Liquids Code, NFPA 30, Quincy, MA. NFPA. Standard for the Manufacture of Organic Coatings, NFPA 35 NFPA 497. Classification of Gases, Vapors, and Dusts for Electrical Equipment in Hazardous Classified Locations. NFPA Handbook. Electrical Installations in Hazardous Locations, Schram, P.,J., and M. W. Earley NFPA 70E, Chapter 5. "Hazardous (Classified) Locations" Norman, Donald A., 1988. The Psychology of Everyday Things, Basic Books, Inc., New York, NY. U.S. Chemical Safety Board (CSB), 2006. Investigation Report, Toxic Chemical Vapor Cloud Release, MFG Chemical, Inc. Dalton, GA, April 2006, Investigation Number 2004-09-I-GA. CSB, 2007. Case Study, Mixing and Heating Flammable Liquid in an Open Top Tank, Universal Form Clamp, Bellwood, Illinois, June 14, 2006, Investigation Number 2006-08-I-IL. U.S. Department of Defense (DoD) 6055.9-STD: DoD Ammunition and Explosives Safety Standards, Department of Defense, July 1999.
77
Appendix A Explosion Reconstruction Analysis
Appendix A – Explosion Reconstruction Analysis
78 1.0 Community Damage Survey The CSB investigation team surveyed the community to characterize the damage sustained in the area surrounding the explosion site. The CSB survey teams photographed and catalogued more than 260 buildings and vehicles using global positioning satellite (GPS) coordinates to ensure accurate positioning. The damage data were displayed in a format that overlaid the consequence information on a pre-event satellite photographic image of the area (Figure A-1). Damage was observed as far as 9000 feet from the explosion site.
Figure A-1. Aerial view showing damage data points and estimated explosion overpressures. CAI/Arnel facility is in the double circle, center. (graphic: Google Earth Pro)
- 3 psi
365 ft 1.2 psi 581 ft
Appendix A – Explosion Reconstruction Analysis
79 2.0 Explosion Pressure and Impulse Estimates An explosion produces effects (such as pressure and impulse), which result in consequences (damage) to encountered “targets” or obstacles. Consequences may be defined based on the type of obstacle involved as shown in Table A-1. Approximations of the pressure necessary to cause various levels of damage have been published. Table A-2 shows estimated building overpressure damage thresholds. Table A-1. Typical explosion consequence descriptions Obstacle Type Minor Moderate Severe Building Glass breakage, shingles blown off, etc. Deformation of panels (such as garage doors) or siding, cracking of wood framing elements Displacement of heavy components (such as brick or concrete sections) Tree Leaves blown off, small branches broken Large branches broken, permanent bending Entire tree uprooted or snapped at base Human Eardrum rupture, minor lacerations Broken bones, concussion, severe lacerations Lung rupture, organ failure, death
On a more advanced level, the U.S. Department of Defense tests explosive events and characterizes the response of a given structure by placing well-defined target structures at predetermined distances from the explosive device. The results of such tests provide data for developing pressure-impulse (P-I) diagrams for various structures (Figure A-2).
Appendix A – Explosion Reconstruction Analysis
80 Table A-2. Typical structure explosion damage thresholds (Crowl, 2003) Overpressure (psi) Observed Damage 0.15 Glass window breakage 0.4 Minor structural damage 1.0 Partial building demolition, uninhabitable 2.0 Partial wall/roof collapse 5.0 – 7.0 Nearly complete destruction of wood frame structures
As shown in the P-I diagram, different combinations of pressure and impulse may cause the same degree of damage to a structure. Therefore, reconstructing pressure and impulse from observed damage is difficult, and may be infeasible given multiple combinations of pressure and impulse can cause similar damage. Nonetheless, it is possible to develop some reconstructive estimates especially when multiple blast markers are available. For example, breakage of types of glass windows may be related to some bracketed threshold pressure while the extent to which glass shards are thrown might then be related to impulse. Additionally, the P-I curves are asymptotic and therefore have a pressure sensitive range and an impulse sensitive range.
Appendix A – Explosion Reconstruction Analysis
81
Figure A-2. Pressure – impulse (P-I) diagram of a sample structural object
CSB retained blast experts from APT Research, Inc. (APT)1 to assist with the Danvers community damage survey and reconstruction. APT analysts selected a set of blast markers from among the many available. There were numerous premises where annealed single-pane windows were broken, while stronger tempered double-pane windows were not. Some other blast markers considered included the following: • The bakery/pizzeria located 158 feet northwest of the explosion - Damage to this building was severe.
1 APT developed and maintains the Safety Assessment for Explosive Risks model for Department of Defense Explosives Safety Board. The model computes explosive effects and risks.
Appendix A – Explosion Reconstruction Analysis
82 • Eastern Propane Gas, Inc., located 410 feet southwest of the explosion - Single-paned annealed windows broke but double-paned tempered windows did not. Glass projectile data were also obtained from this facility. • A residence on Riverside St., 878 feet north of the explosion - The garage door facing the blast was deformed. • Bishop Fenwick High School, 2265 feet south of the explosion - Approximately one third of the windows on the side of the building facing the blast were broken while only five to 10 percent of windows on the east and west sides were broken. This provided some discrimination between the reflected (dynamic) overpressure and the side-on overpressure.2 Analysts estimated the pressure and impulse that acted on these buildings. Because such estimates involve some subjective judgments, multiple analysts prepared estimates independently, and then compared their work to form a consensus estimate. The set of estimates were integrated to create a composite assessment of the effects that caused the observed consequences as a function of distance from the facility. These results were then checked for consistency with damage guidelines for scaled charges reported for TNT blasts in Department of Defense Explosive Safety Standard 6055.9. This check was qualitative; the damage guidelines in the standard are only generally defined and solely related to overpressure. Impulse is not considered in the standard. The analysts concluded that the explosion resulted in a symmetrical blast wave producing overpressures of approximately 1.2 psi at 580 feet and 2.3 psi at 365 feet from the CAI/Arnel building
2 The side-on overpressure is that which is observed normal to the blast wave. The reflected overpressure is that which is observed in the face of the approaching pressure front. The reflected overpressure is higher due to kinetic effects.
Appendix A – Explosion Reconstruction Analysis
83 as shown in Figure A-1.3 In light of the previously described limitations of the methodology these figures can only be considered estimates. Higher overpressures occurred closer to the blast but their magnitude is less certain.
3 These overpressures correspond to the expected effects for risk factors K=40 and K=24 from Department of Defense Explosive Safety Standard 6055.9.
Appendix A – Explosion Reconstruction Analysis
84 3.0 Hypothetical Explosion Estimates The damage to the CAI/Arnel building and the open or closed status of the fire doors as reported by employees, suggest that flammable vapor most likely accumulated only in areas C, E, and F, the production areas (Report, Figure 3). From layout drawings provided by CAI, the CSB estimated that the available air volume in these zones of the building was 110,000 cubic feet. The CSB selected three fuels for hypothetical explosion modeling: propyl alcohol, normal heptane, and methane.4 The heptane and alcohol were constituents of the mixture in the process tank. Methane was evaluated due to the possibility that if natural gas leaked from a buried natural gas distribution pipe, gas might have migrated into the building. The TNO Multi-Energy Method5 was then applied to predict overpressures at the aforementioned ranges of interest (365 and 580 feet) for various fuel-air mixtures, each having an aggregate volume of 110,000 cubic feet. The amount of fuel was varied until the predicted overpressures corresponded to 2.3 and 1.2 psig at the respective ranges of interest. The results are presented in Table A-3.
4 The flammability characteristics of methane are representative of natural gas. 5 The blast strength parameter in the model was set at 7. At pressure range of interest the model is insensitive to parameters greater than 7.
Appendix A – Explosion Reconstruction Analysis
85 Table A-3. Hypothetical Fuel Scenarios for 110,000 Cubic Foot Production Building Fuel Fuel Volume cu.ft. Fuel / (Fuel+Air) Ratio, Vol. % Stoichio- metric Ratio, Vol. % Fuel Mass lb LEL, Vol. % UEL, Vol. % % of UEL 6 Methane 14,740 13.4% 9.5% 622 5% 15% 84% Propyl alcohol 7,700 7.0% 4.5% 1220 2% 12% 50% Heptane 3,190 2.9% 1.9% 843 1.2% 6.7% 31%
The figures presented in Table A-3 suggest that the explosion of near-ideal mixtures of propyl alcohol or heptane are consistent with the observed consequences of the explosion. The results presented in Table A-3 appear to suggest that an explosion involving a rich mixture of methane might also produce the observed consequences. However, it is known that the severity of confined fuel-air explosions peaks close to, but somewhat above, the stoichiometric condition. Severity then drops off markedly as the upper explosive limit is approached. Not only does the pressure produced decrease, but the rate of pressure generation decreases as well. At 84 percent of the upper explosive limit this effect is highly significant. The maximum pressure achieved decreases by 56 percent and the rate of pressure generation Kg decreases by 85 percent.7, 8 Because the TNO Multi-Energy method does not incorporate this phenomenon, and because there is no credible way such a large volume of natural gas could enter the building, the methane scenario in Table A-3 is not realistic.
6 For purposes of discussion herein the lower explosive limit is considered 0% and upper explosive limit (UEL) 100%. 7 Kg is defined by the expression (dP/dt)·V⅓ where pressure increase is measured in a test cell of constant volume V. 8 See Gieras et. al. (2006) for discussion of the explosion parameters of methane.
Appendix A – Explosion Reconstruction Analysis
86 In conclusion, while the reconstructive modeling method discussed is based on estimates, it supports the theory that the destructive energy from the explosion at the CAI/Arnel facility was consistent with an explosion fueled by flammable solvents (either alcohol or heptane), but not from natural gas (methane).
87
Appendix B Vapor Generation Analysis
Appendix B – Vapor Generation Analysis
88 1.0 Spill Scenario 1.1 Scenario Description An instantaneous spill releases 500 gallons of heptane from a tote in Room E of the CAI/Arnel building. The pool spreads to 0.5 cm deep and spreads to the neighboring rooms of the building. Airflow from heater fans provides air movement and a driving force for evaporation over the surface of the pool. 1.2 Scenario Assumptions Pool Volume = V = 500 gallons = 1.893 m3 Pool and floor temperature = T = 65°F = 291.5K Air velocity = 0.1 meters/second Pool Thickness = x = 0.5 cm Pool Area = A = 378.6 m2 Pool is circular
Appendix B – Vapor Generation Analysis
89 1.3 Calculations Q = kg A ps M/R T Where Q = emission rate (kg/sec) kg = mass transfer coefficient (m/sec) R = gas constant (8.31 joules/mol K)
A = pool area (m2) ps = vapor pressure (N/m2) M = molecular weight (kg/mol) T = Pool temperature (K)
And: kg = Sh D / dp Where: Sh = Sherwood number D = diffusivity (m2/sec) dp = pool diameter (m) And: Sh = 0.023 Re0.8Sc1/3 Where Re = Reynolds number = u d ρ/µ Sc = Schmidt number = µ/ρ D
And: D = 0.01498 T1.81 (1/MA + 1/MB)0.5/[P(TcATcB)0.1405 (VcA 0.4 + VcB 0.4)2}]
Appendix B – Vapor Generation Analysis
90 Where: T = 291.5K MA = heptane molecular weight = 101.2 g/gmol MB = air molecular weight = 28.95 g/gmol TcA = Critical temperature for heptane = 540K TcB = Critical temperature for air = 132.3K VcA = Critical volume for heptane = 426 cm3/gmol VcB = Critical volume for air = 82.71 cm3/gmol
D = 0.0649 cm2/sec = 6.49 x 10-6 m2/sec
Find Reynolds Number
Re = Reynolds number = u d ρ/µ
Where u = air velocity over pool = 0.1 m/sec d = pool diameter = 22m ρair = 1.2kg/m3 µair = 0.000018 kg/m sec
Re = 146, 667
Appendix B – Vapor Generation Analysis
91 Find Schmidt number Sc = Schmidt number = µ/ρ D
Where D = 6.49 x 10-6 m2/sec ρ and µ for air listed above
Sc = 2.31
Find Sherwood number Sh = 0.023 Re0.8Sc1/3
Sh = 413
Find mass transfer coefficient kg = Sh D / dp
kg = 1.22 x 10-4 m/sec
Appendix B – Vapor Generation Analysis
92 Find Emission Rate Q = kg A ps M/R T A = 378.6 m2 ps = 4202 N/m2 M = 100.2 g/gmol R = 8.31 N m/mol K T = 291 K
Q = 8.04 g/s = 63.81 lb/hr Therefore Time to evaporate 850 pounds of heptane = 13.3 hours
Appendix B – Vapor Generation Analysis
93 2.0 Boiling Tank Contents Scenario 2.1 Scenario Description Steam continues to flow to the tank’s jacket after the facility is closed for the night. Steam at up to 144,000 BTU/hour heats the mixture to boiling then liberates the necessary vapor to create the flammable atmosphere within the building. 2.2 Scenario Assumptions Two boilers are operating for a total available heat flux of 288,000 BTU/hour All of the heating area (38.5 ft2) is available for heat transfer. The time necessary to heat from 65°F to 100°F, as reported by CAI operators, is 2 hours. Steam is available at 239°F 2.3 Calculations Q = U A ΔT Starting at 65°F, manipulate this equation such that the temperature difference is 139 degrees after 2 hours. This gives an overall heat transfer coefficient of 24 BTU/ hr ft2 F. Setting U, iterate the temperature increase in the tank by the minute until the boiling point is reached. This occurs at 479 minutes. Once the boiling point is reached, vapor generation can begin. The temperature difference is constant as well as heat input into the system.
Appendix B – Vapor Generation Analysis
94 Emission Rate = Q/λ Where Q = heat flux (BUT/hr) λ = average latent heat (BTU/lb)
Therefore Emission rate = 4.4 lb/minute = 264 lb/hr
95
Appendix C Incident Timeline
Appendix C – Incident Timeline 96
Appendix C – Incident Timeline
97
98
Appendix D Logic Tree
Appendix D – Logic Tree
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Appendix D – Logic Tree
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Appendix D – Logic Tree
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Appendix D – Logic Tree
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Appendix D – Logic Tree
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Appendix D – Logic Tree
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Appendix D – Logic Tree
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FD06408 | 2006_美国_partridge-raleigh-oilfield-explosion-and-fire.pdf
分类:06_境外及港澳台调查报告 | 年份:2006 | 地域: | 严重程度: | 场所: | 起火原因: | 来源格式:pdf
CASE STUDY HOT WORK CONTROL AND SAFE WORK PRACTICES AT OIL AND GAS PRODUCTION WELLS
REPORT NO. 2006-07-I-MS JUNE 2007
Photo courtesy of Smith Co. Sheriff’s Office This Case Study describes a fatal explosion in a rural oil production field in Raleigh, Mississippi on June 5, 2006. Three contractor workers died and a fourth was seriously injured. The explosion occurred when flammable vapor inside two tanks was ignited by welding activities on a nearby tank. CSB issues this Case Study to emphasize the importance of using safe hot work procedures and to provide hazard awareness training. PARTRIDGE-RALEIGH SMITH COUNTY OILFIELD RALEIGH, MS JUNE 5, 2006
KEY ISSUES: • HOT WORK CONTROL • SAFE WORK PRACTICES AT OIL & GAS PRODUCTION WELLS
Partridge-Raleigh, LLC Case Study June 2007 1.0 Incident Description 1.1 Sequence of Events This Case Study examines an explosion at the Partridge-Raleigh oilfield in Raleigh, Mississippi. The incident occurred at about 8:30 a.m. on June 5, 2006, when Stringer’s Oilfield Services contract workers were installing pipe from two production tanks to a third (figure 1). Welding sparks ignited flammable vapor escaping from an open- ended pipe about four feet from the contractors’ welding activity on tank 4. The explosion killed three workers who were standing on top of tanks 3 and 4. A fourth worker was seriously injured. In the weeks preceding the incident, Stringer’s workers had relocated tanks 3 and 4 from other oilfield sites on the Partridge- Raleigh property to the #9 well site. On the day of the incident, the four workers were completing the piping connection between the tanks.
Figure 1. Tanks involved in the incident
To connect the piping from tank 3 to tank 4, the workers had to weld a pipe fitting onto the side of, and a few inches below the top of, tank 4. To prepare for the welding operation, they removed the access hatch at the base of tank 4 and entered the tank to remove the crude oil residue. Then they flushed the tank with fresh water and allowed hydrocarbon vapor to evaporate for several days. They did not clean out or purge tanks 2 and 3. On the day of the incident, the welder inserted a lit oxy-acetylene welding torch into the hatch and then into the open nozzle on the opposite side of tank 4 to verify that all flammable vapor was removed from the tank before welding began. The welder was not aware that this act, called “flashing” the tank, was an unsafe practice. Next, the foreman (F) climbed to the top of tank 4 (figure 2). Two other maintenance workers, (M) climbed on top of tank 3; they then laid a ladder on the tank roof, extending it across the 4 foot space between tank 3 and 4, and held the ladder steady for the welder (W). The welder attached his safety harness to the top of tank 4 and positioned himself on the ladder. Almost immediately after the welder started welding, flammable hydrocarbon vapor venting from the open-ended pipe that was attached to tank 3 ignited. The fire, which immediately flashed back into tank 3, spread through the overflow connecting pipe from tank 3 to tank 2, causing tank 2 to explode. The lids of both tanks were blown off.
Tank #4 Tank #3 Tank #2
Tank #1 Overflow Pipes Vent Pipe New Piping Connection Open-ended Piping The three workers standing atop the tanks were thrown by the force of the explosion and fell to the ground. The welder was also thrown off the ladder, but he was wearing a safety harness that prevented him from falling to the ground. Volunteers from the local fire department and personnel from the county sheriff's office quickly responded to the incident site following an eyewitness' 9-1-1 emergency call. Emergency Medical Technicians provided first-aid to the victims. Two victims—the foreman and one of the maintenance workers—died from their injuries at the scene, and the third maintenance worker died while in transport to the hospital. The welder survived, but suffered a broken ankle and hip.
2
Partridge-Raleigh, LLC Case Study June 2007
W M M FF
Figure 2. Workers’ location prior to incident (Note: the ladder was blown clear by the explosion)
Witnesses observed flames as high as 50 feet above tank 2, but no flames above tanks 3 or 4. The fire department applied foam to the burning oil fire inside tank 2 and extinguished the fire in about 30 minutes. The top of tank 2 (Figure 3) landed about 250 yards away, and the top from tank 3 (Figure 4) landed about 50 feet away. Approximately 1000 gallons of crude oil remained inside tank 2 after the incident; tank 3 contained about 650 gallons of residue. Tanks 1 and 4 sustained no visible damage.
3
Partridge-Raleigh, LLC Case Study June 2007
Figure 3. Tank 2 lid
- 2 Unsafe Work Practices
Several unsafe work practices contributed to the fatalities and injuries in this case including: • A gas detector was not used to test for flammable vapor. • “Flashing” tanks containing hydrocarbons with a lit oxy- acetylene torch to determine the presence of flammable vapor is unsafe and extremely dangerous. • The open pipe on the adjacent tank was not capped or otherwise isolated. • A makeshift work platform—a ladder placed between the tanks— was used. • All tanks were interconnected and some of the tanks contained flammable residue and crude oil.
Figure 4. Tank 3 lid
- 0
Companies Involved 2.1 Partridge-Raleigh, LLC Partridge-Raleigh, LLC is an independent petroleum producer that operates stripper wells1 on leased parcels of land in Alabama and Mississippi. Partridge-Raleigh is located between Jackson, MS and Hattiesburg MS, and began operating 30 Smith County oilfield wells in 1997. Recommissioning after two leaking tanks were replaced was nearly complete at the #9 well when the explosion occurred. Partridge-Raleigh employed five workers at the Smith County oilfield, and used oilfield service contractors to perform most of the well commissioning work including installing tanks, pumps, and piping.
1 Stripper wells are wells that were closed and subsequently put back into production using recovery methods such as flooding the well with salt water or injecting it with pressurized gas.
4
Partridge-Raleigh, LLC Case Study June 2007 2.2 Stringer’s Oilfield Services Stringer’s Oilfield Services (Stringer’s) is located in Columbia, Mississippi, and employs about 45, including, mechanics, welders, crane operators and laborers. Stringer’s provides oilfield construction services and was under contract to Partridge- Raleigh to install the tanks and associated piping at the #9 well. 3.0 Incident Analysis The U.S. Chemical Safety Board (CSB) studied physical evidence and on-scene photographs, and interviewed witnesses to determine the cause of the June 5 explosion. 3.1 Flammable Vapor Source The explosion was fueled by flammable hydrocarbon vapor venting from an open- ended, three-inch diameter pipe extending from an adjacent tank to the tank where the welding was taking place. As the morning sun warmed tanks 2 and 3, the flammable vapor inside expanded, forcing it out through the overflow pipe. The pipes were not equipped with isolation valves and although the pipe was capable of being capped, no cap was installed (see Figure 1). 3.2 Ignition Source The explosion was ignited by the welding being done on the side of tank 4. The CSB confirmed through interviews and examination of the tanks that the welder had applied two small tack welds to the pipe fitting on tank 4 shortly before the explosion (figure 5). The welder stated that within seconds of applying the tack welds a fire ignited and an explosion occurred. The CSB concluded that the welding sparks ignited flammable vapor venting from the open-ended pipe of tank 3. Flames from this ignition spread into tank 3, causing it to explode. Then vapor inside tank 2 ignited followed by the explosion of the tank.
Figure 5. Tack weld and connection being welded to tank 4
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Key Findings The CSB identified the following key findings: 4.1 Lack of Hot Work Safety Stringer’s did not require the use of safe hot work procedures such as those found in API 2009, “Safe Welding, Cutting, and Hot Work Practices in the Petroleum and Petrochemical Industries” in preparing and conducting the welding operation on the day of the incident.
Stringer’s workers did not isolate tanks 2 and 3, which contained flammable vapor, prior to beginning the welding operation. Additionally, the open-ended pipe of tank 3 was left uncapped and provided the source of hydrocarbon vapor. Workers did not clean tanks 2 and 3 or cap the end of the pipe prior to beginning the welding job on tank 4. If the residual oil in tank 2 had been removed and both tanks flushed with water, the flammable vapor source could have been eliminated.
5
Partridge-Raleigh, LLC Case Study June 2007 A flammable gas detector was not used to ensure the absence of flammable vapor in form k procedures for working on elevated surfaces, tor crew used a ladder uidelines r safely performing hot work in the oilfield Safeguarding tanks that contain • • idues from • • by tand • or container that holds or • ds hazards
the work area and inside tank 4 prior to welding. Instead, workers used an open flame, or tank “flashing” to verify that flammable vapor was not present in the tank. Interviews revealed that “flashing” was a common practice. If a gas testing device had been used to check for flammable vapor, it most likely would have been detected. By using the flash method, the workers could have triggered a fire or explosion. 4.2 Makeshift Work Plat The contractor crew did not use safe wor such as the tanks. Rather than construct a scaffold for the welder, the contrac laid flat from atop an adjacent tank and extended it over to the tank being welded. The makeshift work platform required two crew members to stand on top of tank 3 to brace the ladder in place while the welder worked. The other crew member stood on top of tank 4. Two of the fatalities could have been avoided if the workers were not standing on top of tank 3. 5.0 Safe Hot Work G Several organizations provide guidance fo and/or on petroleum tanks. The National Fire Protection Association’s (NFPA) standards and the American Petroleum Institute’s (API) recommended hot work practices address safety precautions for hot work. Following the NFPA standards or API recommended practices would likely have prevented the explosion. The following basic precautions are from NFPA 326, “Standard for the of Tanks and Containers for Entry, Cleaning, or Repair” (NFPA, 2005), and NFPA 51B, “Standard for Fire Prevention During Welding, Cutting, and Other Hot Work” (NFPA, 2003): • Isolate the area to be welded from any piping or flammable or combustible liquids, vapors, or residues by installing caps, blinds (blanks),2 plugs or other devices to physically isolate the piping including vents. Perform a flammable gas test before and during welding using a flammable gas detector. Remove flammable or combustible liquids, vapors, and res tanks and all associated piping. Issue written hot work permits. Ensure that work is performed trained personnel who unders the hazards and are qualified and trained. Use extreme caution when working on a tank has held flammable, combustible materials, or that contains vapors related to the substances that are or were previously stored. Ensure that everyone involved in the work clearly understan associated with welding on or near flammable material storage tanks, and the safeguards to prevent injury.
2 Blinds or blanks are one-piece circular units inserted into a pipeline to prevent flow.
6
Partridge-Raleigh, LLC Case Study June 2007 API Recommended Practice 2009, “Safe elding, Cutting and Hot Work Practices in e Petroleum and Petrochemical Industries” ucting flammable gas testing and req wel the incident told the CSB at the worksite. Interviews with e Partridge-Raleigh did not have established safety requirements for personnel at the oilfield. Stringer’s had not established a formal safety program for its employees, uire 6.1 Site Safety Program formed at a worksite
m (Table 1).
Table 1. Safety information that should in W th (API 2002) stresses the need for hot work procedures and hot work permits to control hazards during welding, cutting, and other hot work. API 2009 states, “A hot work permit shall be obtained before starting any work that can involve an ignition source.” A written permit is required and should include • inspecting the work area for hazards, • cond approving hot work activities, and • approving hazardous work activities by a competent person skilled at hazard recognition. Neither Stringer’s nor Partridge-Raleigh uired hot work permits. The contractor der involved in that he was unaware that tanks nearby contained flammable hydrocarbon liquid or vapor. In addition to no hot work permit, Stringer’s had no hot work procedure for welding activities Stringer’s managers and employees revealed that most welders hired by the company were expected to have knowledge or experience of how to weld; however, knowledge of safe hot work practices was not considered. Stringer’s did not provide hot work safety training to its employees. If Partridge-Raleigh and Stringer’s had used a permit system for managing hot work, the hydrocarbon liquid and/or vapor inside th tanks would probably have been identified and measures would likely have been taken to remove or isolate the hazard. 6.0 Lack of a Written Safety Program and Partridge-Raleigh did not req Stringer’s to have one. API 74, “Recommended Practice for Occupational Safety for Onshore Oil and Gas Production Operations” (API 2001), recommends that a site safety program be in place before work is per and lists elements that should be addressed in a comprehensive site safety progra be cluded in a site safety program RECOMMENDED SAFETY PROGRAM • Injury and illness rates • Experience of personnel for required job task • Safety staffing • Safety training program • Emergency response plan • Safety equipment provided by contractor • Safety and work tasks procedures • Contractor plan for comply regulatory requirements ing with • Safety orientation plan
7
Partridge-Raleigh, LLC Case Study June 2007 7 O
and Health is charged with regulatory oversight and enforcement of adhere to OSHA requirements and precautions for burning and welding. OSHA 6,5 and gas field services sector as one of seven industries
.0 Regulatory Analysis 7.1 SHA The Occupational Safety Administration (OSHA) workplace safety in the oilfield. Mississippi is located in OSHA Region IV, which is headquartered in Atlanta, GA. OSHA has an area office in Jackson, Mississippi. 7.1.1 OSHA Requirements for Burning and Welding Stringer’s and Partridge-Raleigh did not Standard 29 CFR 1910.252 contains requirements in a number of areas including the use of guards to confine heat, sparks and slag generated during welding; special precautions when welding in the presence of explosive atmospheres; and requirements for cleaning used drums, barrels, tanks or other containers prior to welding. The June 5 incident could have been prevented if these OSHA requirements had been followed. 7.1.2 Emphasis Programs In fiscal years 2004,3 2005,4 and 200 OSHA identified the oil requiring special focus and established a goal to reduce high numbers of injuries, illnesses, and fatalities. As part of its five- year Strategic Management Plan, OSHA stated that it would use “focused targeting of
Most e oil and Partridge-Raleigh to the SHA 7.2.1 OSHA Oil and Gas e-Tool8 OSHA’s website includes a number of “e- tools” designed to bring together the safety issues, pertinent standards, and recommended practices for specific kinds of
3 OSHA Demonstrates Successful Enforcement Program in FY 2004, U.S. Department of Labor Press Release, http://www.dol.gov/opa/media/press/osha/OSHA20042376 .htm 4 “Enforcement Activity”, U.S. Department of Labor (DoL) OSHA Enforcement Activity FY 2005, http://www.osha.gov/dep/enforcement/index.html 5 “Enforcement Activity”, U.S. DoL, OSHA Enforcement Activity FY 2006, http://www.osha.gov/dep/enforcement/index.html outreach, education, and enforcement activity” to achieve this goal. Many of the inspections of the seven targeted industries are due to Local Emphasis Programs (LEP’s), which area and regional offices develop to address specific hazards. Several OSHA regions or area offices have Special Emphasis Programs (SEP) for oil and gas drilling and servicing. inspections have been conducted in Texas, Kansas, Colorado, and Louisiana. Nationally, OSHA participated in an Industry Review Team study of the incidence rate of fatal injuries in th gas extraction sector. The team’s findings6 referenced Bureau of Labor Statistics’ data that revealed that the industry fatality rate for the oil and gas sub-sector is 8.5 times higher than the average for all industries within the United States7. 7.1.3 OSHA Inspections OSHA had not inspected or Stringer’s in the three years prior explosion. Following the explosion, O cited Stringer’s for 13 serious violations as a result of the incident. OSHA did not have an emphasis program in Mississippi and did not conduct a planned inspection at any of nearly 6000 oilfields in the preceding five years in Mississippi. 7.2 OSHA Outreach and Education
8 http://www.osha.gov/SLTC/etools/oilandgas/index.html 6 “Strategic Direction for Reducing Fatal Oil and Gas Industry Incidents," SPE 94416, 2005 Journal of Petroleum Technology 7 U.S. DoL Bureau of Labor Statistics, “National Census of Fatal Occupational Injuries in 2003,” Washington, D.C.
8
Partridge-Raleigh, LLC Case Study June 2007 work. The Oil and Gas Well Dril Servicing e-Tool includes instructions for performing h ling and safely ot work and other leigh or nd Gas embers have participated in several conferences, and tr rly 500 attendees. Alliance members have also conducting
MSOG elated to spill control and containment; housekeeping, such as grass
activities at oil wells. If Partridge-Ra Stringer’s had consulted the Oil a Well Drilling and Servicing e-Tool, the incident could have been prevented. 7.2.2 OSHA Safe Tank Alliance OSHA, API, and the NFPA formed the Safe Tank Alliance in 2004, which is intended to develop compliance tools, resources, and share information with employers and employees to help promote safety.9 Since the Alliance was formed, its m have ained or presented to nea hosted workshops on tank safety and produced training materials. 7.3 Mississippi State Oil & Gas Board The Mississippi State Oil & Gas Board (MSOGB) creates and enforces rules to regulate and promote oil and gas drilling in Mississippi. The board has seven field inspectors responsible for inspections of nearly 6,000 well sites. Their primary task is to enforce compliance with B rules r control; and access to, and egress from, tanks. Inspections generally do not address health and safety issues. MSOGB inspectors typically inspect active well sites each year, and are familiar with oil and gas well drilling, producing, and servicing activities.
urces cidents like the one at 8.1 um Association of America has 5,000 members gas rers, and dr is on enviro nd regulatory issues. Partrid is a member of the t panies, rilling and p troleum indust Quality, Health, Safety, & Enviro ittee (QHSEC) Audits anual, which covers hot work permitting, is available to members. 9 http://www.osha.gov/dcsp/alliances/index.html 8.0 Other Oilfield Safety Program Reso Safety resources exist to help employers in oil fields. If used, these resources can help reduce the risk of in Partridge-Raleigh. Independent Petrole (IPAA) The Independent Petroleum Association of America (IPAA) including service providers, oil and industry producers, steel tank manufactu illing companies. IPAA’s focus nmental a ge-Raleigh Mississippi Independent Producers Royalty Organization (MIPRO), which is associated with IPAA. IPAA relies on API to provide safety and health guidance to its members. 8.2 Petroleum Equipment Suppliers Association (PESA) Petroleum Equipment Suppliers Association (PESA) is a trade association of equipmen manufacturers, well site service com and supply companies that serve the d roduction segments of the pe ry. PESA’s nment Comm are conducted every one to three years, depending on previous auditing scores for a site. However, Stringer’s is not a member of this association. Along with regular training activities, PESA provides supplemental training that is available and implemented through an online, computer-based system. PESA has trained several thousand workers who require hot work permitting knowledge. PESA’s HSE m
9
Partridge-Raleigh, LLC Case Study June 2007 8.3 Association of Energy Service Companies (AESC) The Association of Energy Service Companies (AESC) provides services and products to the oil and gas industry. AESC promotes training through API Contractor Workshops and Fort Worth Annual Safety culates t preve
member. s-detection instruments; Partridge-Raleigh and Stringer’s did not use available guidelines for hot work safety such as t
API 2009, and API 2002. Tra de associations and er organizations provides guidance workers in the oil and gas servicing industry. ration. . rocedures to ensure safe work practices during hot t elevated uch as those found in
Operations, API RP -74. tional Safety and
conditions observed during board field ll sites and drilling Conferences. AESC also cir educational material focusing on acciden ntion. However, Stringer’s is not a AESC published Recommended Safe Procedures and Guidelines for Oil and Gas Well Servicing, commonly referred to as the “Greenbook.” The guide, which can be used to implement health and safety procedures, includes information on • hot work; • ga • fall protection and work surfaces; and • safety training. 9.0 Conclusions hat provided in NFPA 326, NFPA 2005, ining offered by tra memb that would be useful to A written site safety plan and work procedures would have assisted workers in identifying and eliminating hazards prior to beginning the welding ope Stringer’s and Partridge-Raleigh’s use of hot work guidance provided by API and NFPA, and adherence to OSHA regulations, could have prevented this incident 10.0 Recommendations 10.1 Stringer’s Oil Field Services, Inc. 2006-07-I-MS-R1: Develop and implement written p work, tank cleaning, and work a locations. 10.2 Partridge-Raleigh, LLC 2006-07-I-MS-R2: Establish written health and safety performance standards and performance metrics s Recommended Practice for Occupational Safety for Onshore Oil and Gas Production 10.3 Mississippi State Oil & Gas Board 2006-07-I-MS-R3: Establish a program to identify and refer to the federal Occupa Health Administration (OSHA) potentially unsafe health and safety inspections of we operations. Ensure that the program includes: • Written procedures that define how the referrals will be implemented; and, • Training of field inspectors so that they are able to recognize the potentially unsafe health and safety conditions that should be referred to OSHA.
10
Partridge-Raleigh, LLC Case Study June 2007 10. on, MS Area Office Imple am (LEP) to inspect companies in the oil and traction sector. 4 Occupational Safety and Health Administration, Jacks
2006-07-I-MS-R4: ment a Local Emphasis Progr
gas production and ex
11
Partridge-Raleigh, LLC Case Study June 2007 11.0 References American Petroleum Institute (API), 2001. API Recommended Practice 74-Recommended Practice for Occupational Safety for Onshore Oil and Gas Production Operations, Washington, DC: API.
American Petroleum Institute (API), 2002. API Recommended Practice 2009-Safe Welding, Cutting and Hot Work Practices in the Petroleum and Petrochemical Industries, Washington, DC: API.
Association of Energy Service Companies (AESC), 2000. Recommended Safe Procedures and Guidelines for Oil and Gas Well Servicing, Houston, TX: AESC.
National Fire Protection Association, NFPA 326, 2005. Standard for the Safeguarding of Tanks and Containers for Entry.
National Fire Protection Association, NFPA 51B, 2003. Standard for Fire Prevention During Welding, Cutting, and Other Hot Work.
Society of Professional Engineers (SPE), SPE Paper 94416, Strategic Direction for Reducing Fatal Oil and Gas Industry Incidents, Journal of Petroleum Technology, July 2005. Presented at SPE/EPA/DOE Exploration and Production Environmental Conference, March 2005.
12
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13 The U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board (CSB) is an independent Federal agency whose mission is to ensure the safety of workers, the public, and the environment by investigating and preventing chemical incidents. The CSB is a scientific investigative organization; it is not an enforcement or regulatory body. Established by the Clean Air Act Amendments of 1990, the CSB is responsible for determining the root and contributing causes of accidents, issuing safety recommendations, studying chemical safety issues, and evaluating the effectiveness of other government agencies involved in chemical safety. No part of the conclusions, findings, or recommendations of the CSB relating to any chemical accident may be admitted as evidence or used in any action or suit for damages. See 42 U.S.C. § 7412(r) (6) (G). The CSB makes public its actions and decisions through investigation reports, summary reports, safety bulletins, safety recommendations, case studies, incident digests, special technical publications, and statistical reviews. More information about the CSB is available at www.csb.gov.
CSB publications can be downloaded at www.csb.gov or obtained by contacting: U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board Office of Congressional, Public, and Board Affairs 2175 K Street NW, Suite 400 Washington, DC 20037-1848 (202) 261-7600 CSB Investigation Reports are formal, detailed reports on significant chemical accidents and include key findings, root causes, and safety recommendations. CSB Hazard Investigations are broader studies of significant chemical hazards. CSB Safety Bulletins are short, general-interest publications that provide new or noteworthy information on preventing chemical accidents. CSB Case Studies are short reports on specific accidents and include a discussion of relevant prevention practices. All reports may include safety recommendations when appropriate. CSB Investigation Digests are plain-language summaries of Investigation Reports.
FD06409 | 2006_美国_synthron-chemical-explosion.pdf
分类:06_境外及港澳台调查报告 | 年份:2006 | 地域: | 严重程度: | 场所: | 起火原因: | 来源格式:pdf
CASE STUDY Runaway Chemical Reaction and Vapor Cloud Explosion Worker Killed, 14 Injured
Synthron, LLC Morganton, NC January 31, 2006
KEY ISSUES: • Reactive Hazards and Safeguards • Corporate Oversight • Safe Operating Limits • Evacuation Planning and Drills
No. 2006-04-I-NC
July 31, 2007
This Case Study describes a runaway chemical reaction and subsequent vapor cloud explosion and fires that killed one worker and injured 14 (two seriously). The explosion destroyed the facility and damaged structures in the nearby community. The incident occurred at the Synthron, LLC facility in Morganton, North Carolina, on January 31, 2006.
The CSB issues this Case Study to emphasize the importance of implementing comprehensive safety management practices to control reactive hazards.
INSIDE . . .
Incident Description Synthron Operations Incident Analysis Lessons Learned Recommendations References
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2 1.0 Incident Summary This incident occurred at Synthron, LLC’s Morganton, North Carolina, facility. The company manufactured a variety of powder coating and paint additives by polymerizing acrylic monomers in a 1,500 gallon reactor.
The company had received an order for slightly more of an additive than the normal size recipe would produce. Plant managers scaled up the recipe to produce the required larger amount of polymer, and added all of the additional monomer needed into the initial charge to the reactor. This more than doubled the rate of energy release in the reactor, exceeding the cooling capacity of the reactor condenser and causing a runaway reaction.
The reactor pressure increased rapidly. Solvent vapors vented from the reactor’s manway, forming a flammable cloud inside the building. The vapors found an ignition source, and the resulting explosion killed one worker and injured 14. The blast destroyed the facility (Figure 1) and damaged off-site structures.
The U.S. Chemical Safety Board (CSB) found that the reactor lacked basic safeguards to prevent, detect, and mitigate runaway reactions, and that essential safety management practices were not in place. 1.1 The Incident The production department began preparing a 6,080 pound acrylic polymer batch the day before the incident, approximately 12 percent more material than would normally be made in a single batch. The plant superintendent determined the quantities of solvent, monomer, and initiator needed for the batch.1 The day shift operators then blended the solvents and used some of the blend to prepare the initiator solution. They added the balance to the 1,500 gallon reactor. The second shift operators, in accordance with written instructions, added some of the monomer to the reactor and held back the remainder for use later in the reaction sequence.
The day shift arrived on the morning of January 31 and added steam to the reactor jacket (Figure 2) to heat the reactor to the temperature specified on the batch sheet, then shut off the steam.
The senior operator took the final step to start the reaction by pumping initiator solution into the reactor. He then visually checked the flow of condensed solvent through the condenser sight glass to monitor the rate of reaction. While the reaction initially did not proceed as vigorously as he expected, the condensed solvent flow later increased and appeared to be in the normal range.
Several minutes later, the senior operator heard a loud hissing and saw vapor venting from the reactor manway. The irritating vapor forced him out of the building.
Three other employees were also forced from the building by the release. Joined by the plant superintendent and the plant manager, the employees gathered outside an upper level doorway (Figure 3). The senior operator re-entered the building wearing a respirator, and was able to start emergency cooling water flow to the reactor jacket. However, the building exploded less than 30 seconds after he exited.
1 Refer to section 2.2 for an explanation of the chemistry involved.
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3 Photo courtesy of Morganton Department of Public Safety Figure 1. Synthron facility after the explosion
The blast knocked down the personnel gathered outside the doorway. All were injured, and one required helicopter transport to hospital. Administrative personnel working in an onsite trailer also suffered minor injuries.
The maintenance supervisor was near the lab on the lower level when the explosion occurred (Figure 3). He was severely burned over most of his body and was transported by helicopter to a regional burn center, where he died five days later.
The blast damaged structures in the nearby community. Two church buildings and a house were condemned, and glass was broken up to one-third of a mile from the site. Two citizens driving by the site were slightly injured.
The Environmental Protection Agency (EPA) federalized the site under the CERCLA (Superfund) regulation, remediated the site and eventually razed the heavily damaged structures at Synthron’s facility. 1.2 Community Emergency Response The Morganton Department of Public Safety responded rapidly and called in mutual aid support from Burke County and nearby municipalities. Employees and Public Safety officers assisted injured employees.
The fires following the explosion generated thick smoke, and local residents were asked to shelter-in-place for several hours.2 The fires were extinguished the next day.
2 Shelter-in-place can protect people in emergencies by reducing their exposure to toxic substances. People should take refuge in a small interior room, close windows, seal openings, and shut off heating and air conditioning systems.
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4 2.0 Synthron Operations 2.1 Company Overview Protex International has owned a controlling interest in Synthron since 1972, and Protex’ president is also president of Synthron. Protex, based in Paris, France, is a privately held company with over $100 million a year in sales, and operations in Europe, Asia, and North and South America. In addition to the Synthron facility, Protex operates chemical- related businesses in Massachusetts, New Jersey, and Florida.
Synthron’s single U.S. facility was located in Morganton, North Carolina, approximately 70 miles northwest of Charlotte. The 17 Morganton employees included the company’s vice president, who was responsible for day-to-day operations. Synthron had 2004 sales of approximately $3 million.
Following the explosion, Synthron, LLC filed for bankruptcy under Chapter 7 of the bankruptcy laws.
- 2
Reaction Overview Synthron produced acrylic polymers,3 primarily additives for the powder coating and paint industries.4 The polymers were produced by the free-radical polymerization of acrylic monomers in various flammable solvents.5 Synthron converted many of its
3 Acrylic polymers are produced from monomers based on acrylic acid or related esters, known as acrylates. Synthron used a variety of acrylic monomers to produce polymer resin additives for paint and powder coating manufacturers. 4 Powder coatings are mixtures of resins and pigments that are applied to goods, such as appliances, and then baked at high temperature to fuse the powder into a smooth polymer surface. 5 Free radical polymerization uses thermally unstable initiators, typically peroxides, persulfates, or azo liquid products into free-flowing powders by adsorbing them onto silica.
The product being manufactured on the day of the incident, Modarez MFP-BH, was a liquid acrylic polymer. It was produced using acrylic monomer purchased through a national chemical distributor. The batch was intended to fill an order for a major diversified chemical manufacturer.
Polymerization was performed in a 1,500 gallon reactor, rated at 75 psig maximum operating pressure and designated as reactor “M1” (Figure 2). The reactor was located in a manufacturing area adjacent to the warehouse (Figure 3).
In a typical reaction sequence, operators added a mixture of solvents and monomers to the reactor. They then injected steam into the reactor’s jacket to heat the reaction mixture to a specified temperature, usually the expected mixture boiling point. The steam was turned off and initiator solution metered into the reactor to start polymerization.
The heat given off by the reaction boiled the solvent and monomer mixture, causing hot vapors to flow to an overhead water-cooled heat exchanger where they were totally condensed.
compounds, to promote controlled polymerization and obtain desired product properties. Manufacturers can customize product properties by selecting appropriate monomers and initiators and by controlling reaction conditions such as monomer concentration and temperature. Unlike catalysts, which promote reactions but are not consumed or modified by them, initiators are consumed in the polymerization reaction.
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5 Liquid solvent drained from the bottom of the condenser back into the reactor.6 The outlet of the condenser vented to the atmosphere through a small pipe, keeping the pressure in the reactor very near atmospheric under normal operation. In an emergency, water could be manually directed through the reactor’s jacket to increase cooling.
A complete manufacturing cycle could include several reaction steps. The finished liquid polymer was stripped of solvent, cooled, and packaged into drums for shipment to customers.
Figure 2. Reactor M1
6 Operators could monitor the condensed solvent flow, known as “reflux,” through a sight glass (Figure 2). 3.0 Incident Analysis The CSB investigators determined that the key factors leading to this incident included
¾ a lack of hazard recognition, ¾ poorly documented process safety information, ¾ ineffective control of product recipe changes, ¾ a lack of automatic safeguards to prevent or mitigate the effects of loss of control over the reaction, ¾ improper manway bolting practices, ¾ poor operator training, ¾ inadequate emergency plans drills, and ¾ inadequate corporate oversight of process safety. 3.1 Hazard Identification When performing reactive chemistry, companies should maintain a high degree of awareness of the hazards involved. Synthron combined monomers and reaction initiators in the presence of flammable solvent to produce polymer products, but failed to identify the hazards associated with this type of chemistry.
Texts such as Loss Prevention in the Process Industries (Mannan, 2005) and Bretherick’s Chemical Reaction Hazards (Urban, 2000) describe appropriate means for characterizing industrial chemical reactions. These include determining the heat generation rate as a function of temperature, the available heat removal capacity, and the potential for excessive monomer or initiator accumulation in the reactor. Failure to control these critical characteristics can lead to severe upsets, including runaway reactions.
Managers can detect hazards by asking “What can go wrong?” to identify the
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6 potential consequences of inappropriate mixing, recipe changes, greater- and lower- than-normal heating, lack of mixing, etc. The answers can be used to develop improvements or changes that can prevent reactive upsets or mitigate their consequences.
Synthron had not identified the hazards of its reactive chemical operations. No formal hazard review (also known as a process hazard analysis, or PHA) was conducted to address “What could go wrong?” during reactor operations.7
Furthermore, most of the management and operations personnel at Synthron had been on the job for less than a year, in some cases much less (Table 1), and lacked previous polymer manufacturing experience.8 In addition, Synthron’s training program was informal and did not include reactive hazards training.
Employee Time at Synthron Polymer Experience? Manager 9 months No Superintendent 8 months No Vice President 5 months No 2nd Shift Op-1 3 months No 2nd Shift Opt-2 3 months No Chemist 3 weeks No Table 1: Management and operations personnel tenure at Synthron
7 Guidance on conducting hazard assessments is available from the Center for Chemical Process Safety (CCPS):, “Guidelines for Hazard Evaluation Procedures,” 2nd ed., and other CCPS publications. 8 Synthron’s president had replaced the management team in an attempt to increase sales. A variety of causes had simultaneously contributed to high operator turnover. The senior operator had been brought back from retirement to provide a degree of continuity. Personnel, including site managers, were thus poorly prepared to recognize potentially hazardous changes to product recipes, or to respond to an incipient runaway reaction.
Additionally, Synthron had no chemical or other engineers on staff, and none had been contracted to evaluate the hazards associated with reactive operations at the site. 3.2 Lack of Process Safety Information and Training Synthron had minimal safety information on its polymerization process, even though this was the core of its manufacturing business. Synthron optimized product formulations to meet customer specifications. However, reaction characterization and calorimetry9 were not performed to establish process equipment performance requirements and operating limits for safe operations.
When scaling-up new products from the laboratory, the previous Synthron plant manager had typically estimated initial production batch sizes based on past experience. He then gradually increased batch quantities until the sight glass in the condensate return line showed that the condenser was close to flooding,10 or that another performance limit was being approached (e.g., the reactor pressure
9 Reaction calorimetry uses specialized instruments to measure heat flow from a laboratory-scale reacting mixture under controlled conditions. Calorimetry results can be extrapolated to full-scale processes. 10 Condensers flood when vapors condense faster than the liquid produced can flow back to the reactor. Liquid begins to fill the condenser, blocking off the heat transfer area. The resulting loss of cooling can result in a sharp increase in pressure and possible loss of reaction temperature control. The M1 condenser was located only slightly above the reactor, which made it prone to flooding.
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Figure 3. Synthron facility layout
increased). Polymerization scale-up to their standard batch sizes had historically been done by simple trial-and-error. The condenser’s cooling capacity was not documented, nor could the cooling load placed on the condenser be determined with the available instrumentation. As a result, information essential to the safe operation of the reactor was not available. Polymerization reactors can runaway with disastrous consequences if they are not carefully controlled.11
Based on interviews the CSB conducted, Synthron employees and managers had little or no understanding of reactive hazards.
11 In a runaway reaction, the pressure, and thus the boiling temperature, in the reactor increases, further increasing the rate of reaction, and leading to higher pressures and heating rates. They had not been trained on,12 and did not understand, the margin of safety needed or available in their polymerization operations. Furthermore, they had little knowledge of the sensitivity of the reactor to changes in product recipes, batch sizes, or reaction conditions.
Synthron’s employees were thus unprepared to recognize and respond to the reactive hazards they faced the day of the incident. 3.3 Batch Recipe Changes In planning the MFP-BH batch, Synthron managers made several changes that greatly increased the heat released by the reaction in reactor M1 and the potential for a runaway
12 Synthron’s training program was informal, relying on unstructured on-the-job training. Testimony indicated that reactive hazards were not systematically addressed.
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8 reaction. However, the changes were not effectively reviewed and the hazards went unrecognized. Synthron:
¾ increased the total amount of monomer to be charged to the reactor by 12 percent. The additional monomer, with a Normal Boiling Point Temperature (NBPT13) of 147oC (297oF), was placed in the initial reactor charge. ¾ reduced the amount of aliphatic solvent, with an NBPT of 81oC (178oF), charged to the reactor by 12 percent. ¾ increased the amount of aromatic solvent, with an NBPT of 111oC (234oF), by 6 percent.
The customer had ordered 12 percent more MFP-BH than a standard batch would produce. To avoid the additional time and effort of running two half-size batches, the superintendent scaled up the recipe to produce the order in a single batch.
MFP-BH was produced in two stages. In the first, an initial charge of acrylic monomer and solvent was loaded into reactor M1, heated, and then reacted by adding an initiator over a brief period. In the second, the remaining monomer and initiator were co-fed into the reactor over an extended period.
Unfortunately, the superintendent placed almost all of the additional monomer for the larger batch into the initial charge of chemicals loaded into the reactor.
According to the batch sheet, roughly equal amounts of aromatic and aliphatic solvent should have been added to the reactor. However, there was not enough of the lower boiling temperature aliphatic solvent
13 NBPT is the boiling temperature at 1 atmosphere absolute pressure. available in storage. To compensate, the superintendent and manager decided to make up half the shortfall using the higher boiling aromatic solvent, and to run the batch with slightly less total solvent than specified in the recipe.
Together, these changes: ¾ increased the total amount of monomer in the reactor by 45 percent, ¾ increased the concentration of monomer by 27 percent, and ¾ increased the atmospheric boiling point temperature of the mixture by almost 5oC (9oF).14
Each of these changes would be expected to increase the rate of heat release in the reactor. When asked to review the changes in the solvent quantities, the plant chemist estimated that the boiling point of the solvent mixture would increase about 1oC (1.8o F). However, the chemist, manager, and superintendent did not recognize or address the potential impact of the increased monomer amount and concentration on the mixture boiling point, reaction rate, or total rate of heat release.
The combined effect of the changes was to increase the maximum heat output from the reaction to at least 2.3 times that of the standard recipe. Figure 4 illustrates the results of reaction calorimetry performed to simulate the early stages of the incident.
14 The CSB measured the boiling points of laboratory mixtures with the same compositions.
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Figure 4. Reaction calorimetry heating curves for standard (lower) and modified (upper) recipes
The lower curve shows the heat release rate (thermal power) versus time for the standard recipe, while the upper curve shows the heat release rate for the modified recipe.15 The lower solid horizontal line is the estimated cooling capacity of the reactor condenser on the day of the incident (see section 3.6 for a discussion of condenser fouling). Once the heating curve exceeded the condenser cooling line, control of the reaction was lost, resulting in a runaway reaction.
15 Each curve was generated isothermally at the NBPT of the mixture, closely simulating the operation of the reactor up to the time when control was lost. Heat generation rates during the subsequent runway reaction were higher. 3.4 Chemical Process Safeguards The incident occurred before the second, continuous feed phase of the manufacturing process could begin. Synthron relied primarily on a procedural safeguard to prevent loss of reactor control: the batch sheet, which was used as an operating procedure at the site. Procedures are essential for safety in chemical processing operation, but are the least reliable form of safeguard for preventing process incidents (CCPS, 2004).
Failures with potentially severe consequences, such as runaway reactions, should have multiple independent safeguards.
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10 Examples of safeguards that could have prevented or mitigated this incident, but were not installed at Synthron, include:
¾ high pressure alarms to notify operators of problems early in the incident when action to control the reaction might still be possible, ¾ automatic emergency cooling water flow to the reactor jacket, ¾ automatic shut-off of initiator feed, ¾ automatic or remotely operated injection of “short stop” solution to stop the polymerization reaction,16 and ¾ automatic or remotely operated venting or dumping of the reactor to a safe location.
Good practice is to review the adequacy of safeguards on chemical reactors using a structured method such as Layers of Protection Analysis (CCPS, 2001). Such reviews can help ensure that runaway reactions are prevented or are rapidly and reliably detected and controlled. 3.5 Manway Bolting Practice Operators opened the reactor manway after every batch cycle to clean the reactor. Long-standing practice at the facility was to then close the manway and secure it using only four of the 18 clamps specified by the manufacturer (Figure 5).17 The risk posed by this practice had not been recognized because the reactor normally ran at near-
16 Chemicals, such as phenothiazine, can be injected into a reactor to slow or stop free-radical polymerizations such as the reaction at Synthron. 17 The reactor manufacturer specified 18 clamps to maintain a tight seal at the reactor maximum working pressure of 75 psig. The clamps were not permanently attached to the manway, and no markings on the manway indicated the required number of clamps. atmospheric pressure, for which four clamps were thought to be adequate.
Photo courtesy of Morganton Department of Public Safety Figure 5. One of four installed manway clamps The CSB investigators calculated that, with only four clamps installed, the manway began to leak flammable solvent vapors when the reactor pressure reached approximately 23 psig, well below the reactor’s maximum allowable working pressure (and likely relief valve set point) of 75 psig.18 The vapor leak path is clearly visible in Figure 6 (arrow).
18 The reactor M1 relief valve could not be recovered from the debris, and the relief valve records were destroyed in the explosion and subsequent fires. Other relief valves examined were set at the rated operating pressure of the vessels they protected.
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Figure 6. Damaged manway gasket, showing vapor release path 3.6 Process Equipment Fouling Synthron failed to establish procedures to maintain the performance of the M1 condenser, an inclined shell-and-tube heat exchanger essential to safe operation of the reactor.
In the condenser, solvent vapors flow inside the tubes and are cooled and condensed by cooling water flowing through the shell (Figure 2). Inspection of the cooling water side of the condenser after the incident revealed that it was badly fouled, likely reducing condenser capacity at least 25 percent (Figure 7).
The condenser’s design, with the tubes permanently bonded to plates at both ends of the condenser, made inspecting or cleaning the water side difficult.19 Furthermore, the
19 The condenser was a Tubular Exchanger Manufacturer’s Association (TEMA) type BEM, fixed tubesheet exchanger with the process fluid on the tube side and cooling water on the shell side. The tubes could not be removed for inspection or cleaning. This design may require periodic chemical cleaning of the shell side to maintain good thermal performance. company had no program to systematically monitor and control water side fouling.20 The CSB found no evidence that the water side of the condenser had ever been inspected or cleaned to remove the scale, rust, and sediment that had accumulated during 30 years of service. Synthron’s employees lacked the expertise and experience to recognize the risk posed by water side fouling of the condenser.
Figure 7. Deposits fouling the water side of the M1 reactor’s condenser. A clean condenser, combined with automatic emergency jacket cooling (Figure 4, upper dashed line), would likely have prevented the runaway reaction and subsequent explosion. 3.7 Emergency Evacuation Procedures and Training Effective evacuation plans are important for minimizing injuries and fatalities in chemical emergencies.
During this incident, none of the production employees evacuated to a safe location. At the time of the explosion, six employees,
20 Chemical treatment of the cooling water is almost always required to prevent biological growth, fouling, and/or corrosion. The cooling water at Synthron was not treated.
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12 including the manager and superintendent, gathered outside a doorway on the upper level while a seventh was on the lower level by the lab. The employee on the lower level was killed, while all the employees outside the doorway were injured, two seriously.
Synthron was unprepared for an emergency; specifically,
¾ The facility Emergency Action Plan did not list events or describe situations that might necessitate a plant evacuation. ¾ Operating procedure did not specify employees’ actions in the event of a chemical release or loss of reactor control. ¾ Employees were not trained on the Emergency Action Plan and evacuation drills were not conducted. ¾ The facility was not equipped with an emergency alarm system.
In this incident, there was sufficient time after the release began to evacuate employees to a safe location. Adequate emergency response planning by Synthron could have prevented the death and serious injuries caused by the explosion. 3.8 Corporate Oversight Synthron was part of Protex International, a much larger organization. However, the parent company provided little safety oversight or support to Synthron.
While Synthron performed quality control testing and limited product development work in Morganton, the procedures, equipment, and trained personnel needed to characterize reactive hazards were not in place.
However, Protex had the ability to perform detailed reaction characterization work, including reaction calorimetry, at its European facilities. It is good practice (CCPS, 2003) to ensure that reactive safety programs at small facilities are adequately supported by technically qualified resources. Protex did not provide adequate reactive safety support to Synthron.
Furthermore, in the summer and fall of 2005, Synthron’s president (also the president of Protex) hired a new vice president, plant manager, and plant superintendent for the Morganton site. While two of these key management employees had degrees in chemistry, they had no previous polymerization experience and were not trained on the parent company’s process safety procedures or its testing capabilities. Having little reactive chemistry background or training, they did not recognize the reactive hazards at the Morganton site.
CCPS (1995) stresses that expertise in managing process safety must be ensured when making staffing changes. Synthron’s president failed to ensure that the new team he installed at the Morganton site had the requisite training, knowledge, and experience to operate the facility safely.
Finally, Protex did not comprehensively audit or review Synthron’s safety program. Such a review should have identified the absence of an effective reactive hazard control program.
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13 4.0 Regulatory Analysis Synthron had not implemented a Process Safety Management (PSM) system consistent with the requirements of the Occupational Safety and Health Administration’s (OSHA) PSM regulation (29 CFR 1910.119). 21 The site had last been inspected by North Carolina OSHA (NC-OSH) in 1996. No PSM citations were issued following that inspection. Following the explosion, NC-OSH proposed numerous PSM citations, which Synthron contested.
The batch being processed at the time of the explosion, had it been completed, would have contained in excess of the OSHA PSM threshold of 10,000 pounds of flammable liquid. However, only 4,500 pounds of material were in the reactor at the time of the incident, well below the PSM threshold quantity. Nonetheless, a catastrophic incident occurred. Synthron’s experience demonstrates that companies working with reactive chemical quantities less than the PSM flammables’ threshold still need to consider and guard against potentially catastrophic accidents.
21 OSHA Process Safety Management regulation, 29 CFR 1910.119, is a performance-based process- safety regulation requiring manufacturers to implement certain management practices on processes containing greater than threshold quantities of toxic or flammable chemicals. 5.0 The CSB Reactives Study In its comprehensive 2002 report, “Improving Reactive Hazard Management“ (CSB, 2002), the CSB found that reactive incidents are a serious problem in the United States, and that both management system and regulatory improvements are needed to help facilities control reactive hazards. This report studied reactive incidents, causal factors, and preventive measures,22 and outlined the screening, hazard identification, hazard review, operating procedures, and training needed to prevent reactive incidents.
The report documented 167 serious reactive incidents in the United States between January 1980 and June 2001 that resulted in 108 deaths, hundreds of injuries, and significant public impacts.
Ongoing monitoring by the CSB indicates that reactive incidents, such as the Synthron explosion, continue to occur.
The CSB report also found that 70 percent of reactive incidents occurred in the chemical manufacturing industry, with 35 percent due to runaway reactions, such as that which occurred at Synthron.23 While 42 percent of reactive incidents resulted in fires and explosions, another 37 percent caused toxic emissions. Many reactive incidents occurred at small manufacturing sites such as Synthron.
More than 50 percent of the 167 incidents documented in the CSB report involved chemicals not covered by existing OSHA PSM (29 CFR 1910.119) or EPA Risk Management Program (40 CFR Part 68) regulations. The CSB recommended better
22 Available for download at http://www.csb.gov. 23 Of reactive incidents, 25 percent originate in reactors, with the rest occurring in a wide range of equipment.
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14 coverage of reactive hazards by these regulations. EPA now requires reporting of reactive chemical incidents under RMP reporting rules. OSHA has taken steps to increase industry awareness of reactive hazards, but has not fully implemented the CSB recommendations.
The CSB report identified many valuable sources of good practices for managing reactive hazards. Since the report’s publication, additional guidance has become available. The Center for Chemical Process Safety (CCPS) published Essential Practices for Managing Chemical Reactivity Hazards (CCPS, 2003), which can be downloaded at no cost from http://info.knovel.com/ccps/ (January 2007). This book lays out the basic steps manufacturers should take to protect against reactive hazards.
Other valuable sources of guidance are available. The EPA’s Chemical Emergency Preparedness and Prevention web page http://yosemite.epa.gov/oswer/ceppoweb.nsf /content/ap-book.htm (May 2007) contains useful links. The United Kingdom’s Health and Safety Executive also offers an informative web page, http://www.hse.gov.uk/pubns/indg254.htm (May 2007) and the comprehensive booklet, “Designing and Operating Safe Chemical Reaction Processes” (HSE Books, 2000).
- 0 Lessons Learned
This incident provides important lessons for manufacturers with operations involving reactive chemistry. 6.1 Identify and Control Reactive Hazards Manufacturers should take a comprehensive approach, and:
¾ identify and characterize reactive hazards; ¾ systematically evaluate what can go wrong, including mis-charging of reagents, loss of cooling, instrument malfunction, and other credible failure scenarios; and ¾ implement, document, and maintain adequate safeguards against the identified failure scenarios. Multiple, independent safeguards may be needed to reliably ensure the safety of the reactive process. 6.2 Control Change Chemical manufacturers and others with reactive chemistry operations should control changes to batch recipes, including key operating conditions, such as:
¾ the quantities, proportions, and sequencing of reactor feeds, ¾ reaction temperature, ¾ conditions that could cause initiator or monomer accumulation, and ¾ conditions that could affect the deactivation of monomer inhibitors or stabilizers.
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15 6.3 Maintain Process Equipment Capability Manufacturers with reactive chemistry operations should:
¾ document the performance requirements and capabilities of process equipment, such as the reactor condenser at Synthron; and ¾ periodically inspect and service process equipment, including the water side of heat exchangers, to maintain appropriate safety margins. 6.4 Train Personnel on Hazards and Procedures Manufacturers should ensure that worker training includes:
¾ the nature of the reactive hazards, including process safety margins; and ¾ operating procedures, including appropriate cautions and warnings, the consequences of deviations, recognition of deviations and abnormal operations, and the appropriate responses to control or mitigate their effects. 6.5 Prepare for Emergencies Manufacturers should:
¾ implement an effective emergency plan, ¾ train employees on the plan, ¾ install an evacuation alarm system that is audible and/or visible throughout the facility, ¾ conduct regular exercises to help ensure rapid evacuation to a safe location in an emergency, and ¾ coordinate their emergency planning with offsite response organizations and the Local Emergency Planning Committee (LEPC).
- 0
Recommendation Protex International 2006-04-I-NC-R1
Establish a program to ensure that reactive hazards at Protex’ U.S. facilities are managed in accordance with good industry practices.
At a minimum, the program should:
¾ identify and characterize reactive hazards; ¾ implement, document, and maintain appropriate safeguards; ¾ manage changes to recipes; ¾ document and maintain safety- critical process equipment capabilities; ¾ train personnel on reactive hazards, safe operating limits, and the consequences of and responses to deviations; ¾ train personnel on emergency evacuation alarms and procedures, and conduct emergency drills; and, ¾ conduct periodic audits of program implementation to identify and address weaknesses.
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16 8.0 References Health and Safety Executive (HSE) [Online], 2007. Chemical Reaction Hazards and the Risk of Thermal Runaway, www.hse.gov.uk/pubns/indg254.htm, London, UK: HSE.
HSE. Designing and Operating Safe Chemical Reaction Processes, Rugby, UK: HSE Books, 2000.
Center for Chemical Process Safety (CCPS). Guidelines for Hazard Evaluation Procedures - With Worked Examples, 2nd ed, New York: American Institute of Chemical Engineers (AIChE), 1992.
CCPS. Plant Guidelines for Technical Management of Chemical Process Safety (Revised Edition), New York: AIChE, 1995.
CCPS. Layer of Protection Analysis - Simplified Process Risk Assessment, New York: AIChE, 2001.
CCPS. Essential Practices for Managing Chemical Reactivity Hazards, New York: AIChE, 2003.
CCPS. Inherently Safer Chemical Processes, A Life Cycle Approach, New York: AIChE, 2004.
Mannan, S., Lees’ Loss Prevention in the Process Industries, 3rd ed., Burlington, MA: Elsevier Butterworth-Heinemann, 2005.
Urban, P. G., Ed. Bretherick’s Handbook of Reactive Chemical Hazards, 6th ed., St. Louis, MO: Elsevier Science and Technology Books, 2000.
The United States Chemical Safety and Hazard Investigation Board (CSB). Improving Reactive Hazard Management, Washington, DC: CSB, 2002.
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The U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board (CSB) is an independent Federal agency whose mission is to ensure the safety of workers, the public, and the environment by investigating and preventing chemical incidents. The CSB is a scientific investigative organization; it is not an enforcement or regulatory body. Established by the Clean Air Act Amendments of 1990, the CSB is responsible for determining the root and contributing causes of accidents, issuing safety recommendations, studying chemical safety issues, and evaluating the effectiveness of other government agencies involved in chemical safety. No part of the conclusions, findings, or recommendations of the CSB relating to any chemical accident may be admitted as evidence or used in any action or suit for damages. See 42 U.S.C. § 7412(r)(6)(G). The CSB makes public its actions and decisions through investigation reports, summary reports, safety bulletins, safety recommendations, case studies, incident digests, special technical publications, and statistical reviews. More information about the CSB is available at www.csb.gov.
CSB publications can be downloaded at www.csb.gov or obtained by contacting: U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board Office of Congressional, Public, and Board Affairs 2175 K Street NW, Suite 400 Washington, DC 20037-1848 (202) 261-7600 CSB Investigation Reports are formal, detailed reports on significant chemical accidents and include key findings, root causes, and safety recommendations. CSB Hazard Investigations are broader studies of significant chemical hazards. CSB Safety Bulletins are short, general-interest publications that provide new or noteworthy information on preventing chemical accidents. CSB Case Studies are short reports on specific accidents and include a discussion of relevant prevention practices. All reports may include safety recommendations when appropriate. CSB Investigation Digests are plain-language summaries of Investigation Reports.
FD06410 | 2007_US_CSB_T2_Laboratories_Reactive_Chemical_Explosion_Investigation_Report.pdf
分类:06_境外及港澳台调查报告 | 年份:2007 | 地域: | 严重程度: | 场所: | 起火原因: | 来源格式:pdf
U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
INVESTIGATION REPORT REPORT NO. 2008-3-I-FL SEPTEMBER 2009 Board Voting Copy T2 LABORATORIES, INC. RUNAWAY REACTION (Four Killed, 32 Injured)
KEY ISSUES: REACTIVE HAZARD RECOGNITION HAZARD EDUCATION EMERGENCY PREPAREDNESS PROCESS DESIGN AND SCALE-UP
JACKSONVILLE, FLORIDA DECEMBER 19, 2007
T2 Laboratories Inc. Board Voting Copy September 15, 2009
ii Contents EXECUTIVE SUMMARY.......................................................................................................................... 1 1.0 INTRODUCTION........................................................................................................................... 3 1.1 Summary ......................................................................................................................................... 3 1.2 Investigative Process ....................................................................................................................... 4 1.3 T2 Laboratories, Inc. ....................................................................................................................... 5 1.4 Advanced Fuel Development Technologies, Inc............................................................................. 6 1.5 Methylcyclopentadienyl Manganese Tricarbonyl ........................................................................... 6 1.6 City of Jacksonville......................................................................................................................... 7 2.0 INCIDENT DESCRIPTION ........................................................................................................... 8 2.1 December 19, 2007 Incident............................................................................................................ 8 2.2 Emergency Response .................................................................................................................... 10 2.3 Injuries and Community Damage.................................................................................................. 12 3.0 T2 MCMT PROCESS................................................................................................................... 17 3.1 Process Development .................................................................................................................... 17 3.2 Manufacturing Process.................................................................................................................. 18 4.0 INCIDENT ANALYSIS ............................................................................................................... 23 5.0 REACTIVE HAZARD ANALYSIS............................................................................................. 26 5.1 T2 Research and Development...................................................................................................... 26 5.2 Process Hazard Analysis ............................................................................................................... 27 5.3 T2 Incident History ....................................................................................................................... 28 5.4 Reactive Hazard Recognition........................................................................................................ 28 5.5 Hazard Education .......................................................................................................................... 29
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iii 6.0 REGULATORY ANALYSIS ....................................................................................................... 31 6.1 Occupational Safety and Health Administration........................................................................... 31 6.2 Environmental Protection Agency ................................................................................................ 32 6.2.1 Risk Management Planning.............................................................................................. 32 6.2.2 Emergency Planning and Community Right-to-Know .................................................... 33 6.3 T2 Regulatory Compliance............................................................................................................ 33 7.0 REACTIVE HAZARD RESOURCES.......................................................................................... 35 7.1 The CSB Reactives Study ............................................................................................................. 35 7.2 Reactive Hazard Reference Materials ........................................................................................... 36 7.3 American Institute of Chemical Engineers.................................................................................... 37 7.3.1 Design Institute for Emergency Relief Systems............................................................... 37 7.3.2 Center for Chemical Process Safety................................................................................. 38 8.0 KEY FINDINGS ........................................................................................................................... 39 9.0 ROOT AND CONTRIBUTING CAUSES ................................................................................... 40 9.1 Root Cause .................................................................................................................................... 40 9.2 Contributing Causes ...................................................................................................................... 40 10.0 RECOMMENDATIONS .............................................................................................................. 41 American Institute of Chemical Engineers................................................................................................. 41 Accreditation Board for Engineering and Technology, Inc........................................................................ 41 REFERENCES........................................................................................................................................... 43 APPENDIX A MCMT PROCESS CHEMISTRY.................................................................................... 45 APPENDIX B EXPLOSIVE SEVERITY AND DAMAGE CHARACTERIZATION ........................... 48 APPENDIX C MCMT CHEMICAL TESTING....................................................................................... 52
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iv 1.0 TEST DESCRIPTION .................................................................................................................. 53 2.0 TEST DATA ................................................................................................................................. 57 APPENDIX D MCMT-RELATED PATENTS ........................................................................................ 61 APPENDIX E SIMILAR INCIDENTS .................................................................................................... 65 1.0 MORTON INTERNATIONAL, INC. EXPLOSION AND FIRE ................................................ 66 2.0 CONCEPT SCIENCES INC. HYDROXYLAMINE EXPLOSION............................................. 66 3.0 MFG CHEMICAL INC. TOXIC GAS RELEASE....................................................................... 67 4.0 SYNTHRON, LLC CHEMICAL EXPLOSION........................................................................... 68
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v List of Figures Figure 1. Aerial Photograph of T2 taken December 20, 2007.....................................................................3 Figure 2. Control room after the incident. .................................................................................................10 Figure 3. JFRD responders in SCBA battle fire.........................................................................................11 Figure 4. Injury and business locations......................................................................................................13 Figure 5. Portion of the 3-inch-thick reactor..............................................................................................14 Figure 6. Agitator shaft pieces...................................................................................................................15 Figure 7. Trucking company trailer adjacent to T2....................................................................................16 Figure 8. Reactor cross-section..................................................................................................................20 Figure 9. Process control system screen. ...................................................................................................21 Figure 10. MCMT metalation reaction ......................................................................................................46 Figure 11. MCMT substitution reaction ....................................................................................................47 Figure 12. MCMT carbonylation reaction .................................................................................................47 Figure 13. Free-Field Pressure Contours for Estimated TNT Yield of Explosion.....................................50 Figure 14. Free-Field Impulse Contours for Estimated TNT Yield of Explosion .....................................51 Figure 15. New VSP2 Test Cell.................................................................................................................54 Figure 16. Burst VSP2 Test Cell................................................................................................................56 Figure 17. Sodium Diglyme Test Results ..................................................................................................59 Figure 18. MCPD Diglyme Sodium Test Results......................................................................................60
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vi List of Tables Table 1 Distance to Pressure Contours from Explosion Center for 1,420 lb TNT Yield ..........................49 Table 2. VSP2 Test Results .......................................................................................................................57 Table 3. Run 5 Recipe................................................................................................................................58 Table 4. Run 6 Recipe................................................................................................................................59
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vii List of Acronyms and Abbreviations ABET Accreditation Board for Engineering and Technology, Inc. AIChE American Institute of Chemical Engineers ARSST Advanced Reactive System Screening Tool ATF
U.S. Bureau of Alcohol, Tobacco, Firearms, and Explosives CCPS Center for Chemical Process Safety CFR
Code of Federal Regulations CSB
U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board DHS-CSCD U.S. Department of Homeland Security, Chemical Security Compliance Division DIERS Design Institute for Emergency Relief Systems Diglyme Diethylene glycol dimethyl ether DOT
U.S. Department of Transportation EHS
Extremely Hazardous Substance EPA
U.S. Environmental Protection Agency EPCRA Emergency Planning and Community Right-to-Know Act FDEP Florida Department of Environmental Protection HAZOP Hazard and operability study HAZWOPER Hazardous Waste Operations and Emergency Response IC
Incident Commander JFRD Jacksonville Fire and Rescue Department JSO
Jacksonville Sheriff’s Office LEPC Local Emergency Planning Commission MCMT Methylcyclopentadienyl manganese tricarbonyl MCPD Methylcyclopentadiene MSDS Material safety data sheet NIMS National Incident Management System NIOSH National Institute for Occupational Safety and Health OSHA U.S. Department of Labor, Occupational Safety and Health Administration PHA
Process hazard analysis psig
Pound-force per square inch gauge
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viii PSM
OSHA Process Safety Management Standard RMP
Risk Management Plan RMR Reactivity Management Roundtable SAChE Safety and Chemical Engineering Education Committee SCBA Self-contained breathing apparatus SERC State Emergency Response Commission VSP2 Vent Sizing Package 2
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1 Executive Summary At 1:33 pm on December 19, 2007, a powerful explosion and subsequent chemical fire killed four employees and destroyed T2 Laboratories, Inc. (T2), a chemical manufacturer in Jacksonville, Florida. It injured 32, including four employees and 28 members of the public who were working in surrounding businesses. Debris from the reactor was found up to one mile away, and the explosion damaged buildings within one quarter mile of the facility. On December 19, T2 was producing its 175th batch of methylcyclopentadienyl manganese tricarbonyl (MCMT). At 1:23 pm, the process operator had an outside operator call the owners to report a cooling problem and request they return to the site. Upon their return, one of the two owners went to the control room to assist. A few minutes later, at 1:33 pm, the reactor burst and its contents exploded, killing the owner and process operator who were in the control room and two outside operators who were exiting the reactor area. The CSB found that a runaway exothermic reaction occurred during the first (metalation) step of the MCMT process. The CSB tested the T2 batch recipe to determine the most likely failure scenario. A loss of sufficient cooling during the process likely resulted in the runaway reaction, leading to an uncontrollable pressure and temperature rise in the reactor. The pressure burst the reactor; the reactor’s contents ignited, creating an explosion equivalent to 1,400 pounds of TNT. The CSB identified the following root cause: T2 did not recognize the runaway reaction hazard associated with the MCMT it was producing. The CSB identified the following contributing causes:
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2
- The cooling system employed by T2 was susceptible to single-point failures due to a lack of
design redundancy.
- The MCMT reactor relief system was incapable of relieving the pressure from a runaway
reaction. The CSB makes recommendations to the American Institute of Chemical Engineers and the Accreditation Board for Engineering and Technology, Inc.
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3 1.0 Introduction 1.1 Summary At 1:33 pm on December 19, 2007, an explosion and fire destroyed T2 Laboratories, Inc. (T2), a chemical manufacturer on the north side of Jacksonville, Florida (Figure 1). The explosion, which was felt and heard 15 miles away in downtown Jacksonville, killed four T2 employees, including a co-owner. It injured 32, including four T2 employees and 28 members of the public at surrounding businesses.
Figure 1. Aerial photograph of T2 taken December 20, 2007. Debris from the explosion was found up to one mile away, and the blast damaged buildings within one quarter mile of the facility. The City of Jacksonville subsequently condemned buildings used by four of the businesses surrounding T2. Three of these businesses relocated operations while their buildings were repaired; the remaining business, a trucking company adjacent to T2, permanently closed due to lost business.
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4 On December 19, T2 was producing methylcyclopentadienyl manganese tricarbonyl (MCMT) in a 2,450- gallon chemical batch reactor. At 1:23 pm, the process operator directed an outside operator to call the two owners, who were off site, to report a cooling problem and request they return. Upon their return, one of the owners went to the control room to assist. A few minutes later, at 1:33 pm, the reactor burst and its contents exploded, killing the owner and process operator in the control room and two outside operators who were exiting the reactor area. Responding to the explosion and subsequent fire were the Jacksonville Fire and Rescue Department (JFRD); U.S. Naval Air Station Mayport Fire Department; Jacksonville International Airport Fire Department; Jacksonville Sheriff’s Office (JSO); City of Jacksonville Environmental Resource Management Division; City of Jacksonville Planning and Development Department; Florida State Fire Marshal; Florida Department of Environmental Protection (FDEP); U.S. Bureau of Alcohol, Tobacco, Firearms, and Explosives (ATF); U.S. Environmental Protection Agency (EPA); U.S. Department of Homeland Security, Chemical Security Compliance Division (DHS-CSCD); U.S. Department of Labor, Occupational Safety and Health Administration (OSHA); and American Red Cross (ARC). 1.2 Investigative Process Due to the multiple deaths, many injuries, and extensive community damage, the CSB launched an investigation on December 19, 2007. On December 20, the CSB investigation team arrived at the incident scene, joined Incident Command structure in accordance with the National Incident Management System1 (NIMS), and began on-scene investigation activities. On December 21, 2007, JFRD extinguished the remaining smoldering fires onsite. JSO and ATF concluded that the incident was not a
1 NIMS is a comprehensive nationwide incident response structure enabling all response entities to cooperate during incidents. DHS requires implementation of NIMS.
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5 criminal act and Incident Command demobilized. The CSB investigation team remained, interviewing employees of T2, emergency responders, and officials from the City of Jacksonville. The team documented off-site damage, located and photographed reactor debris, and interviewed injured parties and eyewitnesses. JSO assisted the CSB in debris documentation and collection. The CSB conducted laboratory testing of the chemical reaction used in the T2 process, recreated the most likely scenario, and calculated the pressure relief capacity necessary to safely vent the uncontrolled reaction. The CSB also conducted a community damage survey of the 32 structures damaged by the blast, using the data collected to estimate the amount of TNT necessary to produce a blast of equivalent magnitude. 1.3 T2 Laboratories, Inc. T2 Laboratories, Inc. (T2)2 was a small privately-owned corporation located in Jacksonville, Florida, that began operations in 1996. A chemical engineer and a chemist3 founded T2 as a solvent blending business and co-owned it until the incident. From 1996 to 2001, T2 operated from a warehouse located in a mixed-used industrial and residential area of downtown Jacksonville. T2 blended and sold printing- industry solvents; it also blended pre-manufactured MCMT to specified concentrations for Advanced Fuel Development Technologies, Inc. (AFD), a third-party distributor.
2 In the course of designing and constructing the MCMT plant, the T2 owners formed two other business enterprises, which were eventually subsumed into T2. These ventures involved the same personnel; for simplicity this report refers to the company as T2 throughout. Following the incident, T2 has ceased production operations. 3 The T2 owners are herein referred to as “owner/chemical engineer” and “owner/chemist.”
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6 In 2001, T2 leased a 5-acre site in a north Jacksonville industrial area and began constructing an MCMT process line. In January 2004, T2 began producing MCMT in a batch reactor.4 By December of 2007, MCMT production was the primary business operation. On the day of the incident, T2 employed 12 people and was producing its 175th MCMT batch (Batch 175). 1.4 Advanced Fuel Development Technologies, Inc. Advanced Fuel Development Technologies, Inc. (AFD) is a Daytona Beach, Florida-based distributor of fuel additives, including MCMT. AFD customers include individual consumers, commercial facilities, and refineries. AFD also offers services in fuel development, testing, and custom formulation. 1.5 Methylcyclopentadienyl Manganese Tricarbonyl Methylcyclopentadienyl manganese tricarbonyl (MCMT) is an organomanganese compound used as an octane-increasing gasoline additive. The Ethyl Corporation5 originally developed MCMT in the late 1950s. T2 manufactured and sold MCMT under the trade name Ecotane. MCMT is a combustible liquid and is very toxic by inhalation or skin contact. Both the National Institute for Occupational Safety and Health (NIOSH) and OSHA set exposure limits for MCMT.6 Although MCMT decomposes quickly when exposed to light, the EPA designates MCMT as an extremely hazardous substance (EHS) (Section 6.2.2).
4 In batch reactions, process operators feed fixed amounts of raw materials into a reactor at specified times, according to a chemical recipe. The entire process occurs within the reactor, which is emptied between batches. 5 The Ethyl Corporation is now known as Afton Chemical, which is the only U.S. producer of MCMT. 6 NIOSH’s recommended exposure limit is 0.2 milligrams per cubic meter average concentration over 10 hours. OSHA’s permissible exposure limit is 5 milligrams per cubic meter at any one time.
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7 1.6 City of Jacksonville The City of Jacksonville, located in northeastern Florida, comprises approximately 840 square miles, has a population of more than 850,000, and is governed by a mayor and a 19-member City Council. The Jacksonville Fire and Rescue Department (JFRD) provides fire protection and emergency medical services. JFRD has approximately 1,200 salaried employees in six divisions: Operations, Rescue, Training, Fire Prevention, Administrative Services, and Emergency Preparedness. The divisions operate 56 stations including two hazardous materials stations. The Fire Prevention division had inspected T2 prior to the incident. Based on the chemicals that T2 reported storing, JFRD conducted hazardous materials response drills for emergencies involving sodium metal.7
7 Sodium metal is highly water-reactive and requires specialized firefighting strategies.
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8 2.0 Incident Description 2.1 December 19, 2007 Incident On the evening of December 18, 2007, a night shift process operator cleaned and dried the reactor in preparation for a new MCMT batch. At about 7:30 am on December 19, the day shift process operator began manufacturing Batch 175 from the control room adjacent to the process line. He likely followed the routine batch procedures, loading the reactor with the specified quantities of raw materials using an automated process control system (Section 3.2). An outside operator hand-loaded the reactor with blocks of sodium metal, then sealed the reactor. At about 11:00 am, the process operator began heating the batch to melt the sodium and initiate the chemical reaction, while monitoring the temperature and pressure on the process control screen. Once the sodium melted, at 210°F (98.9°C), the process operator likely started the mixer (agitator). Mixing the raw materials increased the reaction rate, creating heat. Heat from the reaction and the heating system continued raising the temperature in the reactor. At a reaction temperature of about 300°F (148.9°C), the process operator likely turned off the heating system as specified in the procedure, but heat from the reaction continued increasing the mixture temperature. At a temperature of about 360°F (182.2°C), the process operator likely started cooling, using the process control system, as specified in the procedure. However, the mixture temperature in the reactor continued to increase.
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9 At 1:23 pm, the process operator had an outside operator call the owners to report a cooling problem8 and request they return to the site. Upon their return, the owner/chemical engineer went to the control room to assist and the owner/chemist searched for the plant mechanic. Employees indicated that after visiting the control room, the owner/chemical engineer went to the reactor. He told an outside operator—who was coming to the control room to investigate multiple process alarms sounding—that he thought there would be a fire and motioned employees to get away. The owner/chemical engineer then returned to the control room. By 1:33 pm, the reactor’s relief system could no longer control the rapidly increasing temperature and pressure of the runaway reaction. Eyewitnesses from nearby businesses reported seeing venting from the top of the reactor and hearing a loud jet engine-like sound immediately before the reactor violently ruptured, its contents exploding. The explosion killed the owner/chemical engineer and process operator who were in the control room (50 feet from the reactor) and two outside operators who were leaving the reactor area (Figure 2). Another outside operator and the plant mechanic were injured. The owner/chemist was sheltered from the force of the explosion by a shipping container, but suffered a non- fatal heart attack during the incident.
8 Survivors’ accounts indicate that the process operator (deceased) reported a cooling system problem.
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Figure 2. Control room. 2.2 Emergency Response At 1:33 pm, Jacksonville 911 dispatchers began receiving calls about the incident. The Jacksonville Fire and Rescue Department (JFRD) and Jacksonville Sheriff’s Office (JSO) responded and set up unified Incident Command. Within 10 minutes of the incident, two JFRD hazardous materials stations dispatched.
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11 JFRD completed a hazard analysis using material safety data sheets (MSDSs) from the T2 website.9 The incident commander (IC) ordered a half-mile evacuation radius, closing Faye Road and an adjacent railroad track. The IC ordered full personal protective equipment, including bunker gear10 and self- contained breathing apparatus (SCBA) for all personnel entering the area. About 90 firefighters from JFRD, the U.S. Naval Air Station Mayport Fire Department, and the Jacksonville International Airport Fire Department responded to the incident, battling the fire for many hours as stored solvents burned (Figure 3). Despite the large amounts of toxic MCMT and water-reactive sodium metal stored onsite, no responders were injured.
Photo JFRD Figure 3. JFRD responders in SCBA battle fire.
9 T2 had not yet filed its annual Tier II report for the 2007 reporting year (Section 7.2). 10 Bunker or turnout gear refers to the set of firefighter protective clothing including flame-resistant pants, coat, and hood, gloves, helmet, and chemical-resistant boots.
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12 The Jacksonville Planning and Development Department surveyed surrounding buildings and condemned unsafe structures, including the four businesses closest to T2. An environmental cleanup firm remained onsite for more than a month after the incident, providing site security, collecting and cataloging debris, and arranging for the removal of the remaining chemicals. As of the date of this report, soil and groundwater on the site remain contaminated with manganese and benzene. FDEP is closely monitoring site cleanup activities. 2.3 Injuries and Community Damage The explosion killed four T2 employees and injured 32 workers at T2 and surrounding businesses. All of the people at T2 during the incident—eight T2 employees and one truck driver making a delivery—were injured or killed. The four fatally injured employees died of blunt force trauma as a result of the explosion. Another T2 employee was critically injured and hospitalized for several months. The CSB conducted a community survey of the surrounding businesses to characterize injuries and structure damage (Figure 4). At the nine businesses within 1,900 feet of the reactor, the explosion injured 27 workers. Of those, 11 suffered lacerations and contusions, seven reported hearing loss, and five fell or were thrown by the force of the blast. The CSB survey team photographed and catalogued 32 damaged structures, some as far as 1,700 feet from T2.
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Figure 4. Injury and business locations. The explosion leveled the plant, propelling debris in all directions. Two large steel support columns from the reactor structure traveled about 1,000 feet along Faye Road in both directions. A 2,000-pound section of the 3-inch-thick reactor head (Figure 5) impacted railroad tracks adjacent to T2, pushing a rail out of place, before impacting and damaging a building about 400 feet from the reactor. The explosion threw piping from inside the reactor hundreds of feet onto the other businesses and wooded areas surrounding T2. The 4-inch diameter agitator shaft from the reactor was thrown about 350 feet across Faye Road in two large pieces that imbedded in a sidewalk and the ground (Figure 6).
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Figure 5. Portion of the 3-inch-thick reactor.
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Figure 6. Agitator shaft pieces. Businesses near T2 sustained heavy damage. Structures sustained window damage from the overpressure up to 1,700 feet away from T2. The explosion destroyed a trucking company office trailer located 250 feet from the reactor (Figure 7). If trucking company employees had been in the trailer at the time of the incident, it is likely that they would have been seriously injured or killed.11 Two warehouses located about 400 to 500 feet from the reactor both sustained heavy damage; nine of the 25 employees at these two businesses were injured.
11 Due to the upcoming holiday, trucking company employees had dismissed for the day shortly before the incident.
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Figure 7. Trucking company trailer adjacent to T2.
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17 3.0 T2 MCMT Process 3.1 Process Development The president of Advanced Fuel Development Technologies (AFD) asked T2 to consider manufacturing MCMT in 1998. Although both of the T2 owners had prior chemical industry experience, neither had previously worked with reactive chemical processes; they waited two years before agreeing to pursue the project. Upon T2’s agreement, the AFD president, a PhD chemist with more than 20 years’ experience, provided patent literature12 and research support to T2’s owner/chemist. The owner/chemist then duplicated and tested the chemistry described in the patents and created a three-step process for making MCMT in the laboratory. Between 2000 and 2001, the owner/chemist ran about 110 test batches of MCMT in a one-liter reactor. In 2001, T2 leased its Faye Road site, in an area zoned for heavy industry.13 With financial support from a number of investors including AFD,14 T2 designed and constructed a full-scale MCMT production plant. T2 hired consulting engineers to assist in the process design, control system engineering, and project management. Due to limited funding, T2 purchased and refurbished used equipment, including the 2,450-gallon high-pressure batch reactor used for the three-step MCMT reactions. On January 9, 2004, T2 began manufacturing its first full-scale MCMT batch (Batch 1) in the new process line. Batch 1 produced an unanticipated exothermic reaction in the first step; T2 noted the
12 Appendix B contains a list of patents T2 used in their research. 13Although the site was properly zoned, T2 did not obtain all necessary permits prior to plant construction. 14 Several investors were involved in financing T2’s initial plant production. However, no other entity retained financial interest or ownership at the time of the incident.
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18 anomaly, adjusted the batch recipe and production procedures to include reactor cooling in the first step,15 and began a new production batch. Between February and May 2004, T2 manufactured nine more MCMT batches, adjusting the recipe and procedures between batches. Yields varied from no saleable product to about 70 percent saleable product.16 Batch 5 resulted in an uncontrolled (runaway) exothermic reaction in the first step. In Batch 10, the temperature also increased beyond expectations—though not as severely as in Batch 5—due to the exothermic reaction. On May 24, 2004, following Batch 11, T2’s owner/chemical engineer sent a memo to investors declaring successful plant startup and full-scale MCMT production. Although all of the investors had ended their involvement by late 2004, T2 continued producing and selling MCMT on an irregular basis, relying upon sales to pay for more raw materials. On July 28, 2005, producing Batch 42, T2 increased batch size by one-third. T2 manufactured batches from 2005 until the incident (Batch 175) at this larger size. A process operator ran each step of the batch reaction from a control room adjacent to the process line. The T2 plant manager, a chemical engineer, began working as a process operator in 2004. In 2006, T2 hired two additional chemical engineers to run the process throughout multiple weekday shifts. Each batch required about 48 hours to manufacture. By December 2007, client demand had increased, and T2 produced three batches a week. 3.2 Manufacturing Process T2 manufactured MCMT in three steps that occurred sequentially within a single process reactor (Figure 8). The National Annealing Box Company of Washington, Pennsylvania, originally constructed the
15 The process design already included reactor cooling, which was required in later production steps. 16 A 70 percent MCMT process yield was a good outcome based on the owner/chemist’s research.
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19 reactor in 1962 for an internal pressure of 1,200 psig.17 T2 purchased the reactor in 2001 and contracted a firm specializing in pressure vessels to refurbish, modify, and test the reactor. The modifications included replacing and adding of piping nozzles and reducing the maximum allowable working pressure from 1,200 psig to 600 psig.18 A 4-inch19 vent pipe that made two 90-degree pipe bends before connecting to a 4-inch rupture disk provided overpressure protection for the reactor. Employees stated that the rupture disk was set at 400 psig. A pressure control valve installed in a 1-inch vent pipe, which branched off of the 4-inch vent pipe below the rupture disk, controlled reactor pressure. The MCMT process required both heating and cooling. A heating system circulated hot oil through 3- inch piping installed around the inside of the reactor. A cooling jacket covered the lower three quarters of the reactor. A pipe from the city water system connected to the bottom of the jacket through a control valve and a common supply/drain connection. Water was injected into the jacket and allowed to boil; steam from the boiling water vented to atmosphere through an open pipe connected to the top of the jacket.
17 National Annealing designed and fabricated the reactor in accordance with the 1959 version of the American Society of Mechanical Engineers (ASME) Boiler and Pressure Vessel Code. 18 Although the nameplate pressure was reduced this had little effect on the inherent pressure-retaining ability of the reactor. 19 All piping sizes presented in this report are nominal pipe size (NPS).
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Figure 8. Reactor cross-section.
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21 Each MCMT production step required the process operator to add raw materials and adjust heating, cooling, and pressure using a computerized process control system (Figure 9). On December 19, 2007, the incident occurred during the first (metalation) step of the reaction. The second and third steps of the reaction, which did not occur on December 19, 2007, were also conducted within the reactor. Appendix A discusses the complete reaction chemistry.
T2 screen capture Figure 9. Process control system screen. In the first reaction step (called metalation), the process operator fed a mixture of methylcyclopentadiene (MCPD) dimer20 and diethylene glycol dimethyl ether (diglyme) into the reactor. An outside operator then hand-loaded blocks of sodium metal through a 6-inch gate valve on top of the reactor, closing the
20 MCPD dimer is a molecule consisting of two identical MCPD molecules.
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22 valve when complete. The process operator began heating the mixture with the hot oil piping system, setting reactor pressure control at 50 psig (3.45 bar) and hot oil temperature control at 360oF (182.2oC). Heating the mixture began the metalation reaction by melting the sodium and splitting each MCPD dimer molecule into two MCPD molecules. The melted sodium then reacted with the MCPD to form sodium methylcyclopentadiene, hydrogen gas, and heat. The hydrogen gas vented to the atmosphere through the pressure control valve and 1-inch vent line. Once the mixture temperature reached 210°F (98.9oC), the process operator started the agitator. The mixing and higher temperature both increased the metalation reaction rate. At a reaction temperature of about 300°F (148.9oC), the process operator turned off the hot oil system; heat generated by the metalation reaction continued to raise the mixture temperature. At a temperature of about 360°F (182.2oC), the process operator initiated the control system cooling program, which intermittently injected water into the jacket based on the rate of reaction temperature increase. The operating procedures used at the time of the incident included no emergency instructions for loss of cooling. However, earlier procedures—which included emergency instructions—directed the operators to fully open the water supply valve and the manual bypass valve. A secondary (backup) source of water stored on site was not immediately available to the process operator in an emergency.
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23 4.0 Incident Analysis The incident at T2 was one of the most energetic explosions investigated by the CSB. The CSB estimated the energy release of this explosion to be equivalent to 1,400 pounds of TNT (Appendix B). The blast occurred due to a runaway chemical reaction that generated high temperature and pressure in the reactor. Runaway chemical reactions are extremely dangerous, but their causes are well documented.21 The CSB evaluated possible causes of the runaway reaction, including cross-contamination of the reactor, contamination of raw materials, wrong concentration of raw materials, local concentration of chemical within the reactor, application of excessive heat, and insufficient cooling. The CSB determined contamination scenarios to be unlikely. The T2 owner/chemist stated that batch-to- batch contamination of the reactor had previously occurred, resulting in low yields or batch polymerization. Additionally, T2 had experienced a runaway chemical reaction on its first production batch in a clean reactor. Contamination of the raw materials was similarly unlikely, as all of the raw materials used on the day of the incident came from shipments that had been used in previous successful batches.
21 Lees’ Loss Prevention in the Process Industries (3rd edition)
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24 Based on the reaction chemistry, raw material concentration abnormalities were not credible failure scenarios. Of the raw materials used, only an increase in the amount of sodium would have accelerated the reaction rate. Sodium was hand-loaded by operators in the form of one four-drum pallet per batch, making amount variation extremely unlikely. Varying local concentrations of chemicals within the reactor would reduce rather than accelerate reaction rate, since uniform distribution of the three metalation reaction raw materials results in the maximum reaction rate. Heat was applied to the mixture using the hot oil system; had heating continued beyond 300oF (148.9oC), the CSB calculated that the cooling system would have easily overwhelmed it. The capacity of the cooling system was more than 10 times greater than the maximum capacity of the hot oil system. The CSB determined insufficient cooling to be the only credible cause for this incident, which is consistent with witness statements that the process operator reported a cooling problem shortly before the explosion. The T2 cooling water system lacked design redundancy, making it susceptible to single-point failures including water supply valve failing closed or partially closed. water drain valve failing open or partially open. failure of the pneumatic system used to open and close the water valves. blockage or partial blockage in the water supply piping. faulty temperature indication. mineral scale buildup in the cooling system. Interviews with employees indicated that T2 ran cooling system components to failure and did not perform preventive maintenance. On at least one prior occasion since 2006, the reactor cooling drain valve had failed during operations and required repair. Additional credible cooling system failures include formation of mineral scale inside the jacket that could interfere with system heat removal capacity
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25 or loose scale blocking the inlet/drain pipe and causing it to stick open. Although a control system malfunction or operator error might also contribute to insufficient reactor cooling, there is no evidence to indicate that either of these occurred. The CSB contracted laboratory testing of the batch recipe used by T2 on the day of the incident (Appendix C). The results of this testing showed that the standard T2 chemical recipe, without sufficient cooling, was capable of producing the extreme temperature and pressure necessary for the violent reactor failure on December 19, 2007. When the CSB conducted tests in a closed (sealed) test cell, two exothermic reactions were observed using the T2 recipe. The first exothermic reaction occurred at about 350oF and was the desired reaction between the sodium and the MCPD. A second and more energetic exothermic reaction occurred when the temperature exceeded 390oF (198.9oC); this reaction was between the sodium and the diglyme solvent. The pressure and temperature rise during the second exothermic reaction were about 32,000 psig per minute (2,206 bar per minute) and 2340oF per minute (1300oC per minute), respectively, and burst the test cells. Using the data obtained from these tests, the CSB determined that it is unlikely that an overpressure relief device of any size set at 400 psig could have prevented failure of the reactor once the second exothermic reaction began. Failure could only be prevented by relieving at a lower pressure during the first exothermic reaction and allowing the MCPD and diglyme solvent to boil and vent, removing both heat and reactants. Had T2 set its 4-inch reactor rupture disk at 75 psig, rather than the 400 psig used, the runaway reaction likely would have been relieved during the first exothermic reaction, precluding the second exothermic reaction. This could have prevented the catastrophic reactor failure that occurred.
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26 5.0 Reactive Hazard Analysis Companies developing chemistry for commercial production, like T2, must fully research the hazards involved. Hazards may be identified in each phase of commercial development, from laboratory testing to plant operations, and actions taken to assess risk and mitigate or eliminate potential consequences. Many guidelines, including free resources, address these topics (Section 7.0). 5.1 T2 Research and Development T2 developed its MCMT chemistry based primarily on patents granted in the late 1950s and early 1960s (Appendix D). While patents document process chemistry, they generally do not document process hazards. All three steps of the MCMT process involved toxicity, flammability, or reactivity hazards. Hazardous chemicals used or generated during production steps included sodium metal, carbon monoxide, hydrogen, and organometallic compounds. A literature search performed by the CSB found little published information on the production of MCMT other than the patents, and no published information specific to its reactivity hazards. A lack of available process hazard information makes laboratory testing especially important. The T2 owner/chemist performed laboratory testing in a 1-liter glass reactor to establish the MCMT process chemistry and determine maximum product yield. He reported that he never observed extreme exothermic behavior during testing and that test temperatures never exceeded 380oF (193oC). By not investigating the reaction’s behavior at higher temperatures, the owner/chemist did not observe evidence of exothermic runaway potential. Cooling requirements in the one-liter laboratory reactor did not accurately indicate the amount of cooling needed in the full-scale T2 reactor. Although the laboratory reactor required occasional heating and did
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27 not require cooling, T2 employees reported that additional cooling was determined to be necessary during multiple process upsets in early production batches. Other CSB investigations (Section 5.4) have found that reliance on laboratory testing can lead to dangerous underestimation of full-scale batch temperatures and has been a principle factor in accidents involving reactive chemistries. Designing and Operating Safe Chemical Reaction Processes (HSE, 2000) discusses the importance of proper scale-up design of process equipment and the potential for incidents to occur in full-scale processes that have appeared uneventful in laboratory testing. 5.2 Process Hazard Analysis Process hazard analysis (PHA) in the development phase helps establish operating limits and identify operating strategies to prevent runaway reactions. PHAs for batch reactor systems should evaluate potential process deviations and equipment malfunctions, including agitator failure, loss of cooling, contamination, and mischarging feed stocks, all of which are common causes of runaway reactions. One of T2’s design consultants identified the need to perform a hazard and operability study (HAZOP, a type of PHA) during scale-up. A comprehensive HAZOP likely would have identified the need for testing to determine the thermodynamic and kinetic nature of the reaction, as well as the limitations of the cooling and pressure relief systems. CSB found no evidence that T2 ever performed the HAZOP. Similarly, T2 sized the reactor relief devices based on anticipated normal operations, without considering potential emergency conditions. T2 employees stated that the owner/chemical engineer sized the rupture disk based on the maximum expected hydrogen gas generation during normal operation. T2 could not provide any documents related to the sizing and set point of the rupture disk. However, there was no evidence that T2 evaluated a runaway reaction as a possible overpressure source.
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28 5.3 T2 Incident History The runaway reaction on December 19, 2007, was not the first unexpected exothermic reaction that T2 experienced; three of the first 10 MCMT batches resulted in unexpected exotherms.22 Each of these occurred during metalation, and in each instance the batch recipe was slightly different. T2 did not repeat batch recipes to isolate the problem, instead changing recipes in each of the first 10 batches.23 T2 announced successful commercial operation to its stakeholders after Batch 11. In 2005, at Batch 42, T2 increased the batch size by one third. There are no records of additional chemical or process analysis conducted as part of this recipe change, which may have introduced significant new risks. A greater volume of reactants increased the energy that the reaction could produce, and likely altered cooling and pressure relief requirements. When the MCMT process yielded unexpected results in early batches, T2 did not halt production, investigate causes, and redesign the process. Instead, T2 attempted to control unexpected reaction results on-line through operator controls or minor alterations to continue running the process as it was already constructed. As demand grew, T2 increased batch size and frequency with no additional documented hazard analysis. 5.4 Reactive Hazard Recognition Chemists and chemical engineers involved in developing and operating the T2 MCMT process were unaware of the need to perform runaway reaction testing, address emergency relief, and identify and evaluate the causes of process upsets. Unexpected exothermic reactions were managed as they occurred,
22 These exothermic behaviors were either stronger than T2 expected, or occurred at unexpected steps in the reaction.
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29 and T2 employees expected that the owner/chemical engineer could control any future incidents, as evidenced by the call to request his assistance shortly before the incident. Although the owner/chemical engineer told employees he thought a fire would occur, none of the T2 employees appreciated the potential for a catastrophic explosion. The CSB has investigated four previous runaway reaction incidents caused in part by not recognizing the reactive hazard. The incidents were an explosion at Morton International, Inc. in Paterson, New Jersey on April 8, 1998; an explosion at Concept Sciences, Inc. in Hanover Township, Pennsylvania on February 19, 1999; a toxic vapor cloud release at MFG Chemical, Inc. in Dalton, Georgia on April 12, 2004; and a flammable vapor release and explosion at Synthron, LLC in Morganton, North Carolina on January 31, 2006. These incidents, summarized in Appendix E, and the one at T2 are responsible for a combined 10 deaths and over 200 injuries. 5.5 Hazard Education The T2 owner/chemical engineer had a bachelor’s degree in chemical engineering and was active in his university’s chemical engineering curriculum advisory board. However, reactivity hazard awareness is not currently a fundamental component of chemical engineering curricula. Although both the owner/chemical engineer and owner/chemist held bachelor’s degrees and had prior chemical industry experience, neither had previously worked with reactive chemical processes. Hence, they were ill- prepared to appreciate and recognize the reactivity hazards of the MCMT process.
23 The fire following the December 19, 2007 explosion destroyed documentation on later batches and batch recipes.
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30 In 2006, the Mary Kay O’Connor Process Safety Center24 surveyed 180 chemical engineering departments at U.S. universities to determine whether process safety was part of their chemical engineering curricula. Of the universities surveyed, only 11 percent required process safety education in the core baccalaureate curriculum. An additional 13 percent offered an elective process safety course. The survey did not specifically address reactivity hazard awareness education; however, a sampling of curricula indicates that the inclusion of reactivity hazards in chemical engineering education is limited at best. Accreditation of U.S. engineering programs, including chemical engineering, is a voluntary, peer- reviewed process to assure consistent curricular quality. Baccalaureate programs are accredited by the Accreditation Board for Engineering and Technology, Inc. (ABET) based on recommendations from profession-specific industry groups. ABET reviews and approves chemical engineering programs based on criteria recommended by the American Institute of Chemical Engineers (AIChE). There is no requirement for accredited baccalaureate chemical engineering programs to include process safety or reactive hazard awareness in their curricula.
24 The Mary Kay O’Connor Process Safety Center is part of the Texas Engineering Experimental Station at Texas A&M University.
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31 6.0 Regulatory Analysis 6.1 Occupational Safety and Health Administration The OSHA Process Safety Management (PSM) standard25 requires employers to implement a management program to prevent or minimize the consequences of catastrophic releases of hazardous chemicals. PSM applies to facility processes that include 10,000 pounds or more of flammable liquids or gases in one location, and to listed toxic chemicals at or above certain threshold quantities. Key elements of the management system required for covered processes include conducting PHAs, implementing and maintaining written operating procedures, conducting periodic operator training, and implementing a management of change program. T2 did not use or store any listed chemicals subject to PSM coverage. Although the PSM standard is also applicable to processes with at least 10,000 pounds of flammable liquids and gases, OSHA tested a mixture of the chemicals used in the metalation step and determined that the mixture did not meet the OSHA definition of “flammable liquid”26 and coverage of this process step was not required.
25 29 CFR 1910.119. 26 OSHA defines a flammable liquid as “any liquid having a flashpoint below 100oF (37.8oC), except any mixture having components with flashpoints of 100oF (37.8oC) or higher, the total of which make up 99 percent or more of the total volume of the mixture.”
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32 6.2 Environmental Protection Agency 6.2.1 Risk Management Planning EPA Risk Management Program27 regulations cover specifically listed chemicals that pose a significant hazard to communities should accidental releases occur, including 77 toxic chemicals, 63 flammable chemicals, and some explosives.28 Facilities subject to these regulations must submit a Risk Management Plan (RMP) addressing accidental release prevention and emergency response programs, site activities, regulated chemicals used, and their quantities; worst-case and alternative release scenarios, including distance the chemicals could travel and possible mitigation measures; five-year accident history; and planned changes to improve safety. RMP elements must specifically address potential community impact, environmental damage, and site coverage under other regulatory programs. T2 did not use or produce any RMP-covered chemicals and was not required to register with or submit plans and release analyses to EPA.
27 40 CFR 68 28 Explosives defined by the Department of Transportation as Class 1.1.
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33 6.2.2 Emergency Planning and Community Right-to-Know The Emergency Planning and Community Right-to-Know Act (EPCRA) requires annual reporting from facilities storing or processing listed Extremely Hazardous Substances (EHSs).29 Facilities possessing chemicals on the EHS list must submit these annual reports, called Tier II reports, to the State Emergency Response Commission (SERC) and local emergency planning committees (LEPCs), listing the chemicals and their quantities on site. EPCRA Tier II reporting requirements are designed to inform emergency responders of potential hazards should a chemical incident occur at a facility. Emergency responders should be familiar with the hazards of EPCRA-listed chemicals, but are dependent upon facilities to accurately convey which chemicals are present on their sites. Of the chemicals T2 used, only the MCMT is EHS-listed. T2 produced thousands of pounds of MCMT per batch and stored thousands more pounds prior to shipment offsite, and therefore was required to submit an annual Tier II report to the LEPC and SERC. Although T2 did submit annual Tier II reports, they did not include MCMT. This incomplete report did not warn emergency responders of the MCMT, which is toxic by ingestion, inhalation, and skin absorption. 6.3 T2 Regulatory Compliance T2 hired a consultant to analyze regulatory programs that might apply to its MCMT production facility. The consultant addressed EPA and FDEP programs for air, water, waste, hazardous chemicals, and
29 The list of EHSs appears in Appendices A and B of 40 CFR 355.
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34 storage tanks.30 The consultant prepared, and T2 submitted to FDEP, tank registrations, storm water discharge general permit registration,31 and annual Tier II reports. T2 also submitted Tier II reports to the LEPC, although these, as discussed above, did not reflect the EHS-listed MCMT.32 Although the consultant T2 hired had primary expertise in environmental regulations, he briefly addressed OSHA requirements. The consultant informed T2 that it must develop a hazard communication program,33 which should include employee training, chemical labeling, and provision of MSDSs for all chemicals onsite. The consultant listed other OSHA requirements that would likely apply to T2, including confined space programs, lock-out/tag-out programs, personal protective equipment, and additional employee training. The consultant recommended that T2 hire an additional consultant with OSHA expertise to address these and other OSHA regulations. There is no documentation that T2 further addressed potential OSHA requirements.
30 Programs included SPCC planning, 31 This filing was a Notice of Intent (NOI) to use a Multi-Sector General Permit (MCGP), in accordance with FDEP implementation of National Pollutant Discharge Elimination System (NPDES) regulations. 32 It is likely that T2’s consultant excluded the MCMT from the Tier II reports due to an oversight. He compiled the report based upon a list of raw materials provided by T2, and was unaware that T2 was manufacturing a toxic chemical. 33 OSHA Hazard Communication Standard, 29 CFR 1910.1200
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35 7.0 Reactive Hazard Resources A number of resources are available to chemical manufacturers designing reactive processes. In 2002 the CSB published a comprehensive report, Improving Reactive Hazard Management, documenting the rate, types, and causes of reactive incidents and providing recommendations to improve regulatory coverage. The American Institute of Chemical Engineers (AIChE) has actively promoted reactivity hazard education, operating groups specifically tailored to provide reactivity safety and design information to students and process engineers 7.1 The CSB Reactives Study The CSB found that reactive incidents are a serious problem in the U.S., and that both management system and regulatory improvements are needed to help facilities control reactive hazards. The report studied reactive incidents, causal factors, and preventive measures, and outlined the screening, hazard identification, hazard review, operating procedures, and training needed to prevent reactive incidents. 34 The report documented 167 serious reactive incidents in the United States between January 1980 and June 2001 that resulted in 108 deaths, hundreds of injuries, and significant public impacts. Ongoing CSB monitoring indicates that reactive incidents—such as the T2 explosion—continue to occur. The report also found that 70 percent of reactive incidents occurred in the chemical manufacturing industry, with 35 percent due to runaway reactions like the one that occurred at T2.35 While 42 percent of
34 Available for download at http://www.csb.gov. 35 Of reactive incidents, 25 percent originate in reactors, with the rest occurring in a wide range of equipment.
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36 reactive incidents resulted in fires and explosions, another 37 percent caused toxic emissions. Many reactive incidents occurred at small manufacturing sites like T2. More than 50 percent of the 167 incidents documented in the CSB report involved chemicals not covered by existing OSHA Process Safety Management (PSM) or EPA Risk Management Program regulations (Section 7). The CSB recommended that EPA and OSHA expand reactive hazard coverage under these regulations. EPA now requires reporting of reactive chemical incidents under RMP reporting rules and OSHA has taken steps to increase industry awareness of reactive hazards, but neither has fully implemented the CSB recommendations. 7.2 Reactive Hazard Reference Materials Numerous publications document safe practices for reactive hazard management. The reference section of this report lists resources that are widely available to plant designers and operators. Both OSHA and EPA maintain web pages dedicated to reactive chemical hazards.36 These pages provide information on recognizing and safely managing reactivity hazards as well as links to additional information, case studies, and screening tools. In addition, an AIChE-published reference book, Essential Practices for Managing Chemical Reactivity Hazards, was developed by the Center for Chemical Process Safety (CCPS, discussed below) with support from EPA, OSHA, the American Chemistry Council, and the Society of Chemical Manufacturers and Affiliates (formerly the Synthetic Organic Chemical Manufacturers Association). This publication is available online free of charge at http://info.knovel.com/ccps/; the online version includes the full text and interactive support software.
36 The EPA Reactive Chemical Hazards web page is http://www.epa.gov/oem/content/learning/chemical_hazards.htm; the OSHA Chemical Reactivity Hazards web page is http://www.osha.gov/SLTC/reactivechemicals/index.html.
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37 7.3 American Institute of Chemical Engineers AIChE is a professional organization that provides chemical process safety guidance through education, training, and outreach. Two AIChE groups, the Design Institute for Emergency Relief Systems (DIERS) and the Center for Chemical Process Safety (CCPS), are active in improving reactivity hazard management and education. 7.3.1 Design Institute for Emergency Relief Systems DIERS is a non-profit organization formed by AIChE in 1976 to promote improved emergency relief design. Presently more than 230 domestic and international member companies interested in design, use, or manufacture of emergency relief systems comprise the DIERS Users Group, which meets semiannually. DIERS methodology has earned broad industry acceptance and recognition. OSHA’s PSM regulation recognizes AIChE/DIERS technical reports as “generally recognized and accepted good engineering practice.” OSHA has also recommended using DIERS methodology for reevaluation of relief sizing following a runaway reaction incident. DIERS Users Group publications address screening and management of chemical reactivity hazards, reactivity test apparatus design and evaluation, scale-up, and design of emergency relief systems. As of the date of this report, the DIERS Users Group was revising the second edition of the CCPS book Guidelines for Pressure Relief and Effluent Handling Systems to include technology updates, simplify the text, and provide an advanced software tool for pressure relief design.
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38 7.3.2 Center for Chemical Process Safety CCPS identifies and addresses process safety needs within the chemical, pharmaceutical, and petroleum industries. CCPS members define, develop, and publish engineering and management best practices to prevent or mitigate catastrophic releases of chemicals. In 1992, CCPS’s Safety and Chemical Engineering Education (SAChE) Committee began providing chemical process safety teaching materials for undergraduate chemical engineering curricula. SAChE products address hazards of chemical reactivity, inherently safer design, risk assessment, simplified relief design, and other process safety topics. Two SAChE products address runaway reactions; one of these provides information on experimental characterization and vent sizing using the Advanced Reactive System Screening Tool (ARSST) (Appendix C discusses the CSB’s use of the ARSST). In 2004, CCPS formed the Reactivity Management Roundtable (RMR) to assimilate, implement, maintain, and update effective practices for managing chemical reactivity. RMR provides reactivity hazard recognition and management resources to companies with limited technical sophistication. RMR is developing web-based tools that use decision trees to identify potential chemical reactivity hazards. In 2008, SAChE began a Student Certificate of Safety Achievement Program which is available free to student members of U.S. universities’ AIChE chapters. Two certificate modules, in addition to the general module, address runaway reactions and chemical reactivity hazards. The program issued about 800 certificates in its first year.
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39 8.0 Key Findings
- On December 19, 2007, an explosion at T2 Laboratories, Inc., killed four, injured 32, and destroyed
multiple businesses.
- The explosion was due to a runaway exothermic reaction that occurred in a chemical batch reactor
during the production of methylcyclopentadienyl manganese tricarbonyl (MCMT).
- The runaway reaction occurred during the first, metalation, MCMT process step.
- A desired exothermic reaction in the metalation step ran away due to a cooling system failure, leading
to a second (undesired) exothermic reaction.
- The reactor cooling system lacked design redundancy and was susceptible to single-point failure. No
emergency source of cooling existed.
- The T2 owner/chemical engineer designed the pressure relief system for normal operating conditions,
and it was unable to relieve the second exothermic reaction.
- The T2 owners were likely unaware of the second exothermic reaction that occurred in the batch
recipe at high temperatures.
- Neither of the T2 owners had prior reactive chemistry experience.
- Most baccalaureate chemical engineering curricula in the U.S. do not specifically address reactive
hazard recognition or management.
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40 9.0 Root and Contributing Causes 9.1 Root Cause T2 did not recognize the runaway reaction hazard associated with the MCMT it was producing. 9.2 Contributing Causes The cooling system employed by T2 was susceptible to single-point failures due to a lack of design redundancy. The MCMT reactor vessel relief system was incapable of relieving the pressure from the runaway reaction.
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41 10.0 Recommendations American Institute of Chemical Engineers 2008-03-I-FL-R1 Work with the Accreditation Board for Engineering and Technology, Inc. to add reactive hazard awareness to baccalaureate chemical engineering curricula requirements. 2008-03-I-FL-R2 Inform all student members about the Process Safety Certificate Program and encourage program participation. Accreditation Board for Engineering and Technology, Inc. 2008-03-I-FL-R3 Work with the American Institute of Chemical Engineers to add reactive hazard awareness to baccalaureate chemical engineering curricula requirements.
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42 By the U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board John S. Bresland Chair Gary Visscher Member William Wark Member William Wright Member
Date of Board Approval
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43 References Center for Chemical Process Safety (CCPS), 2009. Inherently Safer Chemical Processes: A Life Cycle Approach, American Institute of Chemical Engineers (AIChE). Previous editions 1996 & 2004. CCPS, 2003. Essential Practices for Managing Chemical Reactivity Hazards, AIChE. CCPS, 2001. Layer of Protection Analysis - Simplified Process Risk Assessment, AIChE. CCPS, 1999. Guidelines for Process Safety in Batch Reaction Systems, AIChE. CCPS, 1995a. Plant Guidelines for Technical Management of Chemical Process Safety (Revised Edition), AIChE. CCPS, 1995b. Guidelines for Chemical Reactivity Evaluation and Application to Process Design, AIChE. CCPS, 1993. Guidelines for Auditing Process Safety Management Systems, AIChE. CCPS, 1992. Guidelines for Hazard Evaluation Procedures – With Worked Examples, AIChE. Fisher, H.G., Forrest, H.S., Grossel, S. S., Huff, J.E., Muller, A.R., Noronha, J.A., Shaw, D.A., and Tilley, B.J.,1992. Emergency Relief System Design Using DIERS Technology: The Design Institute for Emergency Relief Systems (DIERS) Project Manual, AIChE. Health and Safety Executive (HSE), 2007. Chemical Reaction Hazards and the Risk of Thermal Runaway, www.hse.gov.uk/pubns/indg254.htm, HSE. HSE, 2000. Designing and Operating Safe Chemical Reaction Processes, HSE. Hendershot, D.C., Louvar, J.F., and Kubias, F.O, 1999. “Add Chemical Process Safety to the Chemistry Curriculum,” Chemical Health and Safety, American Chemical Society (ACS). Mannan, S., 2005. Lees’ Loss Prevention in the Process Industries, 3rd ed., Elsevier Butterworth- Heinemann. Occupational Safety and Health Administration (OSHA), 2007. Storage and Handling of Liquefied Petroleum Gases, 29 CFR 1910.110, OSHA.
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44 Urban, P. G., Ed., 2000. Bretherick’s Handbook of Reactive Chemical Hazards, 6th ed, Elsevier Science and Technology Books. The United States Chemical Safety and Hazard Investigation Board (CSB), 2007. Synthron, LLC: Runaway Chemical Reaction and Vapor Cloud Explosion, Case Study Number 2006-04-I-NC. CSB, 2006. MFG Chemical, Inc.: Toxic Chemical Vapor Cloud Release, Report Number 2004-09-I-GA. CSB, 2002a. Improving Reactive Hazard Management, Report Number 2001-01-H. CSB, 2002b. The Explosion at Concept Sciences: Hazards of Hydroxylamine, Case Study Number 1999- 13-C-PA. CSB, 2000. Morton International, Inc.: Chemical Manufacturing Incident, Report Number 1998-06-I- NJ.
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Appendix A
MCMT Process Chemistry
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46 T2 manufactured MCMT in three steps. The first step of the reaction required heating to initiate the reaction. After that, all three steps were exothermic (heat-producing) and required cooling. In the first step (called metalation), molten metallic sodium was reacted with methylcyclopentadiene (MCPD) in the presence of a diethylene glycol dimethyl ether (diglyme) to form sodium methylcyclopentadiene and hydrogen gas. This was accomplished by adding metallic sodium to a mixture of MCPD dimer37 and diglyme, then heating the mixture. Heating melted the sodium and split the MCPD dimer molecules into two MCPD molecules that reacted with the sodium. T2 vented the hydrogen gas produced by this step to the atmosphere. H2 Na + + 2 Na 2 2
Figure 10. MCMT metalation reaction. In the second step (called substitution), T2 added manganese chloride (dry powder) to the reactor. The manganese chloride reacted with the sodium methylcyclopentadiene in the reactor to form manganese dimethylcyclopentadiene and sodium chloride.
37 MCPD dimer is a molecule consisting of two identical MCPD molecules.
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47
Figure 11. MCMT substitution reaction. In the final step (called carbonylation), T2 added carbon monoxide gas to the bottom of the reactor, bubbling the gas through the manganese dimethylcyclopentadiene under pressure. In this step, one of the methylcyclopentadiene molecules on each manganese dimethylcyclopentadiene molecule was replaced with three carbon monoxide molecules, forming the MCMT.
Figure 12. MCMT carbonylation reaction. Following the carbonylation step, the process operator distilled the mixture to remove the MCMT and the diglyme. The remaining (waste) methylcyclopentadiene and sodium chloride was removed as a solid. The diglyme was recovered and reused in the process.
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Appendix B
Explosive Severity and Damage Characterization
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49 The methodology used to estimate TNT equivalence involved analyzing observed building damage; this method assumes the applied blast energy from the explosion source has the same characteristics as a blast energy from an equivalent TNT charge. The average charge weight obtained from the observed building damage was 1,420 lb TNT. Free-field pressure and impulse at various distances from the T2 explosion site were calculated based on the average estimated charge weight (Table 1). Figures 19 and 20 show the free-field pressure and impulse values at various distances plotted on a map of the Faye road area. Table 1. Distance to Pressure Contours from Explosion Center for 1,420 lb TNT Yield. Free-Field Pressure (psi) Distance from the Source (ft) Corresponding Free-Field Impulse (psi-ms) 0.25 1,559 7.14 0.5 863 13 1 511 21.9 1.5 372 29.8 2 299 36.8 3 225 48.4 5 162 65.8 10 110 92.6 25 70.6 136.6
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50
Figure 13. Free-Field Pressure Contours for Estimated TNT Yield of Explosion.
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51
Figure 14. Free-Field Impulse Contours for Estimated TNT Yield of Explosion.
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Appendix C
MCMT Chemical Testing
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53 1.0 Test Description The CSB performed 12 laboratory tests based on the T2 chemical recipe on the day of the incident, six using the Advanced Reactive System Screening Tool (ARSST) and six using the Vent Sizing Package 2 (VSP2).38 These systems minimize heat loss through the cell walls to better predict behavior in large vessels, which have much smaller surface-to-volume ratios. All tests were conducted inside a larger containment vessel for safety. Initial tests were conducted in the ARSST, which uses a small sample size and is open to the containment vessel, to minimize the hazards associated with the potentially destructive chemistry. In these tests, some MCPD and diglyme solvent evaporated because of the open-cell configuration. Two successive exotherms, the second larger, were observed and most pronounced in tests with lower MCPD concentration and excess sodium. The ARSST testing identified conditions required to initiate this second exotherm, but was unable to explore the full runaway potential of the reaction. Therefore, to more closely match the conditions at T2, the CSB ran a second series of six tests using the larger VSP2 test cell (Figure 15).
38 Both the ARSST and VSP2 are commercially available test apparatus for thermal hazard evaluation testing.
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Figure 15. New VSP2 Test Cell. The VSP2 mimics the T2 facility’s physical arrangement more closely and can accommodate more intense stirring to improve mixing of the chemical components. The VSP2 also incorporates baffles in the test cell which provide turbulence and shear in the liquid. These features reduced the molten sodium droplet size and increased contact between the molten sodium and the MCPD, similar to the mixer in the T2 reactor.
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55 In the VSP2 apparatus, a 116 ml test cell is loaded with the raw materials, stir bar, and temperature and pressure measurement devices. The test cell is contained in a protective pressure vessel (containment vessel) that can accommodate high temperature and pressure in the event the test cell ruptures. Tests were either open to containment vessel or sealed in the test cell. A sealed test cell prevents evaporation into the containment vessel, which would have had an undesired cooling effect. This test mimics an event such as a closed vent or undersized relief system. For the first two VSP2 tests, the test cell was open to the containment vessel and results similar to the ARRST tests were obtained. The CSB conducted the remaining four VSP2 tests in a closed (sealed) test cell. A second and more energetic exothermic reaction was observed when the temperature exceeded 390oF (198.9oC) in two test that used the T2 recipe. The pressure and temperature rise during the second exothermic reaction was about 32,000 psig per minute (2,206 bar per minute) and 2340oF per minute (1300oC per minute) respectively and burst the test cells (Figure 16). The other two tests performed using only sodium and diglyme solvent, suggest that this second more energetic exothermic reaction is a reaction between the sodium and diglyme solvent.
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Figure 16. Burst VSP2 Test Cell. The results of this testing show that the standard T2 chemical recipe is capable of producing the reactor failure observed on December 19, 2007. Using the data obtain from these tests, the CSB determined by calculation failure of the reactor from this second exothermic reaction could not have been prevented by an overpressure relief device. Failure could only be prevented by relieving pressure before the second exothermic reaction and allowing the MCPD and Diglyme solvent to boil and vent. Allowing the MCPD and diglyme to boil and vent removes heat from the mixture and reactants from the reactor. For T2 this would have required a rupture disk set at 75 psig in lieu of the 400 psig disk that was used.
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57 2.0 Test Data Table 2 presents a summary of the VSP2 test conditions and results. Table 2. VSP2 Test Results. VSP2 Run Number Chemical Components Test Conditions Peak Temperature Peak Pressure Conclusion 1 Normal recipe Open to containment 698.4ºF 370.2ºC 97 psig 6.69 bar Similar to ARSST 2 Normal recipe Open to containment 671.4ºF 355.2ºC 78 psig 5.38 bar Similar to ARSST 3 Normal recipe Closed 887.4ºF 475.2ºC 1512 psig 104.2 bar Test cell rupture 4 Sodium and Diglyme. No MCPD Closed. NA NA Leak developed in test cell 5 Sodium and Diglyme. No MCPD Closed 1281.6ºF 694.2ºC 1598 psig 110.2 bar Test cell rupture 6 Normal recipe Closed 1222.2ºF 661.2ºC 1788 psig 123.3 bar Test cell rupture
In VSP2 Run 5, the CSB tested the following chemical recipe:
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58 Table 3. Run 5 Recipe. Chemical Actual Charge (g) Weight Percent of Charge Sodium 9.412 18.86 Diglyme 37.624 75.38 Mineral Oil39 2.877 5.76 Total Sample 49.912 100.00
Patent literature40 suggests that a sodium-diglyme reaction occurs slightly above T2’s normal process temperature. The CSB tested the sodium-diglyme system and determined a strong exothermic reaction can occur between sodium and diglyme at temperatures above 390 ºF (198.9ºC). T2 conducted the first process step at about 350ºF (176.7ºC), resulting in a margin of safety of only 40 ºF (22.2ºC) below the more energetic reaction.
39 Sodium metal arrives packed in mineral oil to prevent oxidation and limit moisture contact with the metal. Some mineral oil is transferred into the test cell with the sodium. The mineral oil does not participate or interfere with the reactions. 40 US Patent 2,942,040. Manufacture of Sodium Cyclopentadiene from Cyclopentadiene Dimer, June 21, 1960.
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59 Sodium-Diglyme System 0 500 1000 1500 0 20 40 60 80 100 120 140 Time (min) Temperature (deg F) 0 500 1000 1500 2000 Pressure (psig) Temperature Pressure
Figure 17. Sodium Diglyme Test Results. In the VSP2 Runs 3 and 6, the CSB tested T2’s normal chemical recipe. The recipe used in Run 6 is shown in Table 4 and the results in Figure 18: Table 4. Run 6 Recipe. Chemical Actual Charge (g) Weight Percent of Charge Sodium 5.147 10.59 MCPD Dimer 21.164 43.55 Diglyme (95% purity) 20.690 42.58 Mineral Oil 1.591 3.28 Total Sample 48.592 100.00
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60 MCPD-Diglyme-Sodium System 0 500 1000 1500 0 30 60 90 120 150 180 210 Time (min) Temperature (deg F) 0 500 1000 1500 2000 Pressure (psig) Temperature Pressure
Figure 18. MCPD Diglyme Sodium Test Results. The peak rate of temperature rise for the final test is 2340ºF/minute (1300ºC/minute) and the peak rate of pressure rise is 32,000 psi/minute (2206 bar/minute). In the closed system, a strong exothermic reaction occurs using the normal T2 chemical recipe.
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Appendix D
MCMT-Related Patents
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62 U.S. Patent 2,557,744. Preparation of a Metal Carbonyl from Tungsten or Molybdenum Oxychloride, June 19, 1951. U.S. Patent 2,680,756. Dicyclopentadienyliron and Process of Making the Same, June 8, 1954. U.S. Patent 2,680,758. Dicyclopentadienylnickel and Method, June 8, 1954. U.S. Patent 2,694,721. Condensation Products of Bis-cyclopentadienyl Iron and Aldehydes, November 16, 1954. U.S. Patent 2,810,736. Cyclopentadienyliron and Hydrocarbon Substituted Cyclopentadienyliron Carbonyl Compounds, October 22, 1957. U.S. Patent 2,818,416. Cyclomatic Compounds, December 31, 1957. U.S. Patent 2,818,417. Cyclomatic Compounds, December 31, 1957. U.S. Patent 2,839,552. Cyclomatic Manganese Compounds, June 17, 1958. U.S. Patent 2,868,816. Process for the Preparation of Cyclopentadienyl Manganese Tricarbonyl Compounds, January 13, 1959. U.S. Patent 2,870,180. Process for the Preparation of Hydrocarbon Manganese Carbonyl Compounds, January 20, 1959. U.S. Patent 2,898,354. Process for the Preparation of Cyclomatic Manganese Tricarbonyls, August 4, 1959. U.S. Patent 2,915,440. Cyclopentadienyl Manganese Compounds, December 1, 1959.
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63 U.S. Patent 2,915,539. Process for the Preparation of Cyclopentadienyl Manganese Tricarbonyl Compounds, December 1, 1959. U.S. Patent 2,915,504. Manufacture of Cyclopentadienyl Manganese Carbonyl Compounds, December 8, 1959. U.S. Patent 2,915,505. Manufacture of Cyclopentadienyl Manganese Carbonyl Compounds, December 8, 1959. U.S. Patent 2,915,506. Manufacture of Cyclopentadienyl Manganese Compounds, December 8, 1959. U.S. Patent 2,942,040. Manufacture of Sodium Cyclopentadiene from Cyclopentadiene Dimer, June 21, 1960. U.S. Patent 2,960,514. Manufacture of Cyclopentadienyl Manganese Carbonyl Compounds, November 15, 1960. U.S. Patent 2,964,547. Process for the Preparation of Manganese Cyclopentadienyl Tricarbonyl Compounds, December 13, 1960. U.S. Patent 2,987,528. Manufacture of Cyclopentadienyl Manganese Compounds, June 6, 1961. U.S. Patent 2,987,529. Use of Transition Metal Carbonyls in the Manufacture of Cyclopentadienyl Manganese Tricarbonyl, June 6, 1961. U.S. Patent 2,987,530. Use of Transition Metal Carbonyls as Catalysts in the Manufacture of Cyclopentadienyl Manganese Tricarbonyl, June 6, 1961. U.S. Patent 2,987,531. Preparation of Cyclopentadienyl Manganese Compounds from Tris (Cyclopentadienyl) Group III-A Metal Compounds, June 6, 1961.
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64 U.S. Patent 3,040,077. Preparation of Cyclopentadienyl Manganese Tricarbonyls, June 19, 1962. U.S. Patent 3,041,155. Fuel and Anti-Knock Compositions, June 26, 1962. U.S. Patent 4,946,975. Process for Making Methycyclopentadienyl Manganese Tricarbonyl Compounds, August 7, 1990. U.S. Patent 5,026,885. Process for Preparing Transition Metal Cyclopentadienyl Manganese Carbonyl Compounds, June 25, 1991. U.S. Patent 5,281,733. Process for Producing MMT, January 25, 1994.
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Appendix E
Similar Incidents
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66 1.0 Morton International, Inc. Explosion and Fire On April 8, 1998, an explosion and fire occurred during the production of Automate Yellow 96 Dye at the Morton International Inc. plant in Paterson, New Jersey. The explosion and fire were the consequence of a runaway reaction, which overpressurized a 2,000-gallon chemical vessel and released flammable material that ignited. Nine employees were injured. The incident caused the hospitalization of two employees, the release of chemicals into the community, and damage to the plant. The investigation team determined that the Yellow 96 reaction accelerated beyond the heat-removal capability of the reactor. The resulting high temperature led to a secondary runaway decomposition reaction causing an explosion, which blew the hatch off the reactor and allowed the release of the reactor contents. The initial runaway reaction was most likely caused by excessive reactor heating and delayed use of the cooling water system. The reactor’s cooling system could not control the exothermic reaction and had no emergency shutdown or quenching function. The CSB investigation found that Morton had not adequately evaluated or controlled the hazards of the Yellow 96 production process. Neither a preliminary assessment conducted in 1990 nor a subsequent hazard analysis five years later considered the possibility of a runaway chemical reaction—one of the most common reactive hazards. As a result, the reactor was not provided with sufficient cooling capacity or adequate emergency shutdown or venting systems. Morton’s analyses never considered possible scenarios—such as excessive heat input or inadequate cooling—that could trigger a runaway reaction. 2.0 Concept Sciences Inc. Hydroxylamine Explosion On February 19, 1999, a process vessel containing several hundred pounds of hydroxylamine exploded at the Concept Sciences Inc. (CSI) production facility near Allentown, Pennsylvania. CSI employees were
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67 producing the facility’s first full-sized batch of hydroxylamine (HA). After the distillation process of an HA and potassium sulfate solution was stopped, the HA in the process tank and associated piping explosively decomposed, most likely due to high concentration and temperature. The explosion killed four CSI employees and a manager of an adjacent business. Two CSI employees survived the blast with moderate-to-serious injuries. Four people in nearby buildings were injured. The explosion also caused significant damage to other buildings in the light industrial use business complex where CSI was located and shattered windows in several nearby homes. CSI had developed the HA production process through laboratory-scale experimentation in 1997, then constructed a 10-gallon pilot plant. In July 1998, CSI set up a full production facility in a multi-tenant building. The production parameters that CSI designed for the reaction involved a high concentration of HA, which could result in exothermic decomposition forming explosive crystals—despite available MSDS information regarding the fire and explosion hazards of such high concentrations. The CSB found that CSI had not systematically evaluated the reactive hazards of the process during production development phases, determined the magnitude of the hazard, nor identified control measures. An adequate reactive chemical hazard evaluation and process hazard analysis (PHA) would have helped CSI quantify, evaluate, and mitigate the hazards of HA production. Such analyses might have even caused management to question whether its planned process presented substantial or unacceptable risks to employees and to the community. 3.0 MFG Chemical Inc. Toxic Gas Release On April 12, 2004, a runaway reaction over-pressurized a chemical reactor at the MFG Chemical manufacturing plant, releasing toxic allyl alcohol vapor into the community. The resulting toxic cloud sent 154 people to a local hospital, forced the evacuation of nearby residents, and killed vegetation and aquatic life near the plant.
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68 MFG was producing its first batch of triallyl cyanurate (TAC) in a batch reactor as part of a tolling arrangement with a third-party company. The CSB investigation found that MFG had not thoroughly researched the reactive hazards of the process before scaling up from laboratory tests to full production. Although literature on the hazards of TAC manufacturing was readily available, MFG’s literature search focused on patent restrictions rather than the reactive chemistry hazards of the process. Although MFG had tested the reaction at the bench scale, these tests were designed to maximize yield and minimize production cost, and did not indicate that the process included an additional highly exothermic decomposition reaction which would require additional cooling. MFG tested three batches in a 30-gallon reactor, but then used a different batch recipe in the full production batch. A comprehensive process design and hazard review of the scale-up was not performed, and MFG did not appreciate the significant difference in heat removal capacity of the 4,000-gallon reactor compared to the 30-gallon reactor. The CSB concluded that this incident could have been avoided had MFG thoroughly investigated the hazards of the process and properly designed the emergency vent system to contain a potential release of the toxic vapor. 4.0 Synthron, LLC Chemical Explosion On January 31, 2006, a runaway chemical reaction and subsequent vapor cloud explosion and fires killed one worker, injured 14 (two seriously), damaged structures in the nearby community, and destroyed the facility at Synthron, LLC in Morganton, North Carolina. At this facility, Synthron manufactured a variety of powder coating and paint additives by polymerizing acrylic monomers in a 1,500 gallon reactor. The company had received an order for slightly more of an additive than the normal size recipe would produce. Plant managers scaled up the recipe to produce the required larger amount of polymer, and added all of the additional monomer needed into the initial charge to the reactor. This more than doubled
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69 the rate of energy release in the reactor, exceeding the cooling capacity of the reactor condenser and causing a runaway reaction. The reactor pressure increased rapidly. Solvent vapors vented from the reactor’s manway, forming a flammable cloud inside the building. The vapors found an ignition source and exploded. The CSB investigation found that although Synthron combined monomers and reaction initiators in the presence of flammable solvent to produce polymer products, it had failed to identify the hazards associated with this type of chemistry. Additionally, process safety information was poorly documented, product recipes were changed without systematic review, and automatic safeguards to prevent or mitigate the effects of runaway reaction were not in place. When performing reactive chemistry, companies must be aware of the hazards involved and take action to minimize potential consequences of all identified hazards.
FD06411 | 2007_美国_BPAmerica(_Texas_City)_炼油厂爆炸-_BPAmerica(Texas_City)_Refinery_Explosion__最终报告_2.pdf
分类:06_境外及港澳台调查报告 | 年份:2007 | 地域: | 严重程度: | 场所:化工/石化 | 起火原因:燃气/爆炸 | 来源格式:pdf
Testimony of Carolyn W. Merritt Chairman and Chief Executive Officer U.S. Chemical Safety Board Before the U.S. House of Representatives Committee on Energy and Commerce Subcommittee on Investigations and Oversight May 16, 2007
Mr. Chairman, Ranking Member Whitfield, and distinguished members of the Committee: thank you for the opportunity to testify this morning. I am Carolyn W. Merritt, a member of the U.S. Chemical Safety Board or CSB, an independent federal agency that investigates major chemical accidents. I testify today in my individual role as Chairman of the Board and Chief Executive Officer.
On March 20, 2007, the CSB completed its investigation of the causes of the March 2005 explosion and fire at the BP Texas City refinery. This explosion killed 15 workers and injured 180 others. It caused the greatest loss of life of any U.S. workplace disaster since 1990.
The accident occurred during the startup of the refinery’s octane-boosting isomerization (ISOM) unit, when a distillation tower and attached blowdown drum were overfilled with highly flammable liquid hydrocarbons. Because the blowdown drum vented directly to the atmosphere, there was a geyser-like release of highly flammable liquid and vapor. The equivalent of nearly a full tanker trunk of gasoline rained onto the grounds of the refinery in less than two minutes. The vapor ignited, causing a series of explosions and fires that swept through the unit and the surrounding area. All the fatalities and most of the injuries occurred in and around occupied work trailers, which were placed too close to the ISOM unit and were not evacuated prior to the startup.
Our investigation determined that the Texas City disaster was caused by organizational and safety deficiencies at all levels of the BP Corporation. Adhering to and enforcing federal regulations already on the books would likely have prevented this accident and its tragic consequences.
At the Committee’s request, we reviewed a report prepared by Booz Allen Hamilton, under contract to BP, on the 2006 pipeline events in Prudhoe Bay, and compared the findings with our own. I emphasize that the CSB did not independently investigate the events in Prudhoe Bay, and we did not have access to the evidence, witnesses, or authors who contributed to the Booz Allen report. We took the statements and conclusions in the Booz Allen report at face value. Based upon that review, I make the following observations.
There are striking similarities in the reported causes of the 2006 events involving BP’s Prudhoe Bay pipelines and the 2005 explosion at the BP Texas City Refinery. Most if not all of the seven root causes1 that BP consultants identified for the Prudhoe Bay incidents have strong echoes in Texas City.
1 Booz Allen Hamilton, 2006 Management Systems Review (March 2007), p. 56 1
Budgetary Concerns Overshadowed Growing Risk
The Booz Allen report states that “Alaska was under severe budget pressure from BP.”2 The budgeting process was “largely driven by top-down targets”3 rather than an analysis of risks, and the “top-down targets were considered sacrosanct and were rarely exceeded.”4 The cost pressures, we are told, resulted in staff reductions throughout BP Alaska and specifically in the corrosion control program, and in the deferral of integrity projects. The report states that “from 2002 to 2004, a series of reorganization projects focused on streamlining business operations and cutting costs.”5
Furthermore, the Booz Allen report states that “budgets and funding [were] largely based on affordability (vs. necessity) and were not supported by an analytical process to prioritize risk. Senior management incentives [were] based on cost and production.”6 This finding is essentially identical to the “checkbook mentality” we uncovered at the Texas City Refinery, based upon a 2003 finding from BP’s own health and safety audit of the facility. As noted in our report, “The ‘checkbook mentality’ meant that the budgets were not large enough to address identified risks, and that only the money on hand would be spent, rather than increasing the budget.”7
In the CSB’s report, we found that cost cutting, production pressures, and a failure to invest left the BP Texas City refinery vulnerable to a catastrophe. Shortly after acquiring Amoco in 1999, the BP Group Chief Executive ordered an across-the-board 25% cut in fixed spending. Such policies were particularly imprudent in light of the age and condition of some of BP’s newly acquired assets, including the Texas City Refinery. A 2002 internal BP report, cited in our investigation, noted that “the prevailing culture at the Texas City refinery was to accept cost reductions without challenge and not to raise concerns when operational integrity was compromised.”8
Cost considerations discouraged BP Texas City officials from replacing the refinery’s antiquated and unsafe ISOM blowdown drum with an inherently safer flare system, a measure that would have prevented or greatly minimized the severity of the March 2005 accident.
The condition of BP Texas City’s infrastructure and assets deteriorated due to a lack of required maintenance expenditure, and budget pressures also led to cuts in operator training and staffing levels. Training positions were cut by nearly 75%, and the training of operators was inadequate, particularly in the handling of abnormal situations. In 1999, to economize, BP also eliminated one of two control board operators who oversaw the ISOM unit and an adjacent process unit. In 2001, a third process unit was added to the
2 Ibid., p. 3 3 Ibid., p. 71 4 Ibid., p. 41 5 Ibid., p. 27 6 Ibid., p. 82 7 U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board, BP Texas City Final Investigation Report (March 2007), p. 161 8 CSB, p. 158 2
responsibilities of the sole remaining board operator. Each of these process units is itself a sprawling complex of pipes and equipment that may cover several acres. Our report documents how diminished human performance – due to poor communication, excessive work hours, fatigue, and a lack of adequate staffing, training, and supervision – contributed to the accident.
Although spending at the Texas City Refinery increased between 2000 and 2004, most of the increases were focused on environmental projects and emergency capital needs – not on correcting chronic problems with equipment maintenance and integrity. In 2004, BP executives challenged their refineries to cut yet another 25% from their budgets for the following year. This cut was promoted (and partially realized) despite clear evidence from safety audits, seen by at least one member of BP’s executive board of directors, indicating that the lack of investment in maintenance and new equipment was compromising safety in Texas City and leaving the site at risk for a major accident.
Management of Change Processes Were Deficient
The Booz Allen report speaks of “a ‘normalization of deviance’ where risk levels gradually crept up due to evolving operating conditions.”9 In the case of the aging Prudhoe Bay lines, the report cites increasing water and sediment levels and decreasing flow as insidious risk factors for corrosion. We observed a similar indifference to growing catastrophic risk in our Texas City investigation. Unit startup procedures and processing conditions evolved over time without a formal assessment of the safety impact. Most startups of the ISOM distillation tower from 2000 to 2005 exhibited abnormally high internal pressures and liquid levels but these were not investigated as near-misses nor were corrective measures taken. Furthermore, the integrity of tower equipment deteriorated over the years, so that by the day of the accident there were six key alarms, instruments, and controls that were not functioning properly.
Changes in process conditions, instrument operability, or startup procedures should have immediately triggered what are called “management of change” safety reviews. Each review is a formal, documented process to analyze the safety ramifications of the change. In oil refineries, such reviews are mandatory under the OSHA Process Safety Management (PSM) standard. However, we found that there were serious, longstanding deficiencies in Texas City’s management of change program.
As described in our report, a number of design and equipment changes were never evaluated under BP’s management of change policy, even though the refinery had designated the equipment as “safety critical.”10 Our report also notes that BP management allowed operators and supervisors to alter, edit, add, and remove procedural steps without conducting management of change reviews to assess the safety risk.
BP policies required management of change reviews for the placement of trailers in the refinery. However, the majority of the portable trailers in the vicinity of the ISOM unit were placed in harm’s way without conducting such safety reviews. Even when BP
9 Booz Allen Hamilton, p. 78 10 CSB, p. 332 3
conducted a management of change analysis – e.g. for the placement of a double-wide trailer where twelve occupants later perished – there was no closure of hazard review action items or final approval of the proposed change by the unit superintendent, as required by BP procedures.
The Booz Allen report draws broadly similar conclusions. It notes that BP Alaska operated under a management of change policy. However, “the established risk assessment processes and practices were not adequate to detect and address new risks due to evolving operating conditions.”11 In the words of the report, “There was no analysis of the potential effects of changing flow composition and rates on the [oil transit lines].” These lines were erroneously perceived as “low risk”12 in the same way that Texas City’s unsafe trailers, blowdown drums, obsolete procedures, and deteriorated equipment came to be treated as acceptable.
In an observation that also applies to Texas City, the Booz Allen report states: “The change management processes become more important as time passes, especially with an aging kit. If equipment drawings do not reflect the true as-built condition, there is added risk (that may be unknown to the operator) because of the lack of understanding of the system configuration.”13 In Texas, the written startup procedures for the ISOM unit became increasingly out-of-date, as various pieces of equipment ceased working as intended, and informal deviations from written procedures became the norm. Those deviations increased the likelihood of the catastrophic overfilling of the tower.
Failure to Close Action Items, Audit Findings
The Booz Allen report states that BP’s “corrosion management strategy was developed in the late 1990s, and had not been substantially reviewed or revised until now, despite specific direction in a 2004 internal technical audit to do so …. A number of key assurance processes (e.g. Audit, Management of Change) were not ‘closed loop’ to ensure that required changes were truly implemented and documented.”14 The report goes on to state, “The absence of third-party verification and sanction led to long delays in implementation, administrative documentation of close-out even though remedial actions were not actually taken, or simple non-compliance.”15
The CSB made essentially identical findings in Texas City. The CSB report points to a 2004 BP audit of 35 different business units, including the Texas City Refinery, which found common problems, including “a lack of leadership focus on closing action items from audits and other safety reviews, as well as a backlog of maintenance items.”16 More specifically, the closure rate for process safety management action items was actually decreasing in Texas City, falling to 79% by 2004. The closure rate for action items from process safety incident investigations was a dismally low 33%.
11 Ibid., p. 56 12 Ibid., p. 73 13 Ibid., p. 81 14 Ibid., p. 7 15 Ibid., p. 75 16 CSB, p. 166 4
We also found information system deficiencies, as did the Booz Allen report. For example, our investigation found that the refinery’s computerized work order process did not require verification that required maintenance had been completed before closing a job order. We found that BP maintenance personnel were in fact authorized to close job orders even if work had not been completed.
Inadequate Communication and Excessive Decentralization
The Booz Allen report found that BP Alaska “operated in vertical silos. There was minimal cross functional communication …”17 The report went on to state that inadequate communications “preclude the efficient exchange of information related to corrosion.”18 A 2004 safety audit in Texas City similarly revealed that the refinery lacked a formal process for communicating lessons learned from incidents. This finding was corroborated in the 2004 BP audit of 35 different business units, which found what it termed “poor processes”19 to disseminate lessons learned.
Among the lessons not learned in Texas City were those from three serious process incidents at the BP refinery in Grangemouth, Scotland, in 2000, which became the subject of a major report by the U.K. Health and Safety Executive. The Grangemouth incidents were linked to excessive cost-cutting, a lack of focus on and measurement of process safety, and a decentralized management structure that impaired efforts to prevent major accidents.
The Booz Allen report also points to a decentralized management structure for the pipelines, stating, “There was no single owner of the [oil transit lines] as a system. Accountability for them was divided geographically among the six [Greater Prudhoe Bay] Area Managers.”20 The report notes that business unit leaders “are given significant autonomy to deliver against [their] performance contracts”21 which is consistent with the CSB’s findings about BP’s management practices.
The Booz Allen report notes further, “Because [the Corrosion, Inspection, and Chemicals Group] was hierarchically four levels down from senior leadership, corrosion risk management had less visibility.”22 We made an analogous finding in our report: following BP’s mergers with Arco and Amoco “process safety functions were largely decentralized and split into different parts of the corporation. These changes to the safety organization resulted in cost savings, but led to a diminished process safety management function that no longer reported to senior refinery executive leadership.”23 The decentralized approach led to a lack of focus on process safety, the CSB report concluded.
High Management Turnover
17 Ibid., p. 8 18 Ibid., p. 77 19 CSB, p. 167 20 Booz Allen Hamilton, p. 7 21 Ibid., p. 34 22 Ibid., p. 78 23 CSB, p. 147 5
As stated in the Booz Allen report, BP Alaska’s “senior management tenure averaged roughly three years. This lack of continuity contributed to perceptions of disconnection ….”24 The report notes that only two senior managers from 2000 remained in place by 2006.25 Both the CSB’s report and the independent Baker panel report (which the CSB recommended and BP funded) draw similar attention to the extraordinary management turnover in Texas City. Since 1997, the refinery has had nine different plant managers. During the critical period between 2001 and 2003, there were five different plant managers, as noted in the Baker report.
The impact of this constant turnover was pointed out in a safety culture survey of the Texas City site completed on the eve of the accident, known as the Telos report. The Telos report authors stated, “We have never seen an organization with such a history of leadership changes over such a short period of time.”26 The Telos report as well as the CSB investigation found that the constant turnover impaired efforts to improve process safety at the facility. Constant management turnover persuaded employees that any new initiatives would be short-lived. It also promoted short-term decision-making by management, who would reap the reward for meeting cost targets but who would be gone before the consequences for such risk-loaded decisions were realized.
Focus Was Personal Safety; Process Safety Measures Lacking
One of the major themes in the CSB report, as well as the Baker panel report, is that BP did not use effective metrics for process safety. In fact, one of the principal organizational causes of the accident, according to our report, was that “BP management paid attention to, measured, and rewarded personal safety rather than process safety.”27
BP focused its safety efforts on improving statistics for personal injuries – chiefly from slips, trips, falls, and vehicle accidents – and made progress in that area. However, growing catastrophic process risks were either overlooked or not effectively controlled. The CSB report found that in the refining and marketing sector, managers’ performance contracts and incentive plans were heavily weighted in favor of financial performance and what was termed “cost leadership.” Safety received a weighting of only 10% in pay plans and the sole metric for safety performance was the recordable injury rate, a measure of personal safety. Likewise, the Booz Allen report found: “Performance Contracts included metrics for recordable injury frequency (RIF) as the only explicit target for risk management.”28 The report also noted that “HAZOP [Hazard and Operability] studies focused on personnel safety ….”29
As stated in our report, “Financial and personal safety metrics largely drove BP Group and Texas City performance, to the point that BP managers increased performance site bonuses even in the face of the three fatalities in 2004.”30 Similarly, the Booz Allen
24 Booz Allen Hamilton, p. 8 25 Ibid., p. 27 26 CSB, p. 193 27 Ibid., p. 179 28 Booz Allen Hamilton, p. 72 29 Ibid., p. 39 30 CSB, p. 178 6
report found: “Because no leading risk indicators or root causes were studied, when the product composition changed, it was not flagged as an important corrosion management issue. This led to an increase in corrosion risk on the [oil transit lines] that ultimately precipitated the two incidents.”31
Corporate managers and regulators should not rely on recordable injury rates to assess the likelihood of catastrophic process accidents. In its final report, the CSB recommended that the American Petroleum Institute (API) and the United Steelworkers (USW) collaborate with other stakeholders to develop a standard for leading and lagging process safety performance indicators in the refining and petrochemical industries. The recommendation ask the organizations to work together with a diverse group of industry, labor, public interest, and environmental organizations and scientific experts in developing the new standard. The Baker Panel also recommended that BP take a leading role, in collaboration with the CSB and other stakeholders, in developing and implementing process safety performance indicators.
OSHA Enforcement at High-Risk Chemical Facilities
As requested by the Committee, I will summarize the CSB’s findings on OSHA enforcement at the BP Texas City refinery and other high hazard chemical facilities. Our BP investigation determined that diligent implementation of OSHA safety rules that are already on the books would have prevented the accident. Specifically, the OSHA Process Safety Management standard, enacted in 1992, has 14 required elements for preventing catastrophic accidents at facilities that handle highly hazardous chemicals.
The PSM standard requires process hazard analyses, management of change reviews, investigation of incidents, and preventative maintenance programs. All these functions were deficient for many years at the Texas City refinery, our report found. After the March 2005 accident, OSHA conducted an inspection at the refinery, focusing largely on the ISOM unit, which is but one of 30 units in the refinery. This inspection resulted in the biggest OSHA fine in history, $21 million, which is indicative of the extent of the pre-existing safety problems at the facility.
Our investigation found that prior to the 2005 accident, OSHA did not conduct any comprehensive, planned process safety inspections at the Texas City Refinery. Furthermore, our investigation found that in the ten years from 1995 to 2005, federal OSHA only conducted nine such inspections anywhere in the country, and none in the refining sector.
The Texas City Refinery was an extremely dangerous workplace, with 23 workers killed in the 30 years prior to March 23, 2005, not counting the 15 workers who were fatally injured that day. OSHA did conduct unplanned inspections of the Texas City Refinery in response to accidents, complaints, or referrals. But these unplanned inspections are typically narrower in scope and shorter than planned inspections. Proposed OSHA fines during the twenty years preceding the March 2005 disaster – a period when ten fatalities occurred at the refinery – totaled $270,255; net fines collected after negotiations totaled $77,860.
31 Booz Allen Hamilton, p. 80 7
Our report concluded OSHA has focused its inspections for a number of years on facilities that have injury rates. While OSHA is to be commended for trying to reduce these rates, the Chemical Safety Board believes that OSHA should also pay increased attention to preventing less frequent, but catastrophic, process safety incidents such as the one at Texas City. If necessary, we suggest that Congress consider providing OSHA with additional resources for this activity. Following the Sago mine disaster, there has been an effort to significantly increase the resources for conducting federal mine safety inspections, and mines were already inspected far more frequently than most oil and chemical facilities.
When the PSM standard was created, OSHA envisioned a highly technical, complex, and lengthy inspection process for regulated facilities, called a Program Quality Verification or PQV inspection. The inspections would take weeks or months at each facility and would be conducted by a select, well-trained, and experienced team. Indeed, thoroughly inspecting a 1,200-acre chemical complex with 30 major process units – like the Texas City Refinery – is a significant undertaking. However, the statistics we gathered from public records during our BP investigation indicate that OSHA has not developed sufficient capacity to conduct these inspections on a widespread basis.
We note in our report that other safety authorities do conduct regular, comprehensive process safety inspections at hazardous chemical facilities. For example, the U.K. Health and Safety Executive, which oversees a much smaller oil and chemical industry than exists in the U.S., has 105 specialized inspectors for high-hazard facilities; each covered facility in the U.K. is thoroughly inspected every five years. Contra Costa County in California has its own industrial safety ordinance and has a program to inspect each covered oil and chemical facility every three years. A team of five engineers performs an average of 16 inspections each year. The program costs a relatively modest $1 million a year, which is financed through fees collected from the regulated facilities.
In our final report on BP, the Chemical Safety Board called on OSHA to identify and conduct comprehensive inspections of those facilities at the greatest risk of a catastrophic accident. We also recommended that OSHA hire or develop new, specialized inspectors and expand the PSM training curriculum at its National Training Institute. We urge OSHA to accept and promptly implement these recommendations, which will make U.S. chemical facilities safer and protect the communities where they operate from the consequences of chemical disasters.
Conclusion
The CSB report and the Booz Allen report point to similar cultural factors within BP, in both its upstream production and downstream refining operations. The similarity in the two reports underscores how safety culture truly is set at the top at a corporation. After all, the upstream and downstream sides of BP have separate reporting lines all the way to the Group Chief Executive and the board of directors in London.
Our report further points to the need for improved federal oversight of refineries and chemical plants. Many corporations are already doing an excellent job of preventing major process-related accidents and are investing the necessary resources on a long-term 8
basis. More stringent federal oversight will not only help level the playing field but more importantly will protect our workers and our communities from chemical disasters. Improved process safety efforts also protect the American public from gasoline refinery and petroleum supply disruptions that can cost millions of dollars a day at the pump.
I thank the Committee for convening this important hearing today and will be pleased to answer any questions.
9
FD06412 | 2007_美国_EQ_Hazardous_Waste_工厂_爆炸_与火灾-_EQ_Hazardous_Waste_Plant_Explosions_and_Fire__最终报告.pdf
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CASE STUDY Fire and Community Evacuation in Apex, North Carolina 2007-01-I-NC April 16, 2008
Photograph courtesy of Wake County Fire/Rescue Services Environmental Quality Company Apex, North Carolina October 5, 2006
Key Issues: • Facility Fire Detection • Facility Fire Protection • Emergency Planning Introduction This case study examines a fire at a hazardous waste facility located in Apex, North Carolina. City officials ordered thousands of local residents to evacuate for two days. About 30 people sought medical attention. The CSB makes recommendations to the US Environmental Protection Agency and Environmental Technology Council to address emergency planning and fire protection requirements for hazardous waste facilities.
INSIDE . . . Incident Description Background Analysis Regulatory Analysis Conclusions Recommendations References
EQ North Carolina Case Study
April 2008
2 1.0 Incident Description This case study examines a fire at the Environmental Quality Company (EQ) hazardous waste facility in Apex, North Carolina, and the subsequent community evacuation. At 9:38 pm on October 5, 2006, a citizen driving past the EQ facility called 911 to report a haze with a “strong chlorine smell.” The Apex 911 center dispatched emergency personnel to investigate. Responding Apex Fire Department personnel discovered a chemical cloud coming from one of several businesses on Investment Boulevard. The Apex Fire Chief, acting as the Incident Commander (IC), sent two firefighter reconnaissance teams in personal protective equipment to investigate the source of the cloud. Firefighters located a small “sofa-size” fire in one of the hazardous waste bays at the EQ facility. Within minutes, the fire spread to the flammable liquid storage area, causing 55-gallon drums of flammable hazardous waste to explode and sending fireballs hundreds of feet into the air. The hazardous waste building ultimately collapsed (cover photograph). During the incident, about 30 people (including 13 first responders) sought medical attention at local hospitals for respiratory distress and nausea. Some were treated; none was admitted. 1.1 Emergency Response Because of the unknown nature of the burning chemicals and the exploding drums, the IC chose to take only defensive actions to • minimize the risk to emergency personnel and community residents, and • allow the fire to burn and consume the chemicals within the facility. The defensive actions included • ordering a precautionary evacuation of thousands of residents in the surrounding community,1 • controlling access on roads leading into the evacuation area, • stopping rail traffic through the community, and • closing the air space over the facility. EQ contracted an industrial firefighting and environmental cleanup company with specialized equipment to extinguish the fire and clean up the site. The contractor • built sand berms to minimize water runoff that could possibly contaminate an adjacent stream, • removed the roof and structural steel to access the burning waste, • extinguished the fire with foam, and • removed all debris and hazardous waste from the site. 1.2 Community Evacuation The evacuation area included about 3,300 residences, the town hall, a fire station, and the town 911 center.2 Officials established
1 A call down, or reverse 911 system, called homes in the evacuation area and disseminated the order with a recorded message. Several television stations also ran a ticker notification message.
2 Apex 911 personnel transferred incoming 911 calls to the Raleigh, NC, 911 center.
EQ North Carolina Case Study
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3 an Emergency Operations Center (EOC) outside of the evacuation area to provide a safe gathering place for emergency responders, state and federal officials, and media representatives. Evacuees from the community sheltered at designated elementary schools, in hotels, or with relatives outside the evacuation area. The Red Cross, other community organizations, and businesses assisted residents by providing bedding, food, and communication services. The IC continued the evacuation order for two days because of potential re-ignition and persistent smoke from the smoldering rubble. 1.3 Environmental Impact The North Carolina Department of Environmental and Natural Resources (NCDENR) Divisions of Air Quality, Water Quality, Environmental Heath, and Waste Management and the US Environmental Protection Agency (EPA) responded to the incident. In the early morning of October 6, 2006, (about five hours after the fire was first reported) the NCDENR and the EPA began air monitoring within the evacuation area. In addition to ground level monitoring, the EPA conducted 10 fly-overs with its Airborne Spectral Photographic Environmental Collection Technology (ASPECT) aircraft. EQ also contracted with a company specializing in environmental monitoring, testing and assessment to conduct ground level atmospheric monitoring beginning October 6, 2006. In the weeks following the incident, the NCDENR looked for residual contamination by conducting soil, indoor environmental, and exterior swipe sampling for a range organic and inorganic materials.3 On November 17, 2006, the NCDENR reported that “environmental tests show no offsite contamination from EQ fire.”
3 NCDENR sampling reports are available at http://www.enr.state.nc.us/html/eq_offsite.html.
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4 2.0 Background 2.1 The Environmental Quality Company Headquartered in Wayne, Michigan, EQ operates hazardous and non-hazardous waste treatment, storage, and disposal facilities at 20 locations in the United States. The EQ facility in Apex, North Carolina,4 (known as EQ North Carolina, or EQNC) provided hazardous and non-hazardous waste bulking,5 solidification, storage, and transfer. Businesses served included research and development facilities, educational institutions, manufacturing companies, government entities, retail stores, and medical facilities. Enviro-Chem Environmental Services, Inc. constructed and operated the Apex hazardous waste facility beginning in 1992. EQ acquired the facility in December 2002 and began operating under the Enviro-Chem Environmental Services, Inc. permit in January 2003. In May 2003, the NCDENR issued EQ a permit to operate the facility. EQNC normally operated Monday through Friday from 7:00 am to 4:00 pm with a staff of 15 EQNC and 12 contract employees. The facility included two buildings: • a two-story building with offices, employee change room, chemical laboratory, and non-hazardous waste processing area; and • a one-story building for hazardous waste handling.
4 Following the October 5, 2006, fire, EQ discontinued operations at the Apex, NC, facility.
5 Bulking refers to combining small containers of similar materials into a larger container. The hazardous materials building had a metal pitched roof, metal walls enclosing opposite ends, and open sides. Inside the building were six bays for handling and storing the hazardous waste. An elevated shipping and receiving dock in the center of the building and six-inch-high by three-foot- wide curbs separated the bays. EQNC designated each bay for a specific waste type (Figure 1) to separate incompatible materials.6
Figure 1. EQNC hazardous materials building Portable fire extinguishers located on each side of the central dock provided fire protection for the building. A chain-link fence with a padlocked gate secured the facility. 2.2 Environmental Technology Council
6 When mixed, incompatible materials may react with each other, producing heat, fire, and/or toxic vapors.
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5 The Environmental Technology Council (ETC) is a trade association of commercial environmental firms that recycle, treat, and dispose of industrial and hazardous waste, and includes firms specializing in contaminated site cleanup. ETC member companies handle about 80 percent of the hazardous waste market in the United States. EQ is a member of ETC. 2.3 State of North Carolina The North Carolina Department of Environment and Natural Resources (NCDENR), Division of Waste Management regulates hazardous waste facilities. Following the October 5, 2006 incident in Apex, the Governor of North Carolina formed a Hazardous Materials Task Force to examine the regulations for hazardous waste storage facilities. This task force made 16 regulatory recommendations and six funding recommendations, which became the basis of changes to the North Carolina hazardous waste statutes enacted by the NC legislature in June 2007.7
7 The Governor’s Task Force report and legislative changes are available at respectively: http://www.enr.state.nc.us/docs/HazardousWasteTas kforceReport.pdf http://www.ncga.state.nc.us/Sessions/2007/Bills/Hou se/HTML/H36v4.html .
EQ North Carolina Case Study
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6 3.0 Analysis 3.1 Hazardous Waste Facility Fires and Releases 3.1.1 EQNC Incidents NCDENR Incident Reports and employee interviews document prior incidents at EQNC, including leaking and broken containers as well as smoking and spontaneously combusting materials.8 Employees discovered all of these incidents during normal working hours and they were corrected without outside assistance. 3.1.2 EQ Romulus Michigan Fire On August 9, 2005, an EQ hazardous waste facility in Romulus, Michigan, caught fire and burned. Although the causes were different from the EQNC fire, the firefighters in Romulus also chose to take only defensive actions due to the intensity of the fire and their lack of knowledge about the facility’s contents. Romulus officials also ordered a precautionary evacuation of residents within one mile of the facility. One EQ employee was injured. 3.1.3 Industry Incidents In addition to the EQ incidents, the CSB found 21 other fire and chemical release incidents9 at hazardous waste facilities in the United States in the last five years. Fourteen of the incidents involved fires and/or explosions and seven were release-only incidents. These incidents resulted in two fatalities, 16 injuries, and eight community evacuations, shelter-in-place events, or transportation disruptions.
8 These incidents included a fire on July 3, 2006, in a cubic-yard box packed with laboratory waste, debris, and flammable solids. 9 None of these incidents occured in North Carolina 3.2 Fire Detection Even though the facility stored hundreds of 55-gallon drums of flammable and combustible materials, the EQNC hazardous waste building was not required to be equipped with fire or smoke detection sensors nor monitored after hours (nights or weekends). Continuous monitoring by personnel or with remotely monitored sensors can alert company personnel and first responders at the inception of a fire. This may provide first responders additional time to initiate emergency actions before the situation grows out of control. 3.3 Fire Control Equipment Portable fire extinguishers were the only fire control equipment in the EQNC hazardous waste building. The facility included segregated areas (storage bays) for different waste types separated by six-inch-high curbs. The curbs could contain spills within the bays, but would not prevent a fire from spreading from one bay to another. The initial “sofa-size” fire observed by firefighters was in the oxidizer bay where a fiberboard container of unspent aircraft oxygen generators10 and containers of solid chlorine-based pool chemicals were awaiting final shipment.11 Figure 2 shows an oxygen generator found in the debris with its activation pin in place, indicating that it was unspent when the fire started. Because oxygen generators were located at or near the origin of the fire and, when exposed to
10 The CSB issued a Safety Advisory in June 2007 addressing the hazards associated with transporting and storing expired, unspent aircraft chemical oxygen generators. 11 The cause of the initial fire was never determined.
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7 fire, produce oxygen that significantly increases the intensity of a fire, the CSB concluded that the unspent oxygen generators most likely contributed to the rapid spread of the fire to the adjacent bay where flammable hazardous wastes were stored.
Figure 2. Oxygen generator with activation pin circled While not required, had EQNC used fire barriers (walls) to separate the segregated waste bays, the fire would likely have been contained within the oxidizer bay, significantly mitigating the incident’s consequences. The National Fire Protection Association (NFPA) publishes fire protection standards for many industrial facility types12 (e.g. NFPA 820, “Standard for Fire Protection in Wastewater Treatment and Collection Facilities”). These standards address fire protection requirements specific to the facility type. However, no standard specifically addresses fire protection for
12 Also known as occupancy standards. hazardous waste treatment, storage, and disposal facilities. A review by CSB of fire protection practices in use at 12 other hazardous waste facilities13 showed wide variation. Some facilities use active fire suppression systems to control or extinguish fires, some use fire barriers, and others, like EQNC, rely only on portable fire extinguishers. 3.4 Emergency Planning Apex fire personnel identified the EQNC facility as the source of the chemical cloud and fire; however, EQNC had not provided any detailed written information on the types, quantities, and location of hazardous materials in the facility to fire personnel or the Local Emergency Planning Committee (LEPC). Additionally, since the EQNC facility was unoccupied at the time of the incident, no emergency coordinator was on- site to initiate the facility contingency plan14 or assess the extent of the release or emergency. Other companies in the Town of Apex provided information to the fire department on the types, quantities, and location of hazardous materials the companies handled. The fire department used this information for emergency planning and conducted joint emergency drills with several of these companies. When companies provide written information on the approximate quantity, hazards, and location of materials within their facilities to fire departments, police departments, hospitals, and LEPCs, responders can preplan for emergencies.
13 This number includes facilities in North Carolina and several other states. 14 An emergency plan required for permitted hazardous waste facilities (section 4.1.3).
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8 4.0 Regulatory Analysis 4.1 The Resource Conservation and Recovery Act The Resource Conservation and Recovery Act (RCRA) authorizes the EPA to regulate the generation, treatment, storage, and disposal of hazardous waste. EPA regulations implementing RCRA provide a “cradle-to-grave” management system for hazardous waste. The intent of this system is for generators, transporters, and facilities that treat, store, and dispose of hazardous waste to take responsibility for hazardous waste throughout its life cycle through final disposal to protect the public and the environment. In most cases, the EPA authorizes states to implement the RCRA hazardous waste management program. State regulations must be at least as stringent as, and may be more stringent than, the federal regulations. 4.1.1 Implementing Regulations EPA regulations implementing RCRA require businesses that generate hazardous waste to send the waste to a treatment, storage, or disposal facility (TSDF) permitted by the EPA or state environmental regulatory authority (NCDENR, in this case) to store, treat, or otherwise dispose of the waste. The EPA regulations establish minimum requirements for TSDF permits.15 The permit is a facility-specific document that grants the facility the authority to store, treat, or dispose of hazardous waste as described in its permit application for a period of ten years. Permit requirements include, but are not limited to,
15 40 CFR 264, “Standards for Owners and Operators of Hazardous Waste Treatment, Storage, and Disposal Facilities.” • waste analysis plan; • site security; • inspection procedures; • ignitable, reactive, and incompatible waste control plan; • emergency preparedness and prevention, including fire protection and communication; • contingency plan and emergency procedures; • arrangements with local authorities that include sharing copies of the contingency plan; • operating records; • management of containers, tanks, surface impoundments, and waste piles; and • providing financial assurance for closure/post-closure and liability. The regulatory authority routinely inspects permitted TSDFs.16 Inspections include review documentation and operations to verify TSDF compliance with permit requirement. 4.1.2 Fire Protection Requirements EPA regulations17 state:
All facilities must be equipped with the following, unless [italics in original] it can be demonstrated to the [EPA] Regional Administrator that none of the hazards posed by waste handled at the facility could
16 NCDENR inspected the EQNC facility several times each month. 17 40 CFR 264.32
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9 require a particular kind of equipment specified below: … (c) Portable fire extinguishers, fire control equipment (including special extinguishing equipment, such as that using foam, inert gas, or dry chemicals), spill control equipment, and decontamination equipment; and (d) Water at adequate volume and pressure to supply water hose streams, or foam producing equipment, or automatic sprinklers, or water spray systems. These are the only fire protection measures that EPA regulations require for TSDFs. Additionally, EPA regulations do not require a fire protection professional or local fire officials to review the fire protection measures. Although required by EPA and NCDENR regulations the EQNC permit application did not describe “fire control equipment” nor include a justification for not installing it in accordance with 40 CFR 264.32 paragraph (c). Despite hundreds of gallons of flammable liquids and strong oxidizers routinely handled onsite, the EQ facility operated with only portable fire extinguishers, which provided limited protection for the facility and community. 4.1.3 Emergency Planning Requirements EPA regulations require TSDFs to have a contingency plan outlining actions facility personnel will take in case of emergency, the arrangements the facility has with local authorities, and the location of emergency equipment within the facility. TSDFs must share the contingency plan with local authorities, including fire and police departments.18 In addition to the contingency plan, EPA regulations (40 CFR 264.37) require facilities to make “[a]rrangements to familiarize police, fire departments, and emergency response teams with the layout of the facility, properties of hazardous waste handled at the facility and associated hazards, places where facility personnel would normally be working, entrances to and roads inside the facility, and possible evacuation routes.” Although this requirement mandates that the facility operator familiarize local authorities with the facility, its layout, and its hazards, the requirements do not explicitly state what information must be shared, if the information must be written, or if updates are necessary. EQ met these requirements simply by having the Apex Fire Chief tour the facility once. 4.2 The Emergency Planning and Community Right-to- Know Act The Emergency Planning and Community Right-to-Know Act (EPCRA) requires companies to notify local authorities (including fire departments and LEPCs) regarding certain chemicals that are stored and used onsite. EPA regulations implementing EPCRA improve community preparedness for chemical emergencies at local facilities by
- informing the public,
- facilitating response, and
18 EQNC could not provide any documented evidence that this requirement was met.
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- ensuring that emergency responders are
aware of onsite hazards. The EPA reporting requirements for hazardous chemicals greater than specified quantities under the Community Right-To- Know program include
- supplying Material Safety Data Sheets
(MSDS) or a list of all hazardous chemicals present at the facility, and
- submitting an annual inventory report to
local authorities and the fire department. The Community Right-to-Know reporting requirements apply only to facilities required to keep MSDS on their hazardous chemicals in accordance with the “Occupational Safety and Health Administration (OSHA) Hazard Communication Standard” (29 CFR 1910.1200). However, OSHA excludes hazardous wastes from the requirements of this standard, including MSDS requirements. Therefore, unlike most industrial facilities, a TSDF is not required to submit a list of waste chemicals onsite nor an annual inventory of hazardous materials to local authorities.
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11 5.0 Conclusions 5.1 Fire Prevention The EQNC hazardous waste building was not equipped with fire or smoke detection sensors, automated fire suppression equipment, or fire barriers, even though the facility stored hundreds of 55-gallon drums of flammable and combustible materials. EPA regulations implementing RCRA require that facilities be equipped with “fire control equipment;” however, no EPA guidance or industry standard is available to facility owners, permitting agencies, and local fire officials to establish appropriate fire prevention, detection, control, and suppression measures. 5.2 Emergency Planning EQNC had limited contact with the Apex Fire Department prior to the October 5, 2006 fire. EQNC had not provided the fire department or county emergency agency with written information on the types, quantities, and locations of the hazardous materials in the facility prior to the incident. Although EPA regulations implementing RCRA require companies to familiarize local authorities with the facility, its layout, and its hazards, the regulations do not explicitly state what information must be shared, whether the information should be written, or if updates are necessary.
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12 6.0 Recommendations 6.1 US Environmental Protection Agency 2007-01-I-NC-R1 Ensure that the emergency response planning required for permitted hazardous waste treatment, storage, and disposal facilities (40 CFR 264.37) includes providing written information to state and local emergency response officials on the type, approximate quantities, and locations of materials within the facility (similar to reporting requirements of the Emergency Planning and Community Right-to-Know Act). Additionally, ensure that permit holders periodically update this information throughout the ten-year permit period. 6.2 Environmental Technology Council 2007-01-I-NC-R2 Petition the National Fire Protection Association, following the guidelines of their “Codes and Standards Development Process” (http://www.nfpa.org/index.asp), to develop a fire protection standard (occupancy standard) specific to hazardous waste treatment, storage, and disposal facilities. This standard should address fire prevention, detection, control, and suppression requirements. 2007-01-I-NC-R3 Develop standardized guidance for the handling and storage of hazardous waste to reduce the likelihood of releases and fires at hazardous waste treatment, storage, and disposal facilities.
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13 7.0 References 29 CFR 1910.1200, “Hazard Communication Standard”; Occupational Health and Safety Administration, US Government Printing Office: Washington, DC, 2007 40 CFR 264, “Standards for Owners and Operators of Hazardous Waste Treatment, Storage, and Disposal Facilities”; Environmental Protection Agency, US Government Printing Office: Washington, DC, 2007 . 40 CFR “Subchapter J--Superfund, Emergency Planning, and Community Right-To-Know Programs”; Environmental Protection Agency, US Government Printing Office: Washington, DC, 2007. U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board (USCSB), 2007. Safety Advisory, Dangers of Unspent Aircraft Oxygen Generators, Report No. 2007-I-NC-01-SA, June 2007.
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14
The U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board (CSB) is an independent Federal agency whose mission is to ensure the safety of workers, the public, and the environment by investigating and preventing chemical incidents. The CSB is a scientific investigative organization; it is not an enforcement or regulatory body. Established by the Clean Air Act Amendments of 1990, the CSB is responsible for determining the root and contributing causes of accidents, issuing safety recommendations, studying chemical safety issues, and evaluating the effectiveness of other government agencies involved in chemical safety. No part of the conclusions, findings, or recommendations of the CSB relating to any chemical accident may be admitted as evidence or used in any action or suit for damages. See 42 U.S.C. § 7412(r)(6)(G). The CSB makes public its actions and decisions through investigation reports, summary reports, safety bulletins, safety recommendations, case studies, incident digests, special technical publications, and statistical reviews. More information about the CSB is available at www.csb.gov. CSB publications can be downloaded at www.csb.gov or obtained by contacting: U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board Office of Congressional, Public, and Board Affairs 2175 K Street NW, Suite 400 Washington, DC 20037-1848 (202) 261-7600 CSB Investigation Reports are formal, detailed reports on significant chemical accidents and include key findings, root causes, and safety recommendations. CSB Hazard Investigations are broader studies of significant chemical hazards. CSB Safety Bulletins are short, general-interest publications that provide new or noteworthy information on preventing chemical accidents. CSB Case Studies are short reports on specific accidents and include a discussion of relevant prevention practices. All reports may contain include safety recommendations when appropriate. CSB Investigation Digests are plain-language summaries of Investigation Reports.
FD06413 | 2007_美国_barton-solvents-explosions-and-fire.pdf
分类:06_境外及港澳台调查报告 | 年份:2007 | 地域: | 严重程度: | 场所: | 起火原因: | 来源格式:pdf
CSB • Barton Solvents Case Study 1 Case Study U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board Barton Solvents Static Spark Ignites Explosion Inside Flammable Liquid Storage Tank No. 2007-06-I-KS Issues • Nonconductive flammable liquids can accumulate static electricity during transfer and storage. • Static sparks can readily ignite flammable vapor-air mixtures inside storage tanks. • Material Safety Data Sheets (MSDSs) often do not adequately communicate hazard data and precautions.
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- Introduction
On July 17, 2007, at about 9 a.m., an explosion and fire occurred at the Barton Solvents Wichita facility in Valley Center, Kansas. Eleven residents and one firefighter received medical treatment. The incident triggered an evacuation of Valley Center (approximately 6,000 residents); destroyed the tank farm; and significantly interrupted Barton’s business. An investigation by the U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board (CSB) has concluded that the initial explosion occurred inside a vertical above-ground storage tank that was being filled with Varnish Makers’ and Painters’ (VM&P) naphtha. VM&P naphtha is a National Fire Protection Association (NFPA) Class IB flammable liquid 1 that can produce ignitable vapor-air mixtures inside tanks and, because of its low electrical conductivity, can accumulate dangerous levels of static electricity. 2 The CSB is publishing this Case Study to help companies understand the hazards associated with static-accumulating flammable liquids that can form ignitable vapor-air mixtures inside storage tanks. In addition, the CSB wants to urge companies to take extra precautions to prevent explosions and fires like the one at Barton. This Case Study also examines industry Material Safety Data Sheet (MSDS) hazard communication practices and makes recommendations to ensure that MSDSs identify these hazards and outline appropriate precautions. 1 Liquids most likely to form ignitable vapor-air mixtures during tank filling at ambient operating temperatures are normally those designated as Class IB or Class IC in NFPA 30 (flammability hazard rating of “3” in NFPA 704). In the American Petroleum Institute (API) classification system these liquids usually fall into the “Intermediate Vapor Pressure Products” category. A notable exception is motor gasoline, an NFPA Class IB liquid that is designated as a “High Vapor Pressure Product” in the API system, implying that (except at very low operating temperatures) the vapor-air mixture formed during tank filling rapidly becomes too rich to be ignitable. (See NFPA 30, Section 4.3 “Classification of Liquids” and NFPA 704 Chapter 6 for a detailed discussion of NFPA’s classification and flammability hazard rating systems. See API 2003 (2008 edition), Section 3 “Definitions” for an explanation of “High,” “Intermediate,” and “Low” vapor pressure product classes. 2 On October 29, 2007, fire destroyed a large portion of a Barton facility in Des Moines, Iowa. Flammable liquids and static electricity were also involved in that incident. Because of the incident-specific findings associated with the Wichita incident investigation, this Case Study focuses solely on the Wichita incident. Who’s at Risk… Companies that transfer (pump) bulk flammable liquids into or from storage tanks.
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- Incident Description
The initial explosion occurred soon after the tank farm supervisor started the transfer of the final compartment of a tanker-trailer containing VM&P naphtha into a 15,000 gallon above-ground storage tank (Figure 1) .
Pressure/Vacuum Valve Emergency Pressure Relief Device Liquid Level Tape Gauging System Gauging View Glass Transfer Pump Tanker-Trailer Grounding Float Figure 1 VM&P naphtha tank and photo of an example float
CSB • Barton Solvents Case Study 4 Figure 2 Tank top projectile struck a mobile home Figure 3 Pressure vacuum valve projectile struck neighboring business The explosion sent the VM&P tank rocketing into the air, trailing a cloud of smoke and fire from the burning liquid; it landed approximately 130 feet away. Witnesses heard the explosion and saw the fireball from several miles away. Within moments, two more tanks ruptured and released their contents into the rapidly escalating fire that was concentrated inside the earthen spill containment area surrounding the tank farm. 3 As the fire burned, the contents of other tanks over-pressurized or ignited, launching steel tank tops (10-12 feet in diameter); vent valves; pipes; and steel parts off-site and into the adjoining community. A tank top struck a mobile home in the community (approximately 300 feet away) and a pressure/vacuum valve hit a neighboring business nearly 400 feet away (Figures 2 and 3). 3 Approximately 20,000 gallons of flammable liquid were released into the spill containment. The tank farm included 43 above-ground storage tanks with capacities ranging from 3,000 to 20,000 gallons. Tank heights ranged from approximately 15 to 40 feet.
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- Flammable Liquids and Static Electricity
Fire occurs when there is an ignitable vapor-air mixture and a source of ignition, such as a static electric spark. At normal handling temperatures, flammable storage tanks, like those containing gasoline, may contain vapor-air mixtures that typically cannot be ignited by a static electric spark because the vapor-air mixture is too rich (i.e., contains too much fuel and not enough oxygen) to burn. VM&P naphthas, however, and other flammable liquids (e.g., many NFPA Class IB Flammables), may form ignitable vapor-air mixtures inside tanks at normal handling temperatures. Static electricity is generated as liquid flows through pipes, valves, and filters while being transferred. 4 It can also be produced by en trained water or air, splashing or agitation, and when sediment in the bottom of the tank becomes suspended (Britton, 1999). Because nonconductive liquids, such as VM&P naphtha and other flammable liquids, dissipate (or “relax”) static electricity slowly, they pose a risk of dangerous static electric accumulation that can produce sparks inside tanks. 5 4 The rate of static charge generation during flow through pipe increases roughly with the square of the flow velocity. A liquid whose conductivity is less than 100 pico siemens per meter (pS/m) is generally considered nonconductive (Britton, 1999). The VM&P naphtha involved in the Barton incident had a conductivity of 3 pS/m. Some common nonconductive liquids are listed in NFPA 77 (Annex B – Table B.2). See the Resources Section at the end of this Case Study for web access instructions. 5 The length of the transfer piping from the pump to the storage tank was approximately 215 feet (66 meters); the piping was 2.5 inch NPS Schedule 40, (6.3 cm inside diameter); and the pump flow velocity was 4.6 meters per second (15 feet per second). A 425 micron (0.017 inch) mesh strainer was located at the pump outlet. Normal Bonding and Grounding May Not Be Enough! Companies that handle, transfer, and store flammable liquids should contact manufacturers to determine if these liquids can accumulate dangerous levels of static electricity, and if they can form explosive vapor-air mixtures inside storage tanks. If so, extra precautions—beyond normal bonding and grounding—may be necessary.
- Key Findings
The CSB determined that several factors likely combined to produce the initial explosion: • The tank contained an ignitable vapor-air mixture in its head space. • Stop-start filling, air in the transfer piping, and sediment and water (likely present in the tank) caused a rapid static charge accumulation inside the VM&P naphtha tank. • The tank had a liquid level gauging system float with a loose linkage that likely separated and created a spark during filling. • The MSDS for the VM&P naphtha involved in this incident did not adequately communicate the explosive hazard. Common Static-Accumulating Flammable Liquids That May Form Ignitable Vapor-Air Mixtures • VM&P naphtha • Cyclohexane • n-Heptane • Benzene • Toluene • n-Hexane • Xylene • Ethyl benzene • Styrene
CSB • Barton Solvents Case Study 6 4.1. Flammability of VM&P naphtha The CSB tested the VM&P naphtha involved in the Barton explosion to determine if an ignitable vapor-air mixture could have been present inside the tank at the time of the explosion. 6 The results revealed that, at approximately 77˚F (25˚C) (the handling temperature of the VM&P naphtha at the time of the incident), the tank head space likely contained a readily ignitable vapor-air mixture. The energy from a static spark would have been adequate to ignite this vapor-air mixture. 7 4.2. Tank Level Float Design The design of the tank liquid level gauging system float used by Barton incorporates a loose linkage at the float/tape junction that can separate slightly, interrupting grounding (see Section 4.3) and creating the potential for a spark (Figure 4). 8 The CSB concluded that turbulence and bubbling during the stop-start transfer pumping, in addition to creating rapid static charge accumulation, also likely created slack in the gauge tape connected to the float, causing the linkage to separate and spark. 9 6 Its flashpoint was 58 ˚F (14 ˚C); its vapor pressure was approximately 0.7 kPa (5 mmHg) at 68 ˚F (20 ˚C) using an Isoteniscope; and its flammable range was approximately 0.9-6.7% in air. The Reid VP of the VM&P naphtha was 3.1 psia (21.4 kPa) at 100 ˚F (38 ˚C). 7 The CSB estimates that the minimum ignition energy required for a spark to ignite the Barton VM&P naphtha was 0.22 mJ (plus/minus 0.02 mJ). 8 Electrical testing of an exemplar tank level float indicated that a loose linkage could produce a spark with sufficient energy to ignite a flammable vapor-air mixture inside a tank. 9 While the CSB has concluded that the loose linkage level float was the most likely spark location, a spark from a “brush discharge” cannot be ruled out. Brush discharges encompass a variety of “non-spark” static discharges that occur between a charged liquid surface and a grounded conductive object, such as a dip pipe or other metal component acting as an electrode, or even the tank wall itself. Brush discharges can occur even when all equipment is properly bonded and grounded (Britton, 1999). See the Resources Section at the end of this Case Study for more information on brush discharge. Float Body Tape Linkage Assembly (Side View) Spark Area Figure 4 Float linkage and area where the spark likely occurred
CSB • Barton Solvents Case Study 7 4.3. Bonding and Grounding Bonding is the process of electrically connecting conductive objects, like tanker-trailers, to transfer pumps to equalize their individual electrical potentials and prevent sparking (Figure 5). 10 The transfer hose was severely damaged during the fire, however, which prevented investigators from determining if bonding/grounding was effective. 11 Barton indicated that it had no records of the VM&P tank ever being cleaned, and the tank had no manway or access opening to facilitate cleaning. Employees stated that they scooped sediment from the bottoms of similar tanks to prepare them for inspection. Figure 5 Bonding and grounding Storage Tank Storage Tank Storage Tank Bonding Grounding Bonding & Grounding Grounding (earthing) means connecting a conductive object to the earth to dissipate electricity, like accumulated static, lightning strikes, and equipment faults, into the ground, away from employees/equipment and ignitable mixtures. According to witnesses at Barton, the tanker-trailer, pump, piping, and storage tank were bonded and grounded at the time of the incident. 10 However, published safety guidance indicates that bonding and grounding measures applied to typical transfer and storage operations may not be enough if nonconductive flammable liquids are involved. Nonconductive liquids accumulate static electricity and dissipate (relax) it more slowly than conductive liquids, and therefore require additional precautions (see Section 5). 4.4. Static Accumulation in the Pumped Liquid Barton pumped the VM&P naphtha from three separate compartments in the tanker-trailer to the VM&P tank. Air pockets were introduced into the fill piping, and then transferred into the tank when the transfer hose was reconnected to the tanker-trailer after compartments were changed. Studies have found that static electricity accumulates rapidly during pump startup when nonconductive liquids are transferred to storage tanks (Walmsley, 1996). In this case, the static electricity accumulation was likely exacerbated by the air pockets (bub bling) and the likely presence of suspended sediment and water in the tank. 11 In addition, the VM&P tank was approximately 30 percent filled at the time of the explosion, which would have produced a liquid surface potential (voltage) close to the maximum expected during filling.
CSB • Barton Solvents Case Study 8 4.5. Material Safety Data Sheets According to the Occupational Safety and Health Administration (OSHA) Hazard Communication Standard (HCS), 12 employees both need and have the right to know the identities and hazards of the chemicals they are exposed to when working. The purpose of the HCS is to ensure that chemical manufacturers and importers evaluate the hazards and communicate them, along with appropriate precautionary measures, to employers and employees through a hazard communication program. 13 The primary method of communicating this information is via detailed technical bulletins called Material Safety Data Sheets (MSDSs). The MSDSs supplied by the manufacturer of the Barton VM&P naphtha indicated that the material may accumulate a static electrical charge that could discharge and ignite accumulated vapors. It did not, however, provide critical physical and chemical property data and warnings that the material may form an ignitable vapor-air mixture inside storage tanks. Nor did it list any precautionary measures, beyond normal bonding and grounding practices, or reference relevant consensus guidance that Barton could have used to help prevent this explosion. To prevent explosions with flammable liquids like VM&P naphtha, MSDSs should communicate • warnings that the material is a static accumulator and can form an ignitable vapor-air mixture inside storage tanks; • that bonding and grounding may not be enough; • specific examples of additional precautions (see Section 5) and references to the published guidance targeted at preventing static electric discharge; and • conductivity testing data, 14 so that companies know the degree to which the material will accumulate static and can compare it to the published guidance. Information about the pub lished guidance is included in the Information Resources section at the end of this report. 12 29 CFR 1910.1200. 13 29 CFR 1910.1200(a)(1) and (2). 14 The units routinely used to report conductivity are pico Siemens per meter (pS/m). Material Safety Data Sheets (MSDSs) MSDSs do not typically communicate critical physical and chemical properties, and specific precautions or reference guidance for flammable liquids that may pose a static ignition hazard. Companies should contact the manufacturer (or an expert familiar with the relevant consensus guidance) for this information. Manufacturers should in turn update their MSDSs to provide this critical safety information.
CSB • Barton Solvents Case Study 9 4.5.1. Industry MSDSs Review The CSB reviewed 62 MSDSs of some of the most widely used nonconductive flammable liquids to determine if they provided the warnings, precautionary measures and references, and conductivity testing data discussed above. • Static Accumulator and Storage Tank Ignitable Vapor-Air Mixture Potential: Of the MSDSs reviewed, 39 (67 percent) contained a warning about the potential for the material to accumulate static electricity. Nearly all (97 percent) included a warning about ignitable flammable vapors. However, only one specifically warned of the potential for the material to form an ignitable vapor-air mixture inside a storage tank. • Specific Precautions and References to Prevent Explosions: Of the MSDSs reviewed, 52 (84 percent) advised companies to properly bond and ground equipment, but only seven (all prepared by the same manufacturer) indicated that bonding and grounding alone may not be enough to prevent a static discharge. Each of the seven also referenced NFPA 77 and API 2003, 15 and 11 others referenced NFPA 77 and/or API 2003, but did not specifically warn that bonding and grounding may not be enough. Only eight of the 62 provided one or more specific precautionary measures such as adding nonflammable (inert) gases to tank head spaces, adding an anti-static agent, or reducing the pump flow velocity during transfer. • Conductivity Testing Data: Only three MSDSs (all prepared by the same manufacturer) included conductivity testing data. 4.5.2. Regulatory and Consensus Guidance for Preparing MSDSs The three chemical hazard classification systems discussed in this section contain guidance to assist manufacturers who prepare MSDSs. OSHA establishes the regulatory requirements governing the content of an MSDS. • Occupational Safety and Health Administration: OSHA describes the HCS as largely a performance-oriented standard that gives employers the flexibility to adapt the rule to the needs of the workplace, instead of having to follow specific, rigid requirements. Consequently, the HCS generally identifies categories of information to be included in the MSDS, including physical and chemical characteristics, physical hazards, and applicable precautions and/ or control measures for handling materials safely. However, neither the standard nor its compliance directive 16 identifies the specific physical and chemical data, hazard warnings or precautions necessary to address some chemical hazards. The HCS places the responsibility on the preparer to identify the specific hazards within these broad categories. The OSHA advisory document, “Guidance for Hazard Determination For Compliance with the OSHA Hazard Communication Standard (29 CFR 1910.1200),” is intended to help MSDS preparers identify and communicate chemical hazards. While the document lists cer tain data and physical hazards recommended for inclusion in labels and MSDSs, it does not address relevant data and hazards associated with static-accumulating flammable liquids. 15 NFPA 77 and API 2003 are consensus standards that provide static electric safety guidance. 16 CPL 02-02-038 – CPL 2-2.38D, “Inspection Procedures for the Hazard Communication Standard.”
CSB • Barton Solvents Case Study 10 • Globally Harmonized System of Classification and Labeling of Chemicals (GHS): The GHS, first adopted by the Sub-Committee on the Globally Harmonized System of Classification and Labeling of Chemicals (SCEGHS) in December 2002, is an initiative to establish inter national consensus on criteria for classifying chemical hazards for international distribution, and to create consistent requirements for MSDSs. The GHS has been revised twice: once in 2005, and again in 2007. According to the GHS Sub-Committee of Experts, the GHS is now ready for worldwide implementation. The GHS provides specific criteria for identifying and classifying flammable liquids, but it does not provide identification criteria or warning guidance for liquids that, in addition to being ignitable inside tanks at ambient temperatures, also accumulate static electricity that can ignite them. In addition, the GHS does not require a preparer to include conductivity testing data in an MSDS, data that are essential to identify a material as nonconductive. OSHA participates in the GHS criteria development process, and on September 12, 2006, published an Advance Notice of Proposed Rulemaking (71 FR 53617), indicating its intent to adopt the GHS guidance into the requirements of the HCS. • American National Standards Institute (ANSI) Z400.1-2004 “American National Standard for Hazardous Industrial Chemicals - Material Safety Data Sheets - Preparation”: ANSI Z400.1-2004 is a voluntary consensus standard, and is recognized by OSHA’s HCS compliance directive as a consensus standard that provides valuable guidance to MSDS preparers. Because the OSHA HCS is performance-based, it provides minimal substantive guidance for MSDS preparers. ANSI Z400.1 was developed to provide such guidance; it identifies information that must be included in an MSDS to comply with OSHA’s HCS, and includes additional guidance to help MSDS preparers comply with state and federal environmental and safety rules. ANSI Z400.1 gives the following example of a general warning about what practices to avoid or restrict: “To reduce the potential for static discharge, bond and ground containers when transferring material.” However, the example does not warn that bonding and grounding may be insufficient to eliminate the potential for static discharge, particularly if the material is a nonconductive flammable liquid. The standard includes no additional precautions or relevant consensus guidance references, and no requirements for a preparer to include conductivity testing data in an MSDS.
CSB • Barton Solvents Case Study 11
- Additional Precautions
Companies that handle, transfer, and store nonconductive flammable liquids, such as naphthas, toluene, benzene, and heptane, should take additional precautions to avoid an incident like the one at Barton. 5.1. Request Additional Manufacturer Guidance As discussed, MSDSs do not typically provide conductivity testing data or specific examples of additional precautions that should be observed, and do not typically reference the relevant consensus guidance pertaining to static electricity and storage tank vapor-air mixture hazards. Therefore, to determine if additional precautions to eliminate the potential for an explosion are necessary, companies that transfer flammable liquids should contact the manufacturers, or a qualified expert, to determine if the flammable liquid is • nonconductive (a static accumulator); and • capable of producing an ignitable vapor-air mixture inside a storage tank. 5.2. Add a Nonflammable, Nonreactive (inert) Gas to Tank Head Spaces 17 Using an inert gas such as nitrogen, if done correctly, is effective in reducing the potential for an ignitable incident (explosion) as it renders tank head spaces incapable of supporting ignition from a static spark. 18 However, because this practice can produce oxygen-deficient environments inside tanks, extreme caution should be exercised when opening tanks for routine inspections and maintenance. 19 Additional Precautions • Request additional manufacturer guidance • Add an inert gas to the tank head space • Modify or replace loose linkage tank level floats • Add an anti-static agent • Reduce flow (pumping) velocity 17 See NFPA 69 “Standard on Explosion Prevention Systems” (2008) for guidance pertaining to proper inerting practices. 18 Before using inert gases in tanks, companies should contact the liquid manufacturer to determine if the proposed gas is appropriate for the particular liquid. 19 Employers who require employees to enter confined spaces—particularly those with oxygen-deficient or other hazardous atmospheres—must comply with the requirements of the OSHA “Permit Required Confined Space Program” (29 CFR 1910.146).
CSB • Barton Solvents Case Study 12 5.3. Modify or Replace Loose Linkage Tank Level Floats Companies with tanks that may contain ignitable vapor-air mixtures and that are equipped with conductive loose linkage level floats should take one or more of the following measures: • Use an appropriate gas to inert tank head spaces. • Inspect and replace, as appropriate, floats with level measuring devices that will not promote sparks inside the tank. • Modify floats so that they are properly bonded and grounded (see Figure 6). 20 • Reduce the liquid flow (pumping) velocity. 21 • Remove any slack in the tape connected to the float mechanism that could allow a spark gap to form. 5.4. Anti-Static Additives Anti-static (conductivity-enhancing) additives increase the conductivity of liquids, helping reduce static accumulation. Before relying solely on these additives, however, companies should contact the flammable liquid manufacturer to determine if such an additive is appropriate and effective for the particular liquid. 5.5. Reduced Flow (Pumping) Velocity Various guidance suggests that nonconductive flammable liquids capable of forming ignitable vapor-air mixtures inside tanks should be transferred at reduced flow (pumping) velocities to minimize the potential for a static ignition. 22 Figure 6 Tank level float bonding wire Float Body Tape Linkage Assembly Bonding Wire 20 This figure illustrates the modification recommended by the manufacturer of the floats used at Barton’s Wichita facility. Companies with floats equipped with loose linkages should contact the manufacturer for modification recommendations. 21 NFPA 77 (2007); API 2003 (2008); and Britton (1999) recommend a flow (pumping) velocity of 1 meter per second when the risk of static ignition is high. Until the spark potential inside the tank is eliminated, companies should use a pump flow velocity at (or near) 1 meter per second to transfer nonconductive flammable liquids. 22 The guidance pertaining to reduced flow (pumping) velocities include API 2003 (2008), Sections 4.2.5.6 and 4.5.1; NFPA 77 (2007), Table 8.6 (footnote f); and Laurence Britton, “Avoiding Static Ignition Hazards in Chemical Operations”, Chapters 2-1.6 and 5-4. While toluene and heptane are specifically identified in NFPA 77, Table 8.6 (footnote f), typical VM&P naphthas exhibit similar characteristics and should also be transferred at reduced flow rates. Recommended maximum flow (pumping) velocities provided in the various guidance differ. However, the most protective recommended flow (pumping) velocity is 1 meter per second.
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- Recommendations
- 1. Occupational Safety and Health Administration
2007-06-I-KS-R1 Revise the “Guidance for Hazard Determination for compliance with the OSHA Hazard Communication Standard” to advise chemical manufacturers and importers that prepare MSDSs to • Evaluate flammable liquids to determine their potential to accumulate static electricity and form ignitable vapor-air mixtures in storage tanks. • Test the conductivity of the flammable liquid and include the testing results in the MSDS. 2007-06-I-KS-R2 Prior to the next revision, communicate to the Sub-Committee on the Globally Harmonized System of Classification and Labeling of Chemicals (SCEGHS) the need to amend the GHS to advise chemical manufacturers and importers that prepare MSDSs to • Identify and include a warning for materials that are static accumulators and that may form ignitable vapor-air mixtures in storage tanks. • Advise users that bonding and grounding may be insufficient to eliminate the hazard from static-accumulating flammable liquids, and provide examples of additional precautions and references to the relevant consensus guidance (e.g., NFPA 77, Recommended Practice on Static Electricity (2007), and API Recommended Practice 2003, Protection Against Ignitions Arising Out of Static, Lightning, and Stray Currents (2008)). • Provide conductivity testing data for materials that are static accumulators and that may form ignitable vapor-air mixtures in storage tanks. 6.2. American National Standards Institute (ANSI) Z400.1 Committee 2007-06-I-KS-R3 Revise ANSI Z400.1 to advise chemical manufacturers and importers that prepare MSDSs to • Identify and include a warning for materials that are static-accumulators and that may form ignitable vapor-air mixtures in storage tanks; • Advise users that bonding and grounding may be insufficient to eliminate the hazard from static-accumulating flammable liquids, and provide examples of additional precautions and references to the relevant consensus guidance (e.g., NFPA 77, Recommended Practice on Static Electricity (2007), and API Recommended Practice 2003, Protection Against Ignitions Arising Out of Static, Lightning, and Stray Currents (2008)); and • Provide conductivity testing data for materials that are static accumulators and that may form ignitable vapor-air mixtures in storage tanks. 6.3. Industry Associations American Chemistry Council 2007-06-I-KS-R4 American Petroleum Institute 2007-06-I-KS-R5 National Association of Chemical Distributors 2007-06-I-KS-R6 National Paint and Coatings Association 2007-06-I-KS-R7
CSB • Barton Solvents Case Study 14 The U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board (CSB) is an independent federal agency charged with investigating industrial chemical accidents. The agency’s board members are appointed by the president and confirmed by the Senate. CSB investigations look into all aspects of chemical accidents, including physical causes such as equipment failure as well as inadequacies in regulations, industry standards, and safety management systems. The Board does not issue citations or fines but does make safety recommendations to companies, industry organizations, labor groups, and regulatory agencies such as OSHA and EPA. Please visit our website, www.csb.gov. No part of the CSB’s conclusions, findings, or recommendations may be admitted as evidence or used in any action or suit for damages; see 42 U.S.C. § 7412(r)(6)(G). National Petrochemical and Refiners Association 2007-06-I-KS-R8 Society for Chemical Hazard Communication 2007-06-I-KS-R9 Recommend to your membership companies that prepare MSDSs to update the MSDSs to • Identify and include a warning for materials that are static accumulators and that may form ignitable vapor-air mixtures in storage tanks. • Include a statement that bonding and grounding may be insufficient to eliminate the hazard from static-accumulating flammable liquids, and provide examples of additional precautions and references to the relevant consensus guidance (e.g., NFPA 77, Recommended Practice on Static Electricity (2007), and API Recommended Practice 2003, Protection Against Ignitions Arising Out of Static, Lightning, and Stray Currents (2008)). • Include conductivity testing data for the materials that are static accumulators and that may form ignitable vapor-air mixtures in storage tanks.
- Information Resources
The following references include additional information on the safe use of static-accumulating flammable liquids:
- American Petroleum Institute (API), “API Recommended Practice 2003: Protection
Against Ignitions Arising Out of Static, Lightning, and Stray Currents,” 7th ed., 2008.
- Britton, L.G., and J.A. Smith, “Static Hazards of Drum Filling,” Plant/Operations
Progress, Vol. 7, No. 1 (1988) pg. 53-78.
- Britton, L.G., “Avoiding Static Ignition Hazards in Chemical Operations,” AIChE-CCPS
Concept Book, 1999.
- National Fire Protection Association (NFPA), “NFPA 30: Flammable and Combustible
Liquid Code,” 2008.
- NFPA, “NFPA 69: Standard on Explosion Prevention Systems,” 2008 ed.
- NFPA, “NFPA 77: Recommended Practice on Static Electricity,” 2007 ed. NFPA 77 can
be viewed, free of charge, on the NFPA website (www.nfpa.org). Access directions: At the NFPA Homepage, go the “Codes and Standards” pull down tab, then click on “Code development process” and scroll down to “Online access.”
- Walmsley, H.L., “The Electrostatic Potentials Generated by Loading Multiple Batches of
Product into a Road Tanker Compartment,” J. Electrostatics, Vol. 38, 1996, pg.177-186.
FD06414 | 2007_美国_valero-mckee-refinery-propane-fire.pdf
分类:06_境外及港澳台调查报告 | 年份:2007 | 地域: | 严重程度: | 场所: | 起火原因: | 来源格式:pdf
U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD INVESTIGATION REPORT
LPG FIRE AT VALERO – MCKEE REFINERY (Four Injured, Total Refinery Evacuation, and Extended Shutdown)
Photo: Associated Press
VALERO ENERGY CORPORATION SUNRAY, TEXAS FEBRUARY 16, 2007 KEY ISSUES: • FREEZE PROTECTION OF DEAD-LEGS • EMERGENCY ISOLATION OF EQUIPMENT • FIREPROOFING OF SUPPORT STEEL • FIRE PROTECTION FOR HIGH PRESSURE LPG SERVICE • CHLORINE RELEASE
REPORT NO. 2007-05-I-TX JULY 2008
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Contents EXECUTIVE SUMMARY ..........................................................................................................................6 1.0 INTRODUCTION .........................................................................................................................10 1.1 Background.......................................................................................................................10 1.2 Investigative Process.........................................................................................................10 2.0 VALERO ENERGY CORPORATION.........................................................................................11 2.1 Company History..............................................................................................................11 2.2 McKee Refinery................................................................................................................11 2.3 Propane Deasphalting (PDA) Unit....................................................................................12 3.0 INCIDENT DESCRIPTION..........................................................................................................15 3.1 The Incident......................................................................................................................15 3.2 Injuries ..............................................................................................................................16 3.3 Emergency Response and Refinery Evacuation ...............................................................16 3.4 Aftermath..........................................................................................................................17 3.5 Near-Miss Events..............................................................................................................18 4.0 INCIDENT ANALYSIS................................................................................................................20 4.1 Incident Sequence.............................................................................................................21 4.2 Dead-Leg Freeze Protection .............................................................................................25 4.3 Fireproofing ......................................................................................................................29 4.4 Emergency Isolation and Shutdown .................................................................................33 5.0 NEAR-MISS ANALYSIS .............................................................................................................35 5.1 Chlorine Release...............................................................................................................36 5.2 Butane Sphere Deluge Valves ..........................................................................................38 6.0 PROCESS HAZARD ANALYSIS (PHA) ....................................................................................41
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3 7.0 REGULATORY ANALYSIS........................................................................................................43 7.1 OSHA Process Safety Management .................................................................................43 7.2 EPA Risk Management Program (RMP)..........................................................................43 7.3 Regulatory Enforcement History......................................................................................44 8.0 ROOT AND CONTRIBUTING CAUSES....................................................................................45 8.1 Root Causes ......................................................................................................................45 8.2 Contributing Causes..........................................................................................................45 9.0 RECOMMENDATIONS...............................................................................................................46 10.0 REFERENCES ..............................................................................................................................49 APPENDIX A. FLOW DIAGRAM .....................................................................................................51 APPENDIX B INCIDENT TIMELINE..............................................................................................52 APPENDIX C PIPING ELBOW FAILURE ANALYSIS..................................................................54 APPENDIX D. INITIAL PROPANE RELEASE RATE.....................................................................57 APPENDIX E. RESPONSE OF STRUCTURAL STEEL TO FIRE HEATING................................59 APPENDIX F: EVENT TREE.............................................................................................................61
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4 Figures Figure 1. PDA unit location in McKee Refinery ........................................................................................13 Figure 2. No. 1 Extractor simplified process flow diagram.......................................................................14 Figure 3. Approximately 90 seconds after ignition (from surveillance video) ..........................................16 Figure 4. Aerial photograph of damage from the PDA fire .......................................................................19 Figure 5. Propane mix control station schematic (not to scale) .................................................................21 Figure 6. Crack in the 10” diameter propane mix control station inlet elbow...........................................23 Figure 7. Downstream view of propane mix control station inlet block valve..........................................24 Figure 8. Damaged 10” propane inlet on Extractor No. 1 .........................................................................25 Figure 9. Pipe bridge support fireproofing.................................................................................................30 Figure 10. Extractor towers (upper right) and collapsed pipe rack............................................................31 Figure 11. Distances between the E-W pipe rack supports and the extractors ..........................................32 Figure 12. Insurer-recommended locations for ROSOVs..........................................................................33 Figure 13. Ruptured one-ton chlorine container .........................................................................................38 Figure 14. Heat-damaged coating on sphere and location of sphere deluge valves...................................39
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5 Acronyms and Abbreviations AIChE
American Institute of Chemical Engineers API
American Petroleum Institute BPD
barrels per day (100 BPD = 2.92 gallons per minute) CCPS
Center for Chemical Process Safety CFR
Code of Federal Regulations CSB
U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board DAGO
DeAsphalted Gas Oil DCS
distributed control system EIV
emergency isolation valve EHS
extremely hazardous substance EOC
Emergency Operations Center EPA
U.S. Environmental Protection Agency EPCRA
Emergency Planning and Community Right-to-Know Act ERPG
Emergency Response Planning Guideline IChemE
Institute of Chemical Engineers (UK) IDLH
immediately dangerous to life or health LPG
liquefied petroleum gas MOC
Management of Change NPRA
National Petrochemical and Refiners Association NWS
National Weather Service OSHA
Occupational Safety and Health Administration PDA
Propane DeAsphalting Unit PEL
permissible exposure limit PHA
Process Hazard Analysis psi
pounds per square inch (1 psig = 6.89 kPa) PSM
Process Safety Management (OSHA) RMP
Risk Management Program (EPA) ROSOV
Remotely Operable Shut-Off Valve TCEQ
Texas Commission on Environmental Quality UDS
Ultramar Diamond Shamrock
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EXECUTIVE SUMMARY On February 16, 2007, a liquid propane release from cracked control station piping resulted in a massive fire in the propane deasphalting (PDA)1 unit at Valero’s McKee Refinery near Sunray, Texas, injuring three employees and a contractor. The fire caused extensive equipment damage and resulted in the evacuation and total shutdown of the McKee Refinery. The refinery remained shut down for two months; the PDA unit was rebuilt and resumed operation nearly one year after the incident. Direct losses attributed to the fire were reported to exceed $50 million.2 The following are key findings of the Chemical Safety Board’s (CSB) investigation:
- The propane release was likely caused by the freeze-related failure of high-pressure piping at
a control station that had not been in service for approximately 15 years. The control station was not isolated or freeze-protected but left connected to the process, forming a dead-leg.3 Water in the propane accumulated in the low point formed by the control station and froze during cold weather prior to the incident, cracking an inlet pipe elbow. Ice sealing the failed pipe from the process melted as the air temperature rose on the day of the incident, releasing 4,500 pounds per minute of liquid propane, which ignited.
- The refinery did not conduct a management of change4 review when the control station was
removed from active service in the 1990s. Consequently, the freeze-related hazards of the
1 The McKee propane PDA unit uses liquid propane as a solvent to separate gas oil from asphalt. The gas oil is fed to other units in the refinery for further processing. The asphalt is sold as paving material. 2 RMP submittal, December 2007. 3 A dead-leg is a section of piping connected to the process that has no flow through it. 4 Management of change is a systematic method for reviewing the safety implications of modifications to process technology, facilities, equipment, chemicals, organizations, policies, and standard operating practices and procedures.
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dead-leg formed by the control station were not identified or corrected when the change was made.
- The McKee Refinery’s freeze protection practices did not ensure that process units were
systematically reviewed to identify and mitigate freezing hazards for dead-legs or infrequently used piping and equipment.
- American Petroleum Institute (API)5-recommended safety practices for oil refineries do not
provide detailed guidance on freeze protection programs, nor do they sufficiently stress freeze protection of dead-legs, or of infrequently used piping and equipment.
- The rapidly expanding fire prevented field operators from closing manual isolation valves or
reaching local pump controls to isolate the high-pressure propane being vented to the atmosphere. Control room operators were unable to shut off the flow of propane because remotely operable shut-off valves (ROSOVs)6 were not installed in the PDA. The lack of remote isolation significantly increased the duration and size of the fire, resulting in extensive damage to the PDA, the main pipe rack, and an adjacent process unit.
- API provides safety guidance for the use of ROSOVs in LPG storage installations, but does
not address their use in refinery process units handling large quantities of flammable materials. Valero internal standards require the use of ROSOVs in such process units, but the McKee Refinery had not retrofitted them in the PDA unit.
5 The API, an industry trade group, publishes recommended practices and standards widely used in the refining industry. 6 ROSOVs, also called emergency isolation valves (EIVs), are equipped with actuators and are configured to be quickly and reliably operated from a safe location, such as a well-sited control room.
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- Flame impingement on a non-fireproofed structural support caused a pipe rack to collapse,
significantly increasing the size and duration of the fire, and led to the evacuation and extended shutdown of the refinery.
- API-recommended practices and Valero standards for fireproofing do not provide sufficiently
protective guidance for fireproofing distance for pipe racks near process units containing high-pressure flammables.
- The exposure of three one-ton chlorine containers to radiant heating from the fire led to the
release of approximately 2.5 tons of highly toxic chlorine,7 which was used as a biocide in an adjacent cooling tower. Biocides that are inherently safer than chlorine are available.
- A butane storage sphere was exposed to radiant heating that blistered its paint. The manual
firewater deluge valve for the butane sphere was located too close to the PDA unit and could not be opened during the fire.
- API-recommended practices do not require the evaluation of hazards posed by adjacent
process units when specifying the design, operation, or location of firewater deluge valves.
- The McKee Refinery’s Process Hazard Analysis was ineffective in identifying and addressing
the • risk of pipe failure due to freezing, • need for ROSOVs in the PDA unit to rapidly isolate LPG releases, and • hazards posed by fire exposure to neighboring equipment, including the chlorine ton containers and the butane storage sphere. 7 Chlorine has a permissible exposure limit (PEL) of 1.0 ppm, and is listed by the Environmental Protection Agency (EPA) as an extremely hazardous substance (EHS).
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9 This CSB report identifies root and contributing causes, and makes recommendations to Valero Energy Corporation, Valero–McKee Refinery, the API, the United Steelworkers Union, and Steelworkers Local 13-487.
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PG)
- 0 Introduction
- 1
Background At 2:09 p.m. on Friday, February 16, 2007, liquid propane under high pressure was released in the Propane De-Asphalting (PDA)1 unit of Valero’s McKee Refinery, 50 miles north of Amarillo in the Texas panhandle, near the town of Sunray. The resulting propane vapor cloud found an ignition source, and the subsequent fire injured workers, damaged unit piping and equipment, and collapsed a major pipe rack. The fire grew rapidly and threatened surrounding units, including a Liquefied Petroleum Gas (L storage area. Fire-fighting efforts were hampered by high and shifting winds and the rapid spread of the fire. A refinery-wide evacuation was ordered approximately 15 minutes after the fire ignited. Three of the four workers injured were seriously burned, including a contractor. The refinery was completely shut down for just under two months, and operated at reduced capacity for nearly a year. Because of the serious nature of this incident, the U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board (CSB) launched an investigation to determine root and contributing causes and to make recommendations to help prevent similar incidents. 1.2 Investigative Process The CSB investigators arrived at the McKee Refinery the morning of Sunday, February 18, 2007. The CSB interviewed Valero and contractor personnel, reviewed company documents and data from the PDA unit’s computerized control system, examined physical evidence, and tested valves and piping components. The CSB investigation team was aided by experts in metallurgical analysis and high- pressure flow testing. The investigation focused on the refinery’s programs to identify and address
1 The McKee PDA unit uses liquid propane as a solvent to separate gas oil from asphalt. The gas oil is fed to other
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process hazards, and on the fire protection measures used in and around the PDA unit. Investigation activity was coordinated with the U.S. Occupational Safety and Health Administration (OSHA); the U.S. Environmental Protection Agency (EPA); and the Texas Commission on Environmental Quality (TCEQ). 2.0 Valero Energy Corporation 2.1 Company History Valero Energy Corporation was formed in 1980 as a natural gas-gathering company2 based in San Antonio, Texas. In the early 1980s, the company began expanding into the refining industry, and in 1997, separated its refining and marketing businesses into an independent company under the Valero name. Valero Energy expanded rapidly in the late 1990s and early 2000s, as it acquired 16 U.S. refining facilities, as well as plants in Quebec, Canada; and Aruba. Valero Energy became North America’s largest refiner in 2005, operating 18 refineries3 with capacity of approximately 3.3 million barrels per day (bpd). In 2006 the company had assets of approximately $33 billion; annual revenues of $91.8 billion; and 21,800 employees.4 2.2 McKee Refinery The McKee Refinery in Sunray, Texas, was built in 1933 by Shamrock Oil and Gas Company.5 Major unit upgrades were made in the 1950s, 1990s, and, most recently, in 2004. The refinery became part of
units in the refinery for further processing. The asphalt is sold for use in paving materials. 2 Gathering companies consolidate gas production from many natural gas wells into one or more large production pipelines for treating and distribution. 3 This number includes two separate plants (east and west) at one physical location. Since the February 2007 incident, Valero has divested its Lima, Ohio, refinery, bringing Valero’s total to 17. 4 Dunn & Bradstreet, Directory of Corporate Affliations, s.v. “Valero Energy Corporation,” dated Dec. 11, 2007, accessed Dec. 13, 2007. 5 Handbook of Texas Online, s.v. "Diamond Shamrock." http://www.tshaonline.org/handbook/online/articles/DD/hed6.html, accessed Jan. 2, 2008.
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Valero in late 2001 when Ultramar Diamond Shamrock (UDS), the previous owner, merged with Valero Energy. On July 29, 1956, the McKee Refinery experienced a tragic workplace accident when a light hydrocarbon storage vessel failed catastrophically during a fire, resulting in the deaths of 19 emergency responders. The refinery processes 170,000 barrels of crude oil per day, and distributes its products by pipeline to customers in Texas, New Mexico, Arizona, Colorado, and Oklahoma. 2.3 Propane Deasphalting (PDA) Unit The PDA unit (Figure 1) recovered fuel feedstock and paving-grade asphalt from the heavy bottoms (pitch6) produced in the refinery’s vacuum crude oil fractionator. In the McKee PDA process, two liquid/liquid extraction towers used liquid propane as a solvent to extract gas oil7 from the pitch under approximately 500 pounds per square inch (psi)(3,447 kPa) pressure. The recovered gas oil was processed into gasoline in another refinery unit. The asphalt produced was sold for use in paving materials. Figure 2 is a simplified process flow diagram for the No. 1 Extractor, including the location from which the propane was initially released.
6 Pitch is the heavy, viscous material discharged from the bottom of the vacuum fractionator after the lighter fractions have been removed – the heaviest hydrocarbon mixture produced from crude oil in the refinery. 7 Gas oil is a hydrocarbon mixture with molecular weight and viscosity somewhat higher than diesel.
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Figure 1. PDA unit location in the McKee Refinery The relatively dense pitch entered an upper section of the extractor and flowed to the bottom of the tower. Less dense liquid “wash” propane entered a lower section and flowed to the top of the extractor. Internal structures in the tower promoted effective contact between the two streams. DeAsphalted Gas Oil (DAGO) extracted from the pitch flowed out of the top of the tower with much of the propane. This liquid flowed through a series of flash drums8 to remove propane from the gas oil. The DAGO was sent elsewhere in the refinery for processing. A mixture of asphalt and propane flowed from the bottom of the extractor. This stream was also heated and flashed to remove entrained propane, and the asphalt sent to storage.
8 This is referred to as “flashing,” in which the pressure of a liquid mixture is suddenly reduced, causing light materials to vaporize, or “flash off,” separating them from heavier liquid components.
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Figure 2. No. 1 Extractor simplified process flow diagram Propane from the various flashing steps was condensed and sent to either the low- or high-pressure accumulators. Propane from both accumulators was pressurized by pumps, blended for temperature control, and recycled to the extractors. A small amount of makeup propane (about 0.5 percent of the circulating propane rate) entered the low-pressure accumulator to replace losses. Operators told the CSB investigators that the makeup propane contained a variable amount of entrained water, which was regularly drained from the low points on the accumulators.9 Appendix A contains a more detailed process flow diagram of the PDA unit showing the major process flows and drainage points.
9 Many refinery streams normally contain small amounts of water.
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Incident Description 3.1 The Incident On Friday, February 16, 2007, at approximately 2:09 p.m.,10 plant personnel and contractors working in the PDA unit heard a “pop,” and saw what appeared to be steam blowing from a control station near ground level at the No. 1 Extractor tower. Plant personnel quickly determined that the escaping cloud was propane and directed workers in the area to evacuate. The propane escaping from the high-pressure system formed a vapor cloud that traveled downwind toward the boiler house, where it likely ignited.11 The flames flashed back to the leak source. Surveillance video (Figure 3) shows the fire developing rapidly as flames impinged on piping around the No. 1 Extractor, releasing additional propane. A steel support column on the east/west (E-W) pipe rack was impacted by a high-pressure propane jet fire. The column, which was not protected by fireproofing insulation, buckled, collapsing the rack and causing multiple pipe failures. Liquid petroleum products discharged from the damaged pipes, contributing to the rapid spread of the fire and the damage caused to surrounding equipment, such as the No. 2 Cooling Tower and No. 4 Naphtha Column.
10 The time of 2:09 p.m. is based on control system records examined after the incident. 11 Nearby fired heaters were another possible source of ignition.
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Figure 3. Approximately 90 seconds after ignition (from surveillance video) 3.2 Injuries Two Valero employees, who have since returned to work, and one contractor were seriously burned in the initial flash fire. The injured contractor continued to receive medical treatment for over a year after the incident. A member of the fire brigade received minor burn injuries while setting up fire-fighting equipment early in the response. Ten other Valero employees and contractors were treated for minor injuries and released. There were no fatalities and no reported off-site injuries. 3.3 Emergency Response and Refinery Evacuation According to Valero’s incident response records, the fire alarm was activated at 2:10 p.m., about one minute after employees heard the “pop” of the initial release. The refinery’s emergency response team approached the fire, staging from the south. They attempted to activate stationary fire water monitors, but
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the high and shifting winds and the rapid growth of the fire hampered their efforts. Fifteen minutes after the fire erupted, managers at the Emergency Operations Center (EOC) ordered a total refinery evacuation. Refinery alarm records show that the evacuation alarm sounded at 2:26 p.m. The EOC tactical operations director later stated that the main concerns driving the evacuation decision were the number of pressurized pipes rupturing as the pipe rack collapsed and the proximity of the responders to the liquid propane filled extractor vessels, which were engulfed in flames and possibly at risk of failing catastrophically. This decision pulled responders and workers away from a rapidly deteriorating situation that could have endangered many lives. The refinery was shut down by isolating main feeds and the fuel gas supply. Emergency response teams later entered to isolate fuel sources, gradually shrinking the fire. Valero planned to stage a joint entry with responders from the nearby Conoco Phillips refinery12 to extinguish the fire the following day; however, chlorine and sulfuric acid leaks13 made this entry too hazardous. The fire was extinguished by Valero personnel on Sunday afternoon, February 18, 2008, approximately 54 hours after it ignited. 3.4 Aftermath The refinery remained completely shut down for nearly two months. Media reports indicated spot shortages of reformulated gasoline in Denver, Colorado,14 in the weeks immediately following the fire. This incident occurred during a period when unplanned refinery outages kept approximately 480,000 bpd
12 Refineries often establish mutual aid agreements to increase the resources available for responding to large emergencies. 13 The chlorine and sulfuric acid were used to treat water circulating in a nearby cooling tower. 14 Reformulated gasoline contains a specified content of oxygenated fuels to meet EPA requirements for automotive emissions in certain regions. Valero’s McKee Refinery is located approximately 400 miles from Denver, and typically supplies, via pipeline, much of the gasoline consumed in the Denver market.
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of capacity offline nationwide, of which 170,000 bpd was attributed to the McKee fire.15 Operations resumed at reduced throughput roughly two months after the fire. The PDA unit was heavily damaged (Figure 4). Much of the piping, control wiring, and heat exchange equipment in the area of the extractors was destroyed and major equipment items, including the extractor towers, required extensive evaluation to determine if they were safe for continued use. Valero restarted the rebuilt PDA unit in January 2008, nearly one year after the fire, restoring the refinery to full production capacity. 3.5 Near-Miss Events The Center for Chemical Process Safety16, 17 (CCPS) defines a near-miss as “an extraordinary event that could reasonably have been expected to result in negative consequences, but actually did not” (1992). Two events during the February 16 fire could have resulted in serious, or even catastrophic, consequences if the wind direction had been different or if personnel had been nearby. 3.5.1 Butane Sphere Heat Exposure At the time of the initial propane release, the wind was blowing from the west-northwest, pushing the fire in the general direction of the boiler house. Interviews, records, and security camera video footage indicate that the wind shifted several times during the fire, forcing the EOC to relocate. Radiant heat from the intense PDA fire blistered the paint on a 10,000 barrel (420,000 gallon) capacity butane storage sphere located 270 feet northwest of the No. 1 Extractor (Figure 4). Fortunately, the wind
15http://tonto.eia.doe.gov/oog/info/twip/twiparch/080221/twipprint.html; accessed Feb 2008. 16 The CCPS, an industry-sponsored affiliate of the American Institute of Chemical Engineers, publishes widely recognized process safety guidelines. 17 CCPS defines process safety as a “discipline that focuses on the prevention of fires, explosions and accidental chemical releases at chemical process facilities.” Process Safety Management (PSM) applies management principles and analytical tools to prevent major accidents (CCPS, 1992).
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19 tended to move the flames away from the sphere; strong winds from the southeast might have greatly exacerbated the sphere’s thermal exposure. Even with favorable winds, heat from the fire kept responders from reaching the fire water deluge system valve for the sphere, preventing them from establishing a protective flow of water over its surface. During interviews, emergency responders indicated that they were concerned for the safety of the butane sphere, in light of a recent commemoration of the 1956 incident in which the failure of a vessel in similar service caused 19 fatalities.
Figure 4. Aerial photograph of damage from the PDA unit fire
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Chlorine Release Post-incident examination revealed that three one-ton chlorine containers in a cooling tower water treatment shed were subjected to radiant heating due to their proximity to the PDA unit (100 feet to No. 2 Extractor) and pipe rack (20 feet). All three containers vented when their fusible plugs, installed to prevent container rupture, melted as designed. One container ruptured despite the operation of its fusible plugs, and another vented completely. The third developed a leak through a partially melted plug that was repaired by emergency responders using self-contained breathing equipment for protection against the toxic vapor. More than 2.5 tons of chlorine, an extremely toxic material, were released.18 Fortunately, emergency responders and other refinery personnel had pulled back from the area before the major chlorine release likely occurred.19 There is no evidence that personnel on- or off-site were exposed to hazardous levels of chlorine gas. However, if responders had been nearby when the cylinders released their contents, significant exposures could have occurred. 4.0 Incident Analysis This section provides detailed analysis of the sequence of events and causal factors leading to the origin and spread of the February 16, 2007, fire and its impact on adjacent equipment.
18 Chlorine has an OSHA PEL of 1.0 ppm; an NFPA toxicity rating of 4, the highest possible; and is listed by the EPA as an EHS. 19 The CSB investigators could not precisely determine the time of release, but it was likely shortly after the collapse of the main E-W pipe rack, when a large pool fire burned just south of the chlorine container storage pad.
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21 4.1 Incident Sequence In this incident, water settling out of a propane stream likely leaked through a 10” NPS20 (250 DN) inlet block valve and accumulated in the low point formed by a control station (Figure 5). The control station was connected to the process, but had not been used for approximately 15 years. A period of cold weather likely froze the water, fracturing the pipe elbow upstream of the control valve. Warmer weather then melted the ice, resulting in a release of highly pressurized liquid propane through the fractured elbow. Appendix B contains a detailed time line of the incident.
Figure 5. Propane mix control station schematic (not to scale) 4.1.1 February Cold Weather National Weather Service records indicate that the Texas panhandle typically experiences periods of below-freezing weather during the winter, often in February. The 2007 cold snap began four days before the fire at the Valero-McKee Refinery, when temperatures dropped below 32°F and stayed below freezing for 87 hours. The average temperature in nearby Dumas, Texas, on February 14, 2007, was 26°F. A low temperature of 6°F was reached early in the morning of February 15. The temperature did not rise above
20 NPS refers to U.S. Nominal Pipe Size. Dimensions of NPS pipe and fittings are specified in the American Society of Mechanical Engineers (ASME) standard B36.10. The metric equivalent is given in millimeters, nominal diameter (DN).
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freezing until the morning of February 16, approximately five hours before the incident (Weather Underground, 2007). 4.1.2 Propane Mix Control Station Inlet Elbow Freezing and Failure The 6” NPS (150 DN) propane mix control valve originally mixed liquid propane into the pitch fed into the No. 1 Extractor. Due to a change in extractor control in the 1990s, use of the control valve was discontinued; however, this subsection of the No. 1 Extractor was left connected to the process under high pressure.21 The block valves around the control valve were closed, but the subsection was not removed or positively isolated from the process using slip blinds.22 The refinery conducted no formal process safety management of change (MOC) review of this idled control station.23 The station’s configuration made it a dead-leg: a section of piping connected to the process with no flow through it. Water in the propane likely sank into the dead-leg, leaked by the inlet block valve, and accumulated in the control station piping.24 The extended period of cold weather and the lack of freeze protection on the control station allowed the water to freeze and expand, cracking the elbow upstream of the control valve. The crack propagated along the inner radius of the elbow, the line of highest stress (Timoshenko , 1958), opening wider as it developed (Figure 6). Appendix C contains a more detailed discussion of the CSB’s analysis of crack formation and propagation. The damage to the inlet elbow and the post-incident leak rate determined for the inlet block valve are consistent with the estimated initial propane release rate during the incident.
21 Senior operators in the PDA unit could not recall the exact time the control valve was last used. The change in extractor control occurred approximately 15 years before the incident. 22 Slip blinds are solid pieces of metal inserted between flanges to positively isolate piping or equipment. 23 MOC requires that changes to equipment, process, or design intent be reviewed for safety implications. It is a required element of OSHA’s Process Safety Management regulation, promulgated in 1992, and an element of API Recommended Practice 750, Management of Process Hazards, published in 1990. 24 Water, which is insoluble (immiscible) in and denser than liquid propane, was known to be present in the propane. Water droplets entrained in propane can accumulate in the bottom of piping and vessels.
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Figure 6. Crack in the 10” diameter propane mix control station inlet elbow 4.1.3 Thaw and Propane Release On February 16, 2007, shortly after 9:00 a.m., ambient temperatures rose above freezing and the ice inside the elbow began to thaw. Post-incident examination of the control station inlet block valve (Figure 7) revealed that a foreign object was jamming the valve,25 creating a leak path. When tested in a laboratory after the incident, this valve allowed over 1,025 gpm (233 m3/hour) of water to leak through at process pressure. At approximately 2:09 p.m., melting ice opened the leak path, releasing liquid propane at 500 psig (3,447 kPa) pressure through the cracked elbow. A flammable vapor cloud rapidly formed. Based on recorded data from the PDA unit’s computerized control system, the CSB estimated an initial propane leak rate of 4,500 pounds (2,040 kg) per minute (Appendix D describes the propane mass balance calculations used to develop this figure).
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Figure 7. Downstream view of propane mix control station inlet block valve The wind blew the propane cloud toward the boiler house, where it likely ignited.26 The flames flashed back to the release point. The size and intensity of the resulting fire blocked access to manual shut-off valves and pump on-off switches that might otherwise have been used to control the propane discharge. Within minutes, the fire damaged piping and pipe rack supports, spreading the fire (Figures 4, 8, 9).
25 In gate valves, a circular gate slides against metallic seat rings, providing a leak-tight seal when the valve is closed. The foreign object in the inlet gate valve prevented a tight fit between the gate and the seat rings. 26 While the boiler house was the most likely source of ignition, nearby fired heaters could not be ruled out.
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Figure 8. Damaged 10” propane inlet on Extractor No. 1 4.2 Dead-Leg Freeze Protection The initial release of propane was due to the McKee Refinery’s failure to recognize and address the freezing hazard posed by the propane mix valve control station dead-leg. 4.2.1 Dead-Leg Not Recognized or Addressed The McKee Refinery had not identified the station as a dead-leg. A piping and instrumentation drawing (P&ID) update project for the PDA unit, completed in 2006, identified only dead-legs that were visually apparent, such as one formed when a control valve was physically removed and its flanged connections slip-blinded. However, the P&ID update did not detect the propane mix control station dead-leg, which was formed by closing block valves in the piping.
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A Process Hazard Analysis (PHA)27 performed on the PDA unit in 2006 did not examine freezing as a threat to piping integrity. Furthermore, the McKee Refinery’s freeze protection program did not periodically survey process units for potentially freeze-prone dead-legs. 4.2.1.1 Inherently Safer Approach According to safety guidance by the CCPS in Inherently Safer Processes, A Life Cycle Approach (1996), the preferred way to control hazards is to eliminate them where possible. According to Lee’s Loss Prevention (2005), the best approach for managing dead-legs, such as the propane mix control station, is to remove them. If removing them is impractical, other approaches, in order of decreasing protective value, could include 1) positively isolating the dead-leg by installing slip blinds; 2) freeze-protecting them; or 3) procedures to regularly monitor and drain water from low points. 4.2.2 McKee Refinery Freeze Protection Program Sunray, Texas, is in the north Texas panhandle, an area where below-freezing temperatures are common in February. Valero’s McKee Refinery protected piping and equipment from freezing by insulating and “tracing” with steam-filled tubing or electric heat tape.28 It was an unwritten practice to review and repair freeze protection components every fall. However, these activities focused on maintaining existing freeze protection measures, not on periodically reviewing units for dead-legs or other idle/infrequently used piping systems, or surveying process units for areas where water could collect. The refinery’s inspection program contained provisions for more frequent inspection of identified dead- legs, but these focused on identifying long-term corrosion issues, not acute freeze hazards. Freeze
27 OSHA defines a PHA as a “thorough, orderly, systematic approach for identifying, evaluating, and controlling the hazards of processes involving highly hazardous chemicals.” PHAs must be updated and revalidated at least every five years under the Process Safety Management regulation 29 CFR 1910.119. 28 Heat tracing involves providing a source of heat along the length of a pipe, usually by attaching or wrapping steam tubing or heating tape to or around the piping, and then insulating the protected piping.
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protection is both a mechanical integrity (inspection) and operational issue, and requires an integrated approach. 4.2.3 Valero Corporation Freeze Protection Survey Following the McKee fire, Valero surveyed the freeze protection programs at its US refineries. Most of the refineries in freeze-prone areas had informal programs similar to McKee’s, while several had legacy freeze protection guidelines from previous owners. Valero did not have a corporate policy for freeze protection to set minimum standards for freeze protection programs at its facilities. 4.2.4 Other Dead-Leg and Freeze-Related Incidents In a 2002 brochure, Understanding the Hazard: Freeze, FM Global29 cited “151 freeze incidents in industry with an average estimated gross loss of about $115,000 per incident from 1991 to 2000.” The following is a sampling of specific incidents identified by the CSB: • January 1962, Texas City, TX: An entire refinery was crippled and major process units shut down when the area experienced temperatures below freezing for 66 hours: “Dead-end water lines and steam lines froze, causing valves to break and some pipes to split”(API Publication 758, 1983). • March 1979, Exxon, Linden, NJ: Seven injured when butane and propane released from a dead- leg formed a large vapor cloud and exploded (Garrison, 1985). • February 1996, Total Petroleum, Denver, CO: Abandoned pump gland oil piping under process pressure froze and then burst above a vacuum bottom pump, causing a fire (Denver Post, June 28, 1996).
29 FM Global, a large process industry insurer, has developed widely used guidance documents.
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• February 2001, Bethlehem Steel, Burns Harbor, IL: Freezing in a dead-leg condensate line near a coke oven led to two fatalities and four injuries (CSB 2001-02-I-IN , 2002). • January 2008, Chevron, Pascagoula, MS: A freeze-related fire was reported at the refinery. This fire is an example of incidents where freezing temperatures occur occasionally, but not consistently during the winter (AP, January 3, 2008). The IChemE30 BP Process Safety Series publication, Hazards of Water, also lists numerous examples of process incidents related to water freezing. 4.2.5 Available Industry Guidance FM Global’s Freeze brochure (2002) describes the risk and provides guidance for evaluating susceptible piping systems, with particular emphasis for facilities in regions where the risk of freezing weather is intermittent. The brochure provides general guidance for mitigating the hazard, but does not describe the specifics of freeze protection programs. However, FM Global has also published a Property Loss Prevention Data Sheet, Prevention of Freeze-Ups, (2007, latest edition) that does give guidance for establishing and maintaining freeze protection programs. Zurich, another major insurer, has published a cold weather checklist that tells users to “drain the vessels and piping of idle equipment”(Zurich, 2003). The CSB reviewed available publications by the API, an industry group that publishes voluntary standards, and found no detailed guidance for refineries on establishing effective freeze protection programs.31 32
30 The Institute of Chemical Engineers (IChemE) is a UK engineering professional organization that publishes widely referenced process safety guidance. 31 API publication Safety Digest of Lessons Learned, Section 9, Precautions Against Severe Weather Conditions, which provided general guidance for preparing a refinery for extreme cold weather, is no longer in print.
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Fireproofing A non-fireproofed structural support for a pipe bridge33 spanning a 90-foot wide open area north and east of the PDA unit (Figure 9) collapsed early in the incident, greatly increasing the magnitude of the fire. The support was located on a major E-W pipe rack north of the unit, outside the fireproofing distances recommended by API guidance and Valero internal standards. The collapse opened multiple lines carrying flammable and combustible materials from other areas of the refinery, contributing significantly to the damage experienced by adjacent units, and extending the time that the refinery was down for repairs. Fireproofed pipe rack support steel columns inside the PDA unit and at the No. 4 Naphtha Column all survived the fire without collapsing (Figure 10). Fireproofing is “fire resistant insulating material applied to steel to minimize the effects of fire exposure by flame impingement, to reduce the steel’s rate of temperature rise, and to delay structural failure”(API Publication 2510A, 1996). Without fireproofing, exposed structural steel members, such as pipe rack support columns, can rapidly lose their strength and fail, possibly within minutes (API 2218, 1999; CCPS, 2003). Jet fires, such as the pressurized LPG release in this incident, can cause very rapid heating and failure of unprotected structural steel (Appendix E).
32 API 570, Piping Inspection Code, mentions a variety of hazards associated with dead-legs, including freezing. API Recommended Practice 2001, Design and Construction of LPG Installations, discusses the importance of winterization and prevention programs in verifying that out-of-service piping and dead-legs are freeze-protected. However, neither document addresses freeze protection management systems, such as requirements for a formal written program or the need for periodic inspections to identify freeze hazards, which pertain to this incident. 33 A pipe bridge is a reinforced section of a pipe rack that carries piping over a longer than normal span.
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Figure 9. Pipe bridge support fireproofing Fireproofing is a passive defense that can maintain the integrity of protected structures until a fire is controlled. According to Nolan (1996), “The primary value of fireproofing is obtained in the very early stages of a fire when efforts are primarily directed at shutting down [the] process, isolating fuel supplies to the fire…and conducting personnel evacuations.” Key guidance for fireproofing in refineries is API Publication 2218, Fireproofing Practices in Petroleum and Petrochemical Processing Plants. API Publications 2510, Design and Construction of LPG Installations, and 2510A, Fire-Protection Considerations for the Design and Operation of Liquefied Petroleum Gas (LPG) Storage Facilities, provide additional information on fireproofing in LPG34 storage facilities.35 These publications recommend fireproofing pipe rack support steel that is 20 to 40 feet from fuel sources for general refinery service, and up to 50 feet from LPG vessels.
34 LPG includes the following light hydrocarbons and mixtures: propane, propylene, normal and iso-butane, and butylenes (API Standard 2510, 2001). These materials are all commonly handled as liquefied gases under pressure. 35 LPG storage facilities are commonly found in refineries, including the McKee Refinery, which had four storage spheres northwest of the PDA unit.
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31 Valero Energy Corporation’s SP-00-04, Fire Proofing Specifications, calls for fireproofing pipe racks within 30 feet of equipment with the potential to cause a serious fire, but makes no special provisions for processes handling LPG. A loss-prevention report produced for the McKee Refinery listed fireproofing of pipe rack support steel, including the E-W pipe rack north of the PDA unit, as a top priority for the site fireproofing program, but the rack had not been fireproofed at the time of the incident.
Figure 10. Extractor towers (upper right) and collapsed pipe rack A failed inlet flange to the No.1 Extractor, located 77 feet away from the buckled pipe bridge support, was the most likely source of the jet fire that collapsed the pipe bridge (Figure 11). The closest major process vessel (the No. 2 Extractor) was 51 feet away from the support. These distances exceed both API’s and Valero’s recommended fireproofing distances.
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Figure 11. Distances between the E-W pipe rack supports and the extractors API 2218 references the API 2210/2210A LPG fireproofing distance of 50 feet, developed for pool fires in LPG storage units. Neither standard addresses fireproofing for LPG processes or jet fire scenarios, even though process unit conditions, including pressure, can be more extreme than those found in storage facilities. In this incident, the high operating pressure of the extractors (500 psig, 3,447 kPa) likely produced a jet fire with a range and intensity beyond that anticipated in the API standards for LPG storage releases. In the Formosa–Point Comfort, Texas, propane/propylene fire in October 2005 that the CSB investigated, non-fireproofed steel columns supporting a critical structure also collapsed while adjacent fireproofed supports survived without damage (CSB 2006-01-I-TX, 2006). If the E-W pipe rack support columns in
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33 this incident had been fireproofed, the severity and duration of the fire would likely have been greatly reduced.36 4.4 Emergency Isolation and Shutdown Although the PDA unit contained large inventories of high-pressure propane, it was not equipped with remotely operable shut-off valves (ROSOVs)37 to rapidly stop propane releases. ROSOVs should be used in facilities, such as the PDA unit, where fast and effective isolation is needed to reduce the impact of major hazardous releases (HSE, 1999).
Graphic based on FM Global Property Loss Prevention Data Sheet 7-14, 2004 Figure 12. Insurer-recommended locations for ROSOVs
36 Jet fire scenarios may require the use of fireproofing rated for longer fire exposure and greater resistance to erosion than might be required for protection in pool fire scenarios. 37 ROSOVs, also referred to as EIVs, are equipped with actuators and configured to be quickly and reliably operated from a safe location, such as a well-sited control room.
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Figure 12 shows insurer-recommended ROSOV locations for a typical process unit. ROSOVs should be installed on large inventories of highly flammable materials,38 especially when downstream pumps are present that could produce pressurized releases. Such pumps should be interlocked to shut down when ROSOVs are closed. 4.4.1 American Petroleum Institute (API) Guidance API’s Recommended Practice 2001, Fire Protection in Refineries and API 2030, Application of Fixed Water Spray Systems for Fire Protection in the Petroleum Industry, discuss the use of isolation valves in emergencies, including considering access to valves during fires. However, while these recommended practices briefly reference remotely operable isolation valves, they focus on fire- and heat-actuated valves and their limitations. The 2007 release of API 521, Pressure-relieving and Depressuring Systems, addresses the limitations of pressure relief systems in protecting against jet fires, and states that “unlike a pool fire, a jet fire can, in essence, be ‘turned off” through isolation and depressurization of the jet fire source...”39 However, none of these guidance documents provide specific guidance on the design, location, and use of ROSOVs for the rapid isolation of LPG processes during emergencies. 4.4.2 Valero Corporate Emergency Isolation Valve (EIV) Standard Valero’s Emergency Isolation Valve Standard (SP-40-01) requires evaluation and installation of ROSOVs during new construction projects, and application of the standard during PHA revalidations in existing
38 Guidance varies on appropriate threshold quantities for installing ROSOVs. Valero’s corporate procedure gives highest priority to installing ROSOVs on vessels containing more than 10,000 pounds of LPG-like materials (NFPA Class 4 flammables), such as propane. One insurer recommends ROSOV use on flammable inventories greater than 4 m3 (4,225 gallons) in volume. The UK’s Health and Safety Executive (HSE) recommends installing the capability to physically isolate “large” inventories of hazardous substances. 39 API 521 (5th ed.) also highlights the need for an integrated approach to mitigating jet fire hazards, including fireproofing and other measures in addition to emergency isolation capability. However, it does not provide detailed guidance.
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process units, such as the PDA.40 The standard specifies giving the highest priority to installing EIVs on vessels containing 10,000 pounds or more of National Fire Protection Association41 (NFPA) Class 4 materials, such as propane.42 The CSB confirmed that both the high- and low-pressure accumulators (as well as the extractors) could contain well over 10,000 pounds of propane under normal operating conditions,43 yet neither was equipped with ROSOVs nor was SP-40-01 applied as required during the 2006 PDA unit PHA revalidation. A UDS PHA in 1996 had identified the need for ROSOVs in the PDA unit; however, they were never installed, and the action item was incorrectly closed out as having been completed. 4.4.3 Formosa–Point Comfort, Texas, Incident In a similar incident in 2005 involving an uncontrolled release of LPG (CSB-2006-I-TX), operators were also unable to reach locally operated valves to isolate the fuel source of the fire. The resulting fire extensively damaged Formosa Plastics Corporation’s Point Comfort, Texas, Olefins 2 unit. In both the Formosa and Valero incidents, the use of ROSOVs would have enabled operators to quickly control the initial releases, prevent the rapid spread of the fires, and mitigate the serious damage that occurred. 5.0 Near-Miss Analysis Near-misses are extraordinary events that could reasonably have been expected to result in negative consequences, but actually did not. Examples of near-misses include releases of flammable vapors that
40 OSHA’s PSM regulation requires PHAs to be periodically “updated and revalidated.” CCPS (2001) states that PHAs are revalidated to “produce an updated PHA that adequately identifies, evaluates, and proposes controls for the hazards of the process, as they are currently understood.” 41 The NFPA develops widely recognized consensus fire protection codes and standards. 42 The NFPA classifies the degree of hazard of a material on a scale of 0-4, with 4 the most hazardous or “severe.” Class 4 flammable materials are defined as either gases or materials that will flash to a gas at ambient temperature, such as LPG. The 10,000 pound criterion in the Valero standard applies to either the mass of a single Class 4 material or to the Class 4 components of a mixture. 43 Based on control system data and field measurements of the vessel diameters.
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dissipate without igniting, activation of safety protective and shutdown systems, and process conditions that exceed predefined control limits (CCPS, 1992). In this incident, two near-misses resulted from the exposure of nearby equipment to radiant heating by the fire. While no injuries or serious damage resulted, under slightly different circumstances the consequences could have been much more serious, even catastrophic. 5.1 Chlorine Release 5.1.1 Damage to Chlorine Containers Three one-ton containers of highly toxic44 liquid chlorine, used in cooling tower water treatment, were located in a shed approximately 100 feet from the PDA unit (Figure 4). The fire exposed the containers to radiant heating, rupturing one (Figure 13) despite the melting of its fusible plugs, and causing the other two to vent chlorine through their melted plugs.45 Valero reported to the Texas Commission for Environmental Quality (TCEQ) that 5,332 pounds of chlorine were released (see Section 7.2). Fortunately, responders had pulled back from the area prior to the release and no injuries were attributed to chlorine exposure.
44 The NFPA rates chlorine’s health risk as a “4,” the most hazardous rating. 45 Fusible plugs are safety devices that use metal alloys that melt at comparatively low temperatures, in this case roughly 155oF (68oC) to vent containers exposed to excessive heating. The one-ton container that ruptured was likely exposed to an extremely high radiant heat flux, causing the container wall to weaken due to over- temperature and fail before its contents could be vented through the fusible plugs.
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The cooling tower water treatment shed served the No. 2 Cooling Tower, directly to the north; however, the shed did not need to be located next to the PDA unit and pipe rack. Furthermore, the PHA for this system had not examined the hazards of locating the chlorine containers close to the PDA unit. Following the incident the refinery rebuilt the treatment system, using bleach as the biocide, on the north side of the cooling tower. Chlorine was used at the McKee Refinery to prevent microbial growth in cooling water; however, its toxicity made it an inherently hazardous material to work with.46 The release of the contents of a single one-ton container of chlorine can create toxic effects up to three miles away, presenting a serious risk to workers and the public.47 5.1.2 Inherently Safer Alternatives In applying inherent safety principles,48 the preferred approach to control hazards is to eliminate them. However, if elimination is not feasible, replacing hazardous materials with less dangerous ones (substitution) should be examined (CCPS, 1996). This basic principle was described by noted process safety expert Trevor Kletz, who stated that “what you don’t have can’t leak” (1998).
46 The EPA’s toxic endpoint for chlorine release modeling (the Emergency Planning Response Guideline-2 concentration) is 3 ppm. The National Institute for Occupational Safety and Health (NIOSH)-recommended exposure limit is 0.5 ppm. 47 Based on the CSB runs of the EPA’s “RMP Comp” software, v. 1.07, 2,000 pound release, RMP worst case, rural area (appropriate for the McKee Refinery’s location). 48 “A chemical manufacturing process is inherently safer if it reduces or eliminates the hazards associated with materials and operations used in the process, and this reduction or elimination is permanent and inseparable” (CCPS, 1996).
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Figure 13. Ruptured one-ton chlorine container Safer materials for controlling biological growth in cooling towers are available, and Valero has identified replacing chlorine in cooling water treatment at all its refineries as a safety goal in its 2008-2012 Strategic Plan. The plan noted that 10 of its 18 refineries (as of May 2007) used ton container quantities of gaseous chlorine as a cooling water biocide. The McKee Refinery substituted sodium hypochlorite (bleach) for chlorine in its No. 2 Cooling Tower during PDA unit reconstruction. Bleach essentially stores chlorine in a form that presents a much lower inhalation hazard, an example of the inherently safer principal of attenuation (Kletz, 1998).49, 50 5.2 Butane Sphere Deluge Valves 5.2.1 Heat Damage to Butane Sphere Four 10,000 barrel (420,000 gallon, 1590 m3) spherical tanks storing LPG were located northwest of the PDA unit (see Figure 4, page 19). At the time of the incident, the tank closest to the PDA unit contained
49 Kletz states, “The worst that can happen with hypochlorite is far less than the worst effects of chlorine, and on balance the change seems justified.”
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39 approximately 3,600 barrels (151,000 gallons, 572 m3) of liquid butane under pressure, and was exposed to radiant heat from the fire. Figure 14 shows heat damage to the white protective coating on the tank’s exterior.
Figure 14. Heat-damaged coating on sphere and location of sphere deluge valves Analysis of the overall effects of the fire revealed significant vessel damage as far as several hundred feet away from the PDA unit, generally downwind from the initial release, and including the insulated No. 4 Naphtha Column. Although the wind shifted several times during the fire, it never blew strongly from the southeast, which would have directed the flames toward the uninsulated butane sphere. Exposure to direct flame impingement or to significant heating over a prolonged period might have resulted in a vessel failure with potentially catastrophic consequences.
50 Using bleach requires chlorine handling at the bleach production facility.
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Emergency responders were unable to reach the fire water deluge valves intended to protect the butane sphere (Tank 195) from excessive heating due to fire exposure. These manual valves were located under a pipe rack north of the PDA unit (Figure 14), and were too close to the fire to be safely approached. While the butane sphere was equipped with pressure relief devices, these primarily protect against the effects of pool fires on the liquid filled (wetted) portion of the sphere. In a pool fire, the liquid butane boils, cooling the wall of the sphere and generating vapor that would vent through the relief system.51 The vapor-filled section of the sphere facing the PDA fire had no liquid to provide cooling, and could be protected against excessive heating only by applying water to the external surface via the deluge system. Without deluge protection, the sphere was vulnerable to possible failure through loss of metal strength due to over-temperature. While favorable winds limited the sphere’s thermal exposure during this incident, the inability of operators to reach the deluge valves to establish water flow over the sphere was nonetheless a serious failure of the butane sphere’s fire protection system. API standards do not require refineries to evaluate hazards from nearby units when locating fire water deluge valves, and Valero’s PHA for the LPG spheres did not examine the possibility that a fire could block access to the valves.52 5.2.2 Effective Deluge Valve Operation API Standard 2510, Design and Construction of LPG Installations, provides guidance on the design of LPG storage systems, and includes details on deluge system requirements for fire protection. API 2510 specifies the use of manual deluge valves, such as the ones used for the LPG spheres, and specifically
51 API 521, Pressure-relieving and Depressuring Systems, describes the design and application of pressure relief systems for pool fire scenarios.
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allows the use of automatic or remotely operated valves53 only if the tanks are unattended or partially attended, which was not the case at the McKee Refinery. Had the butane sphere deluge valve been remotely operable from a safe location at the time of the incident, emergency responders could have activated the water deluge system, greatly reducing the likelihood of a catastrophic vessel failure in the event of an unfavorable shift in wind direction. 6.0 Process Hazard Analysis (PHA) PHA is a formal method for identifying process hazards. The PDA unit PHA revalidation performed in 2006 did not address hazards that were causal to the February 16, 2007, incident. Furthermore, the PHAs performed on the water treatment system and the LPG storage spheres did not rigorously examine siting issues causal to the two near-miss incidents discussed in section 5.0. The CSB identified several areas where the McKee Refinery’s 2006 PDA unit PHA was ineffective in identifying hazards that contributed to the February 16, 2007, incident: • As documented in section 4.2.1, the process safety information developed for the PDA unit PHAs did not identify the propane mix control station as a dead-leg, which could be subject to freezing. Identifying and addressing this dead-leg could have prevented the propane release. • The node size selected for the “HAZOP” PHA method 54 used was too large, which can lead to inadequate review of node components. In this case, the large node size likely led to the propane mix control station not being reviewed.
52 However, OSHA’s PSM compliance directive (CPL2-2.45A, Appendix B) addresses automating deluge valves to improve protection when process units are closely spaced. 53 Automatic deluge valves are opened by a control system based on sensor input, such as high temperature or the presence of flammable concentrations of LPG. Remotely operated valves can be opened by facility personnel from a safe location.
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• According to CSB interviews, the 2006 PHA did not effectively engage the operators in the review process; rather, the contract facilitator performed most of the analysis. Involving the operating staff directly in the PHA process is a key to performing an effective PHA. • As documented in section 4.4.2, the 2006 PHA did not apply Valero Emergency Isolation Valve standard SP-40-01 to identify locations requiring ROSOVs. Installing these valves on the propane accumulator vessels would likely have greatly reduced the severity of the incident. • The PHA did not revisit recommendations from earlier PHAs to confirm that they had been properly implemented. As a result, the 1996 recommendation that ROSOVs be installed in the PDA unit was not reviewed. Furthermore, as discussed in sections 5.1 and 5.2, the PHAs for the water treatment system and the LPG storage spheres did not address the potential for fire exposure from the adjacent PDA unit. The OSHA PSM regulation specifically requires consideration of siting issues when performing PHAs. Exposure of chlorine containers and LPG storage tanks to heating from fires is a well-recognized hazard. PHAs are an important component of a PSM system. Guidance on performing effective PHAs is available; examples include Guidelines for Hazard Evaluation Procedures, (2nd ed.), and Revalidating Process Hazard Analyses, both from CCPS, and HAZOP Guide to Best Practice from the European Process Safety Center, among others.
54 For the HAZOP (hazard and operability study) PHA methodology used in this PHA, a “node” is a section of equipment with definite boundaries (e.g., a line between two vessels) within which process parameters are investigated for deviations (CCPS, 1992).
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43 7.0 Regulatory Analysis The OSHA PSM (29 CFR 1910.119) and the EPA Risk Management Program (RMP - 40 CFR Part 68) regulations both aim to reduce the risk of catastrophic releases of hazardous chemicals. The PSM standard addresses employer requirements to implement effective PSM programs to protect workers. RMP incorporates the elements of PSM and adds requirements for evaluating off-site consequences, emergency response, and community outreach. These regulations apply to processes containing hazardous materials above specified threshold quantities. The PDA and LPG storage areas were covered under both regulations, as they contained more than the specified threshold quantity (10,000 pounds) of flammable propane or butane. The cooling water treatment system was also covered under both, as it contained an above threshold quantity (1,500 pounds for PSM; 2,500 pounds for RMP) of chlorine gas. 7.1 OSHA Process Safety Management The PSM regulation is performance-based and requires companies with covered processes to implement programs addressing 12 key elements, many of which are mutually supporting. As discussed in section 4.0, the CSB investigation found causal deficiencies in several elements of the McKee Refinery’s PSM program, including: • Process safety information – the propane mix control station was not identified as no longer in use or as a dead-leg freeze hazard. • PHA – the PDA unit piping was not reviewed for freeze rupture, Valero’s ROSOV procedure was not applied, and chlorine container siting issues were not considered. 7.2 EPA Risk Management Program (RMP) The RMP regulation requires that covered facilities implement an RMP that includes hazard assessment, prevention program, and coordinated emergency response elements. Facilities such as Valero’s McKee
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Refinery must prepare an RMP, submit it to the EPA, and periodically update it. The McKee RMP included an estimate of the worst-case scenario for a toxic chemical release; a release of one ton of pressurized chlorine gas (a single one-ton container) from the water treatment facility with a toxic endpoint distance of three miles. Slightly over 2.5 tons of chlorine were estimated to have been released from the three co-located containers impacted by the fire.55 7.3 Regulatory Enforcement History Federal OSHA administers and enforces worker safety and health standards in Texas. OSHA had inspected the McKee Refinery twice under Valero’s ownership; however, neither inspection was PSM- oriented.56 Based on its investigation of this accident, OSHA issued three serious citations57 to Valero for violating the PSM standard with proposed penalties of $21,000; one citation was related to the PHA, and two to the “Mechanical Integrity” elements of the PSM regulation. An informal settlement agreement58 between Valero and OSHA resulted in one of the “serious” citations being reclassified as “other,” and a penalty reduction to $15,000, along with a stipulation that the refinery would, “as a voluntary hazard recognition measure[,]…adopt measures to manage `dead-legs’ within piping systems.” The McKee Refinery had not been audited by the EPA prior to the February 2007 incident. While the EPA responded to the fire, it did not investigate the refinery’s RMP compliance after the incident.
55 EPA guidance requires companies to consider releases from co-located vessels. General Guidance for Risk Management Programs (40 CFR Part 68), Office of Solid Waste and Emergency Response, EPA-550-B-00-008, May 2000, page I-8. 56 www.osha.gov/pls/imis. 57 OSHA, Citation and Notification of Penalty, Diamond Shamrock Refining Company, L.P., dba Valero - McKee Refinery, Inspection Number 310690086, August 13, 2007. 58 OSHA, Informal Settlement Agreement, Diamond Shamrock Refining Company, L.P., dba Valero - McKee Refinery, OSHA Inspection No. 310690086, September 4, 2007.
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Root and Contributing Causes The CSB’s investigation determined the following root and contributing causes59: 8.1 Root Causes
- The McKee Refinery had no formal written program in place to identify, review, and freeze-
protect dead-legs or infrequently used piping and equipment, such as the propane mix control station.
- The McKee Refinery did not apply Valero’s mandatory Emergency Isolation Valve procedure
when evaluating risks in the PDA unit to ensure that the large quantities of flammable materials in the unit could be rapidly isolated in an emergency.
- API guidance and Valero’s corporate Fire Proofing Specifications standard do not specify
sufficiently protective distances for fireproofing pipe rack support steel for processes handling high-pressure flammables, such as the LPG in the PDA unit. 8.2 Contributing Causes
- API-recommended practices on locating and operating LPG firewater deluge valves do not
address potential hazards from nearby processes.
- Valero–McKee Refinery’s hazard assessment process did not recognize the risk of using chlorine
in close proximity to equipment handling flammable hydrocarbons.
59 Appendix F contains an event tree used to help develop root and contributing causes.
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46 9.0 Recommendations American Petroleum Institute (API) 2007-05-I-TX-R1 Issue API-recommended practices for freeze protection in oil refinery process units that include, as a minimum: • the establishment of a written program; • periodic inspections to identify freeze hazards in dead-legs or infrequently used piping and equipment where water could collect; • specific approaches to eliminate or protect against such freeze hazards; and • identification of infrequently used piping or equipment subject to freezing as a trigger for Management Of Change (MOC) reviews.
2007-05-I-TX-R2 Revise API 2218, Fireproofing Practices in Petroleum and Petrochemical Processing Plants, so that conformance with the standard addresses jet fire scenarios, and requires more protective fireproofing radii and other measures (e.g., emergency isolation valves, depressuring systems) for pipe rack support steel near process units containing highly pressurized flammables.
2007-05-I-TX-R3 Revise API Recommended Practice 2001, Fire Protection in Refineries, and API 2030, Application of Fixed Water Spray Systems for Fire Protection in the Petroleum Industry, so that conformance with these recommended practices includes the design, installation, and use of ROSOVs and interlocked equipment controls to enable the safe and rapid emergency isolation of process equipment containing highly pressurized flammables.
2007-05-I-TX-R4 Revise API Standard 2510, Design and Construction of LPG Installations,, and API Publication 2510A, Fire-Protection Considerations for the Design and Operation of Liquefied Petroleum Gas (LPG) Storage Facilities, to address effective deluge system activation during emergencies originating in nearby process units.
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47 Valero Energy Corporation 2007-05-I-TX-R5 Identify all processes in this and other refineries where Valero’s mandatory Emergency Isolation Valve standard is applicable, and ensure that Remotely Operable Shut-off Valves (ROSOVs) are installed to control large accidental releases of flammable materials.
2007-05-I-TX-R6 Establish corporate requirements for written freeze protection programs at Valero refineries subject to freezing temperatures, including identification, mitigation, MOC, and audit requirements.
2007-05-I-TX-R7 Revise Valero standards, including Fire Proofing Specifications, to require evaluation of jet fire scenarios and, as a minimum, ensure more protective fireproofing for pipe rack support steel near process units containing highly pressurized flammables.
2007-05-I-TX-R8 Audit PHA performance at its refineries to ensure adherence to company standards and good practice guidelines.
2007-05-I-TX-R9 Implement Valero’s strategic plan to replace chlorine used as a biocide in cooling water treatment with inherently safer materials, such as sodium hypochlorite, at all refineries. Valero–McKee Refinery, United Steelworkers Union, and Local 13-487 2007-05-I-TX-R10 Work together to benchmark effective PHA methods and practices and implement improvements to the McKee Refinery PHA program, including: • involving the workforce in PHA preparation, performance, and follow-up; • training participants; • conducting PHA quality control checks; and • following up on recommendations for timely implementation and appropriate close-out.
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48 By the U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board
John S. Bresland
Chair
Gary L. Visscher
Member
William B. Wark
Member
William E. Wright
Member
Date of Board Approval
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49 10.0 References American Petroleum Institute (API). Safety Digest of Lessons Learned. Section 9, Precautions Against Severe Weather Conditions,Publication 758, Section 6; Washington DC, 1983. API. Pressure-relieving and Depressuring Systems, ANSI/API Standard 521, with Addendum, Washington, DC, 2008. API. Fire Protection in Refineries, Publication 2001; Washington DC, 1998. API. Application of Fixed Water Spray Systems for Fire Protection in the Petroleum Industry, Publication 2030; Washington DC, 1998. API. Design and Construction of LPG Installations, Publication 2510; Washington DC, 2001. API. Fire-Protection Considerations for the Design and Operation of Liquefied Petroleum Gas (LPG) Storage Facilities, Publication 2510A; Washington, DC, 1996. API.Fireproofing Practices in Petroleum and Petrochemical Processing Plants, Publication 2218; Washington, DC, 1999. Center for Chemical Process Safety (CCPS). Guidelines for Hazard Evaluation Procedure, 2nd ed; American Institute of Chemical Engineers (AIChE), New York, 1992. CCPS. Guidelines for Investigating Chemical Accidents, 1st ed; AIChE, New York, 1992. CCPS. Inherently Safer Processes, A Life Cycle Approach, AIChE, New York, 1996. Crawley, F., Preston, M., & Tyler, B., HAZOP: Guide to best practice; Institution of Chemical Engineers, Warwickshire, UK, 2000. The Chemical Safety and Hazard Investigation Board (CSB). Steel Manufacturing Incident; Washington, DC, 2002. CSB. Fire at Formosa Plastics Corporation: Evaluating Process Hazards; Washington, DC, 2006. Energy Information Administration. Lost and Found Refinery Capacity. http://tonto.eia.doe.gov/oog/info/twip/twiparch/080221/twipprint.html (accessed Feb 2008). Environmental Protection Agency (EPA), General Guidance for Risk Management Programs; Office of Solid Waste and Emergency Response, EPA-550-B-00-008, Washington, DC, 2000. EPA. General Guidance for Risk Management Program (40 CFR Part 68), RMP Series; EPA-550-B-00- 008, May 2000; p. I-8. Frank, W. & Whittle, D. Revalidating Process Hazard Analyses; AIChE, New York, 2001. FM Global. Evaluating the Hazard: Freeze; FM Global, Norwood, MA, 2002. FM Global.Property Loss Prevention Data Sheet 9-18, 17-18: Prevention of Freeze-Ups; FM Global, Norwood, MA, 2007. Garrison, W., editor. One Hundred Largest Losses: A Thirty-Year Review of Property Damage Losses in the Hydrocarbon-Chemical Industries; Marsh, Inc., New York, 1985. Handbook of Texas Online; Diamond Shamrock.
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50 http://www.tshaonline.org/handbook/online/articles/DD/hed6.html, (accessed Jan 2, 2008). Health and Safety Executive (UK). Emergency isolation of process plant in the chemical industry, Chemicals Sheet No. 2; HSE Books, Sudbury, England, 1999. Kletz, Trevor A., 1998. Process plants: A handbook for inherently safer design; Taylor & Francis, Philadelphia, PA. Directory of Corporate Affiliations, s.v. Valero Energy Corporation. Lexis Nexis (accessed Dec 2007). Mannan, S., ed. Lee’s Loss Prevention in the Process Industries, 3rd ed.; Elsevier Butterworth- Heinemann, Burlington, MA, 2005. Marsh & McLennan, One Hundred Largest Losses, May 1985, incident # 63. The Natural Gas Council. How Natural Gas Gets to Consumers. http://www.yankeegas.com/yankeegascommon/pdfs/gastoconsumers.pdf (accessed January 24, 2008). Nolan, D., Handbook of Fire and Explosion Protection Engineering Principles for Oil, Gas, Chemical, and Related Facilities; Noyes Publications, Westwood, NJ, 1996. Occupational Safety and Health Administration (OSHA). CPL 2-2.45A (REVISED) – Process Safety Management of Highly Hazardous Chemicals -- Compliance Guidelines and Enforcement Procedure, Appendix B. Washington, DC, 1992. OSHA. Citation and Notification of Penalty, Diamond Shamrock Refining Company, L.P., dba Valero - McKee Refinery, Inspection Number 310690086, August 13, 2007. OSHA, 2007. Informal Settlement Agreement, Diamond Shamrock Refining Company, L.P., dba Valero - McKee Refinery, OSHA Inspection No. 310690086, September 4, 2007. OSHA. Inspection Data. www.osha.gov/pls/imis (accessed February 2008). Riecher, A. Fateful 1956 Blast Still Remembered. Industrial Fire World, November-December 2006, p 5. Timoshenko, S. Strength of Materials, Part II; Van Nostrand Reinhold, New York, 1958;. p. 123. Valero Energy Corporation. Valero Through the Years. www.valero.com/aboutus/history.htm (accessed on November 13, 2007). Zurich Risk Engineering. Zurich Risk Topics: Cold Weather Preparation, November 2003, 2-7-005. http://www.zurichna.com/zsc/reel.nsf/b777a8062cedf191c12571fe00467717/e5da540a6edd74998 6256adc006e5a84/$FILE/cold_weather_preparation_rt_2-7.005_20031113.pdf. (accessed March 2008).
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51 Appendix A. Flow Diagram
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Appendix B. Incident Timeline Date Time Event Circa 1992
Extractor control changed. Propane mixture control station idled March 1, 1996
Initial PHA of the PDA included recommendations to install ROSOVs to shut off flow in event of pipe leak or rupture Action item inaccurately closed out as "complete" July 13, 2001
PDA PHA revalidation did not verify actual status of recommendation to install ROSOVs January 1, 2002
Valero takes ownership of McKee Refinery February 23-27, 2004
PSM/RMP compliance audit identified that P&IDs had not been updated and that PHA recommendations were not being resolved in a timely manner February 21-24, 2006
PDA HAZOP study did not identify the need for ROSOVs due to deficiencies in study methodology February 12-15, 2007
National Weather Service winter weather advisory in effect February 12, 2007
Sub-freezing temperatures began. Ambient temperatures drop below 32°F for 87 hrs February 15, 2007
Minimum temperature recorded of 6°F in Dumas Texas February 16, 2007 9:05 AM Temperature rises above 32°F
1:30 PM Team personnel sign in at PDA unit Control Room
1:35 PM Board Operator issues work permit to Team personnel
2:09-2:10 PM Process flow indicators swing sharply, consistent with an initial propane release of 4,500 pounds per minute First signs of a release occurring on security camera
2:10--2:11 PM Ignition of propane vapor cloud: one contractor and two Valero workers burned. A fire brigade member is later burned during response activities
2:11 PM Fire alarm received at Dumas Fire Department
2:12 -2:15 PM Multiple fireballs/ruptures
2:15 PM First wisps of smoke visible from burning No. 2 Cooling Tower
2:16 PM Wind shifts from northwest to north affecting emergency response.
2:19-2:22 PM First water stream seen from due south Security camera captures multiple large fireballs/ruptures in or near the pipe rack Flames intensify
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2:23 PM • Dumas Fire Department arrives on scene • Wind shifts slightly, coming from northwest
~2:24-2:26 PM Multiple fireballs/ruptures captured on camera
2:26 PM Total evacuation of refinery
3:00 PM Life Flight helicopter arrives
3:30 PM Emergency Operations Center (EOC) relocated outside refinery fence
3:40 PM EOC relocated to west of Tank 300 M3
3:50 PM Evacuated employees directed to the Dumas Community Center
4:00 PM EOC relocated SW of Tank 300 M3
4:06 PM EOC relocated east of the refinery due to wind shift.
4:15 PM EPA notified
4:25 PM EOC relocated to ammonia plant (north of refinery) February 17, 2007 ~1:00 PM Fire declared out
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Appendix C. Piping Elbow Failure Analysis The fracture in the inlet elbow of the No. 1 Extractor propane mix control station initiated in the exterior surface (cap) welding pass of the girth weld that joined the 10” NPS inlet flange to the 10” elbow, on the intrados (the inner radius) of the elbow (Figure C- 1). No flaw was observed at the initiating site, and the elbow and flange materials were within specification for tensile properties and chemical composition.1
Figure C- 1. Fractured inlet elbow
1 ASTM A105 for the flange material and ASTM A234 for the elbow.
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The fracture propagated parallel to the pipe axis in both directions, with the surface exhibiting brittle fracture propagation features (Figure C-2). Charpy V-notch (CVN) toughness tests were performed on the elbow and flange materials. Based on a 50 percent shear-area appearance, ductile to brittle transition temperatures were determined to be 95oF and 70oF (35oC and 21oC), respectively. Given that this piping was exposed to temperatures as low as 6oF (- 14oC), brittle propagation behavior could be expected in these components.
Figure C- 2. Origin and brittle propagation markers The deposited weld metal and heat-affected zone of the girth weld were CVN-tested. However, insufficient material was available to determine the complete ductile-brittle transition. Testing at -20oF (- 29oC) gave from 20 to 85 percent shear area appearance, consistent with a brittle-ductile transition temperature near -20oF (-29oC). However, based on the observed grain structure, the cap weld likely had lower toughness (higher transition temperature) than the underlying weld metal, which had likely been annealed by heat from subsequent welding passes. Because the thickness of the cap was on the order of
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the depth of the CVN specimen notch, it was not possible to measure these differences with standard or subsized CVN specimens. Correction of the weld metal and heat-affected zone samples for the difference in thickness of the specimens and the actual pipe wall, based on the method of Rosenfeld,2 shifts their transition temperatures 25oF (14oC) warmer, again implying reduced toughness at low temperatures. The probable reduced toughness of the cap weld, combined with a relatively high transition temperature, likely promoted brittle failure at a point along the line of highest stress along the intrados of the elbow. Brittle initiation could possibly have been caused by dynamic loading of the elbow (e.g., an external impact), or by high internal pressures combined with low ambient temperatures. There was no evidence of impact, nor are there records of activities in the area during the likely period of failure that might have applied such a dynamic load. However, ambient temperatures were as low as 6oF (-14oC) prior to the release, and water in the piping could easily have generated very high internal pressures as it froze and expanded.3 The CSB concluded that the failure likely resulted from water trapped in the propane mix control station dead-leg freezing due to low ambient temperatures.
2 Rosenfeld, M.J., Procedure Improves Line Pipe Charpy Test Interpretation, Oil & Gas Journal, April 14, 1997. 3 Atypically, water expands (its density decreases) as it freezes.
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Appendix D. Initial Propane Release Rate Background Witness statements were consistent with the initial release originating from either of two control stations. Physical examination and flow-testing of components, as described in the body of this report, demonstrated conclusively that the release was from the cracked inlet elbow on the No. 1 Extractor propane mix flow control station. Recovered control system data supported the mix control station as the location of the leak, and allowed the CSB investigators to estimate the propane release rate during the first minute of the incident. The fire damaged the instrumentation in the area of the release almost immediately after the fire ignited. Propane Release Estimate Data from PDA unit propane flow meters indicated a significant increase in flow upstream, and a significant decrease in flow downstream, of the No. 1 Extractor propane mix flow control station at the time of the incident.1 This is consistent with the leak occurring at the cracked inlet elbow of the mix control station. Figure 1 plots the sum of the upstream and downstream flow meter readings, in bpd.2 The offset prior to the incident is due to an unmeasured process flow between the low- and high-pressure propane supplies upstream of the leak point. Assuming that this offset was fixed during the incident is conservative – the actual release rate was likely modestly higher than estimated here.
1 Data recovered from the PDA unit’s AspenTech IP21 datalogger, recorded at 30-second intervals. 2 Refining barrels hold 42 U.S. gallons; 100 bpd equal 2.917 gpm.
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58 Propane release rate = [increase in upstream flow] + [decrease in downstream flow] [21,900] + [19,500] = 41,400 bpd. Based on a liquid propane density of 27.7 lb per cubic foot at process conditions, the CSB estimated an initial release rate of 4,500 lb/min. 60,000 65,000 70,000 75,000 80,000 85,000 90,000 95,000 100,000 105,000 110,000 14:08:32 14:09:02 14:09:32 14:10:02 14:10:32 14:11:02 Time Propane Flow, BPD Sum Upstream Sum Downstream
Figure D- 1. Changes in propane flows upstream and downstream of the cracked elbow
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Appendix E. Response of Structural Steel to Fire Heating CCPS’ Guidelines for Fire Protection in Chemical, Petrochemical, and Hydrocarbon Processing Facilities discusses the importance of fireproofing during the early stages of a fire, when “if non- fireproofed equipment and pipe supports fail due to fire related heat exposure, they could collapse and cause gasket failures, line breaks, and equipment failures, resulting in expansion of the fire.” This type of knock-on damage was a significant factor in the damage caused by the PDA unit fire. As Figure E-1 illustrates, exposure to a jet fire, as can occur in pressurized LPG fires, can lead to rapid heating and the failure of exposed steel within a few minutes.1
Figure E-1. Time temperature curves for fire tests (CCPS, 2003)
1 The curves shown are based on standardized tests and are illustrative only.
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60 CCPS describes key factors to consider when specifying the required duration of fireproofing protection, including the • time required to isolate fuel supplies; • availability and capacity of fire-fighting water; • time required to establish cooling from fixed fire monitors (as were installed at the McKee Refinery), including personnel response time; and the • time required for drainage to remove hydrocarbon spills. In this incident, the severity of the fire caused rapid knock-on damage before fuel supplies could be isolated or effective water sprays established. The use of ROSOVs, combined with fireproofed pipe rack supports, would likely have significantly reduced the damage caused by this fire.
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Appendix F. Event Tree
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FD06415 | 2008_CSB_2008_Imperial_Sugar_Dust_Explosion_and_Fire_Investigation_Report.pdf
分类:06_境外及港澳台调查报告 | 年份:2008 | 地域: | 严重程度: | 场所: | 起火原因: | 来源格式:pdf
U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD INVESTIGATION REPORT
Report No. 2008-05-I-GA
September 2009 SUGAR DUST EXPLOSION AND FIRE (14 Killed, 36 Injured)
IMPERIAL SUGAR COMPANY
PORT WENTWORTH, GEORGIA FEBRUARY 7, 2008 KEY ISSUES:
• COMBUSTIBLE DUST HAZARD RECOGNITION • MINIMIZING COMBUSTIBLE DUST ACCUMULATION IN THE WORKPLACE • EQUIPMENT DESIGN AND MAINTENANCE
i Contents EXECUTIVE SUMMARY ..........................................................................................................................1 1.0 INTRODUCTION ...........................................................................................................................3 1.1 Background.........................................................................................................................3 1.2 Investigative Process...........................................................................................................5 1.3 Imperial Sugar Company....................................................................................................6 1.3.1 Corporate Governance............................................................................................6 1.3.2 Corporate and Facility Management ......................................................................7 1.4 Facility Description.............................................................................................................8 1.4.1 Granulated Sugar Storage Silos............................................................................10 1.4.2 Silos 1 and 2 Steel Conveyor Belt........................................................................14 1.4.3 Bosch Packing Building .......................................................................................15 1.4.4 South Packing Building........................................................................................16 1.4.5 Sugar Spillage and Dust Control ..........................................................................17 2.0 INCIDENT DESCRIPTION..........................................................................................................19 2.1 Explosions and fires..........................................................................................................19 2.2 Emergency Response........................................................................................................21 3.0 INCIDENT ANALYSIS................................................................................................................22 3.1 Combustible Dust Characteristics.....................................................................................22 3.2 Combustible Dust Explosions...........................................................................................26 3.3 The Port Wentworth Incident............................................................................................27 3.3.1 Pre-explosion Sugar Dust Incident History..........................................................28 3.3.2 Steel Belt Conveyor Modifications ......................................................................29 3.3.3 Primary Event Location........................................................................................29 3.3.4 Primary Event Combustible Dust Source.............................................................32 3.3.5 Secondary Dust Explosions..................................................................................34 3.4 Ignition Sources ................................................................................................................35 3.4.1 Open Flames and Hot Surfaces ............................................................................35 3.4.2 Ignition Sources Inside the Steel Belt Enclosure..................................................36 3.5 Worker Training ...............................................................................................................37 3.6 Hazards Management .......................................................................................................39
ii 3.6.1 Evacuation, Fire Alarms, and Fire Suppression ...................................................39 3.6.2 Electrical Systems Design ....................................................................................40 3.6.3 Sugar Dust Handling Equipment..........................................................................44 3.6.4 Housekeeping and Dust Control...........................................................................45 3.7 Dust Explosion Hazard Awareness...................................................................................47 3.7.1 Imperial Sugar Management and Workers...........................................................47 3.7.2 Property Risk Insurers ..........................................................................................51 4.0 REGULATORY ANALYSIS........................................................................................................53 4.1 Georgia Fire Codes ...........................................................................................................53 4.2 Occupational Safety and Health Administration (OSHA)................................................54 5.0 MODEL FIRE CODES..................................................................................................................56 5.1 National Fire Protection Association................................................................................56 5.2 International Code Council...............................................................................................57 6.0 TRADE ASSOCIATIONS ............................................................................................................58 6.1 AIB International..............................................................................................................58 6.2 American Bakers Association...........................................................................................59 6.3 The Sugar Association......................................................................................................59 6.4 Sugar Industry Technologists ...........................................................................................60 7.0 PREVIOUS CSB DUST EXPLOSION INVESTIGATIONS.......................................................61 8.0 KEY FINDINGS: ..........................................................................................................................63 9.0 INCIDENT CAUSES ....................................................................................................................65 10.0 RECOMMENDATIONS...............................................................................................................66 10.1 Imperial Sugar Company..................................................................................................66 10.2 AIB International..............................................................................................................67 10.3 American Bakers Association...........................................................................................68 10.4 Risk Insurance Management Society, Inc.........................................................................68 10.5 Zurich Services Corporation.............................................................................................68 11.0 REFERENCES ..............................................................................................................................69 APPENDIX A – INCIDENT EVENT SEQUENCE ..................................................................................71 APPENDIX B – EXPLOSION PROGRESSION IN PACKING BUILDINGS ........................................80
iii Figures Figure 1. West bucket elevator tower; silos 3, 2, and 1; and south packing building............................... 4 Figure 2. Imperial Sugar Company organization prior to the incident ..................................................... 7 Figure 3. Port Wentworth, Georgia, organization prior to the incident................................................... 8 Figure 4. Imperial Sugar facility before the explosion. ............................................................................ 9 Figure 5. Packing buildings’ first floor plan........................................................................................... 11 Figure 6. Silo tunnel and conveyor plan................................................................................................. 12 Figure 7. Granulated sugar supply and discharge through the silos ....................................................... 13 Figure 8. Granulated sugar steel conveyor belts above the silos ............................................................ 14 Figure 9. Silo tunnel steel conveyor belt ................................................................................................ 14 Figure 10. Violent fireball erupting from the facility ............................................................................... 19 Figure 11. Large fireball erupts from the packing buildings 15 minutes after first explosion ................. 20 Figure 12. Screw conveyors and ruptured steel bulk granulated sugar bins............................................. 27 Figure 13. Steel belt covers crumpled from an initial dust explosion inside the steel belt enclosure....... 30 Figure 14. Steel belt cover panels blown out of the tunnel into the packing building.............................. 31 Figure 15. South stairwell brick walls blown into the packing building .................................................. 31 Figure 16. Access port and steel rod inside the pantleg room used to break sugar lumps........................ 33 Figure 17. Limited clearance between discharge chute and the steel belt ................................................ 33 Figure 18. Three-inch thick concrete floor slabs lifted off the steel supports........................................... 34 Figure 19. Motor cooling fins and fan guard covered with sugar dust..................................................... 36 Figure 20. Packaging equipment hindered evacuation in the darkened building ..................................... 40 Figure 21. Sugar dust and cornstarch accumulations................................................................................ 42 Figure 22. Non-dust rated and rated electrical devices in the silo tunnel ................................................. 42 Figure 23. Sugar and dust accumulation on a screw conveyor in the south packing building ................. 43 Figure 24. Deep piles of sugar accumulated on floors and equipment..................................................... 47
Tables Table 1. Measured properties of combustible dusts .............................................................................. 23 Table 2. Particle size of some common combustible and non-combustible materials ......................... 24 Table 3. Combustible dust hazard classes ............................................................................................. 25 Table 4. Test results of samples collected from the Port Wentworth facility........................................ 25
iv Acronyms and Abbreviations AIB
AIB International ABA
American Bakers Association ATF
U.S. Bureau of Alcohol, Tobacco, Firearms, and Explosives CFR
Code of Federal Regulations CSB
U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board EPA
U.S. Environmental Protection Agency gm
grams GMP
Good Manufacturing Practice (GMP) IC
Incident Commander IBC
International Building Code ICC
International Code Council IFC
International Fire Code
L
Liter m
meters m3
cubic meter MEC
minimum explosible concentration MIE
minimum ignition energy MIT
minimum ignition temperature mJ
millijoules MSDS Material Safety Data Sheet(s) NEP
National Emphasis Program NFPA National Fire Protection Association OSHA Occupational Safety and Health Administration µm
microns (10-6 meters)
1 Executive Summary On February 7, 2008, at about 7:15 p.m., a series of sugar dust explosions at the Imperial Sugar manufacturing facility in Port Wentworth, Georgia, resulted in 14 worker fatalities. Eight workers died at the scene and six others eventually succumbed to their injuries at the Joseph M. Still Burn Center in Augusta, Georgia. Thirty six workers were treated for serious burns and injuries—some caused permanent, life altering conditions. The explosions and subsequent fires destroyed the sugar packing buildings, palletizer room, and silos, and severely damaged the bulk train car loading area and parts of the sugar refining process areas. The Imperial Sugar manufacturing facility housed a refinery that converts raw cane sugar into granulated sugar. A system of screw and belt conveyors, and bucket elevators transported granulated sugar from the refinery to three 105-foot tall sugar storage silos. It was then transported through conveyors and bucket elevators to specialty sugar processing areas and granulated sugar packaging machines. Sugar products were packaged in four-story packing buildings that surrounded the silos, or loaded into railcars and tanker trucks in the bulk sugar loading area. The U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board (CSB) determined that the first dust explosion initiated in the enclosed steel belt conveyor located below the sugar silos. The recently installed steel cover panels on the belt conveyor allowed explosive concentrations of sugar dust to accumulate inside the enclosure. An unknown source ignited the sugar dust, causing a violent explosion. The explosion lofted sugar dust that had accumulated on the floors and elevated horizontal surfaces, propagating more dust explosions through the buildings. Secondary dust explosions occurred throughout the packing buildings, parts of the refinery, and the bulk sugar loading buildings. The pressure waves from the explosions heaved thick concrete floors and collapsed brick walls, blocking stairwell and other exit routes. The resulting fires destroyed the packing buildings, silos, palletizer building and heavily damaged parts of the refinery and bulk sugar loading area.
2 The CSB investigation identified the following incident causes:
- Sugar and cornstarch conveying equipment was not designed or maintained to minimize the
release of sugar and sugar dust into the work area.
- Inadequate housekeeping practices resulted in significant accumulations of combustible
granulated and powdered sugar and combustible sugar dust on the floors and elevated surfaces throughout the packing buildings.
- Airborne combustible sugar dust accumulated above the minimum explosible concentration
inside the newly enclosed steel belt assembly under silos 1 and 2.
- An overheated bearing in the steel belt conveyor most likely ignited a primary dust explosion.
- The primary dust explosion inside the enclosed steel conveyor belt under silos 1 and 2
triggered massive secondary dust explosions and fires throughout the packing buildings.
- The 14 fatalities were most likely the result of the secondary explosions and fires.
- Imperial Sugar emergency evacuation plans were inadequate. Emergency notifications inside
the refinery and packaging buildings were announced only to personnel using 2-way radios and cell phones. Many workers had to rely on face-to-face verbal alerts in the event of an emergency. Also, the company did not conduct emergency evacuation drills. Subsequent to the Imperial Sugar incident, the Occupational Safety and Health Administration (OSHA) announced it intends to initiate rulemaking on a combustible dust standard. This was among several recommendations that the CSBs 2006 Combustible Dust Study made to address combustible dust workplace hazards in general industry. Based on this incident, the CSB makes recommendations to The Imperial Sugar Company; AIB International; The American Bakers Association; The Risk Management Society, Inc.; and Zurich Services Corporation.
3 1.0 Introduction 1.1 Background At about 7:15 p.m. on February 7, 2008, a sugar dust explosion occurred in the enclosed steel conveyor belt under the granulated sugar storage silos at the Imperial Sugar Company sugar manufacturing facility in Port Wentworth, Georgia. Seconds later, massive secondary dust explosions propagated throughout the entire granulated and powdered sugar packing buildings, bulk sugar loading buildings, and parts of the raw sugar refinery. Three-inch thick concrete floors heaved and buckled from the explosive force of the secondary dust explosions as they moved through the four- story building on the south and east sides of the silos. The wooden plank roof on the palletizer building was shattered and blown into the bulk sugar railcar loading area. Security cameras located at businesses to the north, south, and west of the facility captured the sudden, violent fireball eruptions out of the penthouse1 on top of the silos, the west bucket elevator structure, and surrounding buildings. When Garden City and Port Wentworth fire department personnel arrived minutes later they were confronted with dense smoke, intense heat, ruptured fire water mains, and large amounts of debris strewn around the fully involved burning buildings. Workers at the facility had already started search and rescue efforts and injured workers were being triaged at the main gate guardhouse. Eight workers died at the scene, including four who were trapped by falling debris and collapsing floors. Two of these fatally injured workers had reportedly reentered the building to attempt to rescue their co-workers, but failed to safely escape. Nineteen of the 36 workers transported to Savannah Memorial Hospital who were severely burned were transported to the Joseph M. Still Burn Center in
1 The silo penthouse was a weather-tight structure on top of the three silos that housed granulated sugar belt conveyors.
4 Augusta, Georgia where six eventually succumbed to injuries, bringing the total fatalities to 14 workers—the last burn victim died at the burn center six months after the incident. Thirty six injured workers ultimately survived including some with permanent, life altering conditions. Approximately 85 other workers at the facility at the time of the incident were uninjured. The major fires in the buildings were extinguished the next day, but small fires continued burning for many days. The granulated sugar fires in the 105-foot tall silos continued to smolder for more than 7 days before being extinguished by a commercial industrial firefighting company. The packing buildings, granulated sugar silos, and palletizer room were destroyed. The bulk sugar loading area and parts of the refinery were severely damaged by the explosion and fires (Figure 1).
Figure 1. West bucket elevator tower; silos 3, 2, and 1; and south packing building destroyed by the February 7, 2008, sugar dust explosions and fires
5 This report makes recommendations to Imperial Sugar Company; AIB International; the American Bakers Association; the Risk Insurance Management Society, Inc.; and Zurich Services Corporation. 1.2 Investigative Process The CSB investigation team arrived at the Imperial Sugar facility the morning of February 8, 2008. The Bureau of Alcohol, Tobacco, Firearms, and Explosives (ATF), the Georgia State Fire Marshal’s office, and the responding fire departments were conducting victim recovery operations, fire suppression inside the silos and other hot-spots inside the buildings, and the cause and origin investigation. The CSB team met with the Port Wentworth fire chief,2 the ATF lead investigator, the State Fire Marshal, Occupational Safety and Health Administration (OSHA) investigators, and Imperial Sugar management personnel to explain the CSBs purpose and authority for conducting an investigation independently of the other agencies and organizations. The CSB and OSHA investigation supervisors coordinated witness interviews, evidence collection, and other investigation activities with the ATF lead investigator and the incident commander. During the next 4 months, the CSB investigators examined and photographed the interior of the heavily damaged buildings and equipment and interviewed eyewitnesses who were working at the refinery the night of the incident, other company and contractor employees, and injured workers. The team examined engineering documents, worker training records, and equipment operation and maintenance records; witnessed the building demolition work; and examined equipment recovered from the wreckage before releasing the equipment to the company. Finally, the CSB commissioned testing to determine the combustibility characteristics of the granulated and powdered sugar, raw sugar, and cornstarch samples collected at the site.
2 Incident management conformed to the National Incident Management System (NIMS) structure throughout the fire suppression, search, rescue, and recovery activities. The Port Wentworth Fire Department headed the incident command.
6 1.3 Imperial Sugar Company Imperial Sugar Company, headquartered in Sugar Land, Texas, was incorporated in 1924. The company purchased the Port Wentworth facility from Savannah Foods and Industries, Inc. in December 1997. At the time of the incident, Imperial Sugar operated the Port Wentworth facility and a sugar manufacturing and packaging facility in Gramercy, Louisiana, and a warehousing operation in Ludlow, KY. The sugar manufacturing facilities received raw sugar3 and refined it into granulated sugar. Some granulated sugar was used to make powdered sugar, specialty sugars, and liquid sugar products. They packaged sugar products in capacities ranging from bulk tank and hopper railcar, to 100-pound bags, to small boxes and bags. Customers included industrial bakeries, and large chain and small grocers.4 In 2007, the company produced more than 1.3 million tons of sugar, making it one of the largest sugar refiners in the U.S. More than 350 employees and contractors worked at the Port Wentworth facility, where annual sugar production exceeded 700 thousand tons. 1.3.1 Corporate Governance Imperial Sugar Company is a public company, listed on the NASDAQ. The Imperial Sugar Company Board of Directors comprises eight members plus the board chairman. Board member backgrounds include investment banking, international diversified manufacturing, food and chemical manufacturing industries, and wholesale food distribution. The president and chief executive officer (CEO) is also a board member.
3 Imperial Sugar material suppliers process sugar cane into “raw sugar,” a crystalline product that resembles light- to medium-brown granulated sugar. Raw sugar has low combustibility characteristics and is unlikely to generate combustible sugar dust. 4 As of the date of this report, the Gramercy, LA facility continued operations and the Port Wentworth, GA facility was being rebuilt.
7 1.3.2 Corporate and Facility Management Nine company officers in Sugar Land, Texas, manage the day-to-day business of Imperial Sugar. Management positions include finance, commodities management, general counsel, administration, engineering, technology, and sales (Figure 2). Prior to the incident, the company did not have a dedicated officer level position responsible for workplace safety. Instead, the corporate safety director reported to the director of human resources in the administration department. The director of human resources had minimal occupational safety management experience and training.
Figure 2. Imperial Sugar Company organization prior to the incident The corporate safety director was responsible for overseeing workplace safety and facility security programs. The Port Wentworth management team had a safety and environmental manager who reported directly to the plant manager (Figure 3). Safety and product quality personnel at the
8 refineries reported to the corporate technical services manager in Port Wentworth. The Port Wentworth safety coordinator reported to the safety and environmental manager.
Figure 3. Port Wentworth, Georgia, organization prior to the incident 1.4 Facility Description Savannah Foods and Industries, Inc. began constructing the Port Wentworth facility in the early 1900s; granulated sugar production started in 1917.5 Over the years the facility added refining and packaging capacity, raw sugar and product warehouses, and upgraded the steam/electric powerplant (Figure 4). Refined sugar was stored in three silos, and then transferred to the bulk sugar truck and train loading area, to the packing buildings, and to the powdered sugar production equipment, which was located in
5 The product name “Dixie Crystals”® was created when the Savannah Foods refinery began production in the early 1900s.
9 the south packing building. Packaged products were palletized, and transferred to a warehouse for distribution to customers.
Figure 4. Imperial Sugar facility before the explosion. Granulated sugar storage silos and packing buildings are circled. Raw sugar warehouses in lower right (Chatham County, GA GIS photo) Dozens of screw conveyors,6 bucket elevators,7 and horizontal conveyor belts transported granulated sugar throughout the packing buildings (Figure 5). Although bucket elevators were enclosed and screw conveyors were covered, they were not adequately sealed to prevent releasing sugar dust and sugar into the work areas. Because the large open work areas were not equipped with airborne dust removal equipment, sugar dust accumulated on overhead conduit, piping, ceiling beams, lights, and equipment. The closed granulated sugar screw conveyors located throughout the facility were not
6 A screw conveyor is a dry bulk material conveyor consisting of a rotating helical screw inside a closed trough. Granulated or powdered sugar enters the top feed opening at one end. The rotating helical screw pushes the sugar along the trough to the opposite end of the conveyor where it exits through a bottom discharge chute at the opposite end. 7 A bucket elevator is a dry bulk material conveyor consisting of plastic or metal buckets attached to an endless fiber belt inside a closed vertical rectangular housing. Granulated sugar is scooped from a pit, or directly flows into the buckets at the base of the bucket elevator and pours out of the bucket into a discharge chute at the top of the housing.
10 equipped with dust removal equipment and were not designed to safely vent overpressure outside the building if combustible dust inside the enclosure ignited. 1.4.1 Granulated Sugar Storage Silos Three 40-foot diameter, 105-foot tall concrete silos conditioned and stored the granulated sugar produced in the refinery. Each 5-million pound capacity silo sat on a raised circular concrete foundation above the packing building floor. Two belt conveyors were located under the silo floors in a 130-foot long tunnel, which was 7 ½ feet tall and 12 feet wide (Figure 6) . Granulated sugar from the refinery entered silo 3 and then was transferred into silo 1 and 2. The sugar was transferred from silos 1 and 2 to the bulk sugar building, powdered sugar mills, specialty sugar production equipment, and granulated sugar packing machines. Sugar exited silo 3 into an Aerobelt® 8 conveyor in the silo tunnel, which discharged the sugar into the west bucket elevator pit. The bucket elevator lifted the sugar to the penthouse and onto another series of conveyor belts, into silos 1 and 2 (Figure 7 and Figure 8). Granulated sugar exited two 18-inch diameter penetrations in the floors of silo 1 and 2 onto a steel conveyor belt in the silo tunnel. Separate 18-inch diameter floor openings fed sugar to the screw conveyors under the north and south quadrants of each silo. Various conveyors and bucket elevators distributed the sugar to the powdered sugar mills, the packaging equipment, and the bulk sugar building.9
8 An Aerobelt is a dust-tight conveyor belt assembly with a fiber belt that travels on an air cushion. It is equipped with dust collector attachment ports for removing airborne dust inside the enclosure, which were connected to the wet dust collectors. 9 Granulated sugar was loaded into semi-trailers and railcars in the bulk sugar building.
11
Figure 5. Packing buildings first floor plan
12
Figure 6. Silo tunnel and conveyor plan
13
Figure 7. Granulated sugar supply and discharge through the silos Pantleg rooms (typical)
14
Figure 8. Granulated sugar steel conveyor belts above the silos, circa
- Heavy dust accumulation on conduit and spilled sugar on
the floor (Imperial Sugar photo) 1.4.2 Silos 1 and 2 Steel Conveyor Belt A 32-inch wide, 80-foot long steel conveyor belt (Figure 9) in the silo tunnel transported granulated sugar from silos 1 and 2 into the packaging production bucket elevator pit at the east side of silo 1. Similar steel belt conveyors were located in the penthouse above the silos.
Figure 9. Silo tunnel steel conveyor belt (removed after incident) For many years, granulated sugar on these conveyors was exposed to possible contamination from debris that could fall onto the sugar. In 2007, Imperial Sugar installed a stainless steel frame with top
15 and side panels to fully enclose each belt assembly to protect the granulated sugar from falling debris and reduce the possibility of intentional contamination. The top and side panels were removable to provide access for cleaning and conveyor maintenance. Although sugar dust was generated as the sugar flowed onto the belt and when flow blockages caused sugar to spill off the belt, these new enclosures were not equipped with a dust removal system and were not equipped with explosion vents. During more than 80 years of operation, sugar dust released inside the large open volume of the silo tunnel most likely never accumulated to concentrations above the minimum explosible concentration (MEC). However, after the steel belt was enclosed, sugar dust was contained and remained suspended inside the unventilated enclosed space. Because the enclosure was one-tenth the volume of the tunnel,10 sugar dust could easily accumulate to concentrations above the MEC. Furthermore, multiple potential dust ignition sources were identified inside the enclosure. 1.4.3 Bosch Packing Building The four-story Bosch packing building located on the north side of the silos was a steel frame, corrugated steel-sided structure with poured concrete floors. Large doorways at the south-east corner on each floor gave forklift and personnel access to the south packing building. A steel-framed stairway enclosed in a concrete masonry block wall was located between silos 1 and 2 to provide access to each floor and the roof (see Figure 5). Granulated sugar was transported by screw conveyors and a bucket elevator to the screens inside the “hummer room”11 located on the roof of the building. Screw conveyors transported the screened sugar to feed hoppers on the third floor above each packaging machine. The second floor contained
10 The volume inside the tunnel was approximately 8,700 cubic feet. The volume inside the enclosed steel belt assembly was approximately 850 cubic feet. 11 The hummer room contained granulated sugar sieves, which removed lumps and separated the sugar into standard grain sizes.
16 granulated sugar packaging machines and paper and plastic packaging supplies. Conveyors transported the packaged sugar west to the palletizer room. Packaging supplies, including paper and plastic rolls, and pre-formed paper bags and boxes were stored on the first, third, and fourth floors. 1.4.4 South Packing Building The south packing building was a four-story, steel-frame structure with 3-inch thick poured concrete floors and brick exterior walls. The three silos formed the north wall. A steel-frame, brick wall enclosed stairway was located between silos 1 and 2 to provide access to the floors above. The east end of the packing building opened into the refinery areas. Heavy, semi-transparent plastic strip curtains were typically installed on the large passageways to contain airborne dust. The second and third floors housed granulated, powdered, and soft (brown) sugar packaging equipment. Screw conveyors and bucket elevators transported the granulated sugar to hoppers above the packaging equipment throughout the packing building. Belt and roller conveyors transported the packaged sugar products to the palletizer room, some passing through large openings in the floors and west wall.12 Container packaging supplies including paper, plastic, and cardboard were stored near the packaging equipment. Packaging machines filled paper and plastic bags and cardboard containers. The machines were equipped with Plexiglas® panels to protect workers from moving machine parts, hot surfaces, and other hazards. The enclosures also contained some of the sugar dust that was generated during container filling. Vacuum ductwork attached to the packaging machines removed some sugar dust from the packaging machines. Dust collectors located on the packing building roof removed sugar dust from air transferred from the packaging machines.
12 Floor and wall openings provided conduits for the explosive overpressures and fires.
17 The powdered sugar production equipment was located on the fourth floor. Cornstarch was transported from an outdoor storage silo into hoppers above the grinding mills through a pressurized air transfer line. A small amount of cornstarch13 was added to the granulated sugar; then the mixture was fed into the grinding mills. The mills pulverized the granulated sugar/cornstarch mixture to the specified grain size, and then discharged the powdered sugar into hoppers above the packaging machines. The grinding mills were connected to the dry dust collectors system to remove airborne sugar and cornstarch dust. 1.4.5 Sugar Spillage and Dust Control The CSBs investigation determined that sugar conveying and processing equipment were not adequately sealed; so significant quantities of sugar spilled onto the floors. Injury incident reports, internal correspondence, and other records identified significant accumulations of spilled sugar. Less than 2 months before the incident, an internal inspection performed by company supervisors and quality assurance personnel indicated that many tons of spilled sugar had to be routinely removed from the floors and returned to the refinery for reprocessing. Packaging operators and other employees also reported significant sugar dust escaping the packaging equipment into the work areas. The cornstarch transport system, grinding mills, and powdered sugar packaging machines generated significant sugar dust in the work area. Workers reported that airborne sugar dust and spilled sugar in the powdered sugar processing and packaging work areas were a constant problem and that significant accumulations were typically seen on equipment and the floor. One worker told the CSB that he used a squeegee to clear a path on the floor through spilled powdered sugar to get to equipment he operated during his shift.
13 Powdered sugar contains about 3% cornstarch to prevent the sugar from clumping.
18 Dust collection systems were attached to the packaging machines to remove sugar dust generated during container filling. Sugar screening equipment and the powdered sugar mills were also equipped with dust removal systems. The dust transport ducts attached to the powdered sugar and cornstarch systems were connected to dry dust collectors. Dust transport ducts attached to granulated sugar equipment were connected to wet dust collectors. However, as reported in a January 2008 review of the dust handling system,14 the dust collection equipment was in disrepair, and some equipment was significantly undersized or incorrectly installed. Some dust duct pipes were found to be partially, and in some locations, completely filled with sugar dust.
14 Imperial Sugar hired an outside consultant to evaluate air flow velocities, pressure drops, and other operating parameters on the dry and wet dust collection systems. The report identified numerous dust collection system design and maintenance deficiencies. Because the report was delivered only a few days before the February incident, Imperial Sugar management had not had the opportunity to review or act on the report findings.
19 2.0 Incident Description 2.1 Explosions and fires Shortly before 7:15 p.m. on February 7, 2008, the new Imperial Sugar Company CEO15 was touring the facility with three employees. Walking through the refinery toward the south packing building they were startled by what sounded and felt like a heavy roll of packing material dropped from a forklift somewhere in the packing building. Three to five seconds later a loud explosion knocked them backward, and debris was thrown through the large packing building doorway. The security guard at the gatehouse, and other workers in nearby buildings, also heard a loud explosive report. Outside, massive flames and debris erupted above the packing buildings and silos. A security camera at the Georgia Ports Authority located south of the facility recorded the first of many fireballs erupting from the Imperial Sugar facility (Figure 10).
Figure 10. Violent fireball erupting from the facility (elapsed time - 16 seconds) (Georgia Ports Authority security video). Three-inch thick concrete floors in the south packing building heaved and buckled from the explosive force of the sugar dust-fueled explosions as they progressed through the packing buildings and into
15 Imperial Sugar Company hired a new Chief Operating Officer in February, 2007. He was promoted to the position of Chief Executive Officer on January 29, 2008, nine days before the Port Wentworth explosion.
20 adjacent buildings. The wooden roof on the palletizer room was shattered and blown into the bulk sugar rail loading area. Workers in the packing buildings had little or no warning as walls, equipment, and furniture were thrown about. Superheated air burned exposed flesh. Workers attempting to escape struggled to find their way out of the smoke-filled, darkened work areas. Debris littered the passageways. Some exits were blocked by collapsed brick walls and other debris. The fire sprinkler system failed because the explosions ruptured the water pipes. Intense fireballs advanced through the entire north and south packing and palletizer buildings as sugar dust, shaken loose from overhead surfaces, ignited. Heaving and buckling floors opened large crevasses. The piles of granulated and powdered sugar that had accumulated around equipment rained down and intensified the fires burning below. Fireballs advanced through enclosed screw conveyors and ignited fires in the refinery and bulk sugar building hundreds of feet from the packing buildings where the incident had begun. Violent fireballs erupted from the facility for more than 15 minutes as spilled sugar and accumulated sugar dust continued fueling the fires (Figure 11).
Figure 11. Large fireball and burning debris erupt from the packing buildings 15 minutes after first explosion (elapsed time - 10 seconds) (PCS Phosphate security video).
21 2.2 Emergency Response Garden City and Port Wentworth fire department personnel were on the scene in less than 10 minutes after the first explosion. They were confronted with dense smoke, intense heat, ruptured water mains, and large debris strewn around the fully involved burning buildings. The emergency responders immediately started search and rescue operation, which continued for many hours. Workers at the facility had already started search and rescue efforts, and seriously burned victims were being triaged at the main guardhouse north of the packing building and at the truck scale located west of the warehouse. Other agencies responded and assisted the Port Wentworth fire department with the emergency response, including • Pooler, Bloomingdale, Thunderbolt, Savannah, and Effingham County Fire Departments • Savannah Chatham Metropolitan Police • Georgia State Fire Marshal • Georgia Emergency Management Agency • Chatham County Emergency Management Agency • Georgia Search and Rescue • Salvation Army • American Red Cross The major fires in the buildings were extinguished the next day; however, the silo fires continued to smolder for 7 days before they were finally extinguished on February 15. Twelve Imperial Sugar employees and two contractors were fatally injured; four workers were fatally burned when falling debris and collapsing floors trapped them in the burning buildings. Four other workers could not escape the fires and died at the scene, including two who had reentered the burning structure to attempt to rescue their coworkers. Six seriously burned victims died at the Joseph M. Still Burn Center in Augusta, Georgia; the last died six months after the incident. Thirty-eight injured workers, some seriously burned, ultimately survived. Approximately 70 other workers at the facility the night of the incident were uninjured.
22 3.0 Incident Analysis 3.1 Combustible Dust Characteristics Combustible dust hazard studies, including sugar dust, date back more than 80 years. In 1924, R.V. Wheeler (Wheeler, 1924) divided combustible dusts into three classes based on ignitability and relative burn rates: • Class I – Dusts that ignite and propagate flame readily, the source of heat required for ignition being comparatively small. • Class II – Dusts that are readily ignited, and which, for the propagation of flame, require a heat source of large size or high temperature. • Class III – Dusts that do not appear to be capable of propagating flame. The 1925 publication The Dust Hazard in Industry (Gibbs) concludes that [S]ugar, dextrin, starch and cocoa are the most dangerous, sugar exceptionally so. Sugar ignites when projected as a cloud against a surface heated to below red heat, and when ignition has taken place, the flame travels throughout the dust-cloud with great rapidity. The National Fire Protection Association (NFPA) defines a combustible dust as any “finely divided solid material regardless of particle size and [that] presents a fire or explosion hazard when dispersed and ignited in air” (NFPA, 2006). Standardized test procedures used to experimentally determine important properties of a combustible dust are listed in Table 1.
23 Table 1. Measured properties of combustible dusts (Dastidar, 2005) Property Definition Test Method Application Kst Dust deflagration index ASTM E 1226 Measures the relative explosion severity compared to other dusts Pmax Maximum explosion overpressure generated in the test chamber ASTM E 1226 Used to design enclosures and predict the severity of the consequence (dP/dt)max Maximum rate of pressure rise ASTM E 1226 Predicts the violence of an explosion; used to calculate KSt MIE Minimum ignition energy ASTM E 2019 Predicts the ease and likelihood of ignition of a dispersed dust cloud MEC Minimum explosible concentration ASTM E 1515 Measures the minimum amount of dust, dispersed in air, required to spread an explosion. Analogous to the lower flammability limit (LFL) for gas/air mixtures
Table 2 lists particle sizes of common materials, and the sugar and cornstarch samples collected at the Port Wentworth facility.
24 Table 2. Particle size of some common combustible and non-combustible materials16 Material Size (microns) Talcum powder, red blood cells fine silt, cocoa 5 to 10 Pollen, milled flour, coarse silt 44 to 74 Table salt 105 to 149 Cornstarch from the Port Wentworth facility storage silo 10 Powdered sugar product from the Port Wentworth facility 23 Granulated sugar product from the Port Wentworth facility1 286 Note 1. Sample first passed through 500 µm sieve
The deflagration index, Kst, is used to estimate the relative explosion severity of the dust being examined. To determine Kst, dust samples of known particle size, moisture content, and concentration are ignited in a standard 20-liter test apparatus. The test chamber pressure as a function of time is recorded for successively increasing sample concentrations. The value of Kst is calculated using the equation: Kst = (dP/dt)max x [Test chamber volume]1/3 The higher the value of Kst, the more energetic a dust explosion can be. Combustible dust is assigned one of three hazard classes, ST1, ST2, or ST3, based on the deflagration index determined from the test results (Table 3).
16 Source unless noted in table: http://www.wateruse.com/micron_equivalents.htm (June, 2009).
25 Table 3. Combustible dust hazard classes Hazard Class Kst (bar m/s) Characteristic ST 1 1 - 200 Weak explosion ST 2 201 - 300 Strong explosion ST 3 > 300 Very strong explosion Table 4 shows the test results on the sugar and cornstarch samples collected at the Port Wentworth facility. The near-total destruction of the packing building prevented collection of actual sugar dust samples; however, the mean particle size of the powdered sugar is representative of dust that would result from processing granulated sugar. Furthermore, the samples of granulated and powdered sugar were typical of the spilled sugar that had accumulated around equipment in the work areas. In the test chamber, these samples generated significant overpressures of 5.2 bar (76.4 psig) and 7.5 bar (110.2 psig), respectively. A primary event fueled by airborne sugar dust would most likely loft and ignite sugar that had accumulated on the floor or equipment, causing secondary and tertiary dust explosions. Table 4. Test results of samples collected from the Port Wentworth facility Material Moisture Content (wt.%) Mean Particle Size (µm) Pmax [bar] KST [bar m/s] MEC [g/m³] MIE [mJ] Cornstarch 11.5 10 8.5 189 105 10 < MIE < 30 Powdered Sugar 0.5 23 7.5 139 95 10 < MIE < 30 Granulated Sugar (as received) 0.1 Not determined 5.2 35 115 MIE >1000 Granulated Sugar (sieved to < 500µm) 0.1 286 6.0 56 115 MIE >1000
26 3.2 Combustible Dust Explosions Airborne sugar dust or other combustible dust around dust-generating equipment and in the work areas poses an immediate fire or explosion hazard only under specific conditions.17 Accumulations of combustible dust on horizontal surfaces in the work area are a serious fire hazard because they can ignite and burn. However, dust on horizontal surfaces will not explosively ignite, even when it has accumulated to a depth of an inch or more. Combustible dusts must become airborne and achieve a concentration above the MEC in the air to ignite explosively. In fact, industrial hygiene-based dust concentration limits (concentrations in air that can pose a health hazard) are four to five orders of magnitude lower than the minimum dust concentrations necessary to propagate a dust explosion (Eckhoff, 2003). A fireball will likely result when airborne combustible dust concentrates above the MEC and comes in contact with an ignition source,. The likelihood of explosive ignition increases if the airborne combustible dust is concentrated in a semi-confined or confined workspace. When confined, concentrated, and ignited, airborne sugar dust can generate overpressure sufficient to cause explosive destruction, as indicated by the maximum pressure recorded in a test cell, Pmax (Table 4). Immediate explosive ignition is not the only means of causing overpressure damage. If sufficient dust has accumulated inside ducts or other equipment and airborne dust inside the equipment ignites, the pressure wave advancing ahead of the rapidly burning dust cloud will loft additional dust into the air and provide additional fuel to the advancing fireball, further increasing the pressure inside the equipment. This so-called “pressure piling” can cause the equipment to explosively rupture. If the equipment does not rupture, it can provide a conduit for the fireball to travel long distances and ignite fires or rupture equipment far from the ignition source. Some dust collection ducts and screw
17 The approximate concentration of a typical combustible dust in an airborne dust cloud needed to sustain combustion would reduce visibility to 5 to 10 feet. Actual cloud density depends on the dust particle size and minimum concentration needed to sustain combustion.
27 conveyors in the Port Wentworth facility acted as conduits and ignited fires and ruptured equipment hundreds of feet from the packing building where the incident originated (Figure 12).
Figure 12. Pressure waves traveled through screw conveyors and ruptured steel bulk granulated sugar bins (arrows) hundreds of feet from the sources of the dust explosions Similarly, if a burning dust cloud is confined inside a building or small structure, combustible dust that has accumulated on overhead horizontal surfaces and the floor can be lofted by the initial overpressure and further fuel the advancing fireball. Pressure piling also results when the fireball and pressure wave advance through a structure filled with manufacturing equipment and other large items. The resulting overpressure can heave floors and roofs upward and blow out windows and unreinforced walls, as occurred throughout the Port Wentworth facility sugar packing buildings.18 3.3 The Port Wentworth Incident The CSB concluded that the Port Wentworth manufacturing facility incident was a combination of a primary and multiple secondary dust explosions. The CSB further concluded that the secondary dust explosions would have been highly unlikely had Imperial Sugar performed routine maintenance on sugar conveying and packaging equipment to minimize dust releases and sugar spillage, and promptly
18 Some steel-framed windows on the south wall of the packing building were blown more than 200 feet.
28 removed accumulated dust and spilled sugar. When sugar dust and sugar escaped the equipment in the packing buildings, timely housekeeping activities should have been performed to remove accumulations from elevated horizontal surfaces and spilled granulated and powdered sugar on the floors before the sugar accumulated to hazardous levels.19 3.3.1 Pre-explosion Sugar Dust Incident History The Port Wentworth facility operated for more than 80 years without experiencing a devastating dust explosion,20 even though photographs dating from the 1970s through 2007 and internal correspondence dating to the early 1960s confirmed that significant sugar dust and spilled sugar in the packing buildings and silo penthouse were long-standing problems. In the year preceding the February 2008 explosion, quality audits and worker injury reports documented spilled sugar at “knee deep” levels in some areas. Workers told the CSB investigators that small fires sometimes occurred in the buildings but were quickly extinguished without escalating to a major incident. Less than two weeks before the February incident, a small explosion in a dry dust collector on the roof of the packing building damaged the dust collector, but was safely vented through the deflagration vent panels. The dust collector had not yet been returned to service at the time of the incident. Operators reported that the buckets inside bucket elevators throughout the facility sometimes broke loose and fell to the bottom of the elevator. However, they could recall only one incident, some 10 years earlier, where a falling bucket was thought to be the ignition source of a fire involving a bucket elevator in the raw sugar warehouse. That event did not escalate to a major facility fire or explosion.
19 For combustible dust with bulk density above 75 pounds per cubic foot, accumulation on elevated horizontal surfaces in rooms with average ceiling height of about ten to twelve feet should not exceed 1/32 inch (NFPA 654, 2006). Elevated surfaces in a typical factory are equal to about 5-10% of the floor area. 20 Workers recalled explosions in the fourth floor mill room in the 1960s, which did not cause widespread damage.
29 3.3.2 Steel Belt Conveyor Modifications The CSB investigators learned through worker interviews that conveying granulated sugar on the steel belt conveyor in the tunnel under silos 1 and 2 generated some sugar dust. When sugar lumps lodged in a silo outlet pipe and blocked the movement of the sugar on the belt, as operators reported sometimes occurred, sugar spilling off the belt would release airborne dust. Before the company enclosed the steel belt conveyor, the dust was released into the large volume of the tunnel. Airflow through the tunnel would also keep the airborne dust concentration low; thus, airborne sugar dust likely never accumulated to an ignitable concentration. In 2007, Imperial Sugar enclosed the granulated sugar belt conveyors in the penthouse and the tunnel under the silos to address sugar contamination concerns. However, the company did not evaluate the hazards associated with generating and accumulating combustible dust inside the new enclosure. They did not install a dust removal system to ensure that sugar dust did not reach the MEC inside the enclosure.21 Furthermore, the enclosures were not equipped with deflagration vents to direct overpressure safely out of the building22, 23 if airborne sugar dust ignited. 3.3.3 Primary Event Location For more than 80 years, the facility operated the open steel belt conveyor in the silo tunnel without incident. Less than a year after the enclosure was completed, however, the silos and packing buildings were destroyed by devastating explosions and fires. The CSB examined the blast patterns and damage inside the tunnel, at the east and west tunnel openings, and rooms inside the base of the silos directly
21 The volume in the new steel belt enclosure was ten times smaller than the silo tunnel volume. Airborne sugar dust could easily accumulate above the MEC in the unventilated enclosure. 22 Enclosed equipment, such as bucket elevators and closed conveyors, should be designed in accordance with NFPA 654. 23 Although the enclosure on the belt conveyors in the penthouse could have been designed to safely vent an explosive overpressure outside the building, designing a deflagration vent system for the belt conveyor in the silo tunnel was impractical. That conveyor was located on the ground floor in the center of the building (Figure 5) far from any building exterior wall or roof.
30 above the silo tunnel (pantleg rooms, see Figure 7) and concluded that the primary dust explosion most likely occurred in the silo tunnel, approximately midway along the length of the steel belt. Examination of the equipment in the silo tunnel found that every panel used to enclose the 80-foot long steel belt conveyor had been violently blown off the support frame (Figure 13). Panels east of the approximate midpoint of the conveyor (directly under the silo 1–silo 2 abutment) were deflected eastward, and panels west of the midpoint were deflected westward. Pressure damage inside the pantleg rooms above the tunnel was greatest inside the silo 2 pantleg room and least inside silo 3 pantleg room. Major equipment damage was observed at the east entrance of the silo tunnel with all equipment deflections eastward, away from the tunnel. The equipment under silo 3 and outside the west end of the tunnel had damage patterns clearly indicating that a pressure wave traveled west out of the tunnel.24
Figure 13. Steel belt covers (arrows) crumpled from an initial dust explosion inside the steel belt enclosure (steel frame structure, right photo) Pressure waves blew the wood walls and doors off the west and east tunnel entrances. Mangled steel belt cover panels were blown out of the east end of the tunnel (Figure 14). The pressure wave also
24 The east face of the Aerobelt under silo 3 was distorted to the west as the explosive overpressure moved through the tunnel.
31 traveled up between silos 1 and 2 and blew the brick walls that enclosed the south stairwell into the work areas on each floor of the south packing building (Figure 15).
Figure 14. Stainless steel cover panels (arrows) blown off the steel belt enclosure and out of the tunnel into the packing building
Figure 15. South stairwell brick walls blown into the packing building
32 3.3.4 Primary Event Combustible Dust Source The CSB learned that, during the 3 to 4 days preceding the incident, workers were clearing sugar lumps lodged in the silo 1 sugar discharge holes above the steel belt. Through access ports in the pantleg room (Figure 16), they used steel rods to break and dislodge sugar lumps found above and inside the sugar discharge holes. Workers also used access ports located on the discharge chutes to break lumps that lodged on the steel belt, blocking sugar flow from the upstream discharge chutes (Figure 17). During the silo 1 “rodding” activities, sugar continued to flow from silo 2 onto the steel belt upstream of the silo 1 discharge chutes. Based on the statements from the workers who were clearing the sugar lumps from the silo outlets, it is highly likely that sugar lumps lodged between the moving steel belt and one or both silo 1 discharge chutes. Sugar lumps small enough to enter the discharge chute, but too large to pass between the end of the chute and the steel belt would create a “dam” that would cause sugar traveling from silo 2 to spill off the steel belt upstream of the silo 1 discharge chute. Spilled sugar would then accumulate inside the covered conveyor, likely covering parts of the steel belt.25 Sugar dust released into the air from the sugar spilling off the conveyor, and sugar dust generated as the steel belt traveled through the sugar pile, below, could accumulate in the unventilated enclosure.
25 The steel belt return loop was fewer than 10 inches above the tunnel floor. Workers reported that spilled granulated sugar sometimes covered the belt return loop and support bearings.
33
Figure 16. Access port inside the pantleg room and steel rod used to break sugar lumps in the sugar outlet on silo floor
Figure 17. Limited clearance between sugar discharge chute and the steel belt would sometimes be blocked by large sugar lumps; lump-clearing access port (arrow) is on top of the chute The CSB concluded that as granulated sugar spilled off the moving steel conveyor at the blocked outlet, sugar dust accumulated above the MEC inside the enclosed conveyor, and then ignited. The explosion triggered a series of secondary explosions that rapidly progressed through the packing buildings, palletizer room, and into the bulk sugar station.
34 3.3.5 Secondary Dust Explosions The primary dust explosion in the silo tunnel sent overpressure waves into the three silo pantleg rooms,26 and then out into the first floor of the Bosch building. Explosion pressure waves traveled between silos 1 and 2 and exited into the south stairwell, blowing the brick walls out into the packing building. Sugar dust accumulations on elevated surfaces and spilled sugar on the floors around the packaging equipment contributed to the explosion energy. The fireballs continued to be fueled by sugar dust dislodged from overhead equipment. Powdered and granulated sugar added fuel as sugar was thrown into the air by the advancing pressure waves. The pressure waves also violently heaved concrete floors upward throughout the south packing building (Figure 18). Spilled sugar that had accumulated on the floors around conveyors and packaging equipment rained into the rooms below adding more fuel to the advancing fireballs. Appendix A describes the explosions’ and fires’ progression and resulting facility damage. Appendix B displays the blast patterns and worker locations in the buildings at the time of the incident.
Figure 18. Three-inch thick concrete floor slabs lifted off the steel supports by the explosion pressure waves
26 Each pantleg room had up to four 12-inch diameter holes through the floor into the tunnel below.
35 3.4 Ignition Sources Combustible dust can be ignited by electrical sparks or static discharge, hot surfaces, open flames, or friction-induced hot surfaces or sparks. Controlling possible ignition sources wherever combustible dust is present helps minimize the chance of a fire or explosion. 3.4.1 Open Flames and Hot Surfaces Imperial Sugar had policies and procedures to control open flames. Workers were permitted to smoke only in designated areas, which were away from the production or packaging equipment. The hot work permit procedure required the workers to control combustible materials and post a fire watch whenever they performed welding or other hot work activities. The CSB obtained photographs taken in the fall of 2006 that showed large electric motors covered with sugar dust (Figure 19), a condition that could cause the motors to overheat and possibly ignite the spilled sugar or airborne sugar dust. These poor housekeeping practices likely contributed to, or directly resulted in, some of the small sugar fires that sometimes occurred. Workers told the CSB investigators that occasionally, small incipient stage fires27 occurred in the packing buildings when sugar or packaging materials was ignited by a hot electrical device or a hot bearing. However, none of these earlier incidents ever resulted in a large fire or involved airborne dust. The CSB ruled out open flame as a possible ignition source for the February 2008 incident.
27 "Incipient stage fire" is a fire that is in the initial or beginning stage and that can be controlled or extinguished by portable fire extinguishers, a Class II standpipe, or small hose systems without the need for protective clothing or breathing apparatus [29 CFR 1910.155(c)(26)].
36
Figure 19. Motor cooling fins and fan guard covered with sugar dust; large piles of sugar cover the floor (Imperial Sugar photo) 3.4.2 Ignition Sources Inside the Steel Belt Enclosure The CSB concluded that the initiating event was most likely the ignition of an explosive concentration of sugar dust within the steel belt enclosure under silos 1 and 2. Multiple possible ignition sources were identified during examination of the damaged steel belt and discussions with operations and maintenance personnel. However, the extent of the destruction from the explosions and long-burning fires prevented identifying a likely ignition source for the primary explosion. 3.4.2.1 Electric Spark Ignition Because the four limit switches on the steel belt conveyor were located inside the newly installed enclosure, they were exposed to airborne sugar dust. Examination of two of the four switches that survived the fires showed that they were rated explosion proof. Therefore, the CSB concluded the switches most likely were not the ignition source of the primary dust explosion. 3.4.2.2 Hot Surface Ignition Experiments have been conducted on various combustible dusts to measure the minimum ignition temperatures (MIT) of a dust cloud. Sugar MITs range from 360°C to 420°C (680°F to 788°F), depending on the test apparatus used. Similar experiments involving combustible dusts have been conducted to examine the influence of the time a combustible dust cloud remains in the test apparatus
37 (i.e., residence time, from 0.1-0.4 seconds). Those experiments found that the MIT decreases as the residence time of the dust in the test furnace increases (Eckhoff, 2003). Airborne combustible dust was likely always present when sugar was being transported inside the enclosed steel belt conveyor, especially when blockages caused the granulated sugar to spill off the steel belt. Operators told the CSB investigators that bearings on the steel belt roller supports sometimes malfunctioned and “got very hot.” A hot bearing inside the enclosed steel belt conveyor could ignite airborne sugar dust, especially if the dust remained in contact with the hot surface for many seconds, as it likely did in the unventilated enclosure. Also, if sugar in contact with a hot surface begins to smolder, combustion gases that are released will mix with the airborne sugar dust and decrease the ignition temperature below the ignition temperature of pure sugar dust (Eckhoff, 2003). 3.4.2.3 Friction Sparks Although not ruled out, the least likely ignition source could have been from metal-to-metal sliding between the steel belt and a jammed support wheel or the steel enclosure frame. Testing has demonstrated that sparks from carbon steel sliding contact are unlikely to ignite combustible dust unless the contact speed exceeds 30.1 feet per second (9.2 meters per second) (Dahn, 1986). The steel conveyor belt operating speed was estimated to be less than 5 feet per second (1.5 meters per second). 3.5 Worker Training Imperial Sugar conducted routine subject-specific worker training for employees and contractors. The company’s “Specific Safety Rules” policy stated that new workers receive comprehensive safety rule training on the first day of employment. The policy also required workers to attend annual refresher safety training. A day-long, annual training session was conducted once each month. Workers typically attended the training during the month of their birthday, a scheduling practice that led to the safety training being called “Birthday Safety Training.” Interviews showed that most, but not all, personnel received their safety training in a timely fashion in accordance with the “Specific Safety Rules” policy requirements.
38 “Birthday Safety Training” subjects in 2006 and 2007 included personal protective equipment, lockout/tagout procedures, confined space entry, fall protection, manlift operation, forklift operation, fire extinguisher operation, compressed air nozzle use, safe and at-risk behaviors, employee self (safety) audits, Material Safety Data Sheets, emergency communication, workers compensation, and maritime security. Interviews revealed minimal retention of the topics covered: while some employees said that the hazard of dust accumulation was included at some time in the training sessions, a review of more than 10,000 pages of “Birthday Safety Training” and “Plant Rules and Guidelines” tests revealed no such coverage since 2005. Furthermore, the training materials did not contain information about combustible dust, and no other documents were provided to verify that training on the hazard of dust accumulation occurred prior to 2005. Although “Birthday Safety Training” extensively covered site safety issues, the hazard of dust accumulation was not among them and was not included in the site’s “Specific Safety Rules.” Imperial Sugar quality assurance and safety personnel were made aware of the OSHA combustible dust national emphasis program28 in early December 2007. Yet a January 30, 2008, “Safety Focus of the Month” email from the safety manager and the Written Program-- Housekeeping & Material Storage Program that was attached made no mention of combustible dust.29 Failure to understand the hazard and control sugar dust accumulations in the work areas by properly maintaining equipment and performing routine housekeeping led to the massive secondary explosions and fires that claimed the lives of the 14 workers and injured dozens.
28 The OSHA Combustible Dust National Emphasis Program, CPL 03-00-006, was issued in October 2007. 29 The memo said “We will continue to focus on housekeeping, material storage and handling walking/working surfaces, and leaks.” However, the memo and the written program did not mention hazardous dust or the OSHA NEP.
39 Had the company trained the workers on the hazards of combustible sugar dust and adopted an effective dust control program, the secondary dust explosions that devastated the facility would likely not have occurred. 3.6 Hazards Management 3.6.1 Evacuation, Fire Alarms, and Fire Suppression The written emergency response procedure directed workers to use an intercom system to report an emergency. However, workers told the CSB investigators that the intercom system was not used inside the refinery or packing buildings. Rather, they had to rely on radios and cell phones carried by some personnel to announce or be alerted to an emergency. Having no audible or visual alarm devices in the work areas, some workers had no means of prompt notification in the event of an emergency. The company had posted emergency evacuation routes, but did not provide work location specific evacuation training to all employees and contractors30 and did not conduct evacuation drills. Emergency evacuation lights and illuminated exit signs were provided throughout the facility. However, many workers reported that the explosions and fires caused the normal lighting and many emergency lights to fail. The emergency lights that worked did not provide adequate illumination— some workers had extreme difficulty finding their way out of the darkened buildings. Large, complex mechanical equipment and long package conveyors 3 to 4 feet above the floors (Figure 20) impeded rapid and safe emergency egress in the darkened work areas. A fire suppression sprinkler system was intended to protect each floor of the packing buildings and the palletizer room. The city water main and an onsite firewater tank and emergency diesel-driven pump provided water to the heat-activated sprinkler heads. However, typical of incidents involving
30 As part of the new employee/contractor training process, newly hired workers were told to familiarize themselves with evacuation routes when they reported to their work location.
40 explosive energy releases, the fire suppression piping system was heavily damaged in the initial explosions and rendered ineffective. Lack of water flow from the fire hydrants around the perimeter of the buildings caused by the ruptured sprinkler systems severely hampered firefighting efforts.
Figure 20. Packaging equipment hindered evacuation in the darkened building Portable fire extinguishers were located throughout the work areas. Wheeled carts containing as many as 16 portable fire extinguishers were located in sugar packaging areas, such as the south packing building third floor. Workers reported using fire extinguishers to extinguish small fires that sometimes occurred. However, the fire extinguishers were useless against the rapidly progressing fires that quickly engulfed the packing building. 3.6.2 Electrical Systems Design The NFPA publishes NFPA 499, Recommended Practice for the Classification of Combustible Dusts and Hazardous (Classified) Locations for Electrical Installations in Chemical Process Areas, which is used to classify hazardous work locations, including locations where combustible dust is or might be present. Electrical devices installed in these “classified” locations should comply with applicable NFPA design standards to minimize ignition sources such as NFPA 654 - Standard for the Prevention of Fire and Dust Explosions from the Manufacturing, Processing, and Handling of Combustible
41 Particulate Solids. The National Electric Code (NEC) and International Fire Code (IFC) incorporate these and other NFPA standards and guidelines. Local, state, and federal government agencies sometimes incorporate the NEC or IFC into building regulations or worker safety standards. OSHA standard 1910 Subpart S contains the electrical equipment safety requirements to protect employees in their workplaces. The standard addresses work practices and electrical device maintenance requirements for hazardous locations including electrical devices and wiring installed in locations where combustible dusts or fibers may be present. Imperial Sugar had no written policy or procedure to require classifying hazardous areas or require electrical devices rated for such locations at the Port Wentworth facility. Some locations at the facility contained significant accumulations of combustible sugar or cornstarch dust (Figure 21). The CSB investigators noted that some electrical devices were rated for use in hazardous work locations, but non-rated devices were also installed in the same location, frequently near the rated devices (Figure 22). The CSB investigators also observed many non-hazard classified electrical devices installed in dusty work areas and equipment enclosures. Furthermore, some electrical devices in dusty areas were poorly maintained, such as having missing covers or open doors on many breaker panels and other electrical enclosures.
42
Figure 21. Left: Sugar dust accumulation on steel belt drive motor in silo tunnel (Imperial Sugar Co. photo, Oct. 2006). Right: Cornstarch spilled under cornstarch silo (March 2008).
Figure 22. Non-dust rated and rated electrical devices in the silo tunnel The powdered sugar grinding mills motor control room located on the fourth floor of the south packing building was the only area that contained hazardous dust control features to protect the non- rated electrical switchgear. The room was equipped with a positive pressure air conditioning system and sealed doors to prevent sugar dust from entering the room and accumulating on or near the electrical control equipment.
43 The south packing building sustained extensive blast damage (report cover photo). The ceilings in areas where sugar dust was present were not protected with a suspended ceiling31 to minimize dust accumulation on rafters, conduit, conveyors, piping, and other equipment. Elevated areas were infrequently cleaned so sugar dust accumulated to dangerous levels. The secondary explosions were most likely fueled by significant accumulations of sugar dust on elevated surfaces. When the floors heaved from the first series of explosive overpressures, large piles of sugar on the floors (Figure 23) would have been released into the areas below and ignited. Overpressure waves advancing horizontally through the packing buildings would also loft sugar piles into flaming fireballs.
Figure 23. Sugar and dust accumulation on a screw conveyor in the south packing building fourth floor near silo 1 (Imperial Sugar photo)
31 Suspended ceilings can be designed, installed, and maintained above dusty work areas to prevent airborne dust accumulation on overhead piping, electrical devices, and building structural components.
44 3.6.3 Sugar Dust Handling Equipment Transporting granulated and powdered sugar in mechanical conveying devices, and filling bags and boxes in the packaging machines generated sugar dust. To control dust, a duct system connected to wet dust collectors was designed to remove sugar dust from granulated sugar process equipment including some conveyors, bucket elevators, and packaging machines. Dust removal ducts were also located in the silos’ penthouse and the tunnel under the silos. The dust collectors used water spray to remove the sugar dust from the air. The water from the collectors was returned to the refinery to recover the dissolved sugar. The roof mounted collectors exhausted the cleaned air outside the building. The powdered sugar and cornstarch process equipment dust collection system used dry dust collectors. Filter bags inside six dust collectors located on the roof of the south packing building captured the sugar and cornstarch dust. Traveling “blow rings” used compressed-air to dislodge the accumulated sugar from the filter bags. The dislodged sugar fell to the bottom of the filter chamber. It then passed through a rotary valve to containers below the dust collectors. Explosion vent panels protected the dry dust collectors from excessive overpressure if sugar dust ignited inside a collector. In fact, 10 days before the February incident, a malfunction inside a powdered sugar atomizer resulted in a sugar dust fire and explosion inside one of the dry dust collectors. The explosion panels operated as intended and the dust fire safely vented to the atmosphere. Although much of the granulated and powdered sugar processing equipment was connected to the dust collection system, it was inadequately maintained and did not effectively remove dust from the equipment. A report submitted to Imperial Sugar management by an independent contractor less than
45 a week before the incident identified the following major problems with the two dust collection systems:32 • Air flow in ducts significantly below the minimum dust conveying velocity • Undersized fans--static pressure too low to transport sugar dust • Fans operating well below the required performance curve • Incorrectly installed duct piping • Duct piping plugged with sugar In that the dust collection systems were ineffective, the only solution for minimizing sugar dust accumulation to prevent a dust explosion would be timely and effective housekeeping practices to remove the sugar dust from the work areas. 3.6.4 Housekeeping and Dust Control Workers told CSB investigators that sugar spillage and dust generation were constant problems in the packing buildings. They reported that sugar leaked from worn seals, loose or missing covers, and other breaches in the aging screw conveyors, bucket elevators, hoppers, and other bulk sugar transport devices. Leaks in the pressurized air ducts used to transport cornstarch, and the occasional powdered sugar packaging machine malfunction, released dust into the work areas. In addition, sugar-filled paper or plastic containers sometimes tore open and spilled their contents as they traveled along the conveyors,33 generating more sugar dust. However, because the large work areas were typically not equipped with dust removal systems, the dust released from these sources would float in the air and settle on overhead piping, equipment, lights, ceiling support beams, and any other horizontal surface.
32 Imperial Sugar management had not had the opportunity to act on the report findings before the February dust explosion occurred. 33 Packaging machine operators reported spilled sugar frequently was as deep as 2-3 feet.
46 Packaging machines required frequent cleaning to operate properly. Workers routinely used water or steam, and sometimes industrial vacuum cleaners to remove sugar and sugar dust from equipment and work areas. But they also routinely used compressed air34 to remove accumulated granulated sugar or sugar dust from packaging equipment. Compressed air cleaning only lofted dust into the air where it would later accumulate on horizontal surfaces in the area. More frequent cleaning was needed to remove dust in the work areas, especially on elevated surfaces, before it accumulated to hazardous levels, but was not routinely performed. Because Imperial Sugar manufactured and packaged food-grade sugar products, general area cleanliness (removal of trash and other debris) was necessary to prevent product contamination and control rodents. Spilled sugar also presented a slip or trip hazard, especially when wet, as workers reported was often the case throughout the facility. Written housekeeping policies included planned daily, weekly, and monthly packaging area cleaning schedules, but workers reported that these policies were not effectively implemented. Pre-incident photographs of equipment and packaging areas, worker injury reports in 2006 and 2007, and a December 2007 quality assurance survey provided evidence that the housekeeping practices were inadequate—deep piles of spilled granulated and powdered sugar accumulated around and on equipment, and sugar dust accumulated on floors, equipment, and other elevated horizontal surfaces (Figure 24). Workers interviewed by the CSB investigators reported cleaning activities were seldom performed on hard-to-reach elevated surfaces and some powdered sugar packaging areas frequently had dense sugar dust in the air.35
34 Compressed air cleaning might be needed to remove combustible dust from inaccessible areas inside equipment. Where compressed air is used, care must be taken to minimize lofting combustible dust into the air. Overhead equipment and structures cleaning frequencies must be sufficient to prevent the displaced dust from accumulating above unsafe levels. 35 A combustible dust explosion hazard is unlikely unless the dust in the air reduces visibility to a few feet. Employee descriptions indicated that airborne sugar dust minimally impacted visibility. However, the airborne dust accumulated on elevated surfaces throughout the work areas.
47
Figure 24. Deep piles of sugar accumulated on floors and equipment. Note shield installed above screw conveyor drive motor to deflect sugar dust (Imperial Sugar photos). 3.7 Dust Explosion Hazard Awareness 3.7.1 Imperial Sugar Management and Workers Correspondence dating to as early as 196136 indicates that management and refinery personnel were aware of the explosive nature of sugar dust and the importance of minimizing dust accumulation. An August 1961 internal memo describes a dust explosion in the powdered sugar room. A September 1967 internal memo from a refinery engineer to the executive vice president and treasurer reported that This dust problem has become so serious and dangerous in modern refineries…at present, we have so much to correct that is knowingly wrong, there is no need for outside help. We make a lot of dust in the plant and have had a very inefficient dust collecting system[;] consequently, it has been hopeless to try to keep the dry end of our plant clean. We have heavy accumulations of dust in several areas… we hope to improve the house keeping around the silos…
36 The refinery was then owned and operated by Savannah Sugar Refining Corporation.
48 By removing these heavy accumulations of dust on beams, sills, and walls, the fuel for a continuous explosion will be eliminated. This is the reason an explosion will travel from one area to another, wrecking large sections of a plant. One year later, a September 1968 dust explosion occurred inside the mill room. Refinery workers successfully extinguished the fire but not before significant fire and smoke damage occurred. The CSB reviewed Imperial Sugar-published MSDSs for granulated and powdered sugar products, both of which warn: Explosion: NFPA Class 2 Group G Airborne sugar dust accumulation ignition temperature is 370°C. At airborne concentrations of 0.045 gm/L or higher, sugar dust accumulations are explosive. Another MSDS on file at Imperial Sugar issued by a cornstarch supplier identified the explosion hazard associated with cornstarch dust and warned: “Avoid procedures which could cause a dust cloud to be formed.” Over the years, combustible dust incidents at sugar refineries worldwide,37, 38 and small combustible dust incidents at the Port Wentworth facility and other Imperial Sugar facilities were known to company management and employees. However, management action to control dust generation and accumulation was ineffective; thus, combustible dust remained a major workplace hazard. In 1998, an employee was severely burned by a sugar dust explosion in the powdered sugar mill room at the Imperial Sugar refinery in Sugar Land, Texas. Yet, more than eight years after that incident the corporate safety manager wrote in a memo to senior
37 On September 25, 1963, an explosion and fire at the sugar beet factory of the Utah-Idaho Company resulted in seven deaths. Damage was estimated at $2.9 million at the time of the incident. 38 On February 15, 1965, a sugar dust explosion and fire in the American Sugar Company Chalmette Refinery near New Orleans killed three and injured many more. Damage was estimated at $17 million at the time of the incident.
49 management: “Based on conversations with the quality team at each location, we did not have a formal policy for sanitation/housekeeping at any of our sites,” Still, the draft sanitation/housekeeping policy attached to the memo did not discuss sugar dust. Management did not take adequate action to correct the long-standing hazardous combustible dust conditions in their facilities. Workers told the CSB investigators that occasionally, small fires occurred in the packing buildings when sugar or packaging material was ignited by a hot electrical device or overheated bearing. As recently as January 2008, one worker observed flames “3 feet high” before he and other workers in the area extinguished the fire with portable fire extinguishers. As noted in Section 3.6.3, the explosion panels on a dust collector were blown open when the dust inside the collector was ignited. None of these events resulted in a widespread fire or secondary dust explosion. Fires and even dust explosions occurred at the Imperial Sugar facilities and other sugar refineries39 without ever propagating into a secondary dust explosion or large fire. The unsafe work practices continued and the combustible dust hazards were not abated. The CSB concluded that the small events and near-misses caused company management, and the managers and workers at both the Port Wentworth, Georgia, and Gramercy, Louisiana, facilities to lose sight of the ongoing and significant hazards posed by accumulated sugar dust in the packing buildings. Imperial Sugar management and staff accepted a riskier condition and failed to correct the ongoing hazardous conditions, despite the well-known and broadly published hazards associated with combustible sugar dust accumulation in the workplace.
39 In November 2007, an equipment malfunction at the Domino Sugar facility in Baltimore, Maryland, resulted in a dust explosion in the powdered sugar mill room. There were no injuries, but the equipment in the mill room sustained major damage.
50 The process wherein successful operations continue despite existing rejectable conditions or unsafe behaviors results in relaxing the minimum performance standard without basis is called “normalization of deviance.” That is, an organization relaxes the criteria rather than identifying and correcting the underlying causes, so the deviations become the new normal operating condition. Normalization of deviance was a principal organizational flaw that led to the space shuttle Columbia disaster in February 2003. The Columbia Accident Investigation Board (NASA, 2003) concluded that [B]oth accidents were ‘failures of foresight’ in which history played a prominent role. First, the history of engineering decisions on foam and O-ring incidents had identical trajectories that ‘normalized’ these anomalies, so that flying with these flaws became routine and acceptable. The concept of normalization of deviance is applicable to any operating system. The Columbia accident involved known hazards in highly complex systems and deviation from clearly defined and predetermined safety limits based on operating history. Similarly, the Imperial Sugar incident involved known hazards and acceptance of a lesser performance standard based on operating history. Imperial Sugar management was aware of the hazards associated with combustible sugar dust, but in the absence of any major catastrophic incident during many years of facility operation, the hazardous conditions went uncorrected. Management did not enforce adequate equipment design and maintenance practices to control sugar dust and spilled sugar. Furthermore, management did not ensure housekeeping activities were adequate to prevent sugar dust and spilled sugar from accumulating to unsafe levels in the workplace. Then, on February 7, 2008 conditions necessary to propagate a dust explosion aligned to cause the catastrophic explosions and fires that swept through the Port Wentworth facility.
51 3.7.2 Property Risk Insurers Property insurance carriers conduct facility audits to determine a client’s relative insurance risk. Zurich Services Corporation (Zurich) conducted such an audit of the Port Wentworth facility in April 2007 and submitted a “Property Policyholder Risk Improvement Report” to company management in May 2007, which said This entire facility was toured during this visit, to evaluate the physical aspects of property loss prevention … The evaluation consisted of a review of building construction; existing occupancies operations; storage arrangements; general housekeeping; management loss prevention and self-inspections programs… The CSB investigators reviewed Imperial Sugar documents including photographic records, incident reports, quality assurance self-audits, and employee statements about sugar spillage and dust accumulation dated before and after the Zurich audit. The CSB concluded that typical sugar accumulations shown in the photos contained in this report most likely existed at the time of the audit, and in the months after the auditor visited the site. However, the Zurich audit report did not mention spilled sugar and sugar dust accumulation in the areas visited by the auditor. 40 Zurich told the CSB that they conduct combustible dust hazard awareness training for their facility auditors. They provided the CSB with copies of two comprehensive combustible dust hazard awareness training slide presentations titled “Dust Explosion Prevention and Control” and “Science of a Dust Explosion.” This training was developed by Senior Risk Engineers and contained about 79 pages of combined dust awareness training. In September 2007, both sessions were delivered to their personnel who conduct risk assessments. However, Zurich acknowledged that they did not share these training materials with Imperial Sugar Company or other clients who handle combustible dust.
40 The Zurich auditor told the CSB that the company is notified ten days in advance of a planned insurance audit. Furthermore, the audit focused on property loss risk in anticipation of the upcoming hurricane season.
52
In the three dust explosion incidents investigated by the CSB in 2003 (CTA Acoustics, Inc.; West Pharmaceutical Services, Inc.; and Hayes Lemmerz International), risk insurer facility audits failed to identify combustible dust hazards. The CSB made a formal recommendation to the Risk Insurance Management Society, Inc.41 to “communicate the findings and recommendations of [the Hayes Lemmerz] report to your members” (CSB, 2005). In response to the recommendation the organization posted a link to the CSB investigation on its website in December 2005, a link that was later removed. Additionally, its website contains no information about risks associated with combustible dust in the workplace.
41 The Risk Insurance Management Society, Inc. is a not-for-profit organization dedicated to advancing the practice of risk management www.rims.org, 2009.
53 4.0 Regulatory Analysis 4.1 Georgia Fire Codes Prior to the Imperial Sugar incident, the state of Georgia did not have specific rules or regulations addressing combustible dust in industrial facilities. However, one month after the refinery explosion, the Georgia Office of Insurance and Safety Fire Commissioner promulgated a new, emergency regulation covering combustible dust: Regulations of the Safety Fire Commissioner Chapter 120-3- 24-0.12 Rules and Regulations for Loss Prevention Due to Combustible Dust Explosions and Fire. The regulation establishes minimum fire safety standards and requirements in all facilities that handle combustible particulate solids. Effective January 1, 2010 covered facilities will be required to file an annual registration to the Georgia Safety Fire Commissioner. Other key provisions of the new regulation include • compliance with applicable International Fire Code and National Fire Protection Association standards addressing combustible dust; • maintaining a current “Certificate of Registration” issued by the office of the Safety Fire Commissioner; • written safety procedures; • employee training and periodic refresher training; • written evacuation plans and periodic drills; • annual reports on training and evacuation; • fire alarm systems and other emergency egress design features as provided in NFPA 101, Life Safety Code and the International Fire Code.
54 4.2 Occupational Safety and Health Administration (OSHA) In 1983, in response to major industrial accidents involving combustible dust in grain handling industries, OSHA promulgated regulations specifically addressing grain dust hazards. The CSB noted in testimony to the Subcommittee on Employment and Workplace Safety, Senate Health, Education, Labor and Pensions Committee in July 2008 that According to OSHAs own review in 2003, this standard has cut deaths and injuries from grain dust explosions and fires by 60%. And as noted in the CSB study, the grain industry itself now credits the standard with helping to make the design of grain handling facilities safer. The grain handling facilities standard (§1910.272) contains specific requirements for minimizing grain dust hazards, periodic worker training, emergency action plans, and written housekeeping procedures to control hazardous dust. OSHA has not promulgated similar combustible dust workplace safety standards for industries outside the grain handling industry. Between 2003 and 2008, three major combustible dust explosions and the Imperial Sugar Port Wentworth incideent killed 28, seriously injured 119, and resulted in many millions in property damage. In 2005, OSHA issued a Safety and Health Information Bulletin (SHIB), Combustible Dust in Industry: Preventing and Mitigating the Effects of Fire and Explosions. The bulletin provided general guidance to industry on controlling combustible dust hazards. In October 2007, approximately five months before the Imperial Sugar incident, OSHA initiated a National Emphasis Program (NEP) targeting industries where combustible dust could be present in the workplace. The NEP was based on a regional combustible dust Special Emphasis Program OSHA implemented in 2004. The NEP focuses on workplaces where combustible dust hazards are likely to be found, including granulated sugar manufacturing and packaging facilities. Although the NEP is not a worker safety standard, it provides guidance to OSHA inspectors for applying the General Duty Clause and existing standards, such as the Walking-Working Surfaces
55 standard, to conditions and practices that impact or are related to combustible dust hazards. It does not establish new enforceable combustible dust hazard standards. In July 2008, OSHA announced that it intends to amend the housekeeping standard (§1910.22) to “more explicitly state what had always been true: that the standard applies to accumulations of dust that contribute to an explosion hazard.” 42 In April 2009, 14 months after the Imperial Sugar incident, OSHA announced it intends to initiate rulemaking on a general industry combustible dust standard. This is the first step in addressing the CSB 2006 Combustible Dust Study recommendation that OSHA issue a combustible dust standard to address combustible dust workplace hazards in general industry. Until a new standard is in place, OSHA will continue to apply the Combustible Dust NEP to address combustible dust workplace hazards.
42 Written statement from the Assistant Secretary, OSHA, before the subcommittee on Employment and Workplace Safety; Committee on Health, Education, Labor and Pensions; U.S. Senate; July 29, 2008.
56 5.0 Model Fire Codes Industry best practices addressing process equipment design and fire detection and suppression systems design for manufacturing facilities that generate combustible dust are contained in many standards. These standards, frequently codified into federal, state, or local regulations, typically apply to new construction or expansions and modifications inside existing facilities. The principle standards that address combustible dust are summarized below. 5.1 National Fire Protection Association The National Fire Protection Association NFPA 654: Standard for the Prevention of Fire and Dust Explosions from the Manufacturing, Processing, and Handling of Combustible Particulate Solids dates to 1945. It is a consensus standard applied to the safe handling, storage, and processing of combustible materials, including sugar dust. Subjects include facility and process design, fugitive dust control and housekeeping, ignition sources, and other prevention topics. NFPA 61: Standard for the Prevention of Fires and Dust Explosions in Agricultural and Food Processing Facilities contains standards applicable to facilities that process, mill, package, store, or ship dry agricultural bulk materials including sugar and starch and dusts generated from these processes. This standard provides information on facility construction, ventilation, dust control, fire prevention, and other topics. NFPA 499: Recommended Practice for the Classification of Combustible Dusts and of Hazardous (Classified) Locations for Electrical Installations in Chemical Process Areas contains standards applicable to facilities where combustible dusts are produced, processed, or handled. It also applies to facilities, like sugar refining and packaging, where combustible dust is released into the atmosphere and might accumulate on surfaces. The recommended practice contains guidelines for classifying areas based on the presence of combustible dust for the purpose of selecting suitable electrical devices to minimize the possibility of ignition.
57 NFPA 101: Life Safety Code contains criteria for construction, fire protection, and occupancy features as well as egress features including fire alarms and evacuation routes. 5.2 International Code Council The International Code Council (ICC) is a membership association “dedicated to building safety and fire prevention, and developing codes used in residential and commercial buildings.” The ICC publishes the International Building Code (IBC) and International Fire Code (IFC). As noted in Section 4.1, Georgia enacted an emergency rule shortly after the Port Wentworth explosion that adopts much of the IBC addressing combustible dust hazards management. The IBC incorporates the NFPA standards and recommended practices addressing combustible dust as listed above. Chapter 13 of the IFC covers combustible dust hazards. This one-page chapter provides brief performance requirements addressing the prohibition of ignition sources where combustible dust is generated, stored, manufactured, processed, or handled, and advises that combustible dust accumulations be minimized and not collected by any means that will put combustible dust into the air. The IFC briefly discusses application of NFPA 654 and NFPA 484, but does not require industry to use them. The IFC “authorizes” the “code official” (the government authority having jurisdiction) to require and enforce “applicable provisions” of the NFPA and other standards included by reference in Chapter 13. Requirements for specific compliance to IFC or other standards are established only through laws and regulations promulgated by local, state, or federal government bodies.
58 6.0 Trade Associations 6.1 AIB International Founded in 1919, AIB International (AIB), formerly the American Institute of Baking, provides independent inspections, audits, and training to food processing, distribution, and retail industries worldwide. Although its services focus primarily on food safety and quality, its website states that its staff includes experts in occupational safety and maintenance practices. It reports that the organization provides training on OSHA compliance programs including confined spaces, hot work, lockout/tagout, and other OSHA standards to member companies. AIB also offers a Safety and Health Management Systems three-day training course to member companies. Being a member company in AIB, Imperial Sugar receives annual AIB Good Manufacturing Practice (GMP) audits.43 The audit assesses company policies, operations, and condition of buildings, production, and storage, among other GMP elements. A “participation certificate” is issued to the company if it passes the audit. A full inspection report is also issued to the company. AIB audited the Port Wentworth facility in May 2007 and awarded a “superior” rating. However, the audit considered only sugar dust accumulation that might impact food quality and not workplace hazards associated with combustible sugar dust accumulation. AIB is well-positioned to help member companies become better informed about the hazards associated with combustible dust in food manufacturing facilities. Although the AIB annual audits are intended to address food safety issues, the audit criteria could be amended to include basic reviews of workplace dust hazard awareness and control. Trained auditors could observe conditions in manufacturing facilities and examine hazard communication policies and procedures as part of the
43 Membership in AIB and annual AIB audits are contractually required by many Imperial Sugar Co. customers.
59 annual facility inspection. Furthermore, AIB could revise the Safety and Health Management Systems training course to address combustible dust. 6.2 American Bakers Association Established in 1897, the American Bakers Association (ABA) represents the interests of the wholesale baking industry before the U.S. Congress, federal agencies, state legislatures and agencies, and international regulatory authorities. [The]ABA is dedicated to the principles of free enterprise, competition and the economic health of the entire food industry. To that end, ABA’s organization functions primarily in the areas of government relations (federal and state), industry relations, communications, conventions and meetings.44 The ABA Safety Committee is comprised of safety and loss control professionals of the wholesale baking industry....Committee members share strategies to help protect the industry’s skilled workforce and reduce workers compensation costs and exposures. Like the AIB, the ABA can promote improvements in combustible dust hazard awareness and control throughout their membership. It could develop and publish bulletins, or safety guidance similar to its Confined Space Entry webinar presentation material, that address combustible dust characteristics including ignition energy, minimum explosible concentration, best practices for proper design and operation to minimizing dust accumulation on elevated surfaces, and safe housekeeping practices. 6.3 The Sugar Association The Sugar Association, founded by members of the U.S. sugar industry began as the Sugar Research Foundation in 1943. The organization’s focus is on the scientific study of sugar’s role in food and communication of that role to the public. The Sugar Association's member companies are producers
44 http://www.americanbakers.org/about/MissionStmt.htm (February 2008).
60 and growers of sugar in the United States. The organizations’ Board of Directors is comprised of decision-making representatives from each of those companies or groups. Additionally, three advisory committees are made up of member company staff, which assists in guiding the direction of Public Policy, Public Education, and Scientific Affairs for the association. Imperial Sugar Company is a member of the Sugar Association. 6.4 Sugar Industry Technologists Sugar Industry Technologists, Inc. was established in the United States in 1941 by several North American sugar refiners. It has developed into an international association with a membership of about 50 corporate sugar refining companies including Imperial Sugar, about 50 corporate allied companies, and has more than 500 individual members from around the world. The organization holds an annual convention, typically in May, where technical sessions are held. At these sessions, members present technical papers based on research or development in cane sugar processing technology, quality control, environmental issues, and other topics of interest to the cane sugar refining industry.
61 7.0 Previous CSB Dust Explosion Investigations On January 29, 2003, a massive dust explosion at the West Pharmaceutical Services facility in Kinston, North Carolina, killed six workers and destroyed the facility. Polyethylene powder accumulated on surfaces above the suspended ceiling, providing fuel for a devastating secondary explosion (CSB, 2004). On February 20, 2003, a series of dust explosions at the CTA Acoustics facility in Corbin, Kentucky, killed seven workers, injured 37, and destroyed the facility. Although management was aware of dust explosion hazards associated with the phenolic resin used in the manufacturing process, inadequate housekeeping and equipment maintenance resulted in dust accumulation to dangerous amounts throughout the production areas, in vent ducting, and in dust collector housings. An overheated open oven ignited airborne resin dust during an area cleaning activity. The concussion from that event caused a massive secondary dust explosion fueled by dust that had accumulated on horizontal surfaces throughout the work areas (CSB, 2004). On October 29, 2003, an aluminum dust fueled explosion killed one worker and injured several others at Hayes Lemmerz International in Huntington, Indiana. The explosion likely originated in the dust collector, which had not been adequately maintained. The initial explosion spread through dust collector ducting, causing a large fireball to emerge inside the building and fatally burn the worker. The concussion from the primary event lofted aluminum dust that had accumulated on the rafters and other horizontal surfaces inside the building. The secondary explosion injured the other workers and heavily damaged the facility (CSB, 2004). In 2006, the CSB issued the Combustible Dust Hazard Study (CSB, 2006), which identified 281 combustible dust incidents between 1980 and 2005 that killed 119 workers and injured 718 and
62 caused extensive property damage.45 The CSB study found that the NFPA publishes comprehensive standards on combustible dust hazard minimization that “are widely recognized by experts as effective and authoritative.” The study found that OSHA typically applied the General Duty Clause (Section 5(a)(1)) or a variety of OSHA standards only tangentially related to dust explosion hazards to cite employers only after devastating dust explosions. In contrast, the OSHA Grain Handling Facilities Standard, issued almost 20 years ago, effectively reduced the number and severity of combustible grain dust explosions in the grain handling industry and sets an example of OSHA addressing a similar problem through regulation. The continuing catastrophic dust incidents presented in the dust study prompted the CSB to issue a recommendation to OSHA in 2006 to issue a comprehensive combustible dust standard for general industry. As discussed in Section 4.2, in April 2009 OSHA took the first step toward implementing the CSB recommendation by announcing that an advanced notice of proposed rulemaking was in development.
45 As of July 31, 2008, the number of dust incidents had increased to 363.
63 8.0 Key Findings:
- Imperial Sugar and the granulated sugar refining and packaging industry have been aware of
sugar dust explosion hazards as far back as 1925.
- Port Wentworth facility management personnel were aware of sugar dust explosion hazards
and emphasized the importance of properly designed dust handling equipment and good housekeeping practices to minimize dust accumulation as long ago as 1958, but did not take action to minimize and control sugar dust hazards.
- Over the years, the facility experienced granulated sugar and powdered sugar fires caused by
overheated bearings or electrical devices in the packing building. However, none of these incidents resulted in a devastating sugar dust explosion or major fire before the February 2008 incident.
- Company management and the managers and workers at both the Port Wentworth, Georgia,
and Gramercy, Louisiana, refineries did not recognize the significant hazard posed by sugar dust, despite the continuing history of near-misses.
- The enclosure installed on the steel conveyor belt under silos 1 and 2 created a confined,
unventilated space where sugar dust could easily accumulate above the minimum explosible concentration.
- The enclosed steel conveyor belt was not equipped with explosion vents to safely vent a
combustible dust explosion outside the building.
- Company management and supervisory personnel had reviewed and distributed the OSHA
Combustible Dust National Emphasis Program shortly after it was issued in October 2007, but did not promptly act to remove all significant accumulations of sugar and sugar dust throughout the packing buildings and in the silo penthouse.
64
- The secondary dust explosions, rapid spreading of the fires throughout the facility, and
resulting fatalities would likely not have occurred if Imperial Sugar had enforced routine housekeeping policies and procedures to remove sugar dust from overhead and elevated work surfaces and remove the large accumulations of spilled sugar throughout the packing buildings.
- The Port Wentworth facility risk assessment performed by Zurich Services Corporation in
May 2007 and the report submitted to Imperial Sugar management did not adequately address combustible dust hazards.
65 9.0 Incident Causes
- Sugar and cornstarch conveying equipment was not designed or maintained to minimize the
release of sugar and sugar dust into the work area.
- Inadequate housekeeping practices resulted in significant accumulations of combustible sugar
and sugar dust on the floors and elevated surfaces throughout the packing buildings.
- Airborne combustible sugar dust accumulated above the minimum explosible concentration
inside the newly enclosed steel belt assembly under silos 1 and 2.
- An overheated bearing in the steel belt conveyor most likely ignited a primary dust explosion.
- The primary dust explosion inside the enclosed steel conveyor belt under silos 1 and 2 led to
massive secondary dust explosions and fires throughout the packing buildings.
- The 14 fatalities were most likely the result of the secondary explosions and fires.
- Imperial Sugar emergency evacuation plans were inadequate. Emergency evacuation drills
were not conducted, and prompt worker notification to evacuate in the event of an emergency was inadequate.
66 10.0 Recommendations The CSB makes recommendations based on the findings and conclusions of its investigations. Recommendations are made to parties that can effect change to prevent future incidents, which may include the companies involved, industry organizations responsible for developing good practice guidelines, regulatory bodies, and/or organizations that have the ability to broadly communicate lessons learned from the incident, such as trade associations and labor unions. 10.1 Imperial Sugar Company 2008-05-I-GA-R1 Apply the following standards to the design and operation of the new Port Wentworth facility: • NFPA 61: Standard for the Prevention of Fires and Dust Explosions in Agricultural and Food Processing Facilities • NFPA 499-Recommended Practice for the Classification of Combustible Dusts and Hazardous (Classified) Locations for Electrical Installations in Chemical Process Areas. • NFPA 654-Standard for the Prevention of Fire and Dust Explosions from the Manufacturing, Processing, and Handling of Combustible Particulate Solids. • NFPA Handbook, Electrical Installations in Hazardous Locations. • NFPA 70, Article 500 - Hazardous (Classified) Locations.
2008-05-I-GA-R2 Conduct a comprehensive review of all existing Imperial Sugar Company sugar manufacturing facilities against the standards listed in recommendation R1 and implement identified corrective actions.
67 2008-05-I-GA-R3 Implement a corporate-wide comprehensive housekeeping program to control combustible dust accumulation that will ensure sugar dust, cornstarch dust, or other combustible dust does not accumulate to hazardous quantities on overhead horizontal surfaces, packing equipment, and floors. 2008-05-I-GA-R4 Develop training materials that address combustible dust hazards and train all employees and contractors at all Imperial Sugar Company facilities. Require periodic (e.g., annual) refresher training for all employees and contractors. 2008-05-I-GA-R5 Improve the emergency evacuation policies and procedures at the Port Wentworth facility; specifically, • Install an emergency alert (alarm) system in the facility, and • Require routine emergency evacuation drills and critiques
- 2 AIB International
2008-05-I-GA-R6 Incorporate combustible dust hazard awareness into employee and member companies’ training programs, such as the Safety and Health Management Systems training course. Include combustible dust characteristics, especially ignition energy and minimum explosible concentration; best practices for minimizing dust accumulation, especially on elevated surfaces; and safe housekeeping practices. 2008-05-I-GA-R7 Add specific combustible dust inspection requirements and metrics to the Food Contact Packaging Facility audit procedures.
68 10.3 American Bakers Association 2008-05-I-GA-R8 Actively promote improvements in combustible dust hazard awareness and control throughout the wholesale baking industry by publishing bulletins or safety guidance that address combustible dust characteristics including ignition energy, minimum explosible concentration, best practices for minimizing dust accumulation, and safe housekeeping practices.
- 4 Risk Insurance Management Society, Inc
2008-05-I-GA-R9 Require member companies to • Develop and implement combustible dust hazard awareness training for all facility audit personnel, and • Incorporate combustible dust hazard identification in the audit protocols.
- 5 Zurich Services Corporation
2008-05-I-GA-R10 Ensure that all risk engineers are trained in the hazards of combustible dust, and that refresher training occurs at regular intervals. Provide a copy of your combustible dust hazard awareness training materials to your clients who deal with combustible dust.
- 6 Occupational Safety and Health Administration
2008-05-I-GA-R11 Proceed expeditiously, consistent with the Chemical Safety Board’s November, 2006 recommendation and OSHA’s announced intention to conduct rulemaking, to promulgate a comprehensive standard to reduce or eliminate hazards from fire and explosion from combustible powders and dust. 1
1 Recommendation added during 9.24.2009 public meeting in Savannah, GA as an amendment to the draft report.
69 11.0 REFERENCES Babrauskas, V. Ignition Handbook, Fire Science and Technology, Inc., Issaquah, WA.2003. Center for Chemical Process Safety (CCPS). Guidelines for Safe Handling of Powders and Bulk Solids, AIChE/CCPS, New York, NY, 2005. Chou, C.C. Handbook of Sugar Refining, Sugar Processing Research Institute, Inc., John Wiley & Sons, Inc. New York, 2000. Crowl, D.A. Understanding Explosions, American Institute of Chemical Engineers (AIChE), New York, NY, 2003. Dahn, J.C.; Reyes, B.N., Determination of Metal Sparking Characteristics and the Effects on Explosive Dust Clouds,” Industrial Dust Explosions, ASTM Special Technical Publication 958, Philadelphia, PA, 1986. Dastidar, A.G. et. al., “Evaluation of Dust and Hybrid Mixture Explosion Potential in Process Plants,” Process Safety Progress. Vol. 24, No. 4, December 2005. Eckhoff, R. Dust Explosions in the Process Industries, 3rd ed. Gulf Professional Publishing, Houston, TX, 2003. Gibbs, W.E. The Dust Hazard in Industry. Richard Clay & Sons, Ltd., Bungay, Suffolk, U.K, 1925. International Code Council, International Fire Code, Falls Church, VA, 2006 ed. National Fire Protection Association (NFPA) NFPA 61. Standard for the Prevention of Fires and Dust Explosions in Agricultural and Food Processing Facilities, Quincy, MA, 2008. NFPA 70, National Electric Code, Article 500 - Hazardous (Classified) Locations, 2008 ed. NFPA 101, Life Safety Code, 2009 ed. NFPA 499, Recommended Practice for the Classification of Combustible Dusts and Hazardous (Classified) Locations for Electrical Installations in Chemical Process Areas, 2008 ed. NFPA 654, Standard for the Prevention of Fire and Dust Explosions from the Manufacturing, Processing, and Handling of Combustible Particulate Solids, 2006 ed. U.S. Chemical Safety Board (CSB). Investigation Report, Dust Explosion, West Pharmaceutical Services, Inc., U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board (CSB), September 2004.
70 CSB. Investigation Report. Combustible Dust Fire and Explosions, CTA Acoustics, Inc., U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board, February 2005. CSB. Investigation Report. Aluminum Dust Explosion, Hayes Lemmerz International-Huntington, Inc., U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board, September 2005. CSB. Investigation Report, Combustible Dust Hazard Study, Investigation Number 2006-H-1, U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board, November 2006. U.S. National Aeronautics and Space Administration (NASA). Columbia Accident Investigation Board Final Report, Government Printing Office, Washington, DC, 2003. U.S. Occupational Safety and Health Administration (OSHA). Combustible Dust in Industry: Preventing and Mitigating the Effects of Fire and Explosions, Safety and Health Information Bulletin SHIB, July 31, 2005. OSHA. Combustible Dust National Emphasis Program, CPL 03-00-006, October 18, 2007, reissued as CPL 03-00-008, March 11, 2008. Wheeler, R.V. Coal Dust Explosions, Eskmeals, H.M. Stationery Office, U.K., 1924.
Appendix A. Incident Event Sequence
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Appendix A – Incident Event Sequence
Appendix A. Incident Event Sequence
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Appendix B. Explosion Progression in the Packing Buildings
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Appendix B – Explosion Progression in Packing Buildings
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Appendix B. Explosion Progression in the Packing Buildings
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Appendix B. Explosion Progression in the Packing Buildings
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FD06416 | 2008_美国_Bayer CropScience Pesticide Waste 储罐 爆炸 - Bayer CropScience Pesticide Waste Tank Explosion__最终报告.pdf
分类:06_境外及港澳台调查报告 | 年份:2008 | 地域: | 严重程度: | 场所: | 起火原因:燃气/爆炸 | 来源格式:pdf
1 Public Meeting Explosion at Bayer CropScience, LP Institute, West Virginia August 28, 2008 April 23, 2009 www.csb.gov 2 Meeting Agenda • Investigation Team Presentation • Board Questions and Answers • Panel Presentations • Public Comment • Board Closing Statement April 23, 2009 www.csb.gov 3 Panelists • Sterling Lewis, State Fire Marshal • Dale Petry, Kanawha Putnam County Emergency Management Director • Nick Crosby, Vice President, Site Leader • Michael J. Flynn, Director, Occupational Safety and Health Apprenticeship, International Association of Machinists • Dennis Hendershot, Chemical Process Safety Expert • Maya Nye, People Concerned About MIC April 23, 2009 www.csb.gov 4 • John Vorderbrueggen, PE Investigations Supervisor • Francisco Altamirano, CFEI • Johnnie Banks, CFEI • Catherine Corliss, PE • Lucy Sciallo, GSP Investigation Team Embargoed until 10:00 am EDT Thursday April 23, 2009
2 April 23, 2009 www.csb.gov 5 • Facility and unit overview • Incident summary – Emergency response – Fatalities and injuries • Facility and offsite damage • Properties of chemicals involved • Preliminary findings • Path forward Investigation Team Presentation April 23, 2009 www.csb.gov 6 • U.S. government 1943-1947 Rubber manufacturing • Union Carbide 1947-1986 • Rhone-Poulenc 1986-2000 • Aventis 2000-2002 • Bayer CropScience, LP 2002-present Facility Overview April 23, 2009 www.csb.gov 7 • Multi-tenant facility • Shared feedstocks • FMC and Adisseo operated by Bayer April 23, 2009 www.csb.gov 8 • Bayer CropScience, AG – 17,800 employees, 120 countries – U.S. headquarters – Research Triangle Park, NC – Institute, WV • ~520 employees • Three manufacturing centers East Carbamoylation West Carbamoylation Rhodimet Facility Overview Embargoed until 10:00 am EDT Thursday April 23, 2009
3 April 23, 2009 www.csb.gov 9 Methomyl / Larvin Unit April 23, 2009 www.csb.gov 10 100 ft Explosion epicenter April 23, 2009 www.csb.gov 11 • 1983 Methomyl/Larvin unit in service • Summer 07 - Larvin unit control system upgraded • Summer 08 - Methomyl unit – Control system upgraded – New residue treater installed Process Description April 23, 2009 www.csb.gov 12 Old Residue Treater Embargoed until 10:00 am EDT Thursday April 23, 2009
4 April 23, 2009 www.csb.gov 13 Methomyl Process Description April 23, 2009 www.csb.gov 14 Methomyl Process Description April 23, 2009 www.csb.gov 15 April 23, 2009 www.csb.gov 16 • Methomyl unit restart activities began Thursday, August 21 – Restart after extended outage – First time use of control system on Methomyl unit – Beginning of an extended production run to meet a new international demand Incident Summary Embargoed until 10:00 am EDT Thursday April 23, 2009
5 April 23, 2009 www.csb.gov 17 • Methomyl production started Wednesday, August 27 – Adjusting to the new control system displays and computer input method – Focusing on upstream equipment performance startup issues – Continuing with controls tuning and process troubleshooting Incident Summary April 23, 2009 www.csb.gov 18 • Thursday 5:00 am – residue treater – Level indicator read 0% full – Temperature was 40°C (104°F) – Safeguards were bypassed – Flasher bottoms feed valve was opened • 6:25 pm – Liquid level was 49% – Temperature was 63°C (145°F) – Recirculation pump was started Incident Summary April 23, 2009 www.csb.gov 19 10:20 pm – Residue treater level was 58% full – Temperature 140°C (284°F) and climbing – Pressure unexpectedly increasing Incident Summary April 23, 2009 www.csb.gov 20 5:30 pm 4:19 pm 6:43 pm 7:55 pm 9:07 pm 10:19 pm Operating temperature Residue Treater Pressure and Temperature History 10:20 pm – Pressure rapidly increasing Embargoed until 10:00 am EDT Thursday April 23, 2009
6 April 23, 2009 www.csb.gov 21 Incident Summary 10:25 pm – Outside operator was asked to check residue treater vent – Second outside operator was asked to assist April 23, 2009 www.csb.gov 22 10:35 pm – Residue treater relief valves opened – Residue treater ruptured • ~2500 gallons Methomyl-solvent liquid was suddenly released • Fire erupted in unit • Solvent piping, vent headers, and other process equipment were damaged Incident Summary April 23, 2009 www.csb.gov 23 Residue Treater Vessel April 23, 2009 www.csb.gov 24 Residue Treater Vessel Embargoed until 10:00 am EDT Thursday April 23, 2009
7 April 23, 2009 www.csb.gov 25 Preliminary Findings • Residue treater feed control bypassed – Minimum temperature safety interlock – Minimum recirculation flow operational interlock – Feed valve in “manual” mode April 23, 2009 www.csb.gov 26 To Vent Header Pipe Steam Methomyl- Solvent Liquid From Flasher Bottoms Cooling Water Residue Treater Pressure Transmitter Level Transmitter Feed Control Valve To Auxiliary Fuel Tank From Solvent Tank Temperature Control Valve Discharge Control Valve Recirculation Pump Temperature Transmitter Flow Transmitter X X April 23, 2009 www.csb.gov 27 Residue Treater Pressure and Temperature History 10:35 pm – vessel ruptured, instrument failed Pressure uncontrollably increasing Temperature uncontrollably increasing 5:30 pm 4:19 pm 6:43 pm 7:55 pm 9:07 pm 10:19 pm Instrument failed April 23, 2009 www.csb.gov 28 • Residue treater not pre-filled with solvent • Solvent not pre-heated to minimum operating temperature • Flow of Methomyl solvent-mixture to residue treater began around 5 am • Residue treater recirculation began around 6 pm Preliminary Findings Embargoed until 10:00 am EDT Thursday April 23, 2009
8 April 23, 2009 www.csb.gov 29 • Sudden, uncontrolled exothermic decomposition of Methomyl – Methomyl concentration >> 20% in residue treater – Relief system sized for < 1.0 % concentration – Residue treater ruptured – Solvent and Methomyl lines severed and contents ignited Preliminary Findings April 23, 2009 www.csb.gov 30 Emergency Response, Consequences, and Community Impact Johnnie Banks, CFEI April 23, 2009 www.csb.gov 31 1 min (10:36) – A local citizen reported an explosion to Metro911 – Tyler Mountain fire department alarm sounded – Bayer gate guard attempted to call Metro911 4 min (10:39) – Metro911 called Bayer main gate Emergency Response April 23, 2009 www.csb.gov 32 7 min (10:42) – Kanawha County Sheriff ordered Route 25 closed – Metro911 called main gate – Bayer requested ambulance for burn victim 10 min (10:45) – Bayer EOC activated; Crew A and B ring-down – Institute VFD arrived at main gate Emergency Response Embargoed until 10:00 am EDT Thursday April 23, 2009
9 April 23, 2009 www.csb.gov 33 14 min (10:49) Nitro and Dunbar PD closed I-64 15 min (10:50) Institute Fire Chief tells Metro911 that Bayer Incident Commander reported no dangerous chemicals released 24 min (10:59) Bayer notified Metro911, WV State University, WV Rehabilitation Center, and Reagent Chemicals Emergency Response April 23, 2009 www.csb.gov 34 25 min (11:00) St. Albans FD planning a Shelter-in-Place (SIP) 44 min (11:19) Metro911 – – Announced SIP in area around Bayer – Started reverse 911 ring-down notification 49 min (11:24) Bayer recommended to Metro911 issue SIP in St. Albans and Nitro Emergency Response April 23, 2009 www.csb.gov 35 59 min (11:34) Kanawha Putnam County Emergency Management Director activated the County Emergency Alert System – SIP west of Charleston to Putnam County line 2 hr 2 min (12:37) Bayer reported incident to the National Response Center Emergency Response April 23, 2009 www.csb.gov 36 Embargoed until 10:00 am EDT Thursday April 23, 2009
10 April 23, 2009 www.csb.gov 37 3 hr 5 min (1:40) Bayer spokesperson held news conference – Fire continuing but contained 3 hr 30 min (2:05) Metro911 cancelled SIP 3 hr 40 min (2:15) Bayer reported fire out 6 hr 15 min (5:50) Bayer reported all clear except Larvin unit Emergency Response April 23, 2009 www.csb.gov 38 • Fatalities – Outside operator fatality at the scene – Second outside operator seriously burned; died 41 days later at burn center Consequences April 23, 2009 www.csb.gov 39 • Injuries – Chemical exposure symptoms reported • Five Tyler Mountain volunteer firefighters • Two Norfolk Southern employees • One Institute volunteer firefighter – Friday hospital emergency room treatment • One Institute volunteer firefighter Consequences April 23, 2009 www.csb.gov 40 • On site – New residue treater vessel destroyed – Process equipment destroyed – Moderate overpressure damage to control room and nearby structures Overpressure Damage Embargoed until 10:00 am EDT Thursday April 23, 2009
11 April 23, 2009 www.csb.gov 41 Residue Treater Vessel April 23, 2009 www.csb.gov 42 April 23, 2009 www.csb.gov 43 Overpressure Damage • Off site businesses and homes – Window breakage – Minor structural damage April 23, 2009 www.csb.gov 44 Windows broken Ceiling and wall cracks at private residence Embargoed until 10:00 am EDT Thursday April 23, 2009
12 April 23, 2009 www.csb.gov 45 April 23, 2009 www.csb.gov 46 April 23, 2009 www.csb.gov 47 • PPE for hot-zone responders – Use of SCBA or respirators was not clearly conveyed to outside responders – Outside responders not decontaminated onsite • Incident command and coordination – Bayer incident command did not use unified command structure – Multiple EOCs established Emergency Response Findings April 23, 2009 www.csb.gov 48 • Shelter-in-Place decision process complicated by lack of information • Communications BCS-Metro911-County EOC – Gate guard followed Bayer emergency communications procedures – Metro911 experienced high call volume – Commendable performance Emergency Response Findings Embargoed until 10:00 am EDT Thursday April 23, 2009
13 April 23, 2009 www.csb.gov 49 Possible Toxic Consequences from Chemicals Involved in the Incident Lucy Sciallo April 23, 2009 www.csb.gov 50 Possible Consequences • Methomyl toxicity • Methyl Isocyanate toxicity • Potential releases April 23, 2009 www.csb.gov 51 Methomyl Exposure Symptoms • Nervous system disruption • Acute Symptoms – Blurred vision, pinpoint pupils – Tremors, muscle twitching – Nausea, abdominal pain – Respiratory arrest, coma, death • Chronic Symptoms – Liver damage – Anemia – Nervous system damage April 23, 2009 www.csb.gov 52 • Solvent-Methomyl solution sprayed from residue treater, broken pipes and equipment – Some decomposed – Some burned in the fire – Some remained on ground and nearby equipment – Some might have been carried in the air Was Methomyl Released? Embargoed until 10:00 am EDT Thursday April 23, 2009
14 April 23, 2009 www.csb.gov 53 Methomyl Residue April 23, 2009 www.csb.gov 54 • Hazardous Chemicals – Acetonitrile – Dimethyl Disulfide – Hydrogen Cyanide – Oxides of Nitrogen and Sulfur – Methyl Thiocyanate – Methyl Isocyanate Methomyl Thermal Decomposition April 23, 2009 www.csb.gov 55 • Highly reactive with water • Highly flammable • Relative vapor/air mixture density is 1.4 • Immediately Dangerous to Life and Health (IDLH) concentration: 3 parts per million (ppm) • Boiling point: 39 C (102 F) Methyl Isocyanate Properties April 23, 2009 www.csb.gov 56 • Bayer reported MIC supply piping and equipment was not broken • Methomyl/Larvin unit vent systems were heavily damaged • MIC might be a product of Methomyl decomposition Possible sources of an MIC release Embargoed until 10:00 am EDT Thursday April 23, 2009
15 April 23, 2009 www.csb.gov 57 Chemical Release Monitoring • Methomyl/Larvin unit MIC monitors were not operational • Perimeter air monitors are still being investigated April 23, 2009 www.csb.gov 58 • Acute – Eye irritation, ocular damage – Respiratory distress – Pulmonary edema – Skin irritation, chemical burns – Nausea, abdominal pain – Coma, Death • Chronic – Lung damage – Blindness Methyl Isocyanate Symptoms April 23, 2009 www.csb.gov 59
Chemical Properties
sweet odor 0.3 0.7 ppm 500 ppm Methyl Isobutyl Ketone Yes characteristic odor 5 ppm 300 ppm Ammonia Yes characteristic odor 0.002 ppm 10 ppm Chlorine Yes hay or grass odor 0.4 ppm 2 ppm
Phosgene
sulfur-like odor
Methomyl Yes sharp, strong odor 2 ppm 3 ppm Methyl Isocyanate RMP (Toxic) Odor Characteristics Odor Threshold IDLH Chemical April 23, 2009 www.csb.gov 60 Methyl Isocyanate, Environmental Protection Agency Risk Management Program, and Institute, WV John Vorderbrueggen, PE Embargoed until 10:00 am EDT Thursday April 23, 2009
16 April 23, 2009 www.csb.gov 61 MIC Handling in U.S. • EPA Risk Management Program reporting requirement – MIC Threshold Quantity = 10,000 lbs • Bayer is the only U.S. facility with MIC inventory in excess of threshold quantity April 23, 2009 www.csb.gov 62 • Worst Case Scenario – 200,000 pounds of liquid released from a tank – 300,912 people affected within 25 mile radius • Alternative Scenario – 125 pounds of gas leaked from a pipe – 58 people affected within 0.4 miles prevailing downwind direction Bayer Risk Management Plan - MIC April 23, 2009 www.csb.gov 63 • MIC on-site inventory • MIC Day Tank siting – Proximity to explosion epicenter – Adequacy of safeguards to prevent / mitigate toxic release • Alternative to MIC storage – Produce Use Methyl Isocyanate Issues April 23, 2009 www.csb.gov 64 • MIC production – Stored underground – 200,000 pounds in single largest vessel (Source: EPA RMP Worst Case Scenario) – Pumped to production units daily • Jacketed piping (pipe-in-a-pipe) • Leak detection in jacket space • Pipe drained / nitrogen purged after use • Unit ends and mid-run isolation valves MIC Handling Embargoed until 10:00 am EDT Thursday April 23, 2009
17 April 23, 2009 www.csb.gov 65 – Stainless steel pressure vessel – 8 feet diameter 19 feet tall – 75 psig maximum pressure – ~37,000 pounds maximum fill – ~13,800 pounds at time of explosion Methomyl / Larvin MIC Day Tank April 23, 2009 www.csb.gov 66 100 ft Residue Treater Explosion epicenter MIC Day Tank April 23, 2009 www.csb.gov 67 MIC Day Tank Residue Treater location April 23, 2009 www.csb.gov 68 MIC TANK RESIDUE TREATER METHOMYL UNIT Embargoed until 10:00 am EDT Thursday April 23, 2009
18 April 23, 2009 www.csb.gov 69 MIC Day Tank • Refrigerated and insulated • Redundant pressure, temperature, and level instruments • Area air monitors and alarms • Emergency dump tank • Concrete liquid containment wall • Blast blanket debris shield April 23, 2009 www.csb.gov 70 MIC Day Tank Blast Blanket • Installed 1982 • 1994 - Top section added above vessel – Installed larger wire rope diameter • 2008 - Replaced all sections – Larger wire rope diameter April 23, 2009 www.csb.gov 71 MIC Day Tank Blast blanket and support structure April 23, 2009 www.csb.gov 72 Methomyl / Larvin Debris Embargoed until 10:00 am EDT Thursday April 23, 2009
19 April 23, 2009 www.csb.gov 73 MIC Storage Issues • Centralized production vs. local produce and use – Reduces storage inventory – Might require more locations to handle phosgene – Might eliminate phosgene April 23, 2009 www.csb.gov 74 • Continuous produce and use – DuPont implemented in LaPorte, TX facility in August 1985 • Eliminated need to transport MIC via rail – DuPont patent awarded 1987 MIC Storage Issues April 23, 2009 www.csb.gov 75 Unit Operations from a PSM / RMP Perspective Catherine Corliss, PE April 23, 2009 www.csb.gov 76 • Equipment • Man-Machine interface • Fatigue • Procedures Unit Startup Issues Covered by OSHA Process Safety Management and EPA Risk Management Program Embargoed until 10:00 am EDT Thursday April 23, 2009
20 April 23, 2009 www.csb.gov 77 • MIBK/Hexane column – Valve missing on column – Some controls in manual • Process Controls – Adjustments ongoing and incomplete • Only one centrifuge operating – MOM Unit operated at low flow rate Equipment Startup Problems April 23, 2009 www.csb.gov 78 • New Siemens control system for Methomyl – New computer display screens – User interface changed – Process measures changed • Fatigue – Very high overtime levels – 12 hour shifts with few days off Personnel Challenges April 23, 2009 www.csb.gov 79 • Operating procedure inadequate – Not updated for Siemens control system – Methomyl sampling inadequate • Residue Treater – Minimum operating temperature could not be achieved at startup – Work-around used – bypass safety interlock Procedure Problems April 23, 2009 www.csb.gov 80 OSHA – Process Safety Management (PSM) EPA – Risk Management Program (RMP) • Coverage • Intent • Focus Embargoed until 10:00 am EDT Thursday April 23, 2009
21 April 23, 2009 www.csb.gov 81 PSM and RMP Deficiencies • Process Hazards Analysis – Identify, evaluate, and control the hazards involved in a process – Requires that • Recommendations are resolved in a timely manner and • Resolutions are documented • Operating Procedures April 23, 2009 www.csb.gov 82 PSM and RMP Deficiencies • Pre-startup Safety Reviews – Require operating procedures to be in place and adequate before startup • Management of Change – Written procedure to manage change in technology and equipment – Requires operators to be trained in the change prior to startup April 23, 2009 www.csb.gov 83 PSM and RMP Deficiencies • Action items follow-up for – Process Hazard Analysis – Incident Investigation – Compliance Audits • Require – Action items to be promptly addressed and resolved – Resolution of items to be documented April 23, 2009 www.csb.gov 84 Investigation Path Forward • Identify additional documentation needed • Conduct follow-up interviews with site personnel and emergency response community • Continue collecting information on community impact • Acquire missing Methomyl/Larvin unit security camera and MIC monitors’ data Embargoed until 10:00 am EDT Thursday April 23, 2009
22 April 23, 2009 www.csb.gov 85 Investigation Path Forward • Review design documents associated with MIC operations • Run air model scenarios • Test chemical samples • Develop report and recommendations • Prepare for final public meeting April 23, 2009 www.csb.gov 86 Board Questions April 23, 2009 www.csb.gov 87 Panelists • Sterling Lewis, State Fire Marshal • Dale Petry, Kanawha Putnam County Emergency Management Director • Nick Crosby, Vice President, Site Leader • Michael J. Flynn, Director, Occupational Safety and Health Apprenticeship, International Association of Machinists • Dennis Hendershot, Chemical Process Safety Expert • Maya Nye, People Concerned About MIC April 23, 2009 www.csb.gov 88 Public Comments Embargoed until 10:00 am EDT Thursday April 23, 2009
23 April 23, 2009 www.csb.gov 89 Board Closing Statements U.S. Chemical Safety Board 2175 K St. NW Suite 400 Washington, DC 20037 202-261-7600 www.csb.gov Embargoed until 10:00 am EDT Thursday April 23, 2009
FD06417 | 2008_美国_Bayer CropScience Pesticide Waste 储罐 爆炸 - Bayer CropScience Pesticide Waste Tank Explosion__最终报告_3.pdf
分类:06_境外及港澳台调查报告 | 年份:2008 | 地域: | 严重程度: | 场所: | 起火原因:燃气/爆炸 | 来源格式:pdf
U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD INVESTIGATION REPORT
Report No. 2008-08-I-WV
January 2011 Pesticide Chemical Runaway Reaction Pressure Vessel Explosion (Two Killed, Eight Injured)
BAYER CROPSCIENCE, LP INSTITUTE WEST VIRGINIA AUGUST 28, 2008 KEY ISSUES: • PROCESS HAZARDS ANALYSIS • PRE-STARTUP SAFETY REVIEW • PROCESS SAFETY INFORMATION AND TRAINING • EMERGENCY PLANNING AND RESPONSE
i Contents EXECUTIVE SUMMARY .......................................................................................................................... 1 1.0 INTRODUCTION ........................................................................................................................... 7 1.1 Background ......................................................................................................................... 7 1.2 Investigative Process ......................................................................................................... 11 1.2.1 Agency Access to Security Related Documents .................................................. 11 1.2.2 CSB Interim Public Meeting ................................................................................ 13 1.3 Facility Description ........................................................................................................... 13 1.3.1 Institute Manufacturing Industrial Park ............................................................... 13 1.3.2 Facility Ownership History .................................................................................. 14 1.4 Bayer CropScience, LP ..................................................................................................... 15 1.4.1 Institute Operations .............................................................................................. 16 1.5 Bayer Operating Organization .......................................................................................... 16 1.6 Process Chemicals ............................................................................................................ 18 1.6.1 Methomyl ............................................................................................................. 18 1.6.2 Phosgene .............................................................................................................. 19 1.6.3 Methyl Isocyanate ................................................................................................ 21 1.7 Methomyl-Larvin Unit ...................................................................................................... 23 1.7.1 Methomyl Synthesis ............................................................................................ 24 1.7.2 Control System Upgrade ...................................................................................... 26 1.7.3 Residue Treater .................................................................................................... 28 2.0 INCIDENT DESCRIPTION .......................................................................................................... 33 2.1 Pre-Startup Activities ........................................................................................................ 33 2.1.1 Solvent Flush and Equipment Conditioning ........................................................ 34 2.2 Unit Restart ....................................................................................................................... 34 2.2.1 Equipment Malfunctions ...................................................................................... 35 2.2.2 Methomyl Synthesis and Crystallization ............................................................. 36 2.2.3 Solvent Recovery ................................................................................................. 37 2.2.4 Residue Treater Startup ....................................................................................... 38 2.3 Explosion and Fire ............................................................................................................ 40
ii 2.4 Emergency Notification and Response ............................................................................. 43 2.4.1 Bayer CropScience Response .............................................................................. 43 2.4.2 Local and State Emergency Response Agencies ................................................. 44 2.4.3 Emergency Operations Center Activations .......................................................... 48 2.5 Air Monitoring .................................................................................................................. 49 3.0 INCIDENT ANALYSIS ................................................................................................................ 51 3.1 Residue Treater Replacement ........................................................................................... 51 3.2 Internal Compliance Auditing........................................................................................... 51 3.2.1 Corporate Process Safety Management Audits .................................................... 51 3.2.2 Audit Action Tracking System Upgrade.............................................................. 52 3.2.3 Process Safety Management Self Assessments ................................................... 52 3.3 Process Hazards Analysis ................................................................................................. 53 3.3.1 PHA Duration and Staffing Deficiencies ............................................................. 53 3.3.2 PHA Assumptions Deficiencies ........................................................................... 53 3.3.3 Inadequate Process Safety Information Reviews ................................................. 55 3.3.4 Analysis Deficiencies .......................................................................................... 56 3.4 Pre-Startup Safety Review ................................................................................................ 57 3.5 Human Factors Deficiencies ............................................................................................. 58 3.5.1 Control System Upgrade ...................................................................................... 58 3.5.2 Operator Training ................................................................................................ 60 3.5.3 Operator Fatigue .................................................................................................. 63 3.6 Shift Change Communications ......................................................................................... 63 3.7 Procedure Deficiencies ..................................................................................................... 64 3.8 Process Chemistry Problems ............................................................................................ 65 3.9 Unit Restart Equipment Problems .................................................................................... 69 3.9.1 Residue Treater Heater Performance ................................................................... 69 3.9.2 Broken, Missing, and Misaligned Valves ............................................................ 70 3.9.3 Other Process Equipment Problems..................................................................... 73 3.10 Air Monitoring Systems Deficiencies ............................................................................... 74 3.10.1 Fenceline Air Monitors ........................................................................................ 74 3.10.2 Unit Air Monitors ................................................................................................ 75 3.11 Organizational Deficiencies .............................................................................................. 76
iii 3.12 Previous Methomyl-Larvin Unit Incident ......................................................................... 78 3.13 Emergency Planning and Response .................................................................................. 79 3.13.1 National Incident Management System ............................................................... 79 3.13.2 Kanawha Putnam Emergency Planning Committee ............................................ 81 3.13.3 Kanawha Putnam Emergency Management Plan ................................................ 81 3.13.4 Chemical Release Notification Law .................................................................... 82 3.14 Incident Response and Communication Deficiencies ....................................................... 83 3.14.1 Bayer CropScience Facility ................................................................................. 83 3.14.2 Facility and Emergency Responders’ Communications ...................................... 84 3.14.3 Kanawha Valley Emergency Communications Process Improvement Initiatives ............................................................................................................. 85 3.15 Environmental Impact ....................................................................................................... 87 3.16 MIC Day Tank Blast Shield Analysis ............................................................................... 88 4.0 METHYL ISOCYANATE RISK REDUCTION AT THE INSTITUTE FACILITY ................... 90 4.1 Congressional Action ........................................................................................................ 90 4.2 Alternative MIC Technology Analysis History ................................................................ 91 4.2.1 Union Carbide Corporation Studies ..................................................................... 91 4.2.2 Rhone-Poulenc Studies ........................................................................................ 92 4.2.3 Bayer CropScience Studies .................................................................................. 93 4.3 Bayer CropScience MIC Storage Reduction .................................................................... 93 5.0 REGULATORY ANALYSIS ........................................................................................................ 95 5.1 Occupational Safety and Health Administration .............................................................. 95 5.1.1 Process Safety Management Program ................................................................. 95 5.1.2 PSM Inspections at the Bayer Facility ................................................................. 95 5.1.3 PSM Program Deficiency Findings in Other CSB Investigations ....................... 96 5.1.4 OSHA PSM Chemical National Emphasis Program ........................................... 98 5.1.5 OSHA PSM Citations Follow-up Deficiencies .................................................... 98 5.2 Environmental Protection Agency Risk Management Program ....................................... 99 5.2.1 Application of the Bayer CropScience Risk Management Program .................... 99 5.2.2 EPA Inspections at the Bayer Institute Facility ................................................. 101 5.2.3 EPA Office of Inspector General Risk Management Program Review ............. 102
iv 5.3 State and Local Government Programs .......................................................................... 103 5.3.1 Contra Costa County California Hazardous Materials Safety Ordinance .......... 103 5.3.2 New Jersey Toxic Catastrophe Prevention Act ................................................. 105 5.3.3 Hazardous Materials Regulatory Oversight in West Virginia ........................... 107 6.0 KEY FINDINGS .......................................................................................................................... 109 6.1 Process Hazard Analysis ................................................................................................. 109 6.2 Pre-Startup Safety Review .............................................................................................. 109 6.3 Methomyl Unit Startup ................................................................................................... 110 6.4 MIC Day Tank Shield Structure Design ......................................................................... 111 6.5 Emergency Planning, Response, and Communication ................................................... 111 6.5.1 Bayer CropScience ............................................................................................ 111 6.5.2 Outside Responding Agencies ........................................................................... 112 6.5.3 Kanawha County Commission .......................................................................... 112 6.6 Environmental Impact ..................................................................................................... 112 6.7 Regulatory Oversight ...................................................................................................... 112 7.0 INCIDENT CAUSES .................................................................................................................. 113 8.0 RECOMMENDATIONS ............................................................................................................. 114 8.1 Bayer CropScience – Research Triangle Park, NC......................................................... 114 8.2 Bayer CropScience - Institute, West Virginia ................................................................. 114 8.3 Director of the Kanawha-Charleston Health Department ............................................... 116 8.4 Secretary of West Virginia Department of Health and Human Services and the West Virginia Department of Environmental Protection ................................................ 118 8.5 Kanawha-Putnam Emergency Planning Committee ....................................................... 118 8.6 West Virginia State Fire Commission ............................................................................ 119 8.7 Occupational Safety and Health Administration ............................................................ 119 8.8 Environmental Protection Agency .................................................................................. 120 9.0 REFERENCES ............................................................................................................................ 121 APPENDIX A – CAUSAL ANALYSIS CHARTS ................................................................................. 123 APPENDIX B – EMERGENCY RESPONSE TIMELINE ...................................................................... 134 APPENDIX C – METHYL ISOCYANATE DAY TANK BLAST SHIELD ANALYSIS .................... 139 APPENDIX D – BAYER CROPSCIENCE PRESS RELEASE ANNOUNCING INSTITUTE FACILITY MIC STORAGE REDUCTION ................................................................. 159
v Figures Figure 1. Residue treater came to rest inside the Methomyl-Larvin unit ...................................................... 8 Figure 2. MIC day tank shield blanket structure ........................................................................................... 9 Figure 3. Institute Manufacturing Industrial Park ....................................................................................... 14 Figure 4. Seven tenants own or operate processes at the Institute Industrial park ...................................... 15 Figure 5. Institute site organization structure. ............................................................................................. 18 Figure 6. Aerial view of Bayer Institute Manufacturing Park .................................................................... 23 Figure 7. Overhead view of the Methomyl-Larvin production unit ............................................................ 24 Figure 8. Methomyl synthesis process flow ................................................................................................ 25 Figure 9. Methomyl centrifuge and solvent recovery process flow ............................................................ 26 Figure 10. Residue treater piping system layout ......................................................................................... 29 Figure 11. Residue treater process variables before the explosion. ............................................................ 39 Figure 12. Residue treater bottom head; vessel shell and top head ............................................................ 41 Figure 13. Residue treater shell and top head recovered from inside the Methomyl-Larvin unit ............... 41 Figure 14. Structural column ripped from the steel baseplate .................................................................... 42 Figure 15. Aerial view of locations of reported offsite property damage ................................................... 43 Figure 16. Methomyl unit explosion emergency communications diagram ............................................... 46 Figure 17. Areas and population affected by the shelter-in-place .............................................................. 47 Figure 18. Typical Siemens work station screen display ............................................................................ 59 Figure 19. Indicated steam flow through the residue treater heater. ........................................................... 72 Figure 20. Closed steam block valve recovered from residue treater heater steam supply valve ............... 72 Figure 21. NIMS incident command structure ............................................................................................ 80
Tables Table 1. Characteristics of the toxic chemicals used to manufacture methomyl ........................................ 20 Table 2. New Metro 9-1-1 questionnaire for fixed chemical facilities (Courtesy Metro 9-1-1) ................ 86 Table 3. Common PSM program deficiencies identified in CSB investigations ........................................ 97 Table 4. RMP covered chemicals in the Methomyl/Larvin unit ............................................................... 100
vi Acronyms and Abbreviations ATF U.S. Bureau of Alcohol, Tobacco, and Firearms, and Explosives CAD
(Emergency Operations Center) Computer aided dispatch CCPS Center for Chemical Process Safety CFR Code of Federal Regulations CPQRA Chemical process quantitative risk assessment CSB U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board DCS Distributed control system DEP Department of Environmental Protection DMDS Dimethyl disulfide ECC East Carbamoylation Center EHA Extraordinarily hazardous substance EMS Emergency Medical Services EOC Emergency Operations Center EPA U.S. Environmental Protection Agency FDA U.S. Food and Drug Administration FIFRA Federal Insecticide, Fungicide and Rodenticide Act fps feet per second GUI Graphical user interface HAZOP Hazard and operability study HSE U.K. Health and Safety Executive IC Incident Commander ICS Incident Command System IDLH Immediately dangerous to life or health IR Infrared radiation KCEAA Kanawha County Emergency Ambulance Authority KCSD Kanawha County Sheriff’s Department KPEPC Kanawha-Putnam County Emergency Planning Committee LOPA Layer of Protection Analysis m3 cubic meter MAWP Maximum allowable working pressure mg milligram MIBK Methyl isobutyl ketone
vii MIC Methyl isocyanate MOCR Management of change review MSAO Methylthioacetaldoxime (also called Oxime) MSDS Material Safety Data Sheet MSS MIC stripping still NAS National Academy of Sciences NIMS National Incident Management System NIOSH The National Institute for Occupational Safety and Health OES West Virginia State Office of Emergency Services OIG Office of Inspector General OSHA U.S. Department of Labor, Occupational Safety and Health Administration PEL Permissible exposure limit PFD Probability of failure on demand PHA Process hazard analysis PIO Public Information Officer ppm parts per million PSSR Pre-startup safety review PSM Process Safety Management (29 CFR 1910.119) REL Recommended exposure limit RHS Reactive Hazard Substance RMP Risk Management Program (40 CFR 68) RRT Regional Response Team SOP Standard operating procedure TCPA (New Jersey) Toxic Catastrophe Prevention Act TLV Threshold limit value TQ Threshold quantity (OSHA PSM or EPA Risk Management Program) UCC Union Carbide Corporation UCS Unified Command System VOC Volatile organic compound WCC West Carbamoylation Complex
1 Executive Summary On August 28, 2008, at about 10:35 p.m., a runaway chemical reaction occurred inside a 4,500 gallon pressure vessel known as a residue treater, causing the vessel to explode violently in the methomyl unit at the Bayer CropScience facility in Institute, West Virginia. Highly flammable solvent sprayed from the vessel and immediately ignited, causing an intense fire that burned for more than 4 hours. The fire was contained inside the Methomyl-Larvin insecticide unit by the Bayer CropScience fire brigade with mutual aid assistance from local volunteer and municipal fire departments. The incident occurred during the restart of the methomyl unit after an extended outage to upgrade the control system and replace the original residue treater vessel. Two company employees who had been dispatched by the control room personnel to investigate why the residue treater pressure was increasing were near the residue treater when it ruptured. One died from blunt force trauma and burn injuries sustained at the scene; the second died 41 days later at the Western Pennsylvania Burn Center in Pittsburgh, Pennsylvania. Six volunteer firefighters who assisted in the unit fire suppression activities and two contractors working at the facility were treated for possible toxic chemical exposure. The Kanawha-Putnam County Emergency Management Director advised more than 40,000 residents, including the resident students at the West Virginia State University adjacent to the facility, to shelter-in-place for more than three hours as a precaution. The fire and drifting smoke forced the state police and local law enforcement authorities to close roads near the facility and the interstate highway, which disrupted traffic for hours. The Chemical Safety Board (CSB) investigation team determined that the runaway chemical reaction and loss of containment of the flammable and toxic chemicals resulted from deviation from the written start-up procedures, including bypassing critical safety devices intended to prevent such a condition. Other contributing factors included an inadequate pre-startup safety review; inadequate
2 operator training on the newly installed control system; unevaluated temporary changes, malfunctioning or missing equipment, misaligned valves, and bypassed critical safety devices; and insufficient technical expertise available in the control room during the restart. Poor communications during the emergency between the Bayer CropScience incident command and the local emergency response agency confused emergency response organizations and delayed public announcements on actions that should be taken to minimize exposure risk. Although Bayer CropScience reported that “no toxic chemicals were released because they were consumed in the intense fires,” the CSB later confirmed that the only air monitors suitably placed near the unit to detect toxic chemicals were, in fact, not operational at the time of the incident. No reliable data or analytical methods were available to determine what chemicals were released, or predict any exposure concentrations. The methomyl unit used the highly toxic chemical, methyl isocyanate (MIC), in a series of complex chemical reactions to produce methomyl, a dry chemical used to make the pesticide, Larvin. MIC is manufactured in a separate production unit at the facility and stored in large underground pressure vessels. Liquid MIC was pumped to a “day tank” pressure vessel near the Methomyl-Larvin unit, which provided the daily production quantity of MIC for the methomyl unit and the carbofuran unit, which is about 200 feet west of the methomyl unit. The MIC storage tank adjacent to the methomyl unit and the MIC transfer piping between the production unit and the manufacturing units were not damaged, nor did the MIC storage tank overheat or pressurize above the operating limits during the fire.
3 The CSB investigation identified the following incident causes:
- Bayer did not apply standard Pre-startup Safety Review (PSSR) and turnover practices to the
methomyl control system redesign project. The equipment was not tested and calibrated before the unit was restarted.
- Operations personnel were inadequately trained to operate the methomyl unit with the new
distributed control system (DCS).
- Malfunctioning equipment and the inadequate DCS checkout prevented the operators from
achieving correct operating conditions in the crystallizers and solvent recovery equipment.
- The out-of-specification methomyl-solvent mixture was fed to the residue treater before the
residue treater was pre-filled with solvent and heated to the minimum safe operating temperature.
- The incoming process stream normally generated an exothermic decomposition reaction, but
methomyl that had not crystallized due to equipment problems greatly increased the methomyl concentration in the residue treater, which led to a runaway reaction that overwhelmed the relief system and over-pressurized the residue treater.
Many industrial facilities in the Kanawha river valley that surrounds Charleston, West Virginia, the state capital, handle thousands of pounds of toxic and flammable materials. Local community involvement in safe handling of hazardous chemicals and emergency planning and the Kanawha Valley Industrial Emergency Planning Council date back to the 1950s. In 1995, the planning council was renamed the Kanawha Putnam Emergency Planning Committee, which functions as the local emergency planning committee (LEPC) as required by the Superfund Amendments and Reauthorization Act, Emergency Planning and Community Right-to-Know Act (SARA Title III). Although federal law requires the owner or operator of the facility to promptly provide information to the LEPC necessary for developing and implementing the emergency plan [EPCRA 303(d)(3)], it does not provide LEPCs or other local agencies with the authority to conduct reviews of facility process safety programs or directly participate in hazard reviews or incident investigations. A few
4 state governments have passed laws that authorize local governments to become directly involved with industry process safety programs. For example, the New Jersey Toxic Catastrophe Prevention Act, 1 created in 1986, significantly expands the requirements contained in the U.S. Environmental Protection Agency Risk Management Program (40 CFR68). In 1999, the Contra Costa County, California Board of Supervisors approved an industrial safety ordinance2 Like Contra Costa County, the Kanawha valley has many facilities that handle large quantities of hazardous materials, some of which are acutely toxic. Furthermore, the valley contains environmentally sensitive areas such as the Kanawha River, which is an important transportation corridor. Yet, the local government does not have the authority to directly participate in facility safety planning and oversight even though many community stakeholders have long campaigned for such authority and involvement. The local government could adopt regulations and implement a program similar to Contra Costa County that would likely improve stakeholder awareness and improve emergency planning and accident prevention. that established broad authority to the county health services department to oversee local refining and chemical industries. The ordinance includes mandatory safety plan submission by regulated industries, and audit and facility inspections by the county. The Bayer CropScience investigation was the agency’s first case involving company assertions of Sensitive Security Information (SSI) under the Maritime Transportation Security Act of 2002. Federal law requires a company to mark all SSI containing documents and notify the recipient that the documents must be controlled in accordance with Department of Homeland Security regulations. Early in the investigation, Bayer CropScience management asserted that most of their records contained SSI information, and therefore the CSB was prohibited from releasing it to the public. The
1 New Jersey Administrative Code Title 7 Chapter 31. 2 Contra Costa County, California, Ordinance Code Title 4 – Health and Safety, Division 450 – Hazardous Materials and Wastes, Chapter 450-8 – Risk Management.
5 CSB consulted with the U.S. Coast Guard and determined that the Bayer claim was without basis. The president of Bayer CropScience, LP later admitted in testimony to the U.S. House of Representatives Committee on Energy and Commerce “[W]e concede that our pursuit of SSI coverage was motivated, in part, by a desire to prevent that public debate [concerning the use of MIC] from occurring in the first place.” 3 The controversy created by the SSI issue and the Bayer CropScience admission prompted the U.S. Congress to enact legislation to amend Section 70103(d) of Title 46, United States Code. The new law, titled ‘‘American Communities’ Right to Public Information Act,’’ prohibits designating information to be SSI to “prevent or delay the release of information that does not require protection in the interest of transportation security, including basic scientific research information not clearly related to transportation security.”
Ever since the 1984 tragic accident in Bhopal, India, which released highly toxic MIC into the community and killed thousands of nearby residents, many in the Kanawha valley community have tried to convince the owners of the Institute facility to drastically reduce or eliminate MIC. In fact, the Institute facility is the only facility in the United States that stores and uses large quantities of the highly toxic chemical. The August 2008 incident, which could have caused an MIC release into the nearby community, reinvigorated community pressure to reduce the MIC risk to the public. In 2009, the U.S. House of Representatives Committee on Energy and Commerce asked the CSB to provide recommendations to Bayer CropScience, and federal and state regulators to “reduce the dangers posed by on-site storage of MIC.” Many of the recommendations contained in this report address that request. Also in 2009, the U.S. Congress appropriated $600,000 to the CSB to directly
3 Statement of William B. Buckner, president and chief executive officer of Bayer CropScience, LP before the U.S. House of Representatives Committee on Energy and Commerce Subcommittee on Oversight and Investigations, April 21, 2009.
6 fund a study “by the National Academy of Sciences to examine use and storage of MIC…and feasibility of implementing alternative chemicals or processes at the facility.” Bayer CropScience has taken specific action to reduce the risk of an incident involving MIC. The company did not rebuild the damaged methomyl unit and discontinued production of two of the MIC- based pesticides. The company also made an investment of more than $25 million to redesign and modify the MIC production unit to significantly reduce the on-site inventory of MIC and make other process upgrades to reduce the risk associated with handling large quantities of MIC. The improvements including eliminating the aboveground MIC storage vessels and replacing the underground storage vessels were scheduled to be completed by late 2010. In January 2011, Bayer announced it would eliminate the production of the two remaining carbamate pesticides, aldicarb and carbaryl, during 2012 and end all production, use, and storage of MIC. Based on the findings of this report recommendations are made to Bayer CropScience located in Research Triangle Park, North Carolina, and in Institute, West Virginia. The Board also makes recommendations to the Secretary of the West Virginia Department of Health and Human Resources Commissioner of the Kanawha-Charleston Health Department, the West Virginia State Fire Commission, Kanawha Putnam Emergency Planning Committee, the Environmental Protection Agency, and the Occupational Safety and Health Administration. Implementation of the recommendations will improve hazardous chemicals management, and improve local government and community involvement with companies that use large quantities of hazardous chemicals.
7 1.0 Introduction 1.1 Background On August 28, 2008, at about 10:25 p.m., two Bayer CropScience employees at the Institute, West Virginia, manufacturing facility were asked to investigate why pressure was unexpectedly increasing in the residue treater, a pressure vessel located on the south side of the Methomyl-Larvin unit about midpoint along an adjacent road. About 10 minutes later, as they approached the newly installed residue treater, it suddenly and violently ruptured. Approximately 2,200 gallons of flammable solvents and toxic insecticide residues sprayed onto the road and into the unit and immediately erupted in flames as severed electrical cables or sparks from steel debris striking the concrete ignited the solvent vapor. Debris was thrown in all directions, some hundreds of feet. The 5,700-pound residue treater ripped out piping, electrical conduit, and a structural steel support column as it split apart and careened northeast into the Methomyl-Larvin production unit structure (Figure 1). The blast overpressure moderately damaged the unit control building and other nearby structures. Flying debris struck the protective steel shield blanket surrounding a 6,700-gallon methyl isocyanate (MIC) “day tank” located about 70 feet southwest of the residue treater (Figure 2), but did not damage the day tank. The steel blanket also protected the MIC day tank from the radiant heat generated by the nearby fires that burned for more than 4 hours. One employee died at the scene from blunt force trauma and thermal burn injuries. Responding unit personnel helped the second employee out of the unit. He was transported to the Western Pennsylvania Burn Center in Pittsburgh, Pennsylvania, and died 41days later. Five Tyler Mountain firefighters and one Institute firefighter who assisted the Bayer CropScience fire brigade at the unit reported possible chemical exposure symptoms. Two Norfolk Southern railroad employees working
8 at the facility the night of the incident also reported chemical exposure symptoms. None reported acute or long-term effects. Doctors identified heat exhaustion in at least two of the cases.
Figure 1. Residue treater came to rest inside the Methomyl-Larvin unit The in-house fire brigade immediately responded to the incident. The Tyler Mountain and Institute Volunteer Fire Departments also arrived at the front gate of the facility to assist the fire brigade as planned in the mutual aid emergency response protocol. However, poor communications with the Metro 9-1-1 call center delayed the community shelter-in-place notification and interfered with effective off-site response activities. The St. Albans, West Virginia, fire chief, unable to obtain specific information about the chemicals involved or the extent of the incident, prepared to issue a shelter-in-place for his community after he assumed that the smoke drifting across the river might contain toxic chemicals. After many unsuccessful attempts to communicate directly with the Bayer incident commander (IC) during the first hour of the incident, the Kanawha/Putnam County Emergency Management director declared a
9 shelter-in-place, which affected approximately 40,000 residents. Approximately 3 hours later county authorities lifted the shelter-in-place about 3 hours later.
Figure 2. MIC day tank shield blanket structure As far as 7 miles from the explosion epicenter, residences, businesses, and vehicles sustained overpressure damage that included minor structural and minor exterior damage and broken windows. Acrid, dense smoke billowed from the fire into the calm night air for many hours. Smoke drifted over Interstate 64 and nearby roads to the north of the facility, forcing many road closures and disrupting highway traffic.
10 Methomyl and solvents were released from the residue treater, and solvents and other toxic chemicals were released from ruptured unit piping including flammable and toxic MIC. The released chemicals rapidly ignited, producing undetermined combustion products. MIC air monitoring devices in and near the Methomyl-Larvin unit were not operational the night of the incident. Only two fenceline air monitors were operational, but they were more than 800 feet away and not located downwind of the smoke; in addition these fenceline monitors were only designed to detect carbon monoxide, hydrogen sulfide, flammable gas and oxygen. The four-gas air monitors4 The incident occurred during the first methomyl restart after an extended outage to install a new process control system and replace the old carbon steel residue treater with a stainless steel pressure vessel with equivalent pressure and temperature operating limits. The residue treater was designed to decompose methomyl in a heated methyl isobutyl ketone (MIBK) solvent. During normal operations, dissolved methomyl and other waste chemicals were fed into the preheated residue treater partially filled with solvent. The methomyl safely decomposed inside the residue treater to a concentration of less than 0.5 percent by weight. worn by emergency responders did not detect hazardous chemicals in the air near the unit. There were no reports of river water contamination from fire suppression water runoff. 5 On the night of the incident, methomyl-containing solvent was pumped into the residue treater before the vessel was pre-filled with clean solvent and heated to the required minimum operating temperature specified in the operating procedure. The emergency vent system was overwhelmed by the evolving gas from the runaway decomposition reaction of methomyl, and the residue treater The liquid was then transferred to an auxiliary fuel tank where it was mixed with other flammable liquid waste materials and used as a fuel in one of the facility boilers.
4 Fire department and other emergency responder personnel typically wear a “four-gas air monitor” to measure concentrations of carbon monoxide and hydrogen sulfide, flammable gas, and oxygen concentration. An alarm sounds if any of the measured gases exceed the setpoint programmed in the detector. 5 All percent values used in the report are weight percent unless noted.
11 violently exploded. The estimated energy of the explosion was equivalent to about 17 pounds of TNT (See Appendix C). 1.2 Investigative Process The CSB investigation team arrived at the Bayer CropScience facility the morning of August 30, 2008, and met with the Bureau of Alcohol, Tobacco, and Firearms and Explosives (ATF), Occupational Safety and Health Administration (OSHA) investigators, and Bayer management personnel to explain the CSB purpose and authority for conducting an investigation independently of other agencies and organizations. On September 2, 2008, the ATF concluded that the incident was not a criminal act and ceased its on-scene investigative activities. Over the following 6 weeks, the CSB investigators examined and photographed the residue treater and associated process equipment; MIC day tank, blast blankets, and support structure; surveyed the control building damage; mapped the debris field; interviewed employees working at the facility on the night of the incident; and interviewed outside emergency personnel who participated in the response. The team examined methomyl unit operating procedures, control system data, process chemistry documents, worker training records, and maintenance records. Finally, the CSB commissioned computer modeling to evaluate the blast shield used to protect the MIC day tank. 1.2.1 Agency Access to Security Related Documents The Bayer CropScience investigation is the first incident investigated by the CSB that involves the Maritime Transportation Safety Act6 and Sensitive Security Information (SSI). SSI is information that, if publicly released, would be detrimental to transportation security.7
6 46 U.S.C. § 70102 Federal law requires a company to mark all documents containing SSI and to notify the recipient that the documents must be controlled in accordance with Department of Homeland Security regulations. Bayer’s attempts to use 7 49 CFR 1520.
12 the SSI designation to suppress public disclosure of information related to the investigation forced the CSB to delay the planned interim public meeting and ultimately led to congressional action to prevent future misuse of the regulation. In January 2009, the Head of the Health, Safety, and Environment Expertise Center at the Bayer CropScience Institute facility contacted the U.S. Coast Guard Commanding Officer, Marine Safety Unit in Huntington, West Virginia and suggested “to discuss this [SSI] further with your headquarters so that we can better communicate to the CSB and possibly discourage them from even seeking this information.” 8 The controversy created by raising the SSI issue to restrict CSB investigative activities resulted in the U.S. Congress enacting legislation on October 8, 2009, to amend Section 70103(d) of title 46, United States Code. The new law, titled the “American Communities’ Right to Public Information Act” Then, in March 2009, Bayer CropScience sent a letter to the CSB asserting that many of the documents already delivered to the CSB contained SSI and requested the documents be returned to them so each page could be marked as required by the regulation. The company also claimed photos, interview records, and other CSB produced investigatory documents might contain SSI. The CSB declined the request to return the documents and a later request to examine the documents at the CSB office and directed Bayer CropScience to properly label and resubmit all SSI containing documents. Bayer CropScience officials later admitted they had attempted to use the Maritime Transportation Safety Act to block public disclosure of information related to methyl isocyanate and possible negative publicity. 9
8 E-mail from the Head, Health, Safety, and Environment Expertise Center, Bayer CropScience, to the Commanding Officer, Marine Safety Unit Huntington, U.S. Coast Guard (Jan. 29, 2009).
added the following restriction on SSI claims: 9 Public Law 111-83.
13 ‘‘(d) Nondisclosure of information, 2) Limitations.—Nothing in paragraph (1) shall be construed to authorize the designation of information as sensitive security information (as defined in section 1520.5 of title 49,Code of Federal Regulations ; (A) to conceal a violation of law, inefficiency, or administrative error; (B) to prevent embarrassment to a person, organization, or agency; (C) to restrain competition; or (D) to prevent or delay the release of information that does not require protection in the interest of transportation security, including basic scientific research information not clearly related to transportation security. 1.2.2 CSB Interim Public Meeting On April 28, 2009, the CSB held a public meeting in Institute, West Virginia, which was attended by more than 250 people. The investigation staff presented the incident timeline, described the processes and equipment involved, described the county emergency response activities, and summarized the preliminary findings of the investigation. The meeting included presentations from Bayer CropScience, the West Virginia State Fire Marshal, the Kanawha Putnam County Emergency Management Director, a representative from the International Association of Machinists, a chemical industry expert, and a representative from the community advocacy group People Concerned about Methyl Isocyanate. The Board also heard testimony from 16 people in attendance including residents who live near the facility, the president of West Virginia State University, workers from Bayer CropScience, and other interested individuals. 1.3 Facility Description 1.3.1 Institute Manufacturing Industrial Park The Institute facility is located 9 miles west of Charleston, West Virginia, and is bordered on the north by Route 25 and Interstate 64, on the east by the West Virginia State University, and along the
14 south by the Kanawha River. St. Albans, West Virginia, is across the river 3 miles west (Figure 3). Raw materials and products used or manufactured at the facility are transported by truck, rail, and barge.
Figure 3. Institute Manufacturing Industrial Park 1.3.2 Facility Ownership History The site was originally Wertz Field Airport and closed in 1942 to become a large, government- sponsored synthetic rubber production plant for the World War II effort managed by the Carbide and Carbon Chemicals Corporation and the United States Rubber Company. In 1947, the Union Carbide Corporation (UCC) purchased the plant to produce carbamate insecticides. In 1986, Rhone-Poulenc, a French-owned chemical company, purchased the agricultural division of UCC and operated the Institute facility until 2000. Aventis, formed by a merger of Rhone-Poulenc and AgrEvo, took over the facility until Bayer CropScience acquired it in 2002.
15 In August 2008, the 460-acre, multi-tenant Institute Manufacturing Industrial Park employed approximately 645 workers. The seven tenants on the facility included Bayer CropScience, Adisseo, FMC Corporation, Dow Chemical, Catalyst Refiners, Reagent Chemical, and Praxair (Figure 4). The site contains 16 production units and five utility and support units. Some of the tenants produce chemicals that are used as feedstocks in units owned or operated by other tenants.
Figure 4. Seven tenants own or operate processes at the Institute Industrial park Bayer owns and operates nine production and utility units. Two additional process units are operated by Bayer employees under contractual agreements with the unit owners, Adisseo, and FMC. Bayer employs approximately 545 at the Institute facility. 1.4 Bayer CropScience, LP Bayer CropScience is an independently operated company within Bayer, AG, (Bayer Group) which is the chemical and pharmaceutical parent company headquartered in Leverkusen, Germany. Bayer CropScience, Bayer HealthCare, and Bayer Material Science make up the three business areas of the Bayer Group.
16 The Bayer CropScience business, headquartered in Monheim, Germany, employs more than 18,000 personnel in more than 120 countries. A 12-member global executive committee, including the Bayer Board of Management chairperson, manages Bayer CropScience. Executive committee members oversee research, operations, planning, and administrative functions, as well as regional business areas. A 12-member supervisory board composed of Bayer Group executives, independent experts, and trade union representatives comprise a supervisory board to oversee company operations. The Bayer CropScience U.S. headquarters is in Research Triangle Park, North Carolina. Bayer CropScience (Bayer) is a global provider of crop protection agents, such as insecticides, herbicides, and fungicides for commercial and private consumer use. The Crop Protection division serves the agriculture sector and the BioScience division uses gene technology to produce genetically modified crops as an alternative to conventional pesticide applications. The Environmental Science division provides services for professional weed and pest control customers. 1.4.1 Institute Operations Bayer has three insecticide manufacturing complexes on the Institute site supported by two powerhouses and a wastewater treatment unit. The East Carbamoylation Complex (ECC) includes the MIC and Phosgene production unit and the Aldicarb and Carbaryl units. The MIC and phosgene production unit supplies feedstock to the Aldicarb and Carbaryl unit for the production of insecticides. The Methomyl-Larvin® unit occupied the West Carbamoylation Complex (WCC), along with the FMC-owned carbosulfan and carbofuran unit, which was operated by Bayer. The Adisseo- owned Rhodimet® unit makes up the third complex that Bayer also operates. 1.5 Bayer Operating Organization For many years the methomyl unit operated in a traditional organizational structure for chemical plant operating units; that is, with a first-line supervisor who directed the work of a team of operators. Four operating crews typically covered rotating shifts, and each team included a supervisor and a crew of
17 operators. The supervisor’s responsibilities included monitoring the operators’ work to ensure that they were successfully running the process and included completing administrative tasks for those operators, such as scheduling, payroll, sick-time call-out, safety and health, and other supervisor duties. The supervisor and the operators worked the same rotating shift, and except when filling in as substitutes on other shifts or units for worker vacations and sick days, the operators reported directly to the same supervisor when they worked their normal schedule. The operators worked with the supervisor an average of 40 hours per week. If the operators had questions about their job or administrative procedures, they generally asked the supervisor who was in the unit with them at that time. From 2004 to 2007, Bayer management analyzed and restructured the unit supervisory and technical oversight staffing. First-line supervisor positions in each operating unit were eliminated and self- directed, or self-empowered work teams were implemented. Four teams of operators worked rotating shifts, supported by a Technical Advisor and Run Plant Engineer, both day-shift workers. Instead of a first-line supervisor, all operators including the Technical Advisor report to the Production Leader (Figure 5). A single Industrial Park Site Shift Leader, which management describes as a “first among equals,” is responsible for all facility operations, rotates on shift with the shift operators, and oversees site operations. Some personnel in the Shift Leader role have prior experience as first-line supervisors on various operating units. However, the Shift Leader is not a first-line supervisor, as none of the operators report to him/ her. Instead, the Shift Leader oversees the entire facility and can advise in any area of the plant as necessary. The Shift Leader also serves as the Incident Commander if an incident requires emergency response. Bayer management describes Shift Leaders as “very good operators who have worked their way through the technical advisor role.” Bayer intended the Technical Advisor, who is not a first-line supervisor, to be an experienced operator who works the day shift, helps schedule production to meet demand, and advises the on-shift
18 operators. The operators can call the Technical Advisor and ask questions any time of the day or night. The other operators do not report to him/her, and the Technical Advisor does not have the strong work-checking or “looking over the shoulder” function of a historical first-line supervisor or foreman.
Figure 5. Institute site organization structure. 1.6 Process Chemicals 1.6.1 Methomyl Bayer produced methomyl for international customers and as an intermediate feedstock used to make Larvin® (Thiodicarb), an insecticide and ovicide.10
10 An ovicide is a chemical used to control insect larvae. Larvin is used worldwide on crops such as corn, cotton, fruits, grapes, sorghum, soybeans, and vegetables. Methomyl is a white, crystalline solid with a slight sulfurous odor. Methomyl dust is combustible and can form explosive mixtures when dispersed in air. It was introduced in 1966 as a carbamate insecticide and registered by the U.S. Environmental
19 Protection Agency (EPA) in 1968 as a restricted use pesticide11 Methomyl is a cholinesterase inhibitor that disrupts central and peripheral nervous system functions. Routes of exposure include inhalation, ingestion, and skin and eye absorption. Reversible and irreversible effects can result depending on the concentration and duration of the exposure. The National Institute for Occupational Safety and Health (NIOSH) recommended exposure limit (REL) for methomyl is 2.5 mg/m3. When burned, methomyl decomposes to form toxic gases and vapors such as nitrogen oxides, sulfur oxides, acetonitrile, hydrogen cyanide, and methyl isocyanate (Sittig, 2008). due to its high human toxicity. It is a broad-spectrum insecticide used on vegetable, fruit, and cotton crops worldwide and targets insects though direct contact and systemic absorption. Table 1 lists the exposure limits, characteristics, and OSHA Process Safety Management (PSM) and EPA Risk Management Program (RMP) threshold quantities for the principal chemicals used to make methomyl. Phosgene is used to make MIC and MIC is used to make methomyl; both phosgene and MIC are highly toxic. 1.6.2 Phosgene Phosgene is a colorless, dense gas that smells like freshly cut hay or grass. Although highly toxic, phosgene is an important industrial chemical used to make thermoplastics such as eyeglass lenses, and isocyanates, intermediate chemicals used to make polyurethanes and pesticides.
11 Restricted use pesticides are limited to commercial applicators certified by the EPA and the Food and Drug Administration (FDA) state programs for pesticide safety education under the Federal Insecticide, Fungicide and Rodenticide Act (FIFRA).
20 Table 1. Characteristics of the toxic chemicals used to manufacture methomyl Chemical NIOSH IDLH12 NIOSH REL (ppm)
(ppm) OSHA PEL (ppm) ACGIH TLV (ppm) Odor Threshold13 Odor
(ppm) RMP Threshold (lbs) PSM Threshold (lbs) Chlorine 10 0.5 1 0.5 0.002 characteristic odor 2500 1500 Methyl Isocyanate 3 0.02 0.02 0.02 2 sharp, strong odor 10,000 250 Methyl Mercaptan 150 0.5 10 0.5 0.002 garlic or rotten cabbage 10,000 5000 Phosgene 2 0.1 0.1 0.1 0.4 hay or grass 500 100
The NIOSH-recommended time-weighted average concentration limit is 0.1 ppm.14 Bayer produces phosgene at the Institute facility by reacting carbon monoxide and chlorine gas in the presence of a carbon catalyst. The phosgene is stored in the ECC until it is used in three nearby Phosgene reacts with proteins in the pulmonary alveoli, disrupting the blood-air barrier in the lungs. The onset of symptoms may be delayed and, based on available information, there appears to be no specific proven antidote against phosgene-induced lung injury. However, clinical experience indicates that early treatment of suspected phosgene exposure may be more effective than treating clinically overt pulmonary edema. Early treatment options include steroids and positive airway pressure ventilation, Patients are expected to fully recover from low-dose exposure.
12 The NIOSH definition for an IDLH exposure is a condition that poses a threat of exposure to airborne contaminants when that exposure is likely to cause death or immediate or delayed permanent adverse health effects or prevent escape from such an environment. 13 An odor threshold is the lowest airborne concentration that can be detected by a population of individuals. 14 Time-weighted average concentration is based on up to a 10-hour workday during a 40-hour work week.
21 process units and to make methyl isocyanate, an intermediate chemical used to make four additional products. 1.6.3 Methyl Isocyanate Methyl isocyanate, or MIC, is one of the key chemicals used to make methomyl and two other products at the Institute site. MIC is a clear, colorless liquid with a strong, pungent odor, is highly reactive with water, and must be stored in stainless steel or glass containers at temperatures below 40 °C (104 °F) to prevent a highly exothermic15 The NIOSH-recommended time-weighted average concentration limit is 0.02 ppm. MIC can damage human organs by inhalation, ingestion, and skin contact in quantities as low as 0.4 ppm. Exposure symptoms include coughing, chest pain, dyspnea, asthma, irritation of the eyes, nose, and throat, and skin damage. Exposure levels above about 21 ppm can result in pulmonary or lung edema, emphysema and hemorrhages, bronchial pneumonia, and death. self-polymerization reaction. Bayer is the only facility in the U.S. that manufactures, stores, and consumes large quantities of MIC. It stores the liquid in underground pressure vessels in the MIC production unit located in the ECC, about 2,500 feet east of the Methomyl-Larvin unit. Each pressure vessel is insulated and double-wall construction, with leak detection in the annulus between the inner and outer wall. The MIC is refrigerated to between -10 °C and 0 °C (14 and 32 °F). Prior to the incident, liquid MIC was transferred through an insulated piping system to an aboveground pressure vessel called a “day tank” located on the southwest corner of the Methomyl-
15 An exothermic reaction is a chemical reaction that generates heat.
22 Larvin production unit near the control room.16 The maximum MIC inventory in the 6,700-gallon capacity, stainless steel day tank was approximately 37,000 pounds (about 75 percent full). The pressure vessel was rated at 100 psig, but it was normally operated at 10 psig using a dedicated nitrogen supply system. The MIC was circulated through a chiller, and cooling coils were attached to the outside of the insulated day tank to maintain the MIC between -10 °C and 0 °C (14 and 32 °F). The chiller used a non-MIC reactive solvent, MIBK, rather than a water-ethylene glycol mixture to prevent a possible MIC-water reaction should the chiller leak. The MIBK system pressure was maintained greater than the MIC system pressure and the refrigerated ethylene glycol-water mixture system pressure in the MIBK chiller to ensure that water would not enter the MIC system in the event of a leak in both heat exchangers. After refilling the day tank, operators drained the transfer line and purged it with nitrogen. The control system contained redundant pressure, temperature, and flow instruments including high- pressure and high-temperature alarms and refrigeration system failure alarms. The area around the tank was equipped with air monitors to detect MIC. Firewater monitors (stationary spray nozzles) were located nearby to mitigate an MIC leak and suppress a fire that might threaten the tank. A wire rope blast blanket surrounded the entire tank and top piping connections (Figure 2) to stop debris from striking the day tank and to provide a thermal shield from radiant heat from a nearby fire. Finally, an emergency dump tank adjacent to the day tank was available to receive the contents of the MIC day tank and cross plant transfer line. The MIC recirculation system, carbofuran unit transfer line, and the cross plant transfer line were equipped with emergency block valves that were operated from the control room. Emergency
16 The day tank at the Methomyl-Larvin unit also supplied MIC to the FMC-owned carbosulfan - carbofuran unit through a double wall piping system. Bayer stopped using the day tank, cross-unit transfer piping and FMC unit in August 2010 as part of the MIC storage reduction effort.
23 generators provided power to the refrigeration system in the event of a loss of normal plant electricity. MIC system vents were connected to the process and emergency vent systems. 1.7 Methomyl-Larvin Unit The Methomyl-Larvin unit is located in the West Carbamoylation Complex (Figure 6). Methomyl was produced, packaged, and stored in a unit warehouse for later use in manufacturing Larvin or sold directly to commercial customers. Control room and outside operators were trained to work on both the methomyl and Larvin units. Although independent, both units were operated from the same control room (Figure 7).
Figure 6. Aerial view of Bayer Institute Manufacturing Park. Methomyl-Larvin unit (circled) is in the West Carbamoylation Complex
24
Figure 7. Overhead view of the Methomyl-Larvin production unit 1.7.1 Methomyl Synthesis Methomyl production involved a series of complex chemical reactions. The process began by reacting aldoxime and chlorine to make chloroacetaldoxime, which was reacted with sodium methyl mercaptide in MIBK solvent to produce methylthioacetaldoxime (MSAO). Finally, MSAO was reacted with methyl isocyanate in MIBK to produce methomyl (Figure 8). Excess MIC was removed from the methomyl-solvent solution and then the solution was pumped to the crystallizers where an anti-solvent was added to cause the methomyl to crystallize. Finally, the crystallized methomyl was separated from the solvents in the centrifuges and the methomyl cake was removed from the centrifuges, dried, cooled, packaged in drums, and moved to the warehouse. The liquid exiting the centrifuges, known as mother liquor, contained MIBK and hexane, very small quantities of methomyl, and other impurities.
25
Figure 8. Methomyl synthesis process flow (dashed lines are unit-to-unit transfer pipes) Distillation separated the solvents in solvent recovery flashers and recycled the solvents back to the beginning of the process (Figure 9). The unvaporized solvents and impurities including up to about 22 percent methomyl, accumulated in the bottom of the flasher. The flammable liquids could be used as fuel in the facility steam boilers. However, before this flammable waste liquid, called “flasher bottoms,” could be pumped to an auxiliary fuel tank, the methomyl concentration had to be reduced to not more than about 0.5 percent for environmental and processing considerations.17
17 The maximum methomyl concentration limit in the auxiliary fuel was based on environmental effluent criteria and the prevention of an uncontrolled methomyl decomposition reaction in the auxiliary fuel storage tank.
26
Figure 9. Methomyl centrifuge and solvent recovery process flow The residue treater was used to dilute the incoming flasher bottoms in MIBK solvent and was designed to operate at a high enough temperature, and with sufficient residence time, to decompose the methomyl in the flasher bottoms stream to below 0.5 percent. The solvent and residual waste material were transferred to the auxiliary fuel tank for use as a fuel in the facility steam boiler. Vapor generated in the methomyl decomposition reaction exited through the vent condenser to the process vent system where toxic and flammable vapor were removed. 1.7.2 Control System Upgrade Operators were qualified to operate the methomyl and the Larvin units, each from a separate work station in the control room. In 2007 Bayer upgraded the Larvin unit control system to a Siemens
27 distributed control system (DCS)18 and upgraded the methomyl control system during the 2008 methomyl outage.19 The DCS contains three control system interlock matrices: Safety, Operating, and Control. The safety matrix consists of pre-defined process deviations and computer-controlled process actions that determine how and when fail-safe automatic control functions are activated. The status of all safety matrix interlocks is displayed on a color-coded spreadsheet on the display console. Process mimic screens Bayer, with assistance from Siemens, conducted formal operator training on the Larvin control system upgrade in 2007 and by spring 2008, the operators were proficient in using the Larvin DCS. 20 also displayed safety matrix component cause/effect21 Like the Larvin system upgrade, board operators and unit engineers directly participated in configuring the design of the methomyl DCS. New display screens designed to mimic the process flow incorporated automated icons for critical equipment to show operating status and other parameters, included a mouse user interface, and featured improved human-machine interfaces. status next to the component icon. A password, which board operators did not have access to, was required to bypass (override) or change a safety matrix cause/effect fail-safe control.
18 DCS are dedicated systems used to control manufacturing processes that are continuous or batch-oriented. The DCS is connected to sensors and actuators and uses setpoint controls to control process variables. 19 The methomyl process was not run year-round, as demand for methomyl was such that the methomyl unit was operated for a few months at a time with extended outages between runs. The optimal time to perform major repairs and system upgrades was during these outages. 20 A mimic screen is a simplified graphical representation of a process that uses icons to display piping and equipment with color-coded operating status, instrumentation with output values and setpoint data, and other key equipment and information maintain situation awareness and to control the process. 21 A safety matrix cause element is a pre-defined process deviation value that triggers the specified process component action or effect. For example, if the tank level exceeds the high-high setpoint (the cause), the fill line process valve is commanded to close (the effect).
28 1.7.3 Residue Treater The residue treater was a 4,500-gallon pressure vessel with a maximum allowable operating pressure of 50 psig. The relief system on the residue treater was designed to handle a maximum methomyl concentration not to exceed 1.0 percent. The vessel mechanical integrity program inspection results found that the 25-year-old vessel had sustained significant wall thinning due to generalized corrosion. Using the management of change (MOC) program, Bayer replaced the vessel during the summer 2008 outage with a new stainless steel pressure vessel to improve corrosion resistance. The existing recirculation piping, controls, and instruments were not modified. The vent condenser piping at the top of the residue treater was prone to blockages during unit operation. Gases that evolved from the methomyl decomposition reaction passed through the vent condenser to the flare system. The gas flow carried trace amounts of solid material into the vent system where they were deposited on the surface of the pipe. Over time, the accumulating deposits would choke the flow and cause the residue treater pressure to climb. The board operator directed outside operators to attach a temporary steam line to the vent pipe and flush the deposits from the vent pipe whenever the deposits blocked the vent and caused the residue treater pressure to approach the upper operating limit. Because the original design did not consider the need to periodically clear blockages, the valves and connection ports were hard to reach, so Bayer repositioned them during the unit outage to improve access. 1.7.3.1 Residue Treater Operation The residue treater (Figure 10) had an automatic level control system to control the liquid level at about 50 percent. The residue treater recirculation system was used to heat the solvent at the beginning of a new production run, mix the incoming flasher bottoms into the partially filled vessel,
29 and remove excess heat generated from the exothermic decomposition of the methomyl inside the vessel. An automatic temperature control system on the residue treater monitored both the bulk liquid temperature in the residue treater and the liquid in the recirculation loop. During startup, the control system modulated the recirculation and steam flows through the heater. When the liquid temperature increased to the setpoint limit, the control system closed the steam flow valve, and changed the position of the circulation valves to redirect the recirculation flow from the heater to the cooler. The cooler was provided with constantly circulated 80 °C (176 °F) water, which was sufficient to remove excess heat from the decomposing methomyl and to maintain the liquid temperature within the operating limits, provided that the bulk methomyl average concentration inside the residue treater remained below about 0.5 percent.
Figure 10. Residue treater piping system layout
30 At normal operating conditions, the temperature of the flasher bottoms liquid was kept at about 80 °C (176 °F) to prevent an uncontrolled auto-decomposition of the higher concentration methomyl. The contents of the residue treater were maintained at approximately 135 °C (275 °F), the temperature that assured the incoming methomyl quickly decomposed so as not to accumulate to an unsafe concentration inside the residue treater. As the flasher bottoms liquid entered the hot solution in the residue treater, the methomyl began to decompose. The exothermic heat of decomposition was controlled by vaporization, and condensing of the solvent in the vent cooler, supplemented as needed by the recirculation loop cooler. 1.7.3.2 Operating Limit Control Interlocks The residue treater control system was equipped with operating limit controllers integrated into the automatic feed control valve operation. A minimum temperature interlock and a maximum pressure interlock prevented the feed control valve from opening until the minimum temperature of the residue treater contents were at or above the setpoint and the residue treater pressure was below the setpoint, respectively. Both were designated as safety interlocks; thus, bypass control was password-protected. A third interlock, designated “operating,” also prevented the feed control valve from opening until residue treater recirculation flow was established. The standard operating procedure (SOP) specifically discussed the importance of these interlocks: Mother liquor flasher tails [flasher bottoms] can not be introduced into the residue treater until the pressure is not high-high, the tank temperature is not high-high or low-low and the circulation flow is not low-low. The SOP contained an administrative control22
22 An administrative control is an action or activity that is described and managed through a specific operating or maintenance procedure. that the operator had to perform before putting the residue treater methomyl feed in automatic operation: “If the tank is allowed to cool below 130 °C [266 °F], for any reason, it must be sampled before being heated up again.” Furthermore, the SOP
31 cautioned, “[I]f the methomyl concentration is above 1.3 %, a run away [sic] reaction could result upon heating the tank.” Furthermore, the process hazards analysis stated: [R]egular samples of residues [flasher bottoms] from the flasher would assure proper operation and safety...Take regular samples of residues from the flasher and residue treatment tank. This will assure proper operation and safety since safety relief sizing is based on a certain maximum methomyl concentration in each item. However, the SOP did not require analyzing the flasher bottoms, nor was the system configured such that operators could collect a liquid sample for analysis. As discussed in the incident analysis, one key factor contributing to the incident was that the operators were unaware the flasher bottoms contained an excessively high concentration of dissolved methomyl. 1.7.3.3 Startup and Operation The SOP contained specific steps for starting the residue treater. During these startup steps, the flasher bottoms flow control valve was to be set in the manual, closed position. The safety interlocks on the flasher bottoms flow control valve were designed to prevent feeding methomyl into the residue treater until the limit conditions were satisfied. The startup sequence also required the operator to sample the liquid remaining in the residue treater from the previous run and send it to the lab to confirm that it contained less than 0.5 percent methomyl. The startup sequence required the board operator, with the assistance from an outside operator, to manually pre-fill the residue treater with solvent to the minimum level of about 30 percent and to start the pump and achieve steady state recirculation. After reviewing the residue treater sample lab results to confirm the methomyl concentration was below 0.5 percent, the board operator started the solvent heating cycle, which was typically controlled automatically by the computer system. Finally, the SOP required the outside operator to collect another sample of the residue treater contents and send it to
32 the lab for analysis to re-verify that the liquid contained not more than 0.5 percent methomyl.23 As long as the flasher and residue treater level controllers and temperature controllers were set to automatic, no further operator action was required to control the system. The SOP required the outside operator to collect a liquid sample from the residue treater only once every 24 hours and send it to the lab to confirm that the methomyl concentration in the liquid being transferred to the alternate fuel tank remained below 0.5 percent. Once confirmed, the board operator set the flasher bottoms flow control valve in the automatic position, and flasher bottoms would begin entering the residue treater. These steps ensured that when the flasher bottoms began flowing into the residue treater, the flasher bottoms were diluted and heated so that the methomyl would decompose rather than accumulate above safe limits. The residue treater liquid level control was designed to operate in the automatic, continuous flow mode. However, in this operating mode, the flow rate was very low; thus, the alternate fuels outgoing transfer pipe frequently became plugged with viscous material. Therefore, the board operators kept the level controller in the manual operating mode and allowed the residue treater level to increase to the upper fill limit, and periodically transferred the liquid at a much higher flow rate to prevent the line from becoming plugged. The SOP was not revised to incorporate this change.
23 Since the residue treater was new and not previously operated, this step was not needed for the August restart. However, the SOP did not allow this deviation.
33 2.0 Incident Description The incident is described in chronological order, beginning with pre-startup activities that contributed to the conditions leading up to the explosion. It continues with equipment preparation, then through the startup of the principal methomyl unit subsystems. This section next discusses the specific conditions that led to the runaway reaction in the residue treater and ends with the emergency response discussion. 2.1 Pre-Startup Activities Unlike the normal methomyl restart after a routine shutdown, the August restart involved operations personnel, engineering staff, and contractors working around the clock to complete the control system upgrade and residue treater replacement. Work included finalizing the software upgrades, modifying the work station, calibrating instruments, and checking critical components. Board operators were provided time at the methomyl work station so that they could familiarize themselves with the new control functions, equipment and instrument displays, alarms, and other system features. Other personnel were completing the residue treater replacement, reinstalling piping and components, and reconnecting the control and instrument wiring. These activities progressed in parallel with the ongoing Larvin unit operation. The methomyl control system upgrade required a revision to the SOP to incorporate the changes needed to operate the methomyl unit with the new Siemens system, and to reformat the SOP to a computerized document. However, at the time of the incident the SOP revision remained incomplete; the operators were using an unapproved SOP 24
24 The review and approval record of the working copy in use at the time of the incident was unsigned. A watermark on each page read “draft in review 11/13/07.” that did not contain the new control system operating details.
34 2.1.1 Solvent Flush and Equipment Conditioning Many of the subsystems in the methomyl unit required a solvent flush and nitrogen gas purge to clean and dry the systems before startup. These activities were critical to safely start the residue treater system as the feed, recirculation, and vent piping had been disconnected and a new pressure vessel had been installed. The solvent-only run was also needed to verify instrument calibrations, proper equipment operating sequences, and other operating parameters in the new DCS. The staff flushed the process equipment with solvent to remove contaminants and water that might have gotten into the system during the outage. However, contrary to the SOP 25 the staff did not perform the residue treater solvent run.26 Operators reported that solvent flow restrictions upstream impeded completion of instrument calibrations because the proper adjustments could not be made at low flow rates. Even had the staff not needed to verify the control system function and operability, the solvent run was required to pre-fill the residue treater to the minimum operating level and to heat the liquid to the minimum operating temperature before adding the methomyl containing flasher bottoms feed.27 1.7.3.2 This was essential for safe, controlled methomyl decomposition. As discussed in Section , the control system design prevented adding methomyl until the solvent was at minimum volume and temperature, but the operators bypassed the safety devices during the startup. 2.2 Unit Restart Although the operations staff acknowledged that management had not prescribed a specific deadline for resuming methomyl production, onsite stockpiles of methomyl necessary to make Larvin were dwindling. Unit personnel recognized the important role of methomyl in the business performance of
25 Although the SOP had not been reviewed and approved, as with the prior approved SOP, it required the solvent run. 26 The staff acknowledged that the solvent-only run was not performed on the residue treater, but were unable to explain who decided to proceed with feeding methomyl to the empty, unheated residue treater. 27 The SOP warned that a runaway reaction would result if methomyl were allowed to accumulate in the residue treater before the treater is properly heated.
35 the facility, and a recent increase in worldwide demand for Larvin created a significant, sustained production schedule. Methomyl-Larvin operating staff told CSB investigators that they looked forward to resuming methomyl production and a return to the normal daily work routine after the long unit shutdown. Operator logs documented the plan to start the MSAO (a.k.a. Oxime) unit Monday morning, August
- Methomyl synthesis needed to begin shortly thereafter. However, critical startup activities were
not completed, and the staff struggled with many problems as they attempted to bring each subsystem on line. To complicate the startup problems, process computer system engineers had not verified the functionality of all process controls and instruments in the new control system. 2.2.1 Equipment Malfunctions Although the methomyl unit outage and new DCS implementation were incomplete, the staff proceeded with the unit restart. Some of the equipment was not yet operational and some equipment malfunctioned. For example, a few days before the incident, operators discovered that a valve had not been installed on a solvent feed line, which resulted in excessive solvent consumption. During one shift, operators discovered that heat tracing on a process line was not operating, which allowed the contents in the pipe to cool and solidify. Another problem was traced to a broken stem on a water cooling system valve on a vapor condenser. The closed valve prevented adequate condenser cooling, which led to an imbalance in the crystallizer solvent ratios and excess MSAO in the flasher bottoms. Operators also encountered many problems tuning control loops and calibrating instruments for the newly installed computer control system. These issues were compounded because the operators had not become familiar with all of the methomyl work station functions and changes made to some process variables.
36 2.2.2 Methomyl Synthesis and Crystallization The board operator startup log reported many continuing adjustments and corrections to the computer system. By mid-week, methomyl was being synthesized in the methomyl reactor and the crystallizers were put in service. The next step was to start the centrifuges to separate the crystallized methomyl from the solvents. The SOP was written such that two centrifuges operated in parallel. While one was progressing through the crystal-liquid separation cycles, the other was emptied of the crystallized methomyl “cake” and then refilled with a new batch of slurry. From there the methomyl cake went to the drying and packaging stages. This operating sequence assured that the upstream methomyl synthesis processes could run continuously. At the beginning of this startup, only one centrifuge was operational; the other had continuing problems with electrical connections. Regardless, the operators proceeded with the restart, using only one centrifuge to separate the crystallized methomyl from the liquid solvents. An operator told CSB investigators that maintaining the proper solvent ratios was much more difficult during the startup, and that he needed to closely focus on the operating conditions and frequently adjust control variables in the DCS. After feeding what they presumed to be normal methomyl-solvent slurry into the centrifuge, the outside operators opened the centrifuge to remove the methomyl crystal cake but discovered there were no methomyl crystals in the centrifuge basket. The absence of methomyl crystals could have been due to two causes: either a malfunction prevented methomyl from being synthesized in the methomyl reactor, or the crystallizer solvent/anti-solvent ratio was incorrect and the methomyl remained in solution rather than being crystallized. If the former was the cause, methomyl would not be present in the flasher bottoms feed to the residue treater—there would be no methomyl to decompose in the residue treater. If the latter was the cause, the methomyl concentration in the residue treater feed would likely be significantly greater than expected—uncrystallized methomyl would remain in solution and eventually accumulate in the flasher bottoms.
37 2.2.3 Solvent Recovery As the operators worked through the ongoing myriad problems during the methomyl startup, they were depleting the fresh solvent inventory faster than expected. Therefore, they needed to get the solvent recovery system on line as quickly as possible to replenish the solvents. The residue treater was the last processing step in the solvent recovery system. The liquid exiting the centrifuge normally contained only about 0.5 percent methomyl, some MSAO, trace impurities, and solvents. Routine collection and testing during startup indicated that the methomyl concentration was more than double the maximum operating limit value and as high as 4.0 percent, eight times greater than the specified operating limit for the four collected samples. These samples confirmed that methomyl was being synthesized in the reactor and that the solvent ratio was off specification in the crystallizer so the methomyl did not crystallize. Again, ongoing equipment issues and improperly calibrated and tuned instruments distracted the staff. They did not review the lab results so were unaware of the over-concentration problem and continued solvent recovery startup activities. The solvent flasher separated and extracted the solvents for reuse. Trace impurities and MSAO accumulated in the bottom of the flasher along with the non-recoverable solvents and methomyl. These so-called flasher bottoms typically contained about 22 percent methomyl when all upstream process equipment was operating within the specified parameters. However, unknown to the startup team, the gross solvent imbalance in the crystallizer caused the methomyl concentration to climb to as high as 40 percent, nearly twice the design basis amount.28
28 The process hazards analysis (PHA) discussed the importance of sampling the residue treater feed (flasher bottoms) to verify that the methomyl concentration did not exceed the residue treater design limits. However, the SOP did not require such a sample, and no sample collection point was available in the system. The designers presumed that the flasher feed sample and in-specification flasher column operation would assure methomyl concentration in the flasher bottoms would not exceed the design limit.
38 2.2.4 Residue Treater Startup The residue treater was the last equipment to be started. The critical startup safety prerequisites, pre- startup solvent fill and heat-up were omitted from the restart activities. Furthermore, the board operators bypassed the minimum operating temperature interlock that prevented adding methomyl into the residue treater, as some operators were accustomed to doing. The minimum recirculation loop flow interlock on the feed valve was also left bypassed by the computer programmers. Without recirculation flow, the concentrated methomyl feed was not adequately mixed with what should have been preheated solvent already in the residue treater. Operators told CSB investigators that, based on operating experience, there would be little methomyl in the system “this early in the startup.” That is most likely the reason the operators skipped the sample collection and analysis steps. On August 28, at approximately 4 a.m., the board operator manually opened the residue treater feed control valve and began feeding flasher bottoms into the nearly empty vessel. With a low flow rate of about 1.5 gallons per minute, more than 24 hours would be required to fill the residue treater to 50 percent, the normal operating level. The operations staff did not discuss the residue treater operating status at the 6 a.m. shift change, as they were preoccupied with other startup issues. Samples from the second sample point, the residue treater outlet, were not collected and tested as required by the startup procedure or at the normally scheduled time, the beginning of the day shift. Operators offered two explanations for not sampling the residue treater contents during the restart activities. First, since the centrifuges contained no methomyl cake, the staff incorrectly concluded that methomyl had not been synthesized. Second, the outside operator on the day shift was unaware that the residue treater had been put into operation—the night shift crew did not tell the day shift crew that the feed to the residue treater had been started. The outside operator started the recirculation pump at 6:14 p.m. as directed by the board operator. The residue treater liquid level was approximately 30 percent (1,300 gallons) and the temperature
39 ranged between 60 and 65 °C (140-149 °F), still significantly below 135 °C (275 °F), the critical decomposition temperature. The pressure remained constant at 22 psig. At 6:38 p.m., the temperature began steadily rising about 0.6 degrees per minute (Figure 11). At 10:21 p.m., the level was 51 percent when the recirculation flow suddenly dropped to zero.29 In less than 3 minutes, the temperature was at 141 °C (286 °F), rapidly approaching 155 °C (311 °F), the safe operating limit, and climbing at the rate of more than two degrees per minute.
Figure 11. Residue treater process variables before the explosion. Failure occurred at 22:33, as shown at vertical dotted line
29 A Bayer review after the incident determined that the split-range temperature control was incorrectly programmed in the DCS. In the process of changing from heating to cooling, the residue treater recirculation flow valves to both the heater and cooler closed, blocking all recirculation flow. However, the CSB concluded that this was not causal to the runaway reaction and vessel rupture.
40 At approximately 10:25 p.m., the residue treater high pressure alarm sounded at the work station. The board operator immediately observed that the residue treater pressure was above the maximum operating pressure and climbing rapidly. Not understanding what was wrong, but suspecting a blockage in the vent line, he contacted the outside operator and directed him to go to the residue treater to check the vent system.30 2.3 Explosion and Fire He also asked a second outside operator to assist. He then manually switched the residue treater recirculation system to full cooling, hoping that that might slow or stop the climbing pressure. At 10:33 p.m., a few minutes after the board operator talked to the outside operators, a violent explosion rocked the control room. A huge fireball erupted on the south side of the unit as alarms sounded on the methomyl and Larvin work stations. Operators scrambled to shut the systems down. The onsite fire station located nearby shook from the explosion as the emergency alarm sounded. Outside operators rushed to close valves, de-energize equipment, and activate stationary water cannons to begin fire suppression efforts. Water cannons were also directed at the MIC day tank blast blanket structure to help keep the day tank cool and prevent the fire from spreading to the tank. Shortly after the explosion one of the two outside operators who had gone to investigate the residue treater problem was seen walking toward the control room. Coworkers quickly came to his aid and took him to a safe area until help arrived. He was badly burned. The body of the other outside operator was located about 4 hours later. The bolts holding the residue treater support legs to the concrete foundation sheared off as the shell and top head of the 5,700-pound residue treater careened into the methomyl unit. The bottom head separated from the shell (Figure 12 and Figure 13) and came to rest about 20 feet from the residue
30 The CSB was later told that, in hindsight, plugging in the newly installed vent system could not have been the cause of the pressure excursion. The residue treater had not operated long enough to cause deposits to accumulate inside the vent pipe.
41 treater foundation. The explosion destroyed nearby pumps, heat exchangers, and electrical switchgear. The fire was fueled primarily by the solvent inside the residue treater and other flammable liquids that spilled from the ruptured piping systems.
Figure 12. Residue treater bottom head (left); vessel shell and top head (right)
Figure 13. Residue treater shell and top head recovered from inside the Methomyl-Larvin unit
42 The residue treater struck a large support column on the four-story process unit structure and sheared it off the baseplate on the concrete foundation (Figure 14). Small debris, including conduit, valves, small diameter pipe segments, and insulation, was thrown in all directions, some of which struck, but did not penetrate the MIC day tank blast blanket. The blast blanket also functioned as a heat shield to protect the tank and attached piping from the intense solvent-fueled fire.
Figure 14. Structural column (arrow) ripped from the steel baseplate (left) The overpressure produced by the rupturing residue treater damaged properties in the surrounding community. Mobile homes, houses, businesses, and vehicles sustained primarily window breakage and minor structural damage. The majority of the property damage reports were within 1.5 miles of the explosion epicenter; however, some damage was reported as far away as 7 miles (Figure 15). Bayer received 57 property damage claims from residences and businesses totaling about $37,000.
43
Figure 15. Aerial view of locations of reported offsite property damage 2.4 Emergency Notification and Response 2.4.1 Bayer CropScience Response The Bayer fire brigade was at the scene within minutes of the explosion and set up a command post northeast of the methomyl unit, where the incident commander began coordinating the response as fire equipment and personnel arrived. Plant responders established and directed a water stream to the fire zone from the north. About 5 minutes after the explosion, Metro 9-1-1 contacted the Kanawha County Emergency Ambulance Authority (KCEAA) and advised the agency of a large explosion at the Bayer plant. Emergency Medical Services (EMS) personnel began staging at the main gate about 2 minutes later. Within 6 minutes of the explosion, fire alarms sounded at the Institute and Tyler Mountain volunteer fire departments in accordance with the established mutual aid protocol. Institute fire department responders staged at the main gate with backup equipment and supplies. Tyler Mountain firefighters
44 joined the Bayer fire brigade at the methomyl unit to battle the blaze. A Metro 9-1-1 operator contacted the security guard at the Bayer main gate 9 minutes after the explosion.31 2.4.2 Local and State Emergency Response Agencies Bayer activated its Emergency Operations Center (EOC) at 10:45 p.m. Twelve minutes into the incident, the Bayer security guard asked the Metro 9-1-1 operator to dispatch an ambulance for a worker burned in the fire. The emergency response timeline is shown in Appendix B. As provided in the Kanawha Putnam Emergency Management Plan, the Kanawha Emergency Management Director ordered the Kanawha Putnam Emergency Operations Center (EOC) to be activated. County personnel staffed the EOC, which served as the centralized communications hub for all emergency response dispatch of police, fire, and EMS for Kanawha and Putnam counties. The Kanawha County Sheriff heard a loud explosion at about 10:30 p.m. After hearing state and county radio traffic indicating that an explosion had occurred near the Bayer plant, he radioed Metro 9-1-1 while en route to the facility. He then requested that Metro Communications contact the Nitro and Dunbar Police Departments to arrange for roadblocks of Route 25 at the city limits to restrict traffic flow into the Institute area. The county EOC also routed information to and from the various responding municipal, state, and county agencies. Responding agencies included South Charleston, Nitro, and Dunbar Police Departments; the Jefferson and St. Albans Fire Departments; the Kanawha County Sheriff’s Department; the State Fire Marshal’s Office; the U.S. Bureau of Alcohol, Tobacco, and Firearms and Explosives, (ATF); and the KCEAA. All of these agencies routed their communications through the EOC during the emergency (Figure 16). As the night progressed, the Metro 9-1-1 call center received more than 2,700 phone calls, which overwhelmed the system.
31 The Bayer security guard told investigators that he tried many times to get through to Metro 9-1-1 but the line rang busy. The Metro 9-1-1 operator also had trouble getting through to the Bayer guard shack.
45 Upon arrival at the main gate about 10 minutes after the incident occurred, the Institute Volunteer Fire Department chief set up a command post and assumed the role of resource commander. In this role, he coordinated with the Bayer IC to provide outside mutual aid resources of personnel and equipment as needed. After the Institute fire department chief made the initial contact, the Bayer IC advised him that based on air monitoring information, “everything [was] being consumed in the fire” and that a shelter-in-place was not necessary. However, when the Kanawha County Sheriff arrived, he noticed an acrid smell in the air and not knowing the source, felt that he and his deputies might be at risk; thus, he ordered his deputies and state police to relocate to the Shawnee Park EOC, the location so designated in pre-planning exercises. Immediately after the incident began, the Director of Regional Response Teams (RRT) for West Virginia, who works in the State Office of Emergency Services (OES) and was unsatisfied with the information being provided by Bayer, called the State Fire Marshal to assess the incident.32
Bayer EOC personnel directed the Fire Marshal to the onsite EOC, where he tried, unsuccessfully, to get information that would allow an accurate assessment of the conditions and status of the incident response. Based on his observations of fire suppression operations, the Fire Marshal ordered the RRT unit, a trailer with supplies and other resources stationed in Nitro, be brought to the site for use if needed. He then went to the EOC at Shawnee Park.
32 The State Fire Marshal is responsible for hazardous material incidents, incidents involving weapons of mass destruction, and mass casualty operations. The State Fire Marshal also provides guidance to 447 departments; more than 11,000 firefighters; and is responsible for code enforcement, fire safety, and investigations.
46
Figure 16. Methomyl unit explosion emergency communications diagram
47 At about 11:00 p.m., the St. Albans fire chief, after seeing a smoke cloud advancing towards St. Albans, requested information from Metro 9-1-1 about the composition of the cloud. As it approached, the chief advised Metro 9-1-1 dispatchers that if he did not get clear information regarding the make-up of the cloud, he would initiate a shelter-in-place advisory for the St. Albans community. At 11:19 p.m., Metro 9-1-1 announced a shelter-in-place for the immediate area surrounding the Bayer facility, and initiated a reverse ring-down notification33 Figure 17 to the residents in the affected community. Five minutes later, Bayer recommended that Metro dispatchers issue a shelter-in-place for the St. Albans area. At about 11:34 p.m., the KPEPC activated the County Emergency Alert System, which in turn initiated a shelter-in-place for the areas west of Charleston to Putnam County line. The shelter-in-place affected about 40,000 residents ( ).
Figure 17. Areas and population affected by the shelter-in-place
33 A reverse ring-down notification system is an automatic calling system that automatically calls residents and businesses in pre-defined areas. It delivers a pre-recorded message advising action to be taken in response to a community emergency.
48 At 12:34 a.m., a little more than two hours after the incident occurred, Bayer notified the National Response Center. At 2:05 a.m., about 3 hours and 30 minutes after the incident began, Kanawha Putnam EOC declared the area west of Charleston, which included St. Albans, Nitro, Jefferson, Dunbar and Institute safe to re-enter and canceled the shelter-in-place action. 2.4.3 Emergency Operations Center Activations As the response to the emergency progressed, three EOCs were activated, which contributed to confusion and communication difficulties. The first, the Bayer EOC, was located along the northern boundary of the plant adjacent to Route 25, and was staffed by Bayer personnel including the WCC unit manager; Health, Safety, and Environmental Manager; and operations manager. This site was less than one-half mile from the incident and was part of the Bayer emergency planning process. One function of the Bayer EOC was to coordinate communication with Bayer corporate staff in Raleigh, North Carolina, and provide updates to the media. It was also responsible for communicating incident status and mutual aid assistance with the outside emergency response agencies. The Kanawha Putnam EOC was activated at the Metro 9-1-1 call center in South Charleston. The center was staffed by county personnel and served as the centralized communications hub for all emergency response dispatch of police, fire, and EMS for Kanawha County. As part of the Bayer emergency notification ring-down system, the plant’s environmental specialist was notified of the incident and advised to report to the Kanawha Putnam EOC in response to its request for a Bayer representative to relay information directly to the county authorities. The environmental specialist arrived at the Kanawha Putnam EOC between 11:40 p.m. and 12:00 a.m. Shortly after arriving, he phoned the Bayer EOC to obtain information regarding the location of the fire and the substances thought to be involved. He spoke to the Health, Safety, and Environmental Manager and his supervisor and was able to provide the dispatchers with information regarding three substances thought to be involved in the incident: dimethyl disulfide (DMDS), methyl isobutyl ketone (MIBK), and acetonitrile. However, Bayer was slow to provide additional details.
49 The Kanawha Emergency Management Director also activated a mobile EOC at Shawnee Park, which was located on Route 25 less than a mile to the southeast of Bayer. Two Bayer environmental specialists reported there to act as liaisons with non-Bayer responders. Representatives from the Department of Highways, State Police, and the Sheriff’s office also reported to the Shawnee Park EOC. 2.5 Air Monitoring At the time of the incident, the two AreaRae® fence line air monitors34 Continuous air monitors were located in and around the production units to detect fugitive leaks in process equipment were positioned on the east end of the plant and on the west riverbank to detect concentrations of airborne chemical contaminants and alert facility occupants if air concentrations exceeded safe levels and had traveled beyond plant boundaries. The CSB investigators examined the monitor data and determined that the fence line monitors did not detect hazardous concentrations of the chemicals sampled. Another AreaRae system monitor recorded atmospheric winds, temperature, and barometric pressure. 35 However, in May 2008, the analyzer malfunctioned, causing spurious alarms. Although technicians investigated, they had not resolved the problem before the August methomyl unit startup. The CSB learned that the system had not been repaired and restarted even though the MIC storage tank had or leaks resulting from process upsets. The Methomyl-Larvin unit had 16 localized MIC sample points connected to an analyzer, which Bayer installed in March 2006 to continuously sample and record MIC concentrations at 2-minute intervals. If concentrations exceeded 1.0 ppm, the system was designed to activate a visual alarm display in a room on the second floor of the Methomyl-Larvin control building.
34 An AreaRae instrument is a direct-reading device that continuously samples for a wide range of chemicals including oxygen, carbon monoxide, chlorine, volatile organic compounds (VOC), and methane. 35 A fugitive leak is a small leak in process equipment. Such leaks are commonly called “fugitive emissions,” which must be identified and corrected.
50 remained in service. On the night of the incident, the personnel in the Bayer EOC were unaware that the monitoring system was not active, therefore they assumed it would alarm if it detected airborne MIC or other detectable chemicals during the incident response. They had no way of knowing if toxic vapors from chemicals used in the methomyl unit were escaping into the air. The MIC production unit, located about 1,800 feet from the Methomyl-Larvin unit, had a similar MIC air monitoring system with 16 stationary sample points. The analyzer recorded the results at 2-minute intervals. This analyzer was operational on the night of the incident but did not detect any chemicals including MIC during or after the incident.
51 3.0 Incident Analysis 3.1 Residue Treater Replacement The Mechanical Integrity program on the original, 25 year old carbon steel residue treater identified significant service degradation. Bayer, through the MOC program, replaced it with a corrosion- resistant stainless steel vessel in anticipation of the planned increase in methomyl production. With the exception of substituting stainless steel for the carbon steel and associated material thickness changes required by the American Society of Mechanical Engineers Boiler and Pressure Vessel Code (ASME Code), Section VIII design rules, the new ASME Code-stamped vessel was identical to the original. The CSB concluded that this process modification did not contribute to the incident cause or consequences. 3.2 Internal Compliance Auditing 3.2.1 Corporate Process Safety Management Audits The Bayer North America corporate assessment team conducted an audit of the Methomyl-Larvin unit in July 2005. The team, composed of four auditors from other Bayer facilities and business units, specialized in process safety, mechanical integrity, and pressure vessel engineering. The team audited against 7 of the 14 elements in the OSHA Process Safety Management standard36 The final report, issued in 2006, identified 17 PSM compliance issues in the audit focus areas. Several findings included deficiencies with tracking the status of recommendations and corrective actions from PHAs, equipment inspections, and compliance audits. As required by Bayer corporate standards, the Institute site developed a list of recommendations and corrective actions to resolve the findings and the emergency response requirements in the EPA Risk Management Program.
36 The 2005 corporate PSM audit focused on process safety information, process hazards analysis, operating procedures, mechanical integrity, management of change, incident investigation, and compliance audits.
52 and entered them into a new action tracking system with an assigned responsible person for completion. 3.2.2 Audit Action Tracking System Upgrade In 2006, Bayer implemented a new action tracking system in response to OSHA citations issued in a 2005 Institute facility inspection, which faulted Bayer for not having a tracking system to assure PHA recommendations were resolved, documented, and communicated. In 2006, Bayer program developers in Research Triangle Park, North Carolina developed the system for the Bayer facilities. A new tracking system feature contained a workflow integration function that automatically sent notifications to responsible parties and required electronic approval by managers to close completed actions. However, even with this new system, problems with action item tracking and closure continued. 3.2.3 Process Safety Management Self Assessments Institute site personnel audited the Methomyl-Larvin unit against the PSM standard in 2004 and in
- The PSM “facilitated self assessment” was conducted every three years as required by the PSM
standard. The 2007 facilitated self assessment found that action tracking deficiencies identified in previous corporate PSM audits and facilitated self assessments remained unaddressed. The audit also found that even after the OSHA citation 2 years earlier, action items generated in PHAs on the Methomyl-Larvin unit still were not being tracked and closed. CSB investigators reviewed the corrective action plans identified in the corporate PSM audits and the PSM facilitated self assessments and identified similar shortcomings. For the 2005 corporate PSM audit, some listed corrective action items were still open. Some of the items listed on the 2007 facilitated self-assessment action plan were overdue by more than 9 months at the time of the August 2008 incident including one requiring the revision of Methomyl-Larvin unit SOPs.
53 3.3 Process Hazards Analysis A Bayer team that included an experienced facilitator, process engineer, and experienced unit operations personnel conducted the methomyl system process hazards analysis (PHA) in 2005 using a hazard and operability study (HAZOP) technique. The team also used Bayer’s semi-quantitative risk matrix to analyze whether additional protections were required for the various scenarios identified in the HAZOP. Properly applied, these tools can identify improvements that could have prevented the residue treater incident. However, the relatively short duration of the PHA, and the team’s poor application of the tools during the process, produced results that failed to identify significant unmitigated scenarios that needed recommendations. 3.3.1 PHA Duration and Staffing Deficiencies Poor execution of the PHA was due in part to the way Bayer had structured it and the total hours the PHA team worked. Bayer assigned methomyl unit operators to the PHA team, but most were only present for a few hours each. Most revealing is that in just 12 meeting days, for an average of 6 hours per day, the team analyzed 37 HAZOP nodes, including analyzing risks to determine if additional protections were needed. Considering the complexity of the unit the time spent on the HAZOP was insufficient to address all the critical process safety information, draw logical conclusions, and determine appropriate recommendations. 3.3.2 PHA Assumptions Deficiencies The 2005 PHA team failed to validate critical assumptions used in their analyses. For example, the team accepted defined procedure steps without confirming that the operators rigorously followed the procedures. They also incorrectly assumed that the automatic safeguard controls listed in the safety matrix remained operational during all operating modes. Through staff interviews, CSB investigators learned that some board operators bypassed the two safety interlocks on the residue treater feed control valve during startups based on their experience with the residue treater heater not heating the
54 solvent to the minimum temperature interlock setpoint. With the interlocks in bypass, they manually opened the flasher bottoms feed valve when the residue treater temperature was about five degrees below the required operating temperature. The heat generated by the decomposing MSAO and methomyl would finally increase the residue treater temperature to the minimum operating value. Because the PHA team was apparently unaware of any problem with the residue treater heater, and assumed the safeguards were active, it did not recommend that management resolve the residue treater startup issues. However, with the interlocks in bypass, the residue treater had insufficient protections to prevent accumulating a large quantity of cold, highly concentrated methomyl and MSAO in the residue treater. The CSB investigators noted another significant PHA performance deficiency, namely that the PHA team identified an issue with the old control system that persisted in the new system: The control system for methomyl is antiquated and there is no Safety Instrumented System (SIS) for a process with an above average level of hazards and risks. The operators have access to the control system that allows them to make unauthorized program changes and to alter alarm settings... ANSI/ISA standard 84.00.01–2004 (Functional Safety: Safety Instrumented Systems for the Process Industry Sector) – which is a recognized good engineering practice required for compliance with the OSHA Process Safety Management standard – recommends a Safety Instrumented System that is separate and independent from the basic process control functions. Among other requirements, the standard provides that “Bypass switches shall be protected by key locks or passwords to prevent unauthorized use.” Despite knowing that interlock settings could be accessed and changed by the operating staff without proper safety reviews as required by the management of change program, the PHA team did not make any recommendations to improve computer access control. In the August 2008 incident, lack of
55 password access control to the new DCS allowed the staff to bypass the safety interlocks, which directly resulted in the runaway reaction and catastrophic residue treater failure. 3.3.3 Inadequate Process Safety Information Reviews The PHA did not adequately incorporate the process safety information used as a basis for the assumptions and conclusions. The process safety information package from the original construction project discussed the importance of controlling the methomyl concentration in the flasher bottoms feed to the residue treater to preclude a runaway reaction. The Methomyl Process Description in the SOP discussed the importance of controlling methomyl concentration in the residue treater at least five times. For example, it cautioned, “Even with normal flow rates, care must be taken to prevent over concentrating residues in the mother liquor flasher tails.” Again, it warned, “The interlocks should prevent feeding the tank when it is cold, but if the methomyl concentration is above 1.3%, a run away [sic] reaction could result upon heating the tank.” In contrast, the PHA team concluded that a high residue concentration in the flasher feed was an operations issue having “no consequence.” Another PHA item concluded, without substantiation, that the residue treater feed valve low- temperature safety interlock would “function as intended” and prevent a high methomyl concentration runaway reaction. A September 1994 PHA considered high methomyl concentration caused by off-specification solvent in the crystallizer. However, that PHA team concluded that the solvent recovery system and the residue treater system could handle the excess methomyl because they considered the existing safety interlocks to be adequate protections. The team did not consider any operational errors or startup and shutdown scenarios that could lead to a large quantity of under-temperature methomyl and MSAO in the residue treater. The 2005 PHA team used the “Bayer CropScience PHA Quick Reference Guide” to qualitatively evaluate the unmitigated and mitigated risk for various scenarios and determine whether the system needed more protections. It concluded that high methomyl concentration downstream of the
56 crystallizer was only a product quality problem, which the operations staff would resolve. In analyzing a possible residue treater rupture caused by a runaway reaction scenario, the team assumed that the low temperature interlock and the operating sequence described in the SOP provided adequate controls to prevent feeding methomyl until the system was at the minimum safe operating conditions. Based on these protections, the team determined that the outcome was in a range that the guide listed as not requiring additional protections. However, the original design basis concluded that a relief system could not be designed to prevent a catastrophic failure of the residue treater if the methomyl concentration exceeded the design limit. 3.3.4 Analysis Deficiencies In addition to analyzing the hazards of a process based on the equipment information, the PHA should examine the human interactions with the equipment. In particular, for operational tasks that depend heavily on task performance and operator decisions, the team should analyze the procedures step-by-step to identify potential incident scenarios and their consequences, and to determine if the protections in place are sufficient. According to “Guidelines for Hazard Evaluation Procedures” (CCPS, 2008), Personnel may have less operating experience with procedure-based operations that are heavily dependent on task performance and operator decision-making. In addition, safeguards may be bypassed or not fully functional during some modes of operation such as at start-up of a continuous process. Performing a hazard evaluation of procedures can identify steps where the operator is most vulnerable and point to means of reducing the risk of an incident, such as by adding engineered safeguards and improving administrative controls. The publication further recommends that procedures expected to involve major hazards should be subjected to a detailed procedure-based HAZOP study using guidewords similar to those used for
57 batch chemical processes. CCPS also gives guidance for hazard analyses for processes that include programmable control systems, chemical reactivity hazards, facility siting, and the combination of tools such as Hazard and Operability Studies with Layer of Protection Analysis. The PHA team could have addressed all these topics in analyzing the methomyl process. 3.4 Pre-Startup Safety Review The CSB concluded that Bayer did not conduct an adequate Pre-Startup Safety Review (PSSR) for the control system upgrade and the residue treater replacement. Furthermore, staff interviews indicated that the limited PSSR work did not directly involve operators or other subject matter specialists. An eight-page checklist recorded the PSSR for the residue treater and required a “yes,” “no,” or “not applicable” checkbox mark for a series of questions and key subjects; a field at the bottom of the page was available for comments. The PSSR team incorrectly identified some items as being completed when they clearly had not been. For example, the team did not identify the SOP inadequacies that should have been addressed in the PSSR checklist item, “Do operating procedures exist that adequately cover the MOCR (management of change review)?” The existing operating procedures were not revised to address information specific to the new control system. However, the PSSR question was incorrectly answered “yes.” The PSSR for the control system change had errors involving equipment checkouts that were marked as complete. A thorough PSSR should include verification that all equipment has been installed and configured for startup before any chemical is introduced into the system. As discussed in Section 2.2.1, while starting the unit, staff discovered that a valve had not been installed on a solvent drip line and that another valve was broken. The PSSR missed these two equipment installation problems that directly contributed to the overconcentration of methomyl in the flasher bottoms and ultimately led to the residue treater explosion. The control system PSSR also had errors involving incomplete items. Although the PSSR marked the items as incomplete, the team did not record due dates for follow-up items. For example, the PSSR
58 asked whether adequate technical coverage had been specified for the startup, and the PSSR team marked the item “no.” They listed two people as responsible for this follow-up, but did not specify a due date for completion. Section 0 discusses the lack of sufficient technical coverage during the startup. 3.5 Human Factors Deficiencies 3.5.1 Control System Upgrade The introduction of the Siemens PCS7 control system significantly changed the interactions between the board operators and the DCS interface. The Siemens control system contained features intended to minimize human error such as graphical display screens that simulated process flow and automated icons to display process variables. But the increased complexities of the new operating system challenged operators as they worked to familiarize themselves with the system and units of measurement for process variables differed from those in the previously used Honeywell system.37 Human interactions with computers are physical, visual, and cognitive. New visual displays and modified command entry methods, such as changing from a keyboard to a mouse, can influence the usability of the human-computer interface and impair human performance when training is inadequate. Operators told CSB investigators they were concerned with the slower command response times in the Siemens system and they talked about the methomyl process control issues they would face during the restart, which was much more difficult to control than the Larvin process. Board operators also told CSB investigators that the detailed process equipment displays in the DCS were difficult to navigate. Routine activities like starting a reaction or troubleshooting alarms would require operators to move between multiple screens to complete a task, which degraded operator awareness and response times.
37 For example, one variable in the old computer system was displayed as “percent full” whereas the new system recorded total “pounds” in the vessel.
59 The old system display and command entry was basically a spreadsheet, or line-item display. The new system used a graphical user interface (GUI) that displayed an illustrative likeness of the process and its various components (Figure 18). The board operator selected the device that needed to be changed. This made data entry clearer, but much slower. In the old system, board operators could change multiple process variables simultaneously, but they could select and change only one variable at a time in the Siemens system.
Figure 18. Typical Siemens work station screen display
60 The new control system also changed how board operators monitored multiple pieces of equipment. The methomyl board operators’ station had five display screens available to monitor the methomyl processes and one display screen dedicated to process alarms. However, operating some methomyl equipment required the operators to use at least three of the five display screens. To simplify the operation, they asked the Siemens project engineers to add equipment overview screens to display multiple pieces of equipment. The board operators believed that the overview screens would provide more effective control of the unit; however, the screens were not available for the August 2008 startup. 3.5.2 Operator Training The Siemens system switchover configuration for the Larvin unit began in early 2006, and the Larvin unit startup with that new DCS occurred in early 2007. The Larvin board operators attended four sessions of formal training during their shifts prior to the actual Larvin start-up. A Bayer process engineer and a contractor from the engineering company that configured the DCS conducted comprehensive training on the Larvin system before the Larvin unit was restarted. Board operators also used a Siemens operating station simulator to learn the Larvin system DCS functions and familiarize themselves with controlling different devices such as block valves, control valves, and pumps. Informal, on-shift training also took place and resources were available during the Larvin startup to assist operators, and support continued to be provided as needed. For the Larvin system, board operators received a document labeled the “Siemens training manual” that included a system architecture description; glossary of tag names for controllers, alarms, and indicators; and an overview of the screen layouts. The manual also included a description of the application of operational and safety interlock matrices. Well-designed training manuals typically contain precise descriptions of computer control steps, icon definitions, menu hierarchy, and equipment-specific control examples. However, the Siemens training manual was not a well-designed
61 computer system training tool. The information in the manual did not correspond with the procedural steps the operators would take to run the control system. According to the Center for Chemical Process Safety (CCPS, 1994) control system providers should develop training tools and procedures based on how the user perceives the task. Using those tools in conjunction with classroom sessions and simulator training on normal and abnormal conditions fully prepares operators for transitioning to a new control system. Management concluded that comprehensive formal training and practice using the new DCS on the methomyl process was unnecessary. They incorrectly assumed the methomyl and oxime board operators had become proficient from the many operating hours using the DCS on the Larvin unit. Methomyl and oxime board operators had minimal training on a few specific processes, but general training took place during the operators’ shift as time allowed, and was self-directed and self-paced. Informal, on-the-job training intended to develop the necessary skills to run the system can lead to inappropriate or incorrect practices that became the norm in the absence of proper training tools and instruction (CCPS, 1994). The CSB concluded the training was inadequate. Prior to the methomyl startup, management provided operators time on the console during the DCS upgrade to practice using the new system. However, management did not require any methomyl operator to use this time to learn and practice operating the methomyl unit, and operators could decide for themselves how much time they needed to become familiar with the new DCS. Management also assumed that operators directly involved in designing the mimic displays, such as the one in Figure 18, and other customizable features would have had adequate exposure to the new system. Although operators had become proficient using the system on the Larvin unit, they acknowledged that the new methomyl control system created new challenges with operating the methomyl process unit, some of which were driven by the highly complex process chemistries involved in synthesizing methomyl. Substituting previous control system experience for training on a new process can be
62 problematic. Even minor differences in operation challenge an unfamiliar operator unless the operator has had process-specific training on the new equipment (CCPS, 1994). Operators also told CSB investigators that the mouse interface command entry sequence responded slower than the Honeywell keyboard command entry process. They also reported that they were not familiar with some of the revised units of measure used to display equipment status and operating conditions that had been changed with the new DCS system installation. For example, one operator reported that the old control system used “percent full” to indicate the level in a vessel, but the new control system listed the level in total gallons inside the vessel. The methomyl operators had to improvise solutions to resolve the confusion by attaching paper conversion sheets on the work console for quick reference. However, at the time of the incident, some conversion charts had not yet been made. One operator told investigators: There was an issue with the solvent ratio, because when we went to the Siemens system the ratio was a different number…We were not sure if we were feeding the wrong amounts…When we first started this process we were pretty much guessing…No one came in and told us what amounts to put in for the new system. As with any new control system, the Siemens system required process tuning before it was placed in service. Specifically, an issue arose in the MIBK-hexane separation column: high MIBK concentration prevented the automatic control system from effectively operating the separation column. The board operators observed that the column temperature was fluctuating undesirably and that the automated valves were operating sluggishly. The unstable MIBK-hexane separation column caused excess methomyl to pass downstream as there was too little hexane in the system to achieve proper methomyl crystallization. Had the board operators received comprehensive DCS training, they might have recognized the problem much sooner.
63 3.5.3 Operator Fatigue Unit startups and shutdowns typically involve significant increases in staff workload, which may result in longer work hours and extended back-to-back workdays. Many operators and other key staff were working 60 to 70 hours per week prior to the August 2008 methomyl startup, and some reported working 18-hour shifts with only 6 hours of downtime. Overtime and shift work demands disrupt sleep cycles and cause fatigue, which can adversely affect performance and safety (Stanton, 2010). The rigors of shift work, rotating between day and night shifts, and working large amounts of overtime can impair decision-making, reaction times, and degrade communications. Performing infrequently used startup and shutdown procedures while fatigued increases the chance of errors. Fatigue also degrades competencies and alertness necessary to successfully operate an unfamiliar control system. Personnel are more likely to make mistakes as fatigue increases. Labor-intensive, non-routine activities including integrating utilities such as steam and other ancillary systems into the startup sequence complicate operator startup duties. The staff was confronted with many startup problems and equipment malfunctions. The startup was further complicated because of the new, unfamiliar process control system. However, the CSB was unable to determine if fatigue specifically contributed to any of the staff actions during the startup, or the decisions to continue the startup in spite of the ongoing problems. 3.6 Shift Change Communications Operators maintained an electronic notepad (eLog) on the computer system to summarize daily progress and identify ongoing activities for the incoming shift. They also held a verbal turnover meeting in the control room when shifts were changing. However, a number of key items were inadequately addressed in the shift change during the morning and evening shift changes the day of the incident. Had the written and verbal shift turnover activities been properly performed, the incident most likely would not have occurred.
64 As discussed, the solvent run and residue treater prefill and heatup were not performed on the residue treater, yet these deficiencies were never entered in the eLog nor were they discussed in the shift change meetings by either the board or the outside operators. Second, the night shift staff did not inform the day shift crew that they had started filling the residue treater with flasher bottoms. Third, the methomyl unit day shift operator, distracted while assisting another board operator with an operational problem at the end of his shift, neglected to inform the incoming night shift operator that the lab results from the scheduled flasher bottoms sample identified excessively high methomyl concentration. Believing that the operators had not yet started the residue treater system and it remained empty, the day shift outside operator did not collect the residue treater liquid sample as the residue treater SOP required. 3.7 Procedure Deficiencies The CSB identified significant problems with the methomyl unit SOP. As noted, the operators were using an unreviewed, unapproved draft SOP. Regardless, the draft SOP was essentially the same as the previously approved SOP; the deficiencies discussed below existed in the earlier version. The SOP was so complex that the table of contents spanned more than 12 pages. The SOP contained more than 1000 pages organized in 16 major sections that included much more than procedures typically used by unit operations staff to operate the process equipment. Subjects unrelated to process operations such as Change Procedure, Vendor Information, and History of Major Incidents were in the SOP. The methomyl unit SOP was last updated and approved in May 2006. Only about 400 pages of the SOP contained detailed startup, normal operation, and emergency shutdown procedures for operating the unit with the Honeywell computer operating system. It was
65 available only from the computerized document control system. Operators could print specific pages for information only purposes.38 Many operators reported that they did not rely on the SOP: they felt that they understood how to run the unit correctly without instructions. The SOP complexity may have also discouraged its use. This may be acceptable for frequently performed tasks but, to prevent errors, directly using the written procedure is critical especially when performing infrequent or uncommon tasks such as start-up after a major turnaround.
- 8
Process Chemistry Problems Safe and correct operation of the methomyl unit involved closely controlling many complex chemical reactions. However, during the August startup the staff was confronted with equipment malfunctions and process chemistry problems in key equipment including: • The methomyl reactor, • The MIC stripping still (MSS) side-draw condenser, • The crystallizers, • The MIBK-hexane column, and • The residue treater.
During steady-state conditions in the methomyl reactor, MIC and MSAO react to form methomyl. Bayer ran the reactor with enough excess MIC to consume as much MSAO as possible, which minimized the MSAO content in the methomyl product. On the day of the incident, the MIC to MSAO ratio was lower than normal, which left more MSAO unconverted and formed less methomyl. Adding hexane to the dissolved methomyl and solvent caused the methomyl to crystallize. The crystallized methomyl could then be separated from the liquid solvents in the centrifuges. However,
38 Printed pages contained a note at the bottom of each page that said “Uncontrolled when printed.”
66 excess MIBK caused the MIBK-hexane ratio to be out of specification so that the methomyl remained in solution and passed directly through the centrifuge. Not understanding the chemistry imbalance, the staff concluded that methomyl was not being synthesized in the reactor. Had they reviewed the lab results from routine flasher feed liquid samples downstream of the crystallizer they would have quickly recognized that the reactor was producing methomyl and the problem was related to the solvent ratios. Four flasher feed samples that had been collected over 2 days contained methomyl significantly above the acceptance criteria. During the solvent recovery step, uncrystallized methomyl accumulated in the flasher bottoms significantly above the concentration normally fed to the residue treater. The residue treater cooler had enough capacity to remove the heat of reaction from the decomposing methomyl if the average concentration in the residue treater did not exceed about 0.5 percent. As the methomyl concentration in the residue treater climbed, the decomposition reaction rate increased exponentially39 The methomyl decomposition reaction had important characteristics: until the heat and evolving gases generated enough pressure to overcome the relief system capacity and rupture the residue treater. • It was an exothermic, or heat-releasing, reaction; • It was a self reaction, as methomyl needed no other chemicals to begin decomposing; • The reaction rate was faster at a higher temperature and higher methomyl concentration; and • It rapidly produced non-condensable gases and solvent vapors.
39 As the temperature increases, the rate of a chemical reaction generally increases exponentially.
67 The original design of the residue treater included features to control the reaction rate. First, the residue treater was intended to operate between 30 and 70 percent full of MIBK to ensure the feed to the residue treater flowed into a large volume of hot solvent. The hot solvent provided four functions: • It diluted the incoming feed, which reduced the concentration of methomyl; • It heated the incoming methomyl so that the methomyl would decompose quickly and not accumulate to a high concentration in the residue treater; and • It absorbed the heat from the methomyl decomposition.
The second important safe operating condition involved the startup sequence, which was intended to ensure a safe decomposition rate at the beginning of the run. The control system contained interlocks to prevent opening the residue treater feed valve if the temperature, level, and pressure were not within the specified operating ranges. First, the operators had to fill the residue treater with solvent and start the recirculation pumps. Next, the circulation loop had to heat the solvent to the minimum operating temperature. Only then would the automatic feed control system open the flasher bottoms feed valve to begin feeding the methomyl-solvent into the preheated and circulating MIBK. This sequence assured that enough solvent was present to absorb the heat generated from the MSAO and methomyl decomposition reactions, and that the solvent was hot enough to ensure rapid decomposition to prevent the methomyl from accumulating in the residue treater. The purpose of the residue treater was to eliminate the methomyl from the solvent before the solvent was used as a fuel in the boiler. The feed also contained unconverted MSAO. Like methomyl, MSAO decomposes exothermically, but will begin decomposing at a lower temperature than methomyl. As MSAO content in the auxiliary fuel was not a concern, the staff likely was not aware that MSAO decomposition played a role in residue treater performance and temperature control. Although the temperature in the residue treater was lower than normal operation, the MSAO and methomyl began decomposing. Because they were both present in abnormally high concentrations,
68 the decomposition generated a significant amount of heat. The operators filled the residue treater to about 35 percent with flasher bottoms and then pumped hot MIBK into the residue treater to bring the level up to 50 percent. After starting the recirculation pump, the board operator set the recirculation temperature control to the automatic mode to begin the normal heating cycle. As discussed earlier, the closed steam valve prevented the heater from heating the liquid. The board operator was unaware that the temperature was climbing because large quantities of MSAO and methomyl were decomposing in an uncontrolled fashion. The rapidly forming gases overwhelmed the vent system and the residue treater pressure started climbing. The rate of reaction continued increasing until the evolving gases caused the relief system to activate and then overwhelm the relief system. The pressure rapidly rose until the residue treater suddenly ruptured. The relief device was sized to handle an external fire around the residue treater, but only if the residue treater contained less than 2 weight percent methomyl equivalent (280 pounds). Post-incident analysis estimated that the residue treater contained at least 40 weight percent methomyl and 7 weight percent MSAO just before the runaway reaction initiated, which could not be safely vented by the existing relief system. The most important layer of protection against over-concentrating methomyl in the residue treater was the minimum temperature and minimum flow interlocks on the flasher bottoms feed valve, which were bypassed the night of the incident. The administrative controls requiring laboratory sampling were not robust. The most important variable, the chemical composition of the flasher bottoms going to the residue treater, was not required to be analyzed before or during residue treater operation. Although analysis results for samples would likely have alerted the operators to the high risk situation of concentrated methomyl accumulating in the residue treater, these lab results took more than an hour to process, too long to be an effective input to the operators to prevent overcharging the residue
69 treater with concentrated methomyl. The existing layers of protection were inadequate to prevent a runaway reaction. 3.9 Unit Restart Equipment Problems Unit staff encountered many problems with equipment during the restart activities. One involved a longstanding issue with the residue treater heater operation. Others were directly related to the new control system installation, and some involved equipment malfunctions or misaligned valves. 3.9.1 Residue Treater Heater Performance The original design basis specified the minimum residue treater operating temperature to be 85 °C (185 °F), but early system runs did not adequately decompose the methomyl at that temperature. Subsequent kinetic studies determined that the ideal safe operating temperature to achieve the required methomyl decomposition was 135 °C (275 °F). Engineers added a heater in the residue treater recirculation system to preheat the MIBK solvent to the higher minimum temperature. However, more than one board operator told CSB investigators the heater could increase the temperature to only about 130 °C (266 °F). To resolve the issue during start-ups, some board operators bypassed the minimum temperature safety interlock and manually opened the flasher bottoms feed valve when the residue treater solvent temperature was within about 5-10 degrees of the operating temperature. After feeding methomyl and MSAO into the solvent, the exothermic decomposition reactions generated enough energy to heat the contents the remaining few degrees needed to satisfy the minimum temperature interlock setpoint, but not enough energy to cause an explosion. Thus, operators became accustomed to bypassing the interlocks and manually opening the feed valve before the residue treater contents were at the minimum operating temperature. On the night of the incident, the residue treater was not pre-filled with solvent, and based on experience with the heater, the minimum temperature safety interlock was bypassed. The flasher bottoms were hot enough for the concentrated MSAO and methomyl to begin decomposing. The
70 temperature continued climbing until the reaction reached a runaway condition that led to the explosion. 3.9.2 Broken, Missing, and Misaligned Valves Other equipment problems continued to disrupt the operators and cause chemical imbalances in the system. 3.9.2.1 Instrument Drip System Valve The instrument drip system provided MIBK solvent to various components and instruments to prevent solids from depositing and accumulating inside pipe and equipment. As “drip system” implies, MIBK was intended to be added using a minute, drip-wise flow rate into the process stream. During the methomyl unit outage, a valve on the instrument drip system was inadvertently left out of a line, so that MIBK flowed continuously into the system. This oversight was not discovered and fixed until the day before the incident, which allowed off-specification material to proceed through the process. This “hydraulic load” made maintaining balanced operating conditions in the methomyl crystallizers more difficult, which contributed to the high methomyl content in the flasher bottoms feed to the residue treater. 3.9.2.2 Cooling Water Valve A broken cooling water valve on an upstream distillation column side-draw condenser further over- concentrated the MIBK. Without the cooling water, MIBK was not condensing out of the vapor stream, worsening the solvent ratio imbalance. 3.9.2.3 Residue Treater Recirculation System Block Valves While examining the damaged unit, CSB investigators discovered, and Bayer later confirmed, that a valve on the residue treater recirculation heater steam supply was closed, instead of fully opened as intended. This incorrect valve position should have been identified either during a formal valve alignment checkout before the unit restart began, or during a residue treater system solvent run.
71 However, the staff did not perform either activity before they began the unit restart so the misaligned valve was not detected during the startup. The board operator told investigators that he believed that the heater was working correctly because the residue treater temperature was increasing in a similar way to what he had expected during a residue treater startup. The CSB concluded that the residue treater liquid temperature was climbing because highly concentrated methomyl and MSAO were already decomposing and the self-sustaining decomposition reactions were rapidly increasing and would soon go out of control. Post-incident examination of the computer data suggested that steam was flowing into the heater (Figure 19). However, the CSB concluded that with the steam supply block valve confirmed to have been in the closed position,40 Another equipment malfunction that should have been identified before the restart involved the residue treater heating/cooling control configuration in the DCS. About 15 minutes before the residue treater explosion, the data indicated that recirculation flow suddenly dropped to zero ( the only possible explanation for indicated steam flow was an improperly calibrated instrument, misaligned vent valve, or malfunctioning flow instrument. This was yet another example of the inadequate system checkout. Figure 11, bottom trace).
40 The valve was removed from the pipe and visually examined. Water placed in the valve body did not leak past the seat in any measurable amount.
72
Figure 19. Indicated steam flow through the residue treater heater. Vertical dashed line shows point of vessel failure. Actual flow was zero because valve was closed
Figure 20. Closed steam block valve recovered from residue treater heater steam supply valve
73 It was determined that the automatic temperature control system closed both the heater and cooler flow control valves (see Figure 10) at the same time when the recirculation temperature control transitioned from heating to cooling. Bayer examined the temperature controller and its investigation team concluded that [An] undocumented change in the heating/cooling control scheme was made during the control system upgrade that resulted in a flow restriction when changing from heating to cooling. Regardless of this control system error, both the CSB and Bayer concluded that even if full flow had been established, the cooler could not remove enough heat to stop the runaway reaction and prevent the explosion. 3.9.3 Other Process Equipment Problems At the Institute facility, supervisors commonly left their passwords logged in to allow operators to bypass safety systems considered troublesome during startup. Without supervisors’ direct involvement, best practices were ignored to get the process underway quickly. The excessively high concentration of MIBK caused by the equipment malfunctions upstream prevented the methomyl from crystallizing in the crystallizers: the methomyl remained dissolved in the solvent. Dissolved methomyl remaining in the solution caused the liquid level in the centrifuges to trip a high-level alarm and abort the centrifuge cycle. Operators, unaware that the problem involved a solvent ratio imbalance in the crystallizers, used the unsecured control system supervisory access41
41 Safety matrix and operating matrix function changes were administratively controlled using a secure password to prevent inadvertent or unauthorized changes or bypassing without engineering approval. However, during startup, a supervisor logon to the operator matrix edit screen was left active so that anyone could defeat the control functions.
screen to bypass the centrifuge high-level trip interlock and operated the centrifuges manually.
74 Improper or incomplete checkout and calibration of the Siemens control system caused more centrifuge problems. A malfunctioning relay in the new system caused the centrifuges to trip off when the operators attempted to run both at the same time, which was the normal condition. That problem combined with many recurring high-level alarms in the centrifuges led operators to believe that the two issues were linked. They did not recognize the real issue: the malfunctioning equipment upstream of the crystallizer prevented proper methomyl crystallization. Uncrystallized methomyl increased the liquid level in the centrifuges, which triggered the high level alarms. 3.10 Air Monitoring Systems Deficiencies 3.10.1 Fenceline Air Monitors Fenceline air monitors are often relied on to determine if chemicals released from a plant enter the community. The locations of the monitors, as well as their limited chemical sensitivity, often make release determinations difficult. On the night of the incident, two property fenceline monitoring devices were operating, one on the east side and one on the west side of the facility. The closest monitor was more than 800 feet from the methomyl unit and would be effective only if it were downwind of a release. The monitors were configured to detect chlorine, carbon monoxide, methane, and oxygen. Each monitor contained a 10.6 eV (electron volt) lamp and a VOC sensor capable of picking up chemical compounds only within a certain range of ionization energies. Because the VOC sensor can detect several different chemical compounds, it is useful only in estimating a concentration if the released material is suspected and possesses an ionization energy in the detectable range. The AreaRae monitor, which was used the night of the incident, could not detect specific compounds such as methomyl or some of its intermediates. Laboratory analyses of air or swipe samples were the only sampling methods available to determine if methomyl was released, but those tests were performed days later. The fence line monitors were also unreliable because they could not detect buoyant gas releases unless strong wind currents drove the gas back down to the detector locations. Weather conditions the
75 night of the explosion, including wind direction and velocity, were unfavorable for proper detection of any toxic or flammable gas by either fence line monitor.42 3.10.2 Unit Air Monitors
The air sample analyzer collected and analyzed samples at 16 locations in the Methomyl-Larvin unit and near the MIC day tank at 2-minute intervals. The analytical results were recorded in a data historian and any concentrations exceeding 1.0 ppm triggered a visual alarm notification on a display panel on the second floor of the Methomyl/Larvin control building and at the board operator’s console. The analyzer used a fixed filter photometer consisting of an infrared radiation (IR) source to absorb and detect the concentration of MIC within a range of 0 to 10 ppm. In May 2008, the analyzer malfunctioned and reported erroneous concentrations in excess of 1 ppm and failed to activate control building alarms. Two weeks before the August incident, the monitor data logging system stopped recording for an unknown reason. The analyzer manufacturer worked with Bayer to resolve the problem, but the analyzer was not repaired and returned to service before the incident. Unknown to EOC personnel the monitor was not operating the night of the incident. Assuming it was working, they concluded that the explosion did not cause an MIC release, or if MIC had been released, it was being consumed in the fires. The PSSR for the residue treater, completed prior to the methomyl restart, did not specifically list MIC analyzer operation as a requirement for startup or operation.
42 Weather conditions the night of the incident were 66° F (19° C) and calm wind conditions.
76
- 11 Organizational Deficiencies
One experienced methomyl unit operator described how the organizational structure changes degraded the technical support available during unit operations: When we started getting rid of people--not getting rid of people--“thinning”--less technical assistance, if you will. There were some guys, they were in charge--we had a guy in charge of methomyl, a guy in charge of oxime, and a guy in charge of the warehouse. And that was their baby. And now we have like one guy doing it all. No shift supervisor. This and other interviews led the CSB investigation team to conclude that the multiple shortcomings in the technical support available to the operators made recognizing and addressing problems with the system more difficult. The reorganization resulted in only one Technical Advisor assigned to the entire Methomyl-Larvin unit who worked the day shift. The Shift Leader was also available to assist but did not work with the operators on a daily basis, operators relied primarily on the Technical Advisor. However, the night shift did not have a Technical Advisor on duty. If the board operators had a process question during their shift, they could call the Shift Leader or Technical Advisor who was on-call on nights and weekends. The Technical Advisor also served as a liaison to the capital project team. For the system upgrade capital project, Bayer assigned a second Technical Advisor to assist with the increased workload. The first Technical Advisor focused on Larvin production, and the new Technical Advisor, who had no methomyl unit operating experience, focused on methomyl production. The second Technical Advisor had experience as a technical advisor and had DCS control system training. That experience, however, was in a different unit and the training was on a different brand of control system. A highly experienced methomyl unit operator helped the Technical Advisor
77 with limited project work such as the functional acceptance testing, but the Technical Advisor was the primary contact. In the days leading up to the incident, the only assigned Technical Advisor had worked as many as 15 to 17 hours a day, and 10 hours on the day shift preceding the incident. Throughout the evening preceding the incident, operators struggled with stabilizing the operating conditions in the methomyl unit, and yet the Technical Advisor had already left for the day. During this critical first startup using a new control system, management should have ensured that a highly experienced Technical Advisor was assigned to the control room staff during both shifts. A Run Plant Engineer was another person operators could consult for technical assistance. The role of the Run Plant Engineer varied depending on the needs in the particular unit and mainly involved working on improvement and repair projects, and turnarounds. The Run Plant Engineer had little involvement on day-to-day operational support. The Methomyl-Larvin unit Run Plant Engineer had less than one year of experience before the incident. In his previous assignment, he had primarily defined and installed improvement and repair projects and did not typically deal with unit startup and operating issues. This engineer told CSB investigators that he knew very little about the details of the DCS upgrade project and was not even sure who had been designated as the project manager. More importantly, he said he lacked knowledge of the methomyl unit equipment and chemistry. He had hoped to learn more about the process by having greater involvement in the unit startup, but was unable because operational difficulties on the Larvin unit demanded his attention. The Production Leader was another resource available to the operators. However, the reorganization also changed the relationship between the operators and the Production Leader. In the traditional structure, only one team of board operators reported to a supervisor, but in the self-directed work structure, the Production Leader was responsible for four self-directed work teams. The methomyl Production Leader worked the day shift and was responsible primarily for administrative activities and had little interaction with the operators related to unit startup and operation.
78 The organizational changes directly contributed to the incident causes. With the self-directed team organization in place, management did not directly advise or control the unit restart schedule. The self-directed work team ultimately decided to start the methomyl unit even though the control system and some equipment were not ready and the SOP was not up-to-date. Furthermore, management was so far removed from the process operation that they were unaware that the operators seldom used the SOP and some bypassed the critical safety interlocks, which directly led to the residue treater explosion. 3.12 Previous Methomyl-Larvin Unit Incident On August 18, 1993, at approximately 10:15 a.m., an explosion occurred in the chloracetaldoxime (CAO) reactor loop of the methomyl unit. At the time of the incident the facility was owned and operated by Rhone-Poulenc. The explosion caused one death and injuries to two workers who were in the unit at the time of the incident. Investigators concluded that a flow indicator malfunction led to over-chlorination of acetaldoxime, which led to a violent decomposition. They further concluded that the workers’ activities were not causally related to the incident. The explosion ignited a massive fire, which was fueled by flammable liquids being released by ruptured pipes. The investigation team made the following recommendations: • Identify, and treat as critical, all ESD interlock alarms. Examine and rigorously apply the Institute Plant Alarm Management procedure with regard to nuisance alarms; and • Review and revise the unit procedures for “Disabling Alarms” and “By-passing Interlocks” to address a temporary bypass of a safeguard for operational purposes, such as during a unit startup. Contrary to the 1993 recommendation to improve administrative controls involving critical process interlocks, the residue treater incident more than 15 years later directly involved similar improper control system interlock changes.
79 3.13 Emergency Planning and Response 3.13.1 National Incident Management System The National Incident Management System (NIMS) is an organized system of roles, responsibilities, and procedures for the command and control of emergency operations. OSHA 1910.120(q) requires that both public safety and industrial emergency response organizations use a nationally recognized Incident Command System (ICS) for emergencies involving hazardous materials. ICS is an organized system of roles, responsibilities, and standard operating procedures used to manage and direct emergency operations (Figure 21). Another important component of this network is the Unified Command System (UCS). UCS is a process of determining overall incident strategies and tactical objectives by having all agencies, organizations or individuals who have jurisdictional responsibility participate in the decision-making process. As part of a comprehensive national incident management system, most state, local, and volunteer organizations are familiar with the NIMS process and use it for even routine incidents. Interviews with the St. Albans fire chief, the Kanawha County Sheriff, and Metro 9-1-1 staff revealed knowledge of the NIMS system and their use of the process in routine incidents such as traffic accidents and residential emergencies. On the night of the incident, all of the responding outside agencies communicated via the Kanawha Putnam EOC. However, the Bayer EOC did not use a shared network to communicate with all responding agencies; thus, the responding agencies did not receive timely status updates. Important information updates about the continually changing conditions at the fire scene were not communicated to the other responding agencies (Knoll, 2005).
80
Figure 21. NIMS incident command structure INCIDENT COMMAND STRUCTURE ~ '""" --1 ~
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81 3.13.2 Kanawha Putnam Emergency Planning Committee The Kanawha Putnam Emergency Planning Committee (KPEPC) history dates back to the 1950s when it began as the Kanawha Valley Industrial Emergency Planning Council to serve as a mutual aid group doing business in Kanawha County. In 1995, the KPEPC began functioning as the Local Emergency Planning Committees (LEPC)43 KPEPC activities include conducting emergency drills (e.g., fire or hazardous materials spills) with member companies; holding monthly meetings; and interfacing with other LEPCs in West Virginia. The committee also serves as a resource and supports training of various emergency response agencies. in Kanawha and Putnam counties. The federally mandated committee includes volunteers from the community, industrial businesses, and representatives from the emergency response organizations in the area. KPEPC has 12 board members, 10 annex committees, and about 125 members that oversee emergency response planning. It is funded by its membership, the U.S. Department of Transportation, and West Virginia state grants. 3.13.3 Kanawha Putnam Emergency Management Plan The Kanawha Putnam Emergency Management Plan provides “general guidelines for planning, managing and coordinating the response and recovery activities of local government” in the event of a major emergency or disaster.44
43 An LEPC is a committee appointed by the state emergency response commission, as required by SARA Title III, to formulate a comprehensive emergency plan for its jurisdiction. The president of the County Commission is responsible for executing the plan when the emergency involves the county. The plan is divided into a “basic plan” and two annexes. The “Functional” annex contains guidelines for participating agencies to use in developing agency-specific operating documents. The “Hazards” annex contains non-routine emergency 44 West Virginia Emergency Act Chapter 15, Article 5, “Emergency Services.”
82 scenarios. The Emergency Management Director is responsible for the operational aspects of the plan and plan revisions. The Basic Plan addresses only governmental organizations—it fails to address roles and responsibilities of facility personnel in the event of a chemical incident at a facility. The Basic Plan requires that only one EOC be in place for an emergency and all staffing functions be provided by emergency response agencies. Furthermore, the plan states, correctly, that an Incident Commander (IC) is responsible for tactical operations in the field and assigns “absolute control over all on-scene operations” and requires all emergency activities to conform to the ICS and NIMS. However, the Basic Plan does not address the facility owner’s roles and responsibilities to establish an internal incident command structure in accordance with the NIMS process. It does not provide any information or direction when the facility owner assigns the IC and establishes an EOC, as was the case during the August 2008 Bayer incident. The CSB also found that at least two functional annexes contradict the Basic Plan. Chemical HazMat Response, Annex A16, states that “the manufacturing facility (plant) Incident Commander will be part of the Unified Command structure.” Additionally, Mining Accidents, Annex 26, states that “Initially, the coal company is in charge of the incident.” The annex defines the criteria for official transfer of the incident command to state and federal government agencies when they arrive on-scene. The omissions and contradictions in the Basic Plan are likely to confuse critical emergency response activities in the event of a fire or chemical release at a facility. 3.13.4 Chemical Release Notification Law In 2009, the State of West Virginia revised the Mine and Industrial Accident Rapid Response System regulation (West Virginia Code Chapter 15 Article 5B), to require prompt reporting of chemical releases. The new law applies to all facilities regulated by the EPA Risk Management Program regulation (40 CFR 68). It does not apply to facilities regulated only by the Occupational Safety and
83 Health Administration (OSHA) Process Safety Management standard (29 CFR 1910.119). The law requires the facility to notify the Mine and Industrial Accident Emergency Operations Center by telephone within 15 minutes of the industrial facility ascertaining the occurrence of an emergency event. The regulation also requires the reporting facility to: • Implement a communications system designed to provide timely information to appropriate state and local officials; • Upon request, provide appropriate state and local officials with timely authorized access to the person or persons charged with managing the event on behalf of the facility and the area(s) where the emergency event is being managed or the industrial facility's response to the emergency event is being coordinated; and • Provide appropriate state and local officials with timely authorized access to any areas affected by the emergency event. The law also requires that within 30 minutes of obtaining information that affects the public health, safety and welfare, state and local officials shall notify the public of any hazardous materials or events which may affect the area. 3.14 Incident Response and Communication Deficiencies 3.14.1 Bayer CropScience Facility The Bayer IC led the plant’s internal emergency response team but did not have direct contact with the Kanawha Putnam EOC. Because the information to and from the Bayer EOC was not part of a UCS, responding municipal, county, and state agencies were not provided updated and reliable information regarding the status of the incident throughout the response. Concerns expressed post-incident cited a number of troubling issues, including police and fire responders’ potential exposure to toxic substances while performing their duties. Responding agencies also cited the threat to the surrounding communities due to the lack of timely information that would have made for better coordination of the shelter-in-place decision-making process. The CSB could find no evidence of an effort by Bayer to align operations with other responders in a UCS.
84 The Bayer IC established radio communication with the Institute VFD fire chief, who was also a Bayer employee; Bayer fire brigade members; and the Bayer EOC. Information relayed to municipal, county, and state agencies that responded to the incident was not first-hand in most cases and so was prone to errors as information was relayed from one source to another. 3.14.2 Facility and Emergency Responders’ Communications Timely and accurate information updates from the Bayer EOC to the outside emergency responders were an issue throughout the incident. The quality and lack of timely information regarding the status of the incident and information necessary to make decisions advising shelter-in-place emerged as recurring concerns post-incident from participating agencies. The agencies also felt that communities were placed at greater risk and that better information would have helped in providing useful advisories to police and fire units. More than 10 minutes elapsed before Bayer was able to alert Metro 9-1-1 and even then, the information was inadequate. The guard at Bayer’s main guard shack told investigators that he tried several times to call them but was unable to get through.45 Finally, at 10:42 p.m. contact was made when the guard was calling for an ambulance to transport a burn victim to the hospital. When the Metro 9-1-1 operator questioned him about the explosion, the caller indicated that he could not provide any information.46 Another control and communication deficiency involved possible toxic exposure to on-scene emergency responders. The decontamination area located outside the fire zone was shut down shortly after the all-clear was sounded, but before all the emergency responders involved in the fire Similar exchanges continued throughout the night until the all-clear was sounded at about 5:50 a.m. the following morning.
45 The Metro 9-1-1 operator made a similar observation as he attempted to call the Bayer site. 46 Bayer management instructed the guard, who was the official point of contact with Metro 9-1-1 for such communications, not to provide any information other than what the IC directed.
85 suppression activities had decontaminated their clothing and equipment. The responders from the Tyler Mountain Fire Department returned to their fire station with contaminated gear. The CSB learned that the next day they complained of symptoms indicative of toxic exposure. 3.14.3 Kanawha Valley Emergency Communications Process Improvement Initiatives The Kanawha Putnam Emergency Plan requires that police, fire, and EMS dispatch be coordinated and directed from the Metro 9-1-1 call center. Located in Charleston, West Virginia, the facility employs about 100 dispatchers, administrative support, and supervisors. All calls for emergency assistance requiring municipal or county resources are consolidated through the call center. Metro 9- 1-1 is also a member of the KPEPC and participates in the committee meetings. To address the communication issues that occurred during the Bayer incident response, Metro 9-1-1 and KPEPC developed new tools and processes for use by the agencies charged with emergency response in the Kanawha Valley. Post-incident, Metro 9-1-1 participated in a drill with the Institute site and local emergency response organizations and implemented the following emergency response improvements: • Developed a list of questions to use when any fixed facility calls the center and trained all telecommunications personnel; • To improve response times when receiving calls for assistance, Metro 9-1-1 no longer serves as the conduit for KPEPC reporting requirements.47 • Established one-mile zones around fixed facilities for rapid, automatic reverse ringdown phone calls in the event of a release; Plants complete and submit chemical release information forms to the KPEPC within 14 days of an incident;
47 Releases of Extremely Hazardous Substances as listed in 40 CFR 355, Appendix A, or chemicals that require release reporting as defined in section 103(a) of the Comprehensive Environmental Response, Compensation and Liability Act (CERCLA), Must be reported to LEPCs within 14 days of a chemical release.
86 Table 2. New Metro 9-1-1 questionnaire for fixed chemical facilities (Courtesy Metro 9-1-1) Fixed Facility Chemical Questions 1 What is your name? 2 What is your title? 3 What is the address/Location of the actual alarm? 4 What phone number do we use to call back about the alarm? 5 Is any outside assistance requested? On initial call only: If the nature of the alarm or chemical is not known at this point, cease questions until plant personnel call back 6 What is the Chemical involved?
- How is it spelled? and/or
- What is the CAS number?
7 Is the chemical involved on the "extremely hazardous" list? 8 Has the chemical been released into the air, water, or ground? If there has been a release, is it a "reportable quantity"? 9 Are there any recommended protective actions for the public?
• Established a 15-minute rule (starting when the call is first received) for the Metro 9-1-1 Emergency Management Director to call for an advisory shelter-in-place if the call center has knowledge of an event, but the company has not provided timely or quality information about the material involved in the release. (Section 3.13.4 discusses the new state law that requires facility owners to report certain chemical releases to the Mine and Industrial Accident Emergency Operations Center); • Developed a process for emailing residents in the affected zone when a release occurs; • Developed a protocol for notification when a release is reported to Metro 9-1-1 that uses email, reverse ringdown phone calls, and emergency sirens; • Increased call center phone capacity by 50 percent to address increased telephone traffic during emergencies;
87 • Identified mid-level personnel contact information for Bayer, DuPont, and Dow who are authorized to talk directly with Metro 9-1-1 staff during an emergency; and • Developed a matrix that identifies the information that should be provided to the public as soon as it becomes available.
To address the communication problem between the Bayer EOC and METRO 9-1-1, Bayer installed a dedicated telephone line that directly connects the Bayer EOC to Metro 9-1-1. This is intended to ensure that overloaded phone lines do not block calls between the two parties, which typically occur in such incidents. 3.15 Environmental Impact More than 2,000 gallons of toxic and flammable liquid was expelled from the residue treater, ruptured piping, and other equipment, most of which burned in the ensuing fire. Although the residue treater feed contained significant quantities of methomyl and MSAO, those chemicals were rapidly decomposing in the residue treater. Post-incident, trace amounts of methomyl were found in swipe samples from equipment in the vicinity of the explosion; however, the specific quantities of un- decomposed or unburned methomyl or other toxic chemicals that might have escaped into the atmosphere were indeterminate. The MIC day tank and cross-unit transfer piping were not damaged in the incident. However, the liquid in the residue treater contained significant quantities of methomyl and MSAO products of decomposition and possibly some quantity of methyl isocyanate.48
48 The flasher bottoms likely contained small amounts of MIC, and MIC could have been one of the products of the methomyl decomposition reaction. MIC might have also been released from ruptured process piping and vent piping. MIC is flammable and highly reactive with water; at least some of any released MIC likely burned in the fire or reacted with the water used to
88 fight the fires. There were no reports of river water contamination or other offsite ground contamination. 3.16 MIC Day Tank Blast Shield Analysis The MIC day tank was adjacent to the methomyl-Larvin unit. A steel rope mesh ballistic shield (blast blanket), mounted on the sides of and on top of a structural frame, protected the tank in the event of an explosion in the unit or nearby equipment (see Figure 2). Flying debris from the residue treater explosion struck the blast blanket. The fires radiated intense heat on the blast blankets. After the incident, Bayer removed the blast blanket and the MIC day tank insulation and associated piping. They visually examined the day tank for impact or heat damage. They also pressure tested the day tank. The day tank showed no evidence of heat damage— the blast mat provided highly effective protection against radiant heat from the external fires. The examination and testing confirmed the day tank and associated piping were not damaged by the explosion. As reported by the blast mat manufacturer and confirmed by independent studies, the blast mat provided effective protection against penetration by small projectiles traveling at near sonic velocity, as well as penetration by a large fragment travelling more than 100 miles per hour.49 To fully protect the day tank, the blast blanket and frame assembly had to absorb the dynamic energy from any debris strike. The original structural frame design only considered the blast mat weight and wind loading, it did not examine dynamic loading. The CSB analyzed the structural frame to determine if it provided adequate protection against overpressure blast energy and a large projectile An analysis commissioned by Bayer after the August 2008 incident also concluded the blast mat provided effective protection against small, high-velocity projectiles.
49 The manufacturer worked with the Israeli Defense Force and the Southwest Research Institute to evaluate the ballistic shield design. Testing demonstrated that it is capable of withstanding detonation pressures resulting from thousands of pounds of TNT more than 30 feet from the source of the detonation.
89 impact into the blast mat (Appendix C). The analysis examined both maximum theoretical deflection and structural component failure. It concluded that the structural frame was adequate to prevent damage to the MIC day tank and attached vent pipe from the overpressure energy. The analysis concluded that the structure provided only marginal impact energy absorption protection from a large fragment strike at velocities predicted to result from the residue treater explosion. Therefore, had the residue treater traveled unimpeded in the direction of the day tank, and struck the shield structure just above the top of the MIC day tank, the shield structure might have impacted the relief valve vent pipe. A puncture or tear in the vent pipe or MIC day tank head would have released MIC vapor into the atmosphere above the day tank.
90 4.0 Methyl Isocyanate Risk Reduction at the Institute Facility 4.1 Congressional Action In May 2009, the U.S. House of Representatives Committee on Energy and Commerce sent a letter to the U.S. Chemical Safety Board Chairman requesting that the Board:
- “Conduct an investigation to determine options for Bayer to reduce or eliminate the use
or storage of MIC by switching to alternative chemicals or processes.”
- “Determine whether Bayer has adequately examined the feasibility of switching to
alternative chemicals or processes.”
- “Provide specific recommendations for Bayer and its state and federal regulators on how
to reduce the dangers posed by on-site storage of MIC.”
- “Brief our staff on the Board’s findings and recommendations at the end of its
investigation.” In the fall 2009, the Congress appropriated $600,000 to the CSB fiscal 2010 budget and directed that the funds [S]hall be for a study by the National Academy of Sciences [NAS] to examine the use and storage of methyl isocyanate including the feasibility of implementing alternative chemicals or process and an examination of the cost of alternatives at Bayer CropScience facility in Institute, WV. The NAS study was designed to address item 1 in the May 2009 committee request. Historical studies addressing MIC alternatives conducted by Bayer and the prior owners of the Institute facility are discussed in Section 4.2.
91 The CSB published a draft scope of work for the NAS study in The Federal Register50 4.2 Alternative MIC Technology Analysis History on April 23, 2010, to solicit public comment. The CSB reviewed all submitted comments and revised the NAS scope of work. The CSB awarded the contract to the NAS in September 2010. The CSB is currently considering the impact of Bayer’s announcement concerning the planned total elimination of MIC on the NAS study. 4.2.1 Union Carbide Corporation Studies UCC began alternative MIC technology research in November 1976. The initial research focused in the area of “adducts,” which are chemical structures that can be easily added and removed from the desired chemical. The intention of an adduct is to change undesired characteristics of the chemical to which the adduct is attached. In the case of MIC, the adduct made it water soluble and ultimately less hazardous should it escape containment. However, the MIC adduct was not easily removed, so it contaminated the insecticide products. In July 1984, UCC researched a palladium catalyzed reaction that had the potential to completely eliminate both MIC and phosgene use. However, the cost of the catalyst greatly outweighed any potential feasibility for this process. At the time, it would have cost more than $14 per pound of insecticide, merely to cover the cost of the palladium catalyst, which was cost prohibitive. During its ownership, UCC reviewed 97 patents dealing with alternative technologies to MIC production but concluded that none could perform as well as the existing process. In the last year of the facility ownership, UCC found three different pyrolysis51
50 The Federal Register. Chemical Safety and Hazard Investigation Board, National Academy of Sciences Study, Vol. 75, No. 78 / Friday, April 23, 2010, pg. 21223. techniques that showed promise to 51 Pyrolysis is a term for chemically decomposing organic materials through heating--a form of thermal decomposition.
92 eliminate phosgene and/or reduce the MIC stockpile, but sold the facility before completing the studies. 4.2.2 Rhone-Poulenc Studies Rhone-Poulenc continued research into pyrolysis through March 1989, but determined that the pyrolysis approach to manufacturing pesticide products was not cost-effective. Rhone-Poulenc also researched different approaches to operating the processes that use MIC and phosgene, intending to reduce the stockpiles of both. In all five new techniques studied, Rhone-Poulenc concluded that either the stress placed on the process equipment was too great or the new process would be unacceptably difficult to control. Following the deadly MIC release from the Union Carbide facility in Bhopal, India, in 1984, DuPont implemented a new technology for producing the carbamate pesticide methomyl at its plant in La Porte, Texas, which did not require a large inventory of MIC. The technology also eliminated phosgene from the production process. In DuPont’s technology, the less acutely toxic chemical methylformamide is converted into MIC on an as-needed basis and immediately consumed in a subsequent reaction, avoiding the need to store MIC. In the 1980s, Bayer itself used a similar approach to producing the carbamate pesticide propoxur in Europe; according to a published account, Bayer used an alternative chemistry where MIC was produced and consumed in tandem (Worthy, 1985). Rhone-Poulenc also researched various in-situ processes for MIC, which would allow MIC to be synthesized and almost instantly consumed in the process line. This form of production eliminates the MIC stockpile and often removes the need for phosgene. In February 1989, Rhone-Poulenc analyzed the in-situ process DuPont used but did not adopt the technology, possibly due to patent restrictions. In December 1989, Rhone-Poulenc reviewed what was thought to be a promising in-situ process proposed by Enichem. The Enichem process was going to be used at a facility in Brazil, and the
93 suggestion was that it could also be used at the Institute facility. The available historical records did not explain why Rhone-Poulenc did not implement the Enichem technology. 4.2.3 Bayer CropScience Studies Bayer CropScience continued to research the Enichem in-situ process that would eliminate phosgene and the MIC stockpile. However, the company reported that a byproduct of this reaction degrades the effectiveness of pesticide products by nearly 50 percent. As of August 2010, Bayer claimed that it has had not found an alternative to MIC suitable for its products manufactured in Institute, West Virginia. Bayer however committed to cooperate with the NAS and consider the recommendations that result from the NAS study. 4.3 Bayer CropScience MIC Storage Reduction Concern expressed by many in the community, local regulators, and Congress ultimately prompted Bayer CropScience to reevaluate MIC use at the Institute facility. In August 2009, the company reported that the use of MIC would not be eliminated at the facility and that in-situ production of MIC at the operating units where MIC is used was not a viable alternative. However, Bayer committed to significantly reduce the on-site inventory of MIC, make process unit upgrades, and continue to study alternate chemistries that could eliminate the need for MIC for pesticide production. The full text of the Bayer CropScience announcement is contained in Appendix D. Bayer management announced the following planned changes at the Institute facility:
- Reduce the MIC storage at the Institute facility by 80 percent;
- Eliminate all aboveground MIC storage;
- Eliminate all transfer, storage, and use of MIC in the West Carbamoylation Center; and
- Eliminate manufacturing methomyl and carbofuran.
Bayer did not repair the damaged Methomyl unit and abandoned methomyl production at the Institute facility. Bayer negotiated a carbofuran unit shutdown schedule with FMC, the owner of the unit,
94 which ended carbofuran production in August 2010.52 Bayer also committed to replacing the MIC production unit underground storage system with new, smaller storage vessels and a new underground containment vault. Bayer further committed to decommissioning the remaining aboveground storage vessels at the facility. Bayer CropScience management also stated to the CSB it would revise the MIC system Process Hazard Analysis and commission an independent review of the PHA. The facility upgrade work is scheduled to be complete by February 2011. Bayer then stopped storing MIC in the Methomyl-Larvin unit day tank. Subsequent to Bayer’s announcement of its MIC inventory reduction plans, in August 2010 the Environmental Protection Agency and Bayer reached an agreement to phase out the production of aldicarb, one of two remaining MIC-derived pesticides made in Institute, by the end of 2014. On January 11, 2011, Bayer announced plans to end the production of both aldicarb and carbaryl by mid- 2012 and thereby eliminate the production, storage, and use of all MIC and phosgene. Bayer stated it would continue to produce Larvin at the plant by the conversion of methomyl purchased from commercial sources; however, this process does not require MIC or phosgene to operate.
52 On May 15, 2009, the Environmental Protection Agency revoked all food tolerances for carbofuran and effectively prohibited the use of the pesticide. The EPA stated that “dietary, worker, and ecological risks are unacceptable for all uses of carbofuran.” See http://www.epa.gov/opp00001/reregistration/carbofuran/carbofuran_noic.htm, January 9, 2011.
95 5.0 Regulatory Analysis 5.1 Occupational Safety and Health Administration 5.1.1 Process Safety Management Program The PSM standard requires employers to prevent or minimize the consequences of catastrophic releases of highly hazardous chemicals. PSM applies to processes that involve any of 137 listed toxic chemicals at, or above, threshold quantities and processes with flammable liquids or gases onsite in one location in quantities of 10,000 pounds or more. The Methomyl-Larvin unit was covered by the PSM standard because it contained listed toxic chemicals including methyl isocyanate (threshold quantity [TQ] = 250 pounds); methyl mercaptan (TQ = 5,000 pounds); and various flammable liquids including hexane and methyl isobutyl ketone, each in quantities significantly above the 10,000 pound flammable liquid/gas TQ. Chlorine (TQ = 1,500 pounds) is also used in the methomyl unit. The PSM standard requires the owner to perform an initial PHA [1910.119(e)], and to revalidate the PHA at least every five years thereafter. Furthermore, the standard requires the employer to [A]ssure that recommendations are resolved in a timely manner and that the resolution is documented; document what actions are to be taken; complete actions as soon as possible; develop a written schedule of when these actions are to be completed. 5.1.2 PSM Inspections at the Bayer Facility OSHA conducted a planned inspection of the Bayer Institute facility in 2005. The inspection identified deficiencies in PSM program elements including conduct of PHAs and compliance audits. After the August 2008 incident, OSHA conducted a compliance audit that focused on the Methomyl- Larvin unit. In addition to the PHA deficiencies discussed in Section 3.3, both the CSB and OSHA investigations found that many PHA recommendations had not been resolved, including operating procedure
96 deficiencies and deficient hazard analyses. Delays in addressing these issues persisted even after the methomyl system PHA conducted in 2005 identified the problem.53 The CSB investigation team also identified other significant PSM program deficiencies associated with Operating Procedures [1910.119(f)]; Training [1910.119(g)]; and Pre-startup Review [1910.119(i)], which are discussed in Section The Bayer PSM-facilitated self- assessment, dated Oct 30-Nov 9, 2007, again identified that many action items, called “risk sheets,” from the 2005 PHA remained incomplete and unassigned. An internal Bayer memo dated August 7, 2008, three weeks before the incident, noted 48 open risk sheets. 3.0. The OSHA inspection conducted after the incident identified 12 items that violated the PSM program requirements, two of which OSHA classified as “repeat” violations. 5.1.3 PSM Program Deficiency Findings in Other CSB Investigations The PSM program deficiencies identified in the Bayer incident investigation parallel findings in many other CSB investigations (Table 3). Notably, the BP Texas City refinery investigation identified PSM deficiencies in MOC, PHA, PSSR, and operating procedures practices. At the BP Texas City refinery CSB investigators found that, “deviations from the procedure were made without performing MOC hazard analyses.” The same situation occurred during the methomyl unit startup at Bayer. The CSB identified organizational change control deficiencies existed at both BP and Bayer. In the case of the BP incident, the company did not apply the PSM MOC process to evaluate the organization changes in the Isom unit operation. Although Bayer applied the MOC process to the organization redesign implemented in 2007, the MOC failed to adequately address the impact the changes had on technical support during special operating situations, such as the methomyl unit startup with a completely new control system.
53 The recommendations and corrective action listed in the 2005 PHA report to Bayer management contain the finding that “some areas of concern were identified…Many of the risk sheets identified in previous PHAs have not been mitigated.”
97 Table 3. Common PSM program deficiencies identified in CSB investigations PHA MOC PSSR Standard Operating Procedures Bayer (2008) X X X X BP (2005) X X X X Formosa (2004) X X
X DPC (2002) X
X Honeywell (2003) X X
INDSPEC (2008) X
X Motiva (2001) X X X
Sierra (1998) X X
X Tosco (1999) X
Valero (2007) X X
The CSB determined that PHAs and PSSRs performed at both BP Texas City and Bayer were not sufficient. In both cases, the PHAs failed to address operating conditions involving bypassed or inoperative safety devices. At BP Texas City, the CSB determined that, “none of the PSSR procedural steps were undertaken for the ISOM startup.” This is echoed in the Bayer case, as personnel improperly identified the PSSR as complete, and thus they proceeded with the methomyl unit startup even though equipment was not properly installed or calibrated. At Bayer, longstanding operating procedure deficiencies played a significant role in the accident. As was the case in the BP incident, the CSB found that, “management did not effectively review the available computer records of [SOP] deviations and intervene to prevent future deviations.” The staff should have corrected the operational problems before they proceeded with the unit restart. Furthermore, management did not enforce procedural compliance or proper application of MOC to ensure SOP errors were corrected. In all six CSB investigations that identified SOP problems, each
98 incident involved SOP deviations that became “necessary violations” to get the job done (Hopkins, 2000). 5.1.4 OSHA PSM Chemical National Emphasis Program Since the Process Safety Management of Highly Hazardous Chemicals standard was promulgated in 1992, OSHA has found that even employers with extensive written PSM programs may not effectively implement the programs on their covered processes. On July 27, 2009, OSHA issued a directive to implement a pilot national emphasis program (NEP) for chemical facilities covered by the PSM standard. The NEP directs certain OSHA regional offices to verify that the activities actually performed by employers are consistent with the employer’s written program and with the requirements of the standard. This NEP requires auditors to use investigative questions focused on a limited number of specific PSM program activities, rather than the traditional PSM program inspections that involved comprehensive, but broad, open-ended, and resource-intensive compliance evaluations. The NEP is intended to “allow for a greater number of inspections by better allocation of OSHA resources” [OSHA Directive 09-06 (CPL 02)]. It applies to planned inspections in the pilot regions, and unplanned inspections OSHA-wide. On July 8, 2010, OSHA superseded Directive 09-06 with Directive 10-05. The revision extended the NEP through September 2010 and encouraged State Plan adoption of the program. In October 2010, OSHA extended the directive in Regions 1, 7, and 10. OSHA continues evaluating the results of the pilot chemical industry NEP, and plans to make appropriate modifications to improve its effectiveness, and extend the NEP to all ten regional offices. 5.1.5 OSHA PSM Citations Follow-up Deficiencies OSHA has issued many citations to companies for failure to comply with the PSM standard. Generally, the companies are required to submit written certifications to OSHA that assert the corrective actions have been implemented, as Bayer submitted in response to the citations that resulted from the 2005 planned inspection. Furthermore, OSHA can levy significant penalties when
99 they determine that a company has a repeat violation, or has failed to abate workplace hazards cited in a previous inspection. The CSB found, as did OSHA, that contrary to the certifications made by Bayer, some corrective actions were not implemented adequately. The CSB further found that OSHA does not always conduct follow-up field inspections to verify that companies have, in fact fully implemented agreed- upon corrective actions. OSHA field inspections that occur through planned inspections, complaints, referrals, or accident investigations do not necessarily examine the adequacy of corrective actions from previous inspections that a company has certified to be complete. Follow-up inspections specifically intended to confirm corrective action status are utilized only occasionally. 5.2 Environmental Protection Agency Risk Management Program The EPA Risk Management Program (RMP) regulation (40 CFR 68), mandated by Section 112(r) of the Clean Air Act Amendments of 1990, regulates the use of highly hazardous chemicals at facilities (stationary sources). The purpose of the RMP is to prevent accidental offsite releases of these substances and ensure that the company and community are able to respond effectively in case of a release. The regulation applies to facilities that use or store regulated substances that exceed threshold quantities specified in the EPA regulations. 5.2.1 Application of the Bayer CropScience Risk Management Program The Methomyl-Larvin unit and other units in the facility are subject to the RMP rule. The unit contained two listed toxic chemicals, methyl isocyanate (TQ = 10,000 pounds) and methyl mercaptan (TQ = 5,000 pounds). Bayer also reports six additional RMP regulated chemicals are used at the facility (Table 4).
100
Table 4. RMP covered chemicals in Bayer process units Chemical Threshold Quantity (pounds) ammonia 10,000 chlorine 2,500 trichloromethane 20,000 methylamine 10,000 methyl mercaptan 5,000 phosgene 500 trimethylamine 10,000
The EPA requires the facility owner to assign to each covered process one of three “prevention program” levels based on offsite consequence analyses, incident history, and PSM program applicability. Program 1 is the lowest, simplest management program. Program 2 is an intermediate management level program with added program elements and basic documentation requirements. PSM-covered processes cannot be designated Program 2. Program 3 is the highest level management program. All PSM program activities and records are directly applicable to the Program 3 regulatory activities. Most PSM-covered processes fall into Program 3, as do the Bayer Institute facility processes that involve the seven RMP listed chemicals. Each covered process must undergo a hazard assessment (40 CFR 68, Subpart B) in which the owner is required to prepare a “worst case release scenario” and an “alternative release scenario” for each covered process. Different analysis criteria apply based on whether the covered chemical is a toxic or
101 flammable material. The hazard assessment also requires inclusion of the “five year accident history.” The results of the hazard assessment, along with other pertinent information for each covered process, must be submitted to the EPA. This Risk Management Plan (40 CFR 68, Subpart G) is prepared and submitted electronically and must be periodically updated by the facility owner. The most recent Bayer CropScience Institute facility Risk Management Plan submittal preceding the August 2008 incident was dated July 2007. It states: The phosgene and MIC units [sic] on-site inventories have been minimized as far as practicable in order to minimize the potential impact in the event of a release. In 1992 and 1993, the phosgene process was rebuilt and the MIC process was modified to achieve these improvements following a thorough study of potential release scenarios. The Risk Management Plan also discusses air emissions controls: “All of the processes covered by RMP utilize scrubbers and flares to destroy emissions from the process to minimize releases to the atmosphere.” The five-year accident history for the RMP-regulated chemicals reports an accident that released approximately 15 pounds of phosgene (October 1999), another that released less than 1 pound of chlorine (May 2000), and a third that released approximately 3,000 pounds of liquid chloroform (August 2001). Each resulted in one or more worker exposures, and the phosgene release prompted a shelter-in place-alert. However, the company reports none of the releases involved offsite consequences. 5.2.2 EPA Inspections at the Bayer Institute Facility The CSB searched the EPA Enforcement and Compliance History Online database for a record of EPA program audits or inspections at the Bayer facility. The database identified three evaluations of the Clean Air Act, Section 112(r), the first in 2005 and the second in 2006, which involved the MIC
102 production unit. A third evaluation occurred in 2007.54 5.2.3 EPA Office of Inspector General Risk Management Program Review None of the evaluations resulted in any enforcement action by the EPA. In 2008, the Office of Inspector General (OIG) of the U.S. Environmental Protection Agency conducted a review of the EPA implementation and oversight of the Risk Management Program (40 CFR 68). The OIG issued the final report, EPA Can Improve Implementation of the Risk Management Program for Airborne Chemical Releases, Report No. 09-P-0092 on February 10, 2009. The OIG review found that EPA had not inspected or audited more than half (296 of 493) of the high- risk facilities. EPA Region 3, which includes West Virginia, had the highest RMP inspection rate of high-risk facilities (96 percent). The report contained two significant recommendations to the EPA: • Strengthen its inspection process to provide greater assurance that facilities comply with Risk Management Program requirements, and • Develop inspection requirements to target higher-priority facilities for inspection and track its progress in completing inspections of these facilities. The CSB also found during other incident investigations involving RMP covered processes that the EPA has seldom performed comprehensive audits or inspections of RMP programs at the facilities where the incident occurred. In a May 2009 memorandum to the Office of Inspector General, EPA Office of Enforcement and Compliance Assurance agreed with the OIG recommendations. It revised the definition of a high-risk facility and reported that it would “work with the regions to develop an approach for targeting high risk facilities to make the best use of our limited inspection resources.” EPA also revised the fiscal
54 The EPA Enforcement and Compliance History Online database lists Bayer as the owner for the 2006 evaluation and Union Carbide Corporation as the owner for the 2005 and 2007 evaluation.
103 year 2010 National Program Managers Guidance to require the regions to ”require at least 10 percent of the total number of 112(r) inspections at defined high risk facilities.” Finally, EPA agreed to improve compliance inspection tracking of high-risk facilities. 5.3 State and Local Government Programs 5.3.1 Contra Costa County California Hazardous Materials Safety Ordinance In 1999, the Contra Costa County, California Board of Supervisors approved an industrial safety ordinance55 • The owner shall prepare a Facility Safety Plan and submit it to the department. The Plan shall include: that established broad authority to the county health services department to oversee stationary sources in the refining and chemical industries in unincorporated areas in the county. The
ordinance contains the following key elements:
Human factors and safety culture assessments
Consideration of inherently safer technologies in the PHA. •
The county health services department shall:
Conduct tri-annual audits of all submitted Safety Plans,
Hold public meetings on the facility safety plan,
Collect and maintain certain documents in a public information bank, and
Conduct an annual program performance review and issue a written report. •
The facility owner shall:
Allow the department to investigate an accident site and directly related facilities and
submit an annual report of all accidents,
Document the decision made to implement or not implement all process hazard analysis
recommended action items and the results of recommendations for additional studies, and
Periodically conduct a safety culture assessment.
55 Contra Costa County, California, Ordinance Code Title 4 – Health and Safety, Division 450 – Hazardous Materials and Wastes, Chapter 450-8 – Risk Management.
104 The State also authorized the county to collect fees from each covered facility to fund the program. The department maintains a full-time staff of technical specialists who administer the program, perform the required audits, and conduct incident investigations. The City of Richmond adopted a similar ordinance in 2002 that mirrors the Contra Costa County ordinance. The ordinance requires the Health Services department to conduct annual program reviews to evaluate the effectiveness of the program, discuss the results of audits completed by the department, and present various program metrics. The November 2009 annual audit56 The number and severity of the Major Chemical Accidents or Releases have been decreasing since the implementation of Industrial Safety Ordinance. The implementation of the Industrial Safety Ordinance has improved and, in most cases, is being done as required by the ordinance. It is believed that by continuing implementation of the Industrial Safety Ordinance and strengthening the requirements of the Ordinance that the possibility of accidents that could impact the community has decreased. concluded: The ordinance applies to three refineries and four chemical facilities in the county as reported in the audit. The audit report also includes the results of the City of Richmond ordinance, which includes one refinery and one chemical facility. The total fees assessed to the covered facilities in 2008 were less than $440,000. For the same period, the county reported that 4400 hours were charged in support of the ordinance. The report notes a significant decrease in the number of “major chemical accidents and releases” at covered facilities, from 11 incidents in 2001 to zero incidents in 2009. As the CSB previously noted in its BP Texas City refinery investigation, the Contra Costa program has the benefit that covered facilities are regularly inspected for process
56 http://cchealth.org/groups/hazmat/industrial_safety_ordinance.php, October 2010.
105 safety compliance every three years by a team of trained engineers employed by the county and funded through fee collection. By contrast, as the CSB and others noted, comprehensive OSHA and EPA safety inspections of high-hazard chemical facilities have historically been infrequent. OSHA and EPA process safety inspections do not occur on a regular schedule and often result only from a serious accident or complaint.57 5.3.2 New Jersey Toxic Catastrophe Prevention Act
The New Jersey state legislature enacted the Toxic Catastrophe Prevention Act (TCPA) in 1985 in response to the release of MIC in 1984 from the Union Carbide India Limited plant in Bhopal. The TCPA was one of the first regulatory programs in the nation to impose more stringent requirements on chemical facilities to reduce the risk of accidental releases. The TCPA is part of the New Jersey Department of Environmental Protection (DEP) Bureau of Release Prevention and has been accepted by the U.S. EPA for implementing the Risk Management Program regulation (40 CFR 68). The TCPA is intended to protect the public from catastrophes caused by the release of Extraordinary Hazardous Substances (EHS) 58 and Reactive Hazard Substances (RHS).59
57 In 2007, the CSB recommended in its BP Texas City investigation that OSHA “strengthen the planned comprehensive enforcement of the OSHA Process Safety Management (PSM) standard” and “establish the capacity to conduct more comprehensive PSM inspections by hiring or developing a sufficient cadre of highly trained and experienced inspectors.” Facilities covered under 58 An EHS is any substance or chemical compound used, manufactured, stored, or capable of being produced from on-site components in this State in sufficient quantities at a single site such that its release into the environment would produce a significant likelihood that persons exposed will suffer acute health effects resulting in death or permanent disability. 59 An RHS is an EHS that is a substance, or combination of substances, which is capable of producing toxic or flammable EHSs or undergoing unintentional chemical transformations producing energy and causing an extraordinarily hazardous accident risk.
106 the act must submit a Risk Management Plan for all covered processes. Additionally, the DEP may require owners or operators to do the following under the TCPA: • Immediately submit a risk management program for the DEP to review, • Perform a safety review, hazard analysis, or risk assessment, • Immediately take risk reduction actions or implement a risk reduction plan, and • Cease operating until the identified risks have been abated.
The TCPA incorporates the EPA RMP list of toxic chemicals and threshold quantities; however, the TCPA EHS list contains several chemicals with lower thresholds than the RMP. The TCPA list also contains some chemicals for which the RMP does not apply. Facilities in New Jersey that process listed EHSs or RHSs in excess of the threshold quantities must submit a TCPA-specific Risk Management Plan to the DEP. The facility must also submit an EPA-specific Risk Management Plan as required by 40 CFR 68 Subpart G if the chemical is listed in the EPA RMP and the quantity exceeds the EPA threshold quantity. Facilities with substances or mixtures containing substances on the RHS list must conduct a hazard assessment under the TCPA. The RHS list contains 30 specific reactive chemicals and 43 functional groups that exhibit reactive hazards such as water reactivity and pyrophoric or self-reacting properties. Operators must determine applicability of substances and mixtures to the RHS requirements by conducting calorimetry tests, literature reviews, or engineering calculations to determine the heat of reaction. The RHS threshold quantity ranges from 13,100 pounds for the lowest heat of reaction value (100 calories per gram) to 2400 pounds for a heat of reaction at, or above 1000 calories per gram. In June 2008, the state amended the act to require facilities to conduct inherently safer technology (IST) reviews, to provide improved risk reduction. A team of qualified experts are required to conduct the IST reviews, as well as operations and union representatives. Each covered facility must
107 determine whether IST is feasible and take into account environmental, health and safety, legal, technological, and economic factors into the analysis. The IST review must be submitted to the TCPA and updated on a 5-year basis, or with major process modifications. As of March 2010, the TCPA has eliminated the less rigorous RMP Program 1and Program 2 criteria [40 CFR 68.10(b) and (c)]; it now requires all covered processes to be classified and managed in accordance with Program 3. It is the most rigorous toxic chemical environmental regulatory program in the United States. 5.3.3 Hazardous Materials Regulatory Oversight in West Virginia Like Contra Costa County, the Kanawha valley has many facilities that handle large quantities of hazardous materials, some of which are acutely toxic. The EPA RMP database contains 15 facilities that report EPA Risk Management Program covered chemicals assigned as Program level 3 in Kanawha County. Statewide, the RMP database contains 54 facilities with Program level 3 plans. The region contains environmentally sensitive areas such as the Kanawha River, which is also an important transportation corridor. In addition to the serious incident at Bayer’s Institute plant in 2008, the CSB is currently investigating a series of incidents that occurred in 2010 at the DuPont chemical plant in nearby Belle, West Virginia, including a fatal release of phosgene gas on January
- Although the CSBs final report on the DuPont incidents remains to be completed, the incidents at
DuPont also reveal process safety deficiencies that were not detected or corrected through existing regulatory enforcement mechanisms. In the Kanawha valley where both Bayer and DuPont are located, neither the state nor the local government has a program or regulation in place that requires or authorizes direct participation with facility safety planning and oversight even though many community stakeholders have long campaigned for such involvement. The West Virginia Code Chapter 16, Public Health, charges the state public health agency with providing “Essential public health services” i.e., activities necessary to promote health and prevent disease, injury and disability for the citizens of the state.” The code authorizes the commissioner of
108 the bureau for public health “To make inspections, conduct hearings, and to enforce the legislative rules concerning occupational and industrial health hazards.” The Secretary of the state department of health and human resources may also propose “Fees for services provided by the Bureau for Public Health.” If the West Virginia Department of Health and Human Services were to implement a program similar to the California safety ordinance, it would likely improve stakeholder participation and awareness, and improve emergency planning and accident prevention.
109 6.0 Key Findings 6.1 Process Hazard Analysis
- The PHA team did not validate the assumptions in the PHA including accuracy of the
SOP, conformance to the SOP, and control of process safeguards.
- The residue treater layers of protection to prevent a runaway reaction were inadequate.
- Previous PHA action items were not closed in a timely manner, including operator
training and control of process safeguards.
- The methomyl unit SOP was overly complex and not reviewed and approved prior to the
methomyl unit startup.
- The SOP did not include flasher tails methomyl concentration testing as required by the
original construction process safety information package. 6.2 Pre-Startup Safety Review
- The PSSR did not include a formal process involving multiple disciplines.
- The PSSR did not verify the completion of modifications in the field, including:
a. Methomyl-Larvin unit toxic gas monitoring system was not in service. b. Project engineers did not verify the functionality of critical DCS control and indication circuits. c. Operating equipment and instruments were not installed before the restart, some of which were discovered to be missing after the startup began. 3. Equipment checkouts as required by the pre-startup safety review were incomplete: a. Methomyl-Larvin unit toxic gas monitoring system was not in service. b. Project engineers did not verify the functionality of critical DCS control and indication circuits. c. Valve lineups were incomplete or incorrect.
- Control system training was inadequate. The operators were not formally trained on the
methomyl DCS and were not familiar with some of the changed units of measure used on the DCS displays.
110 6.3 Methomyl Unit Startup
- Methomyl unit board operators were not provided with computer screen displays to
effectively operate all assigned process and utility systems.
- Multiple operational problems diverted the staff’s attention:
a. Only one of the two centrifuges was operating properly. b. The new Siemens operating system was not calibrated; consequently, the staff struggled with balancing the MIBK- hexane ratio in the crystallizers. c. Operators were pressured to start the MIBK solvent recovery system because the MIBK stockpile levels were getting low.
- Operations personnel incorrectly assumed that methomyl was not being produced in the
reactor even though the flasher feed sample lab results were available, which reported excessively high methomyl content in the process downstream from the reactor.
- Operators and technical staff did not troubleshoot why the centrifuges did not contain
methomyl cake.
- Several required SOP steps were not completed during the methomyl unit startup:
a. The residue treater was not pre-filled with solvent. b. The solvent was not circulated and heated to the minimum operating temperature. c. The 7 a.m. daily residue treater liquid sample was not collected and analyzed for methomyl concentration.
- Management did not strictly enforce the safety matrix control policies. Bypassing the
safety interlocks on the residue treater flasher bottoms feed valve allowed the empty residue treater to be filled with concentrated methomyl.
- Oxime system startup problems diverted operators’ attention, resulting in poor
communication between methomyl board operators at shift change.
111
- The residue treater relief system design basis was invalidated during the methomyl unit
startup: a. The design basis assumed that the safety interlocks were active, but the interlocks were bypassed. b. The resident treater relief system design basis relied on administrative controls such as sample collection and analysis to prevent overcharging methomyl, but these controls were either incomplete or not implemented before startup.
- A runaway methomyl decomposition reaction inside the residue treater overwhelmed the
vent system and caused the vessel to violently explode. 6.4 MIC Day Tank Shield Structure Design
- The blast blanket design basis did not consider an impact of a large object moving at high
velocity. Had the residue treater traveled in the direction of the day tank and struck the shield structure near the top of the frame it might have resulted in an MIC release into the atmosphere (see Appendix C) 6.5 Emergency Planning, Response, and Communication 6.5.1 Bayer CropScience
- The Bayer onsite emergency response did not conform to the unified command structure
contained in the National Incident Management System (NIMS) protocols.
- Bayer did not assign a Public Information Officer (PIO) to directly communicate with the
Kanawha Putnam EOC and Metro 9-1-1.
- Unknown to Bayer emergency personnel, the Methomyl-Larvin unit air monitor system
that they relied on to determine and report airborne concentrations of possible toxic chemicals was not in service the night of the incident.
- Bayer had only two distant fenceline air monitors to determine the extent of chemical
contaminants traveling off site.
- Although the Bayer IC recommended a shelter-in-place, the Bayer EOC did not notify
Metro 9-1-1.
- Bayer discontinued hot zone decontamination activities before all emergency responders
were able to clean their safety gear.
112 6.5.2 Outside Responding Agencies
- The overloaded telephone system prevented Bayer from promptly notifying the Metro 9-
1-1 center of the incident.
- County emergency responders established three separate EOCs in response to the
incident, which resulted in duplication of effort, poor communication, and conflicting control.
- First-responders working near the explosion and fire did not wear adequate respiratory
protection and were not decontaminated. 6.5.3 Kanawha County Commission
- The Kanawha Putnam Emergency Management Plan does not adequately address
emergency response personnel responsibilities and communications between the facility IC and outside emergency response organizations when a facility owner is responsible for incident command during an on-site emergency involving hazardous chemicals. 6.6 Environmental Impact
- MIC air monitoring devices in the Methomyl-Larvin unit were not functioning at the time
of the incident, preventing the accurate measurement of any MIC release from piping or equipment that might have resulted from the explosion and fires.
- Two fenceline monitors located hundreds of feet from the incident location were
ineffective for detecting toxic chemicals that might be released into the atmosphere either from process equipment leaks or spills, or combustion products from a major fire. 6.7 Regulatory Oversight
- Both the Occupational Safety and Health Administration (OSHA) and the Environmental
Protection Agency (EPA) had conducted process safety related audits and inspections at the Bayer facility prior to the incident in August 2008. However, the inspections did not detect or correct all the serious, longstanding process safety problems that were revealed by investigations conducted after the incident.
- OSHA cited Bayer for deficient process hazard analyses in 2005; however OSHA did not
subsequently verify that corrective actions were fully implemented by Bayer. Deficient PHAs were a causal factor in the August 2008 incident.
113 7.0 Incident Causes
- Bayer did not apply standard PSSR and turnover practices to the methomyl control
system redesign project. Bayer restarted the unit before the equipment was properly tested and calibrated.
- Operations personnel were inadequately trained to operate the methomyl unit with the
new DCS control system.
- Malfunctioning equipment and the inadequate DCS checkout prevented the operators
from achieving correct operating conditions in the crystallizers and solvent recovery equipment.
- The methomyl-solvent mixture was fed to the residue treater before the residue treater
was pre-filled with solvent and heated to the minimum safe operating temperature.
- The incoming process stream normally generated an exothermic decomposition reaction,
but methomyl that had not crystallized due to equipment problems greatly increased the methomyl concentration in the residue treater, which led to a runaway reaction that overwhelmed the relief system and over-pressurized the residue treater.
114 8.0 Recommendations The CSB makes recommendations based on the findings and conclusions of its investigations. Recommendations are made to parties that can effect change to prevent future incidents, which may include the companies involved; industry organizations responsible for developing good practice guidelines; regulatory bodies; and/or organizations that have the ability to broadly communicate lessons learned from the incident, such as trade associations and labor unions. 8.1 Bayer CropScience – Research Triangle Park, NC 2008-08-I-WV-R1 Revise the corporate PHA policies and procedures to require: a. Validation of all PHA assumptions to ensure that risk analysis of each PHA scenario specifically examines the risk(s) of intentional bypassing or other nullifications of safeguards, b. Addressing all phases of operation and special topics including those cited in chapter 9 of “Guidelines for Hazard Evaluation Procedures” (CCPS, 2008), and c. Training all PHA facilitators on the revised policies and procedures prior to assigning the facilitator to a PHA team. Ensure all PHAs are updated to conform to the revised procedures. 8.2 Bayer CropScience - Institute, West Virginia 2008-08-I-WV-R2 Review and revise, as necessary, all Bayer production unit standard operating procedures to ensure they address all operating modes (startup, normal operation, temporary operations, emergency shutdown, emergency operations, normal shutdown, and startup following a turnaround or emergency shutdown), are accurate, and approved.
115 2008-08-I-WV-R3 Ensure that all facility fire brigade members are trained in the National Incident Management System, consistent with municipal and state emergency response agencies. 2008-08-I-WV-R4 Evaluate the fenceline air monitor program against federal, state, and local regulations, and Bayer corporate policies, and upgrade and install air monitoring devices as necessary to ensure effective monitoring of potential releases of high-hazard chemicals at the perimeter of the facility. 2008-08-I-WV-R5 Commission an independent human factors and ergonomics study of all Institute site PSM/RMP covered process control rooms to evaluate the human-control system interface, operator fatigue, and control system familiarity and training. Develop and implement a plan to resolve all recommendations identified in the study that includes assigned responsibilities, required corrective actions, and completion dates.
116 8.3 Director of the Kanawha-Charleston Health Department 2008-08-I-WV-R6 Establish a Hazardous Chemical Release Prevention Program to enhance the prevention of accidental releases of highly hazardous chemicals, and optimize responses in the event of their occurrence. In establishing the program, study and evaluate the possible applicability of the experience of similar programs in the country, such as those summarized in Section 5.3 of this report. As a minimum: a. Ensure that the new program:
- Implements an effective system of independent oversight and other
services to enhance the prevention of accidental releases of highly hazardous chemicals
- Facilitates the collaboration of multiple stakeholders in achieving
common goals of chemical safety; and,
- Increases the confidence of the community, the workforce, and the
local authorities in the ability of the facility owners to prevent and respond to accidental releases of highly hazardous chemicals b. Define the characteristics of chemical facilities that would be covered by the new Program, such as the hazards and potential risks of their chemicals and processes, their quantities, and similar relevant factors;
117 c. Ensure that covered facilities develop, implement, and submit for review and approval:
- Applicable hazard and process information and evaluations.
- Written safety plans with appropriate descriptions of hazard controls,
safety culture and human factors programs with employee participation, and consideration of the adoption of inherently safer systems to reduce risks
- Emergency response plans; and,
- Performance indicators addressing the prevention of chemical
incidents. d. Ensure that the program has the right to evaluate the documents submitted by the covered facilities, and to require modifications, as necessary e. Ensure that the program has right-of-entry to covered facilities, and access to requisite information to conduct periodic audits of safety systems and investigations of chemical releases; f. Establish a system of fees assessed on covered facilities sufficient to cover the oversight and related services to be provided to the facilities including necessary technical and administrative personnel; and, g. Consistent with applicable law, ensure that the program provides reasonable public participation with the program staff in review of facility programs and access to:
- The materials submitted by covered facilities (e.g., hazard
evaluations, safety plans, emergency response plans);
- The reviews conducted by program staff and the modifications
triggered by those reviews;
118
- Records of audits and incident investigations conducted by the
program;
- Performance indicator reports and data submitted by the facilities,
and;
- Other relevant information concerning the hazards and the control
methods overseen by the program. h. Ensure that the program will require a periodic review of the designated agency activities and issue a periodic public report of its activities and recommended action items. 8.4 Secretary of West Virginia Department of Health and Human Services and the West Virginia Department of Environmental Protection 2008-08-I-WV-R7 Work with the Director of the Kanawha-Charleston Health Department to ensure the successful planning, fee collection, and implementation of the Hazardous Chemical Release Prevention Program as described in Recommendation 2008-08-WV-R6, above, including the provision of services to all eligible facilities in the State. 8.5 Kanawha-Putnam Emergency Planning Committee 2008-08-I-WV-R8 Work with the Kanawha and Putnam counties Emergency Response Directors to prepare and issue a revision to the Kanawha Putnam County Emergency Response Plan and Annexes to address facility emergency response and Incident Command when such functions are provided by the facility owner.
119 8.6 West Virginia State Fire Commission 2008-08-I-WV-R9 Revise the Fire Department Evaluation Administrative Section Matrix addressing the periodic inspection of local fire departments to include a requirement for inspectors to examine and identify the status of National Incident Management System fire department personnel training. 8.7 Occupational Safety and Health Administration 2008-08-I-WV-R10 In light of the findings of this report and the serious potential hazards to workers and the public from chemicals used and stored at the Bayer Institute site (such as phosgene, MIC, and methomyl), conduct a comprehensive Process Safety Management (PSM) inspection of the complex. Coordinate with the Environmental Protection Agency, as appropriate. 2008-08-I-WV-R11 Revise the Chemical National Emphasis Program and the targeting criteria to: a. Expand the coverage to all 10 OSHA regions, b. Include in the targeting criteria from which potential inspections are selected all establishments that have submitted certifications of completions of actions in response to previous PSM citations; c. Require NEP inspections to examine the status of compliance of all previously cited PSM program items for which the company has submitted certifications of completion to OSHA.
120 8.8 Environmental Protection Agency 2008-08-I-WV-R12 In light of the findings of this report and the serious potential hazards to workers and the public from chemicals used and stored at the Bayer Institute site (such as phosgene, MIC, and methomyl), conduct a comprehensive Risk Management Program (RMP) inspection of the complex. Coordinate with the Occupational Safety and Health Administration, as appropriate.
121 9.0 REFERENCES Baum, M.R., “Disruptive Failure of Pressure Vessels: Preliminary Design Guidelines for Fragment Velocity and the Extent of the Hazard Zone,” ASME Journal of Pressure Vessel Technology, vol. 110 pp168, May 1988. Cain, Maurice R., Pressure Vessel Assessment Workbook, General Physics Corporation, Titusville, Florida, 1995. Center for Chemical Process Safety (CCPS). Guidelines For Hazard Evaluation Procedures, American Institute of Chemical Engineers, Center for Chemical Process Safety, New York, 2008. CCPS. Guidelines for Preventing Human Error in Process Safety, American Institute of Chemical Engineers, Center for Chemical Process Safety, New York, 1994. CCPS. “Human Factors Methods for Improving Performance in the Process Industries,” American Institute of Chemical Engineers, Center for Chemical Process Safety, 2007. CCPS. Layer of Protection Analysis; Simplified Process Risk Assessment, American Institute of Chemical Engineers, Center for Chemical Process Safety, New York, 2001. Contra Costa County, California, Ordinance Code Title 4 – Health and Safety, Division 450 – Hazardous Materials and Wastes, Chapter 450-8 – Risk Management. Faupel, J.H., “Yield and Bursting Characteristics of Heavy-Wall Cylinders,” Transactions of the ASME, vol. 78 pp 1031-1064, July 1956. Hopkins, A., Lessons from Longford, the Esso Gas Plant Explosion. Sydney, New South Wales: CCH Australia Limited, 2000. Health and Safety Executive (HSE), Reducing Error and Influencing Behavior, 2nd ed. U.K.: HSE Books, 1999. HSE, Safety Culture: A Review of the Literature. HSL/2002/25, 2002. Knoll, G. G., Hildebrand, M.S., Yvorra, J. Eds. Hazardous Materials - Managing the Incident, 3rd edition, Red Hat Publishing: Chester, Maryland, 2005. New Jersey Department of Environmental Protection, Toxic Catastrophe Protection Act, New Jersey Administrative Code Title 7, Chapter 31. Sittig, M., Handbook of Toxic and Hazardous Chemicals and Carcinogens, 5th edition, William Andrew Norwich, New York, 2008.
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Appendix A.
123
Appendix A – Causal Analysis Charts
Appendix A is a "Why Tree" diagram showing the events that led to the incident and its consequences. Each box in the Why Tree is from information discovered in the investigation, and is a statement of something that happened in the chain of events. To construct a Why Tree, the investigation team starts with a concise description of the on-site and off-site human health, environmental, and business impacts, and asks why each impact occurred. The team continues asking why each preceding event occurred until they determine that they have reached a root cause. The arrows show the direction of flow from the root causes to the final impacts. When the evidence shows that a particular hypothetical event did not happen, the box in the Why Tree has a diagonal line crossed through it and a statement next to the box describing the evidence that the event did not happen.
Appendix A.
124 SIX FIREFIGHTERS AND TWO RAILWAY WORKERS REPORTED SYMPTOMS OF CHEMICAL EXPOSURE RELEASED CHEMICALS FROM THE RESIDUE TREATER TO THE ENVIRONMENT ONE BAYER EMPLOYEE DIED FROM SEVERE THERMAL BURNS SECOND BAYER EMPLOYEE DIED FROM BLUNT FORCE TRAUMA AND SEVERE THERMAL BURNS DAMAGED PROPERTY ON SITE AND OFFSITE RESIDUE TREATER LOSS OF CONTAINMENT AND EXPLOSION EXPOSED PEOPLE AND ENVIRONMENT TO RESIDUE TREATER CONTENTS AND FIRE EMPLOYEES WERE IN THE VICINITY OF THE EXPLOSION SEE SHEET 4 METHOMYL UNIT CONTROL PANEL OPERATOR ASKED TWO FIELD OPERATORS TO CHECK THE RESIDUE TREATER VENT LINE FOR PLUGGAGE SEE SHEET 3 SHEET 1 B C A SEE SHEET 2
Appendix A.
125 SEE SHEET 1 BAYER REPORTED THAT THEY HAD DETECTORS THAT WERE NOT DETECTING ANY CHEMICALS LEAVING THE SITE EMERGENCY RESPONDERS REPORTED CHEMICAL ODORS THROUGH THE NIGHT EMERGENCY RESPONDERS DID NOT WEAR RESPIRATORY PROTECTION FIREFIGHTERS RESPONDED TO THE EXPLOSION AND FIRE RAILWAY WORKERS WERE TRANSPORTING RAILCARS IN AND OUT FROM THE PLANT RAILWAY WORKERS DID NOT WEAR RESPIRATORY PROTECTION AND WERE TOLD TO SHELTER IN PLACE RATHER THAN EVACUATE CHEMICAL MONITORS IN THE METHOMYL AREA WERE NOT FUNCTIONING, AND THE TWO WORKING FENCELINE MONITORS WERE NOT CAPABLE OF DETECTING CHEMICALS SUCH AS METHOMYL AND MIBK ALL CHEMICALS WERE NOT BEING CONSUMED IN THE FIRE TYLER MOUNTAIN VOLUNTEER FIRE DEPARTMENT HEARD THE INFORMATION THAT ALL THE CHEMICALS WERE BEING CONSUMED BY THE FIRE. RAILWAY WORKERS WERE NOT IN A ROLE THAT WOULD HAVE BEEN TRAINED TO WEAR RESPIRATORY PROTECTION RAILWAY WORKERS CALLED METRO 9-1-1 AND RECEIVED COMMUNICATIONS TO STOP OPERATIONS AND SHELTER IN PLACE, BUT DID NOT RECEIVE ANY COMMUNICATIONS ABOUT POTENTIAL CHEMICAL EXPOSURE THE BAYER INCIDENT COMMANDER COMMUNICATED TO THE BAYER EMERGENCY OPERATIONS CENTER AND THE INSTITUTE FIRE DEPARTMENT THAT THE CHEMICALS WERE BEING CONSUMED IN THE FIRE BAYER DID NOT SHARE RELEVANT INFORMATION WITH METRO 9-1-1 SHEET 2 A
Appendix A.
126 SEE SHEET 1 METHOMYL UNIT CONTROL PANEL OPERATOR INCORRECTLY ASSUMED RESIDUE TREATER VENT LINE WAS PLUGGED UNPLUGGING THE VENT LINE WAS A MANUAL TASK METHOMYL UNIT CONTROL PANEL OPERATOR ATTENTION WAS PARTIALLY DIVERTED TO THE LARVIN UNIT SHIFT CHANGE AT 6:00 AM DID NOT DISCUSS THE STATUS OF THE RESIDUE TREATER AND THAT THEY HAD STARTED FEEDING THE RESIDUE TREATER AT 4:24 AM WITH FLASHER BOTTOMS (RATHER THAN SOLVENT). SHIFT CHANGE AT 6:00 PM DID NOT DISCUSS THE STATUS OF THE RESIDUE TREATER. METHOMYL UNIT CONTROL PANEL OPERATOR WAS LIKELY FATIGUED (OPERATOR HAD A ONE DAY BREAK AND WORKED 84 HOURS THAT WEEK.) PLUGGING IN THE RESIDUE TREATER VENT LINE WAS A KNOWN COMMON ISSUE METHOMYL UNIT CONTROL PANEL OPERATOR RECEIVED RESIDUE TREATER HIGH PRESSURE ALARM AT 22:19 METHOMYL UNIT CONTROL PANEL OPERATOR WAS ASKED TO HELP TROUBLESHOOT THE LARVIN UNIT THIS WAS THE FIRST TIME THAT OPERATIONS TRIED TO RUN LARVIN AND METHOMYL AT THE SAME TIME (SINCE INSTALLING THE NEW DCS IN METHOMYL) THE RESIDUE TREATER PROCESS CREATED ENTRAINED LIQUID OR CONDENSIBLE VAPORS VENT DESIGN ALLOWED PLUGGING METHOMYL AND MSAO DECOMPOSITION FORMED GASES AND INCREASED THE PRESSURE IN THE RESIDUE TREATER OPERATIONS AND TECHNICAL DID NOT RESOLVE THE ISSUE VAPOR STREAM CONDENSED IN VENT LINE FAILED TO MANAGE THE HAZARD; TREATED AS A MINOR OPERATING ISSUE RATHER THAN A SAFETY ISSUE SEE SHEET 5 SHEET 3 B D
Appendix A.
127 SEE SHEET 1 RATE OF PRESSURE INCREASE EXCEEDED THE DESIGN BASIS FOR THE PRESSURE RELIEF SYSTEM UNCONTROLLED DECOMPOSITION REACTION ACCELERATED PRESSURE SAFETY VALVE DESIGN BASIS CONSIDERED A RUNAWAY CASE WITH A MAXIMUM OF 280 LBS METHOMYL VERSUS THOUSANDS OF POUNDS DURING THE INCIDENT 2005 PHA ASSUMED THAT THE AUTOMATED CONTROLS WOULD PREVENT THE EVENT, BUT OPERATIONS FREQUENTLY BYPASSED THE INTERLOCKS MOC PROCESS FOR THE 2008 DCS PROJECT DID NOT PERFORM A PHA THAT CONSIDERED THE POTENTIAL TO BYPASS INTERLOCKS DECOMPOSITION REACTION BECAME SELF- SUSTAINING (RUNAWAY) BAYER CONCLUDED THAT THERE WERE OTHER PROTECTIONS TO PREVENT OVERLOADING THE RESIDUE TREATER 1994 PHA TEAM IDENTIFIED THE LOSS OF CONTAINMENT EVENT BUT DID NOT RECOMMEND CHANGES TO PREVENT THE EVENT THE 2005 PHA DEPENDED TOO HEAVILY ON THE EXISTING PHA RATHER THAN PROVIDING IN DEPTH ANALYSIS THE PHA TEAM GAVE TOO MUCH CREDIT TO THE AUTOMATIC CONTROLS (INTERLOCKS) BEING IN PLACE HIGHER TEMPERATURE INCREASED THE RATE OF REACTION AND THE RATE OF SOLVENT EVAPORATION DCS PROGRAMMING ERROR INACTIVATED THE COOLING SYSTEM. COOLING SYSTEM WAS NOT DESIGNED TO PREVENT RUNAWAY CONDITIONS PHA TRAINING AND EXECUTION WERE INADEQUATE HEAT GENERATION INCREASED THE TEMPERATURE IN THE RESIDUE TREATER COOLING SYSTEM WAS ADAPTED FROM OLD HEATING SYSTEM TO COOL FOR CONTROL TO SETPOINT SEE SHEET 5 SHEET 4 C E
Appendix A.
128 SEE SHEET 3 SEE SHEET 4 DECOMPOSITION REACTIONS GENERATED HEAT RESIDUE TREATER LIQUID BEGAN DECOMPOSING PUMPING HOT MIBK INTO THE RESIDUE TREATER HEATED THE LIQUID AT HIGH CONCENTRATION. DECOMPOSITION IS A FUNCTION OF BOTH TEMPERATURE AND CONCENTRATION MSAO DECOMPOSES AT A LOWER TEMPERATURE THAN METHOMYL SEE SHEET 6 METHOMYL CONCENTRATION IN RESIDUE TREATER LIQUID WAS MANY TIMES MORE THAN THE SOP LIMIT. RESIDUE TREATER LIQUID WAS MOSTLY MOTHER LIQUOR FLASHER TAILS INSTEAD OF HOT MIBK SEE SHEET 7 SHEET 5 E D G F
Appendix A.
129 SEE SHEET 5 THERE WERE SOURCES OF HEAT IN THE SYSTEM MOTHER LIQUOR FLASHER TAILS TEMPERATURE WAS 80 °C WHILE RESIDUE TREATER WAS BEING FILLED HEAT EXCHANGER E-2575 (TEMPERED WATER COOLER) HEATED THE LIQUID OPERATOR SWITCHED THE TEMPERATURE CONTROLLER TO AUTOMATIC AT 18:15 TO HEAT THE RESIDUE TREATER CONTENTS CIRCULATION PUMP HEATED THE LIQUID (NEGLIGIBLE CONTRIBUTION) OPERATOR ADDED 80 °C MIBK TO THE RESIDUE TREATER SYSTEM AT 6:30 PM THE MOTHER LIQUOR FLASHER SYSTEM WAS OPERATING HEAT EXCHANGER E-2576R (STEAM HEATER) HEATED THE LIQUID OPERATOR TURNED ON CIRCULATION PUMP (MANUAL) SHEET 6 THE MANUAL BLOCK VALVE ON THE STEAM SUPPLY LINE WAS CLOSED THE AUTOMATIC VALVE TO HEAT EXCHANGER E-2575 WAS CLOSED. F
Appendix A.
130 SEE SHEET 8 SEE SHEET 5 WITHOUT COMPLETING THE SOLVENT RUN, THE OPERATOR SET RESIDUE TREATER FEED VALVE TO MANUAL AND OPEN TO INCREASE LEVEL IN RESIDUE TREATER SEE SHEET 8 OPERATIONS TRAINING ON PROCESS HAZARDS DID NOT TRAIN THE OPERATORS THAT UNREACTED MSAO ALSO DECOMPOSED AND COULD LEAD TO A RUNAWAY REACTION OPERATORS ASSUMED THAT THERE WAS ONLY SOLVENT IN THE MOTHER LIQUOR FLASHER (NO METHOMYL) OPERATORS WERE ACCUSTOMED TO NORMAL START-UP (WITH MATERIAL LEFT IN THE RESIDUE TREATER FROM THE END OF THE PREVIOUS RUN) OPERATORS SOMETIMES DEVIATED FROM SOP DURING RESIDUE TREATER START-UP OPERATOR PERCEPTION THAT THE SAMPLING WAS TO VERIFY QUALITY OF MATERIAL GOING TO FUEL USE RATHER THAN FOR SAFE OPERATING LIMITS UPSTREAM PROCESS NEEDED TO MOVE MATERIAL OUT OF THE MOTHER LIQUOR FLASHER OPERATORS WERE USED TO RUNNING THE RESIDUE TREATER IN BATCH MODE RATHER THAN CONTINUOUS (PROCEDURES ARE WRITTEN TO RUN IN CONTINUOUS MODE) MANAGEMENT DID NOT ENFORCE COMPLIANCE WITH SOP MOTHER LIQUOR FLASHER OVERHEAD STREAM FED THE MIBK / HEXANE COLUMN, AND THEY NEEDED TO PRODUCE HEXANE HEATER WAS NOT ABLE TO REACH MINIMUM TEMPERATURE (ACCORDING TO OPERATIONS PERSONNEL) MANAGEMENT DID NOT ENFORCE COMPLIANCE WITH SOP SEE SHEET 8 RUNNING LOW ON HEXANE FOR CENTRIFUGES HEAT EXCHANGER PERFORMANCE DEGRADED ALREADY CONSUMED THE FRESH HEXANE WHILE TRYING TO GET THE METHOMYL TO PRECIPITATE AT THE CRYSTALLIZERS OPERATIONS, TECHNICAL, AND MAINTENANCE DID NOT RESOLVE THE PROBLEM MECHANICAL INTEGRITY PROGRAM DID NOT IDENTIFY THE PROBLEM SHEET 7 J I H G
Appendix A.
131 SEE SHEET 9 SEE SHEET 7 METHOMYL UNIT CONTROL PANELOPERATOR THOUGHT THERE WAS NO METHOMYL IN THE MOTHER LIQUOR FLASHER TAILS (FEED TO THE RESIDUE TREATER) METHOMYL UNIT CONTROL PANEL OPERATOR ATTENTION WAS PARTIALLY DIVERTED TO THE OXIME PROCESS OPERATIONS DID NOT FOLLOW SOP TO SAMPLE RESIDUE TREATER BEFORE STARTING FEED (FROM MOTHER LIQUOR FLASHER) IF RESIDUE TREATER TEMPERATURE WAS BELOW 130 DEGC OPERATIONS DID NOT FOLLOW SOP TO SAMPLE RESIDUE TREATER AT 7AM SEE SHEET 7 THIS WAS THE FIRST TIME THAT OPERATIONS TRIED TO RUN LARVIN AND METHOMYL AT THE SAME TIME (SINCE INSTALLING THE NEW DCS IN METHOMYL) OUTSIDE OPERATOR THOUGHT THAT THE RESIDUE TREATER WAS NOT IN SERVICE OPERATIONS THOUGHT THAT THE REACTOR WAS NOT PRODUCING METHOMYL CONTROL ROOM OPERATOR DID NOT HAVE A NEED TO COMMUNICATE TO THE OUTSIDE OPERATOR YET, AND THE COMMUNICATION DID NOT OCCUR AT SHIFT CHANGE CENTRIFUGES WERE NOT PRODUCING WET CAKE (RAN ONE AT A TIME) INADEQUATE ENFORCEMENT OF SHIFT CHANGE POLICY OR INADEQUATE SHIFT CHANGE POLICY CRYSTALLIZERS WERE NOT CRYSTALLIZING METHOMYL SEE SHEET 10 SOLVENT / ANTISOLVENT RATIO WAS WRONG SEE SHEET 7 SHEET 8 J I H L K
Appendix A.
132 OPERATIONS BYPASSED INTERLOCKS THAT SHOULD HAVE KEPT THE RESIDUE TREATER FEED VALVE CLOSED UNTIL REACHING MINIMUM TEMPERATURE SEE SHEET 8 OPERATORS SOMETIMES BY-PASSED RESIDUE TREATER LOW TEMPERATURE INTERLOCK ON START-UP OPERATORS SOMETIMES BY- PASSED RESIDUE TREATER HIGH PRESSURE INTERLOCK ON START-UP THE DCS CHANGEOVER PROJECT LEFT RESIDUE TREATER LOW CIRCULATION FLOW INTERLOCK BY- PASSED SOME OPERATORS WERE USED TO STARTING THE FEED TO THE RESIDUE TREATER BEFORE IT REACHED 135 °C (DEVIATION FROM SOP) OPERATIONS SOMETIMES BYPASSED THESE INTERLOCKS (USED TO DEVIATING FROM SOP) OPERATOR DID NOT NOTICE OR DID NOT REMOVE THE BYPASS BEFORE START-UP CONTRACTOR BYPASSED THE RESIDUE TREATER MINIMUM CIRCULATION FLOW INTERLOCK DURING THE DCS CHANGEOVER PSSR DID NOT ENSURE THAT THE SAFETY SYSTEMS WERE READY FOR OPERATION NO COMMUNICATION FROM THE PHA OR OTHER SOURCES THAT OPERATIONS SHOULD NOT START THIS WAY. MORE THAN ONE BOARD OPERATOR TOLD CSB INVESTIGATORS THE HEATER COULD INCREASE THE TEMPERATURE TO ONLY ABOUT 130 °C (266 °F). MANAGEMENT DID NOT ENFORCE POLICY FOR CONTROL OF BYPASSING SAFETY INTERLOCKS PROJECT PROCESS DID NOT CHECK ALL CRITICAL INSTRUMENT SETTINGS BEFORE HANDOVER 1994 PHA TEAM IDENTIFIED THE LOSS OF CONTAINMENT EVENT BUT DID NOT ACCOUNT ACTUAL PRACTICE OF BYPASING INTERLOCKS THE 2005 PHA DEPENDED ON THE EXISTING PHA RATHER THAN PROVIDING IN-DEPTH ANALYSIS THE 2005 PHA TEAM GAVE TOO MUCH CREDIT TO THE CONTROLS BEING IN PLACE MANAGEMENT DID NOT RESOLVE THE DIFFERENCE BETWEEN OPERATING PRACTICE AND THE STANDARD OPERATING PROCEDURES PHA TRAINING AND EXECUTION LED TO THESE DEFICIENCIES SHEET 9 K
Appendix A.
133 SEE SHEET 8 DATA ENTRY, RESPONSE, AND FEEDBACK WERE ALL DIFFERENT FROM PREVIOUS CONTROL SYSTEM. INADEQUATE TRAINING TECHNIQUES ON THE NEW CONTROL SYSTEM, AND INADEQUATE TRAINING TIME ON THE NEW CONTROL SYSTEM. ABILITY TO FOCUS ON SPECIFIC PIECES OF EQUIPMENT WAS LOST IN THE CONVERSION UNITS OF MEASURE WERE DIFFERENT FROM PREVIOUS CONTROL SYSTEM, AND NO CONVERSION TABLE WAS SUPPLIED TO OPERATIONS. THERE WAS MIBK IN THE RECYCLE HEXANE PSSR DID NOT IDENTIFY THESE DEFICIENCIES CAPITAL PROJECT DID NOT PERFORM HUMAN FACTORS ANALYSIS MIBK / HEXANE COLUMN WAS NOT OPERATING PROPERLY HIGH FLOW AT MIBK DRIP TO INSTRUMENT TAP WRONG SIZE VALVE FOR DRIP CONTROL MANAGEMENT DID NOT ENFORCE MANAGEMENT OF CHANGE PROCESS PSSR DID NOT VERIFY EQUIPMENT IN FIELD WAS READY FOR START-UP SHEET 10 L
Appendix B
134
Appendix B – Emergency Response Timeline
The following is a key for the abbreviations used to denote the organizations agencies in the table below:
CAD
Computer Aided Dispatch EOC
Emergency Operations Center KCEAA
Kanawha County Ambulance Authority KCSD
Kanawha County Sheriff’s Department
Appendix B
135
Date Time Information Source 8/28 22:34 Explosion and Fire on Methomyl Unit
8/28 22:34 Metro to Jefferson fire department (FD): unknown source of explosion, receiving numerous calls KCSD-1 8/28 22:35 EMS to Metro 911: wants address for explosion; Metro states it might be at Bayer CropScience, not sure KCEAA 8/28 22:36 First report of explosion--caller to Metro CAD Operations Report 8/28 22:36 Alarm--Tyler Mountain FD Tyler Mountain FD 8/28 22:37 Metro to Dunbar and Institute FD--Explosion at Bayer plant, fireball 100 ft in air, numerous calls; no telephone or radio contact with plant at this time KCSD-1 8/28 22:38 Dispatch to 1600 1st Ave South (Bayer); scene of incident confirmed to be at the center of the plant. KCSD-1 8/28 22:38 Emergency alarm at Larvin unit EOC Log 8/28 22:39 Metro calls Main Gate: gate guard says he has been instructed not to give out information; emergency alarm in progress 911 call Transcript 8/28 22:41 Haze coming towards Cross Lanes KCEAA 8/28 22:41 EMS to Metro 911: ambulance staging outside Bayer KCEAA 8/28 22:42 Metro contacts Bayer: gate guard requests ambulance immediately for a burn patient; will not provide additional information 911 call Transcript 8/28 22:42 Call from Metro to Dunbar FD to stand by for Institute Station 24. Large explosion reported at the Bayer plant. No contact with plant at this time; multiple calls to plant have been made Dunbar Fire 8/28 22:43 Metro to EMS: a burn patient is at main gate KCEAA 8/28 22:44 Need medics at gate for burn patient CAD Operations Report 8/28 22:44 Bayer has not called Metro KCEAA 8/28 22:44 Metro advises that burn patient is at the main gate KCSD-1 8/28 22:44 "They’re not giving us anything, I don’t know if they’ve even called in from Bayer." KCSD-1 8/28 22:45 Unit 245 on-scene command established KCSD-1 8/28 22:45 EOC activated, Shift A and B ring-down EOC Log
Appendix B
136 Date Time Information Source 8/28 22:46 Metro calls Bayer, no answer; gate guard not giving information. KCEAA 8/28 22:47 EMS enters plant KCEAA 8/28 22:48 Talks to someone at the gate, he doesn't know what is going on but they need an ambulance at the front gate KCEAA 8/28 22:49 Tyler FD arrives on scene Tyler Mountain FD 8/28 22:51 ATF on way to scene CAD Operations Report 8/28 22:51 Route 25 closed Dunbar Police 8/28 22:53 Station 31, power line down at1014 Ellis Street. Pole and line in front of residence still smoking and leaning against a tree. Power still on to residence St. Albans FD and Nitro FD 8/28 22:53 "Spoke to a gentleman in the plant and informed that the event is located in the Larvin unit. Told that the material involved is poisonous." KCSD-1 8/28 22:54 Metro to Dunbar: No contact from plant, getting info from many different sources. Keep roads closed unless you hear otherwise from Metro 9-1-1 EOC only. Dunbar Police 8/28 22:57 Cloud observed moving towards metro; seeks guidance on what cloud consists of. St. Albans FD and Nitro FD 8/28 23:00 Notification to shut down river traffic CAD Operations Report 8/28 23:00 St. Albans FD orders SIP unless hears otherwise about the cloud over explosion CAD Operations Report 8/28 23:04 Still no contact from plant to Metro 911; Dunbar FD gathers a copy of evacuation plan just in case Dunbar FD 8/28 22:52 "The explosion is in the Larvin unit; someone talked to a mechanic they know in the plant [and] it’s poisonous." KCEAA 8/28 23:04 Metro advises command that the unit involved is the Larvin KCSD-1 8/28 23:06 No SIP per Chief 24 (Institute) Dunbar Police 8/28 23:06 Burn victim in ambulance EOC Log 8/28 23:13 KC-1 directed to Shawnee Park (designated as EOC) KCSD-1 8/28 23:15 Bayer contacts Metro: a Bayer representative informs Metro that they "might want to alert the community that there is an emergency at the plant right now." The rep. does not confirm Larvin unit as source 911 call transcript 8/28 23:18 Secondary explosion noted St. Albans FD and Nitro FD 8/28 23:24 SIP recommended for St. Albans and Nitro EOC Log
Appendix B
137 Date Time Information Source 8/28 23:33 NWAS issues SIP; informs media CAD Operations Report 8/28 23:34 Bayer contacts Metro with update; Bayer representative tells Metro that Bayer CropScience still having emergency and is responding to it. 911 call transcript 8/28 23:34 Bayer informed that Metro Emergency Service director putting community SIP order for South Charleston, Dunbar, Nitro, St. Albans 911 call transcript 8/28 23:34 SIP declared for western portion of the county St. Albans FD and Nitro FD 8/28 23:43 By order of the Kanawha County Office of Emergency Services, SIP ordered for all cities west of the City of Charleston (South Charleston, Dunbar, Nitro & St. Albans, specifically.) KCSD-1 8/28 23:48 Individual transported to hospital EOC Log 8/28 23:58 Status update: I-64 shut from Nitro to Dunbar; Rt. 25 from Dunbar to Putnam County line; Rt. 60 from South Charleston to Putnam County line; SIP for all areas west of South Charleston KCSD-1 8/28
TV/radio announcement acknowledges SIP SCPD 8/29 0:01 Praxair is SIP location EOC Log 8/29 0:06 Bayer contacts Metro with update: still having emergency and is responding to it. Bayer rep. on way to Metro 911 center 911 call transcript 8/29 0:13 West of Larvin unit under toxic cloud; SIP in west end of plant EOC Log 8/29 0:15 Norfolk Southern railroad personnel onsite with rash and itching goes to medical EOC Log 8/29 0:21 One employee in medical with heat-related problems EOC Log 8/29 0:25 Shawnee Park requests MSDS EOC Log 8/29 0:35 Chemical in the explosion is highly toxic and flammable methomyl Dunbar Police 8/29 0:37 MIC tank warming EOC Log 8/29 0:40 Bayer contacts Metro with update: still having emergency and is responding to it 911 call transcript 8/29 0:55 EE sent to hospital is not decontaminated (HCN, Sulfide, Hexane, MIBK, methomyl residue) EOC Log 8/29 1:10 Another emergency responder being transferred to medical (firefighter) EOC Log 8/29 1:12 Bayer contacts Metro with update: still having an emergency and is responding to it 911 call transcript 8/29 1:12 Another emergency responder sent to medical for heat stress (firefighter) EOC Log
Appendix B
138 Date Time Information Source 8/29 1:20 SIP lifted in St. Albans EOC Log 8/29 1:25 Another BCS employee to medical department with heat fatigue EOC Log 8/29 1:27 Third BCS emergency responder sent to medical (heat stress) EOC Log 8/29 1:32 Bayer makes official statement to media EOC Log 8/29 1:40 SIP all clear accept Larvin unit EOC Log 8/29 1:42 All community SIPs lifted; Metro notified EOC Log 8/29 1:43 Bayer contacts Metro with update: still having emergency and is responding to it. 911 call transcript 8/29 1:47 Two heat stress and one injured knee in medical EOC Log 8/29 1:55 Metro wants written request from BCS to lift SIP EOC Log 8/29 2:04 Roadways re-opened, SIP lifted Dunbar PD 8/29 2:08 Metro 911 to all units: be advised SIP has been lifted. Dunbar Fire 8/29 2:08 SIP lifted; roadways being re-opened St. Albans FD and Nitro FD 8/29 2:08 Department of Environmental Protection notified incident over EOC Log 8/29 2:14 Firefighting operations to be released, and begin to return to quarters. The fire is out KCEAA 8/29 3:01 Bayer contacts Metro with update: response team has situation under control, plant still in alarm state 911 call transcript 8/29 3:33 Bayer contacts Metro with update: response team has situation under control, plant still in alarm state 911 call transcript 8/29 4:07 Tyler FD leaves scene Tyler Mountain FD 8/29 5:31 "Governor is now on scene" EOC Log 8/29 5:50 Bayer contacts Metro with update: all clear except Larvin unit 911 call transcript
Appendix C
139
Appendix C – Methyl Isocyanate Day Tank Blast Shield Analysis
Appendix C
140 APPENDIX C CONTENTS 1.0 INTRODUCTION ........................................................................................................................ 141 2.0 METHOMYL AND CARBOFURAN MIC SUPPLY SYSTEM ................................................ 142 2.1 MIC Manufacturing .........................................................................................................142 2.2 Production Storage ..........................................................................................................142 2.3 Impact From the Explosion and Fire ...............................................................................144 2.4 Day Tank Inspection and Return to Service ....................................................................145 3.0 MIC DAY TANK BLAST SHIELD ANALYSIS ....................................................................... 146 3.1 Postulated Worst-Case Event Analysis ...........................................................................147 3.2 Residue Treater Rupture Pressure and TNT Energy .......................................................148 3.3 Fragment Kinetic Energy Estimates ................................................................................151 3.3.1 Fragment Velocity Estimates .............................................................................151 3.3.2 Fragment Range and Strike Velocities ...............................................................153 3.3.3 Shield Structure Dynamic Analysis ...................................................................154 3.3.4 Blast Mat Design ................................................................................................155 3.3.5 Structural Frame Assembly Design ....................................................................155 3.3.6 Limitations of the Model ....................................................................................157 3.4 Blast Shield Analysis Conclusions ..................................................................................158
Appendix C
141 1.0 Introduction Methyl isocyanate (MIC) has been manufactured and used at the Institute site since at least the 1970s. Union Carbide Corporation (UCC) owned the facility when the equipment was designed and installed. Recognizing the acute toxic hazard associated with MIC, UCC specified a more rigorous design than what is often applied in chemical processes: redundant and backup instrument systems, augmented fire suppression systems, and an ammonia-steam emergency vapor suppression system. In addition, the bulk storage systems were more robust than a typical aboveground storage vessel. In particular, Union Carbide installed specialized blast-resistant structures around the aboveground MIC storage vessels to protect the vessels from projectiles in the event of an explosion in nearby equipment. The blast blankets also provided a thermal heat shield in the event of a nearby fire. In 1994, the owner of the Institute facility, Rhone-Poulenc, increased the height of the blast shield on the MIC day tank in the Methomyl-Larvin unit. The added height protected the relief valve piping and the vent line that is attached to the top head of the vessel. The August 2008 incident and Bayer’s subsequent effort to restrict public information about the proximity of the MIC day tank to the explosion resulted in renewed concern about MIC use and storage at the plant. This appendix presents a CSB analysis that evaluates whether the exploded residue treater could have damaged the MIC day tank and piping, if it had followed a hypothetical trajectory in that direction.
Appendix C
142 2.0 Methomyl and Carbofuran MIC Supply System 2.1 MIC Manufacturing Bayer, the only user of large quantities of MIC in the U.S., manufactures MIC and at the time of the incident stored up to 200,000 pounds in large underground pressure vessels and smaller aboveground vessels. Liquid MIC was transferred from the MIC production unit about 2500 feet through an insulated piping system to an aboveground pressure vessel called a “day tank” located adjacent to the Methomyl-Larvin production unit. After refilling the day tank, operators removed all MIC from the transfer pipe and purged the pipe with nitrogen gas. The transfer piping and storage vessel incorporated multiple layers of protection, both active and passive: • The MIC recirculation system, carbofuran unit transfer line, and the cross-plant transfer line were equipped with emergency block valves that were operated from the control room; • An emergency dump tank adjacent to the day tank was available to receive the contents of the MIC day tank and cross-plant transfer line; and • The day tank and dump tank were installed on a concrete foundation and surrounded by a concrete dike wall with the capacity to contain the maximum MIC inventory in the day tank and transfer piping.
- 2
Production Storage The MIC day tank was a 6,700-gallon-capacity stainless steel pressure vessel. Maximum inventory was approximately 37,000 pounds (4,400 gallons). The tank was designed, fabricated, and tested in accordance with the American Society of Mechanical Engineers Boiler and Pressure Vessel Code
Appendix C
143 Section VIII and was rated for lethal60 The day tank was equipped with additional layers of protection. The refrigeration system chilled the MIC to about 0 °C (32 °F). A multiple stage chiller system first used ethylene glycol to cool methyl isobutyl ketone (MIBK). The MIBK was then used to cool MIC in a separate heat exchanger. This two-step cooling process prevented a possible MIC-water reaction should the ethylene glycol chiller system leak. service. Union Carbide specified the vessel to be designed with a maximum allowable working pressure of 100 psig, even though the MIC system would operate at only 1-2 psig; the rupture disk and relief valve were set at 20 psig. UCC also installed a dedicated nitrogen supply system to maintain an inert atmosphere in the tank and piping system. 61 The day tank control system contained redundant pressure, temperature, and flow instruments including high-pressure, high-temperature, and refrigeration system failure alarms. The MIC system vents discharged into the process and emergency vent scrubber system. The MIBK system pressure was also maintained greater than the MIC system pressure, and the MIBK pressure in the MIBK-ethylene glycol heat exchanger was greater than the ethylene glycol pressure. This ensured that water could not enter the MIC system. Finally, emergency generators provided power to the refrigeration system in the case of normal plant electricity loss. The area around the tank was equipped with air monitors to detect MIC. Firewater monitors were located nearby to mitigate an MIC leak and suppress a fire that could threaten the tank. Surveillance cameras provided full-time visual display on video display panels inside the Methomyl-Larvin control room. A blast shield structure fully enclosed the day tank to protect it from flying debris and thermal radiation in the event of an explosion and fire.
60 ASME defines lethal substance as a poisonous gas or liquid of such a nature that a very small amount of the gas or of the vapor of the liquid mixed or unmixed with air is dangerous to life when inhaled (ASME 2001). Lethal service rated vessels are designed and fabricated to a higher quality standard than non-lethal rated vessels. 61 The coolant is a mixture of ethylene glycol and water.
Appendix C
144 2.3 Impact From the Explosion and Fire The day tank contained approximately 13,700 pounds of MIC on the night of the residue treater explosion and fire. Neither the empty cross-plant transfer line nor the carbofuran unit transfer system, which was operating at the time of the incident, was damaged. Debris from the explosion struck the blast blanket surrounding the day tank (Figure C-1), and the blast blanket was exposed to radiant heat from the fires. However, the MIC day tank was not damaged.
Figure C-1. MIC tank blast shield post-incident
Power to the MIC refrigeration system was interrupted, so an emergency generator was put in service. The MIC temperature rose to 8.9 °C (48 °F) and the pressure rose to 12.7 psig, which were both less than the maximum allowed values of 30 °C (86 °F) and 20 psig, respectively. The day tank temperature was below 2 °C late the next day. The day tank was then depressurized and drained.
Appendix C
145 2.4 Day Tank Inspection and Return to Service Bayer removed the blast blankets and removed the tank insulation, then inspected the tank, piping, and refrigeration system to verify that the explosion and fire did not damage the equipment. Bayer reinsulated the tank and piping systems and purchased and installed new blast blankets to replace those that were exposed to the fire. The blankets not directly exposed to the fire were reused. Finally, the MIC tank was returned to service to provide MIC to the carbofuran unit until the unit was shut down in August, 2010.
Appendix C
146 3.0 MIC Day Tank Blast Shield Analysis When the day tank was installed in 1983, a wire rope blast blanket system was installed to protect it from flying debris. The blast blankets also provide a radiant heat shield from nearby fires. In 1994, the structure was extended up to completely surround the entire tank and top piping connections (Figure C-2). The original frame design considered static (blast blanket weight) and wind loads only, and did not analyze the structure for dynamic side loading, one of the functional purposes of the assembly.
Figure C-2. MIC day tank shield structure
Appendix C
147 3.1 Postulated Worst-Case Event Analysis The shell and one head careened into the methomyl unit when the residue treater violently exploded. The other 800-pound head (Figure C-3) sheared off and came to rest near the installed location of the residue treater. A small piece of the vessel cylindrical shell separated and lodged between a catwalk and the shell of a distillation column (Figure C-4) some 15 to 20 feet from the residue treater installed location.
Figure C-3. 800-pound residue treater bottom head
Figure C-4. Residue treater shell fragment lodged in catwalk of adjacent distillation column
Appendix C
148 The blast shield showed no evidence of an impact by any significant projectile. However, because of the proximity of the residue treater to the structure, the CSB conducted a dynamic analysis of the shield structure and compared the results to a postulated residue treater impact with the structure. The analysis consisted of the following steps: • Calculate the residue treater theoretical rupture pressure,62 • Calculate the TNT equivalent energy at the rupture pressure and temperature,
• Calculate the initial velocity of various size residue treater fragments, • Calculate impact forces from residue treater fragment impacts with the shield structure, • Calculate the forces required to deflect the shield structure into the MIC day tank or attached piping, and • Compare the results of the fragment energies to the shield structure frame analysis. 3.2 Residue Treater Rupture Pressure and TNT Energy The newly installed 4,500-gallon residue treater was an ASME Code-stamped, SA-240 316L stainless steel pressure vessel manufactured in 2008. It had a maximum allowable working pressure (MAWP) of 50 psi at 400 °F and the vessel hydrostatic test pressure was 68 psig. The following calculations estimate the burst pressure and TNT equivalency of the energy released in the August 2008 explosion. The Faupel method (Faupel, 1956) is a theoretical method used to predict vessel burst pressures +/- 15 percent based on vessel geometry and yield and ultimate tensile strengths of the stainless steel. The formulas were developed from nearly 100 static cylinder tests. According to Faupel, if a cylinder
62 The maximum pressure range of the control system residue treater pressure instruments was 0-50 psig. Therefore, the actual vessel pressure near the failure point was not recorded.
Appendix C
149 wall yields at a constant stress, it will burst at a pressure required to overstrain the wall63
−
u y y b R P σ σ σ 2 ln 3 2 . The residue treater burst pressure, Pb, is estimated using the following equation.
where σu, ultimate tensile strength = 70,000 psi σy = yield strength = 25,000 psi Cylinder wall ratio, R = b/a a = inner radius (47.6875 in) b = outer radius (48 in) R = 1.0066
Pb = 310 psig
When the residue treater ruptured, the stored energy was released nearly instantaneously, creating a blast wave that spread over a distance from the vessel. The energy of the blast wave can be compared to a high explosive detonation through a TNT equivalency calculation using the conversion factor of 1.545 x 106 ft lbs/lb of TNT.
63 Though the Faupel method is intended for thick-walled vessels, it can be applied to thin-walled vessels as well. All thin- and thick- walled equations derived in the Faupel method yield the same result as the cylinder wall ratio, R, approaches the value 1.0 (Faupel, 1034).
Appendix C
150
Using the calculated burst pressure, the blast energy and TNT equivalence (Cain, 1995) are: −
−
− γ γ γ 1 1 2 1 1 1 1 P P V P W
where W = total explosion energy P1 = 310 psia = 46,760 psfa P2 = 14.7 psia = 2117 psfa V1 = 295 ft3 (volume above liquid level: 4500-gallon vessel @ 51% full) γ = specific heat ratio of CO2 = 1.23 (because CO2 is a principal byproduct of methomyl decomposition)
W = 26.3 e 6 ft-lbs
Using the TNT equivalency factor of 1.545 e 6 ft-lbs/lb, the mass of TNT required to generate the calculated explosion energy is:
TNT = 26.3 ft - lbs 1.545 ft - lbs/lb
TNT = 17 lbs
The American Institute of Chemical Engineers, Center for Chemical Process Safety (CCPS) Guidelines for Chemical Process Quantitative Risk Analysis (AIChE, 2000) contains other methods for estimating the TNT equivalent energy from a pressure vessel explosion. The CSB compared the result from the Cain method with the methods contained in the CCPS publication. Table C-1 contains the summary of the results.
Appendix C
151
Table C-1. TNT equivalency values Method TNT (lbs) Energy (ft-lbs) Baum 13 20,690,000 Brode 36 57,000,000 Brown 44 69,900,000 Crowl 19 29,500,000 Cain 17 26,300,000
- 3
Fragment Kinetic Energy Estimates The explosion caused the vessel to separate into three pieces: the bottom head, a small segment that embedded in the catwalk, and the main vessel shell with the top head attached. Initial velocities were calculated and applied to various trajectory departure angles in the direction of the MIC day tank. Aerodynamic drag coefficients were then applied to predict the velocity and kinetic energy of each fragment at impact with the day tank shield structure at the same elevation as the top of the day tank. The analyses ignored the pipe rack and other large structures between the residue treater and the day tank that would likely deflect the object, or absorb some of the kinetic energy. 3.3.1 Fragment Velocity Estimates The energy released in an exploding pressure vessel is distributed among the energy consumed to fracture the steel vessel, shock wave, kinetic energy of the fragments, and heat energy. The energy distribution depends on the vessel failure characteristics (e.g., ductile vs. brittle fracture)64
64 Post-explosion visual examination of the new residue treater confirmed ductile failure of the shell and heads, as expected for stainless steel. and can change throughout the explosion.
Appendix C
152 Assuming a complex expansion process (e.g., gas/liquid mixtures are contained in the pressure vessel), a simple kinetic energy calculation can be used to estimate the fragment upper limit velocity: 2 2 1 mv KE =
so m KE v
2
where KE = kinetic energy lbs (ft-lbs) v = initial velocity (ft/s) m = mass (lbs)
However, according to Baum (1988), less than 20 percent of the vessel expansion energy is transferred to projectiles. To improve the understanding of pressure vessel failure energies, the U.S. Air Force and U.S. Naval Surface Warfare Center commissioned the General Physics Corporation to develop a computer model to calculate fragment velocity and energy, called LIMIT-V, as part of the Pressure Vessel Burst Test Study (Cain, 1995). The study compared the Baum predicted values to actual fragment velocities measured from high-pressure, gas-filled pressure vessel burst tests. Assuming a vessel axial split, which was similar to the residue treater failure, and assuming a burst pressure of 310 psig, the LIMIT-V program predicts that the fragment projectile energy and velocity for the main residue treater shell and top head are: Fragment energy = 14.3 e 6 ft-lbs Initial velocity = 81 ft/sec
The LIMIT-V method likely over-predicts the residue treater fragment velocity because the residue treater was approximately half-full of liquid rather than vapor filled, and the method does not
Appendix C
153 consider a foamy gas-liquid mixture inside the pressure vessel. However, the results are reasonable to use for evaluating the MIC blast shield structure. 3.3.2 Fragment Range and Strike Velocities TRAJ is a two-dimensional fragment trajectory model developed for the U.S. Naval Surface Warfare safety program to estimate fragment velocity and range at various angles. The program uses velocity and shape characteristics to plot fragment flight path height and range and accounts for aerodynamic drag and fragment ricochets off barriers or interferences in the fragment path. The program calculates the velocity and energy at the point of contact with a specified barrier or interference.
The residue treater vessel shell and top head scenario generated the greatest fragment kinetic energy that could impact the MIC day tank blast mat frame. Barriers representing the MIC day tank structure were input into TRAJ at a range of 70 feet and a height of 22 feet from the residue treater. Figure C-5 shows the path traveled by the vessel shell and top head having an initial velocity of 81 feet per second. If a large, high velocity fragment strikes the shield structure at the elevation where the MIC tank piping passes through the grating with enough energy to deflect the structure more than about 4 inches horizontally, the piping could be damaged. The model predicts that the residue treater main fragment will strike the structure at this elevation (circled area on Figure C-5) when the departure trajectory angle from the explosion epicenter is about 30 degrees above horizontal. The fragment energy at impact is 137,000 foot-pounds.
Appendix C
154
Figure C-5. TRAJ plot with fragment impact with the blast shield structure (vertical line at 75 feet range). The curves represent fragment departure angles of 0, 15, 30, and 45 degrees. 3.3.3 Shield Structure Dynamic Analysis Union Carbide installed the blast shield structure in 1983. A 1994 modification added additional shielding above the MIC day tank. The assembly consisted of a structural frame bolted to the concrete foundation. Steel wire rope ballistic shield mats were suspended on all sides. The shield mats served multiple functions: prevent small projectile penetration or significantly reduce the projectile exit velocity, attenuate energy from an explosion generated pressure wave, and absorb heat from an explosion or fire. The structural frame supported the heavy steel mats. A steel grating floor deck was installed a few inches above the top of the MIC day tank. The vessel relief valve piping passed through a circular opening in the floor deck. The clearance between the floor opening and the pipe was approximately 4 inches. Therefore, contact between the steel grating and the pipe will occur if the frame is deflected 4 inches horizontally. An MIC release was assumed to occur if the grating contacts the pipe—the analysis ignored the strength of the pipe and vessel
Appendix C
155 nozzle. The analysis did not evaluate the additional fragment energy (greater impact velocity) that would be necessary to puncture or break the pipe and release MIC. 3.3.4 Blast Mat Design The blast mat is a commercially available ballistic shield product that was originally intended to protect personnel from high-energy explosive detonations. The manufacturer worked with the Israeli Defense Force and the Southwest Research Institute to determine the ability of the blast mat to absorb potential debris or pressure waves from an explosion. Testing conducted using explosive devices showed that the shield is capable of containing very high energy explosions. The testing also demonstrated that the shield is capable of withstanding detonation pressures resulting from thousands of pounds of TNT more than 30 feet from the source of the detonation. The CSB estimated that the residue treater exploded with the force of about 17 pounds of TNT equivalent, many orders of magnitude lower that the energy absorbing capacity of the ballistic shield. Therefore, the CSB concluded the shield mat would withstand any postulated explosion pressure wave from the residue treater. 3.3.5 Structural Frame Assembly Design Frame assembly design records address only the capacity of the frame to support the deadweight of the installed mats, plus wind loads. The records do not include a frame dynamic analysis to demonstrate that the frame assembly was strong enough to protect the day tank from a large object strike at high velocity. The CSB commissioned a structural analysis of the frame assembly to evaluate it for resistance to two load cases:
- Blast wave overpressure from approximately 40 pound TNT equivalent explosion at 75 feet.
- Impact force from the residue treater vessel.
Appendix C
156 The structural and civil drawings were used to analyze the assembly using GTStrudul,® a comprehensive structural analysis tool. Failure was assumed if the maximum calculated stresses exceeded the material strength of any primary component in the frame assembly, or if the frame structure deflected 4 inches horizontally at the elevation of the top floor grating, the space between the hole in the grating and the pipe. The results are shown in Table C-2.
Table C-2. Frame loading analysis results Load condition Frame component stress limit Maximum Deflection Blast overpressure Baseplate overstressed ~ 1.8 inches (no contact with pipe) Residue treater vessel impact Baseplate, structural beams and braces overstressed ~ 4 inches (possible contact with MIC pipe)
The analyses are based on worst case conditions for the following reasons: • They ignore any objects in the path between the residue treater and the MIC day tank including the pipe rack that might deflect or even stop the fragment before it strikes the shield structure (See Figure C-2); • The blast mat is assumed to act as a rigid plate, which transmitted all forces directly into the frame (i.e., the calculation ignored attenuation of blast or impact energy by the blast mat); • The frame is assumed to be oriented such that the east face was perpendicular to the path of the overpressure and vessel fragment trajectory; and • The fragment analysis uses the absolute value of the velocity applied in the horizontal direction rather than the horizontal vector component of the calculated velocity at the incident angle.
Appendix C
157 The blast overpressure analysis indicates that the calculated frame deflection was less than half the available space between the grating and the relief valve pipe. Although the overpressure analysis suggested that the frame baseplates would have shown evidence of permanent structural deformation, post-incident visual examination did not identify any structural damage, confirming that the analysis results were very conservative. The fragment impact analysis predicts that the frame might have sustained permanent and observable structural damage if the residue treater vessel had impacted the structure at maximum theoretical velocity near the top of the structure. Furthermore, the results show that the frame could contact a pipe connected to the MIC day tank. However, the same highly conservative assumptions used in the analysis likely results in the model over-predicting the maximum frame deflection. 3.3.6 Limitations of the Model The CSB did not evaluate the likelihood that the residue treater would travel along any particular trajectory when it ruptured The direction the vessel traveled was the result of the physical characteristics of the vessel and attached piping and other factors that are difficult to model. Factors that influenced the direction of the fragments included: • Piping connected to the residue treater, including the relief pipe attached to the top head; • Orientation of the support legs and concrete anchor bolts; and • The orientation of the head and shell welds, manway, and other significant attachments that strongly influenced where the vessel shell first was breeched.
Specific conditions would have been necessary for the largest residue treater fragment to strike the blast shield frame at the most vulnerable location. First, the trajectory angle would have had to approach 30 degrees above horizontal. A steep trajectory angle would also be necessary for the residue treater to pass over the elevated pipe rack that was directly in front of the day tank. The CSB
Appendix C
158 did not attempt to quantify the likelihood of these conditions occurring; in the actual incident, the residue treater followed an essentially horizontal trajectory. 3.4 Blast Shield Analysis Conclusions The blast mat provided highly effective protection to the MIC day tank against radiant heat from an external fire and penetration from very small projectiles traveling at near sonic velocity. The blast mat would also prevent penetration of a large fragment, such as the residue treater shell or head travelling nearly 55 miles per hour. The original design of the structural frame used to support the blast mat considered only the weight of the blast mats and wind loading. The calculations did not consider dynamic loading from a high velocity large projectile impact. The CSB frame analysis concluded that the structure provided only marginal impact energy absorption protection from such a large fragment strike at velocities predicted to result from the residue treater rupture. Had the residue treater traveled unimpeded in the direction of the day tank, and struck the shield structure just above the top of the MIC day tank, the shield structure might have moved enough to come in contact with the relief valve vent pipe. A puncture, or tear in the vent pipe or MIC day tank head would have released MIC vapor into the atmosphere above the day tank. The CSB notes that the scenario did not occur and remains hypothetical. The vessel might have traveled in one of many trajectories; even under conservative assumptions, only a specific narrow set of trajectories could have potentially led to an MIC release. However, the analysis does emphasize the risks of locating large vessels containing extremely toxic substances within hazardous process areas that have the potential for explosions. As noted previously, following the August 2008 incident Bayer committed to eliminating all aboveground storage tanks of MIC.
Appendix D
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Appendix D – Bayer CropScience Press Release Announcing Institute Facility MIC Storage Reduction
Appendix D
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Appendix D
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FD06418 | 2008_美国_allied-terminals-fertilizer-tank-collapse.pdf
分类:06_境外及港澳台调查报告 | 年份:2008 | 地域: | 严重程度: | 场所: | 起火原因: | 来源格式:pdf
U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
INVESTIGATION REPORT REPORT NO. 2009-03-I-VA MAY 2009
ALLIED TERMINALS, INC.– CATASTROPHIC TANK COLLAPSE (Two Serious Injuries, Community Evacuation)
Photo courtesy of City of Chesapeake Fire Marshal ALLIED TERMINALS, INC. CHESAPEAKE, VIRGINIA KEY ISSUES:
NOVEMBER 12, 2008
LIQUID FERTILIZER STORAGE TANK STANDARDS TANK MODIFICATION FOR CHANGE-IN-SERVICE TANK INSPECTION
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ii Contents EXECUTIVE SUMMARY.......................................................................................................................... 1 1.0 INTRODUCTION........................................................................................................................... 3 1.1 Background ..................................................................................................................................... 3 1.2 Investigative Process ....................................................................................................................... 5 1.3 Liquid Fertilizer............................................................................................................................... 5 1.4 Allied Terminals, Inc....................................................................................................................... 6 1.5 HMT Inspection, Inc. ...................................................................................................................... 7 1.6 G&T Fabricators, Inc. ..................................................................................................................... 7 1.7 Aboveground Storage Tank Standards............................................................................................ 7 1.7.1 American Petroleum Institute............................................................................................. 7 1.7.2 The Fertilizer Institute........................................................................................................ 8 1.8 The Elizabeth River......................................................................................................................... 9 2.0 INCIDENT DESCRIPTION ......................................................................................................... 11 2.1 Events Preceding the November 12, 2008 Incident ...................................................................... 11 2.2 The Incident................................................................................................................................... 12 2.3 Post-Incident.................................................................................................................................. 15 2.3.1 CSB Urgent Recommendations........................................................................................ 15 2.3.2 Tank 209........................................................................................................................... 16 2.3.3 Engineering Evaluation .................................................................................................... 17 3.0 INCIDENT ANALYSIS ............................................................................................................... 18 3.1 Tank 201........................................................................................................................................ 18 3.2 Tank Modification......................................................................................................................... 19 3.3 Tank Inspection ............................................................................................................................. 21
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iii 3.4 Tank 201 Failure ........................................................................................................................... 23 3.5 Allied Safe Work Practices ........................................................................................................... 24 3.6 Analysis Summary ........................................................................................................................ 25 4.0 REGULATORY ANALYSIS ....................................................................................................... 26 4.1 Environmental Protection Agency ................................................................................................ 26 4.2 Virginia Department of Environmental Quality............................................................................ 27 4.3 State Aboveground Storage Tank Regulations.............................................................................. 27 5.0 SIMILAR INCIDENTS ................................................................................................................ 28 6.0 FINDINGS .................................................................................................................................... 29 7.0 CAUSES........................................................................................................................................ 30 8.0 RECOMMENDATIONS .............................................................................................................. 31 United States Environmental Protection Agency....................................................................................... 31 Governor and Legislature of the Commonwealth of Virginia.................................................................... 31 Allied Terminals, Inc.................................................................................................................................. 32 HMT Inspection, Inc. ................................................................................................................................. 32 The Fertilizer Institute................................................................................................................................ 33 REFERENCES........................................................................................................................................... 35 APPENDIX A EVENT TIMELINE........................................................................................................... 36 APPENDIX B TANK 209 ENGINEERING EVALUATION................................................................... 38 APPENDIX C RUPTURE HAZARD FROM LIQUID STORAGE TANKS ........................................... 40 APPENDIX D STATE REGULATIONS FOR ABOVEGROUND FERTILIZER STORAGE TANKS. 45 APPENDIX E SIMILAR INCIDENTS ..................................................................................................... 48
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iv List of Figures Figure 1. Allied collapsed tank and neighboring business...........................................................................3 Figure 2. Location of South Hill neighborhood...........................................................................................4 Figure 3. Allied's Chesapeake terminal.........................................................................................................6 Figure 4. Tank 201......................................................................................................................................13 Figure 5. Location of injuries......................................................................................................................14 Figure 6. Tank 209......................................................................................................................................16 Figure 7. Tank 201 design prior to modification. .......................................................................................18 Figure 8. Tank 201 modification design.....................................................................................................20 Figure 9. Modified Tank 201......................................................................................................................21 Figure 10. Failed tank weld on course three. ..............................................................................................24
List of Tables Table 1. Calculated maximum liquid levels................................................................................................23
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v List of Acronyms and Abbreviations API
American Petroleum Institute ASME American Society of Mechanical Engineers AST
Aboveground Storage Tank CEPPO Chemical Emergency Preparedness and Prevention Office CFR
Code of Federal Regulations CSB
U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board CWA Clean Water Act DEQ
Virginia Department of Environmental Quality DOLI Virginia Department of Labor and Industry
EPA
U.S. Environmental Protection Agency LOP
Lack of Penetration OPA 90 Oil Pollution Act of 1990 TFI
The Fertilizer Institute UAN 32 Urea Ammonium Nitrate Solution with 32 Percent Nitrogen
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1 Executive Summary On November 12, 2008, a 2-million-gallon liquid fertilizer tank (designated as Tank 201 by the owner) catastrophically failed at the Allied Terminals, Inc. (Allied) facility in Chesapeake, Virginia, seriously injuring two workers and partially flooding an adjacent residential neighborhood. On the day of the incident, Allied was filling Tank 201 with liquid fertilizer to check for leaks prior to painting the tank. During the filling, a welder and his helper sealed leaking rivets on the tank. At a fill level about 3.5 inches below the calculated maximum liquid level, the tank split apart vertically, beginning at a defective weld located midway up the tank. Within seconds, the liquid fertilizer overtopped the secondary containment, partially flooding the site and adjacent neighborhood. The collapsing tank wall injured the welder and his helper, who were working on the tank. Employees of a neighboring business responded and extricated them. At least 200,000 gallons of the liquid fertilizer were not recovered; some entered the southern branch of the Elizabeth River. The CSB identified the following causes:
- Allied did not ensure that welds on the plates to replace the vertical riveted joints met generally
accepted industry quality standards for tank fabrication.
- Allied had not performed post-welding inspection (spot radiography) required for the calculated
maximum liquid level for the tank.
- Allied had no safety procedures or policies for work on or around tanks that were being filled for the
first time following major modifications and directed contractors to seal leaking rivets while Tank 201 was being filled to the calculated maximum liquid level for the first time.
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2 The CSB makes recommendations to the U.S. Environmental Protection Agency, the Governor and Legislature of the Commonwealth of Virginia, Allied Terminals, Inc., HMT Inspection, Inc., and The Fertilizer Institute.
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3 1.0 Introduction 1.1 Background On November 12, 2008, at about 2:20 pm, a 2-million-gallon nominal capacity liquid fertilizer tank catastrophically failed at the Allied Terminals, Inc. (Allied) facility in Chesapeake, Virginia (Figure 1). The tank split open vertically and nearly instantaneously released about 2.1 million gallons of liquid fertilizer. A welder and his helper were working on the opposite side of the tank as it collapsed. Both sustained serious injuries due to the collapsing tank and immersion in the liquid fertilizer. Employees from a neighboring business (shown in upper left of Figure 1) rescued the two workers.
Photo courtesy of City of Chesapeake Fire Marshal Figure 1. Allied collapsed tank and neighboring business.
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4 As the liquid fertilizer released, it overtopped the secondary containment berm1 surrounding the tank. The product flooded Rosemont Avenue, blocking egress for more than 100 employees at the adjacent business. It reached portions of the South Hill neighborhood, an adjacent residential community of 43 homes bordered on two sides by Allied’s property (Figure 2). The City of Chesapeake Fire Department ordered residents to evacuate for several days. Weeks later, residents again had to leave their homes while an environmental cleanup firm repaired the damage to their property. Photo courtesy of City of Chesapeake Fire Marshal
Figure 2. Location of South Hill neighborhood.
1 Secondary containment for large storage tanks is usually an earthen berm surrounding the tank which has the capacity to contain the tank’s contents if released slowly.
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5 At the time of the incident, Allied was filling Tank 201, a liquid fertilizer storage tank, to its calculated “safe fill height”2 of 27.01 feet. During the filling, the welder was to check for and repair leaking rivets. However, before the liquid reached the “safe fill height,” a vertical weld seam failed and the tank ruptured. The City of Chesapeake Fire Department and U.S. Environmental Protection Agency (EPA) On-Scene Coordinators managed the spill. Later, teams from the U. S. Chemical Safety Board (CSB), the City of Chesapeake Fire Marshal’s Office, the Virginia Department of Labor, the EPA Oil and Prevention Branch, and the Virginia Department of Environmental Quality investigated.
- 2
Investigative Process The CSB examined the collapsed tank in situ, photographed the incident site, interviewed eyewitnesses and responders, and made physical measurements of the failed tank. The CSB entered into a site control and evidence preservation agreement with Allied and the City of Chesapeake. The investigation team conducted additional interviews with Allied management, contractors, and tank inspection firms. In addition, the CSB met with organizations involved in the commercial fertilizer and liquid terminal industries, researched similar fertilizer tank incidents, and examined federal, Commonwealth of Virginia, and other state regulatory programs. 1.3 Liquid Fertilizer The liquid fertilizer stored at Allied is a urea ammonium nitrate solution containing 32 percent total nitrogen (UAN 32). It is a non-flammable, stable aqueous salt solution. UAN 32 is a heavy, mildly
2 “Safe fill height,” a term used by Allied, corresponds to the maximum liquid level as determined in API Standards 650 and 653.
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6 corrosive, clear liquid with an ammonia odor and a density of about 11 pounds per gallon.3 The EPA does not regulate UAN 32 fertilizer as a listed chemical. 1.4 Allied Terminals, Inc. Allied Terminals, Inc., a subsidiary of Allied Marine Industries, Inc., is a small, privately-owned chemical storage company based in Norfolk, Virginia, that operates liquid terminals in Norfolk and Chesapeake, Virginia. The Chesapeake marine terminal (Figure 3) is adjacent to the southern branch of the Elizabeth River and provides contract storage and distribution of petroleum products and liquid fertilizers, which it receives by ship and pipeline and distributes by barge, rail, and truck. The terminal incorporates property and tanks purchased from BP Marine Terminals, ConocoPhillips, and Star Enterprises, Inc. between 1994 and 2000. The property north of Banks Street contained 10 fertilizer storage tanks, including Tank 201.
Figure 3. Allied's Chesapeake terminal.
3 UAN has a specific gravity of 1.33, which is about 30 percent higher than the specific gravity of water.
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7 1.5 HMT Inspection, Inc. HMT Inspection, Inc. (HMT) is a division of HMT, Inc., an international aboveground storage tank (AST) service provider based in Houston, Texas. HMT performs tank inspection, non-destructive examination, and engineering evaluations in accordance with the requirements of American Petroleum Institute (API) Standard 653 (Section 1.7.1). HMT inspectors are certified by API and receive additional in-house inspection training. 1.6 G&T Fabricators, Inc. G&T Fabricators, Inc. (G&T) is an independent welding company based in Wilmington, North Carolina. In the six and a half years prior to the incident, G&T performed tank modifications, pipe welding, and other maintenance work at Allied’s Chesapeake and Norfolk terminals. During this period, G&T had three full-time employees and hired temporary employees as needed. The two contractors injured in the incident included one full-time and one temporary G&T employee. 1.7 Aboveground Storage Tank Standards Several standards address industry practices for AST design, construction, maintenance, repair, and inspection. These standards, frequently codified into federal, state, or local regulations, typically apply to new construction or expansions and modifications inside an existing facility. The principal standards and organizations that address ASTs are summarized below. 1.7.1 American Petroleum Institute API is a national trade association that includes 400 corporate members representing segments of the oil and natural gas industry. For more than 75 years, API has developed petroleum and petrochemical equipment and operating standards. API maintains more than 500 standards and recommended practices, many of which have been incorporated into state and federal regulations.
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8 API Standard 650, Welded Steel Tanks for Oil Storage, dates back to 1961. This consensus standard establishes minimum requirements for material, design, fabrication, erection, and testing for vertical, cylindrical, aboveground, steel storage tanks for petroleum, petroleum products, and other liquids. Although written for the petroleum industry, this standard is widely used for the storage of both hazardous and non-hazardous liquids. Several states have incorporated API 650 by reference into their regulations for the storage of both hazardous and non-hazardous liquids, including liquid fertilizer (Section 4.4). API Standard 653, Tank Inspection, Repair, Alteration, and Reconstruction, contains standards applicable to inspection, repair, alteration, and reconstruction of vertical, cylindrical, aboveground, steel storage tanks. Like API 650, API 653 is widely used and has been incorporated by reference into the storage tank regulations of several states. API Standard 579-1/ASME FFS-1, Fitness-For-Service (2nd ed.), includes procedures to evaluate the integrity of a damaged or degraded component and estimate its remaining life. This standard provides techniques to evaluate flaws including, but not limited to, general and localized corrosion, weld misalignment and shell distortions, and crack-like defects. 1.7.2 The Fertilizer Institute The Fertilizer Institute (TFI), headquartered in Washington, D.C., is a national organization representing the fertilizer industry. Two industry groups merged in 1969 to form TFI. TFI’s members include producers, transporters, distributors, retailers, and others involved in the fertilizer industry. TFI represents member interests regarding legislation and regulation, conducts studies, collects statistics, and provides information to members through conferences and newsletters. TFI membership includes 100 percent of domestic manufacturers, many of the nation’s largest retailers, and several international fertilizer manufacturers.
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9 TFI issued Aboveground Storage Tanks of Liquid Fertilizer, Recommended Inspection Guidelines in 2001 in response to several catastrophic tank failures in the late 1990s and 2000 (Section 5). The guideline incorporates by reference API 650 and API 653 and includes additional fertilizer-specific requirements. Conformance with this guideline is voluntary; no state or federal regulations mandate its use. At the time of the incident, four TFI members had contracted with Allied to store liquid fertilizer. Allied is not a TFI member. 1.8 The Elizabeth River The Elizabeth River flows through the Cities of Norfolk, Chesapeake, and Portsmouth, Virginia.4 This area has a long history of heavy industrialization and pollution of the waters of the river. Many liquid storage terminals, including all of the large liquid fertilizer storage tanks in Virginia, are located along the Elizabeth River. The Elizabeth River Project is an independent non-profit organization that incorporated in 1993 to support the restoration of the river’s environmental health. A board of directors, including local business and community leaders, university administrators, and present and former government officers, runs the Elizabeth River Project. The Elizabeth River Project provides technical support and recognition to businesses and industries in its “River Star” program. These businesses work to reduce pollution, create or conserve habitats, and recycle or reuse materials. Several terminals in the Elizabeth River watershed are River Star sites. Allied Terminals does not participate in the River Star program. On September 15, 2008, the Elizabeth River Project launched a long-term initiative to make the river fishable and swimmable by 2020. One of the initiative’s action items is to reduce the amount of nitrogen
4 A portion of the Eastern Branch of the Elizabeth River also flows through the City of Virginia Beach.
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10 fertilizer that enters the river, as it can increase algae growth and deplete the oxygen resources of aquatic species.
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11 2.0 Incident Description 2.1 Events Preceding the November 12, 2008 Incident Significant events preceding the November 12, 2008, catastrophic tank collapse at Allied include the following; Appendix A is an event timeline.
- Circa 1929 – A 2-million-gallon riveted petroleum storage tank (now known as Tank 201) was
constructed at a site at the end of Rosemont Avenue in what is now the City of Chesapeake.
- Late 2000 – Allied negotiated the purchase of an idled petroleum terminal, which included Tank 201,
at the end of Rosemont Avenue.
- December 12, 2000 – Allied contracted AEC Engineering, Inc. (AEC)5 to inspect storage tanks at the
idled terminal.
- January 2001 – AEC inspected Tank 201 and prepared a preliminary report establishing a maximum
liquid level of “18.583 feet” [sic] for the liquid fertilizer Allied intended to store in the tank.
- February 2001 – Allied canceled the AEC contract; AEC did not issue a final tank inspection report
for Tank 201.
- 2001 to 2006 – Allied used Tank 201 for liquid fertilizer storage. Allied provided no documentation
with respect to the maximum liquid level (“safe fill height”) used during this time.
5AEC is a national tank engineering and inspection firm with a local office in Richmond, VA.
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12
- October 2006 – Allied contracted G&T to modify Tank 201 by replacing the vertical riveted joints
with butt-welded joints.6 This was to increase the strength of the joints, which would permit an increase in the maximum liquid level and allow more fertilizer to be stored in Tank 201.
- January 3, 2007 – While G&T was modifying Tank 201, HMT performed an API 653 Out-of-Service
inspection (Section 3.3) of the tank and calculated its “safe fill height” as 25.65 feet.7
- September 18, 2007 – HMT specified a revised “safe fill height” of 27.01 feet for Tank 201 based on
an April 2001metallurgical test report provided by Allied.
- January 18, 2008 – Allied conducted a tank strength test8 using liquid fertilizer, filling Tank 201 to a
final height of 22 feet, 3 and 11/16 inches (22.31 feet).
- January 2008 to November 2008 – Tank 201 was in service holding liquid fertilizer. Allied reported
that the average fill height during this time was about five feet. 2.2 The Incident On Tuesday November 11, 2008, Allied began filling Tank 201 with liquid fertilizer to find and repair rivet weeps9 in preparation for painting the exterior of the tank. On Wednesday, November 12, 2008, at about 2:00 pm, while Allied continued filling the tank to a level between 26 and 27 feet, a welder and helper from G&T began sealing weeping rivets. The welder was working in a man-lift about 15 feet above ground. The helper was on the ground nearby.
6 A butt-weld joins two pieces of material along their entire thickness. 7 Calculations were based on liquid with a specific gravity of 1.33. 8 Allied filled the tank with liquid fertilizer product to test the tank. Although Allied referred to the test as a “hydrostatic test,” the test performed did not conform to the API requirements for hydrostatic testing. 9 A weep is a small leak that forms a wet spot on the tank exterior.
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13 At about 2:20 pm, as the tank reached a level of 26.72 feet, a vertical split started midway up the shell and rapidly extended to the floor and roof of the tank on the side opposite the workers. As the pressure of the liquid fertilizer inside the tank opened the split, the tank shell separated from the bottom and roof (Figure 4), rapidly releasing the tank’s contents.
Photo courtesy of City of Chesapeake Fire Marshal Figure 4. Tank 201. The collapsing tank shell impacted the man-lift, seriously injuring the welder in the man-lift basket. The tank stairs fell away from the tank and pinned the helper to the ground. Both workers were briefly submerged under the liquid fertilizer. Employees from a neighboring business witnessed the accident and quickly extricated the workers. Figure 5 is a close-up of the accident scene showing the man-lift and stairs.
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Figure 5. Location of injuries. The liquid fertilizer overtopped the secondary containment, damaging a facility maintenance building and flooding portions of the facility and the South Hill neighborhood. At least 200,000 gallons10 of the liquid fertilizer were unaccounted for following post-accident cleanup; some flowed into the nearby Elizabeth River, about 1,000 feet from the tank.
10As estimated by the EPA.
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15 2.3 Post-Incident Post-incident visual examinations of Tank 201 identified defective welds as the likely immediate cause of the tank failure. Post-incident visual examination of Tanks 202, 205, and 209 (all with welded modifications similar to Tank 201) revealed numerous welding defects similar to those observed on the remnants of the collapsed tank, including undersized welds, porosity, and weld undercut.11 2.3.1 CSB Urgent Recommendations Because the potential for collapse of Tanks 202, 205, and 209 posed an unacceptably high risk of substantial property damage or injuries among the general public, the CSB made the following urgent safety recommendations to Allied on December 8, 2008. Take immediate action to reduce the risk of a catastrophic failure of Tanks 202, 205, and 209 at Allied Terminals Hill Street facility including but not limited to significantly reducing the maximum liquid levels (“safe fill height”) based on sound engineering principles. Report the actions taken to the City of Chesapeake. Select and retain a qualified, independent tank engineering firm to evaluate Tanks 202, 205, and 209 and determine their fitness for continued service. The evaluation should be based on recognized and generally accepted good engineering practices, such as API 653 - Tank Inspection, Repair Alteration, and Reconstruction and API 579 - Fitness for Service.
11 Holes in welds due to gas bubbles are called “porosity.” Insufficient weld material along the edge of a weld is called “undercut.”
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16 Within 30 days, provide the report prepared by the independent tank engineering firm to the City of Chesapeake, together with a comprehensive action plan and schedule to address any identified deficiencies. The CSB released these urgent recommendations at a joint press conference with the City of Chesapeake. 2.3.2 Tank 209 The City of Chesapeake, through the Fire Marshal’s Office, independently investigated the Allied incident. Based on the evidence collected and the concern for the safety of the residents of the South Hill neighborhood, the City of Chesapeake found Tank 209 to be an imminent danger, condemned the tank on December 22, 2008, and ordered Allied to drain it within 30 days. Allied drained the tank in accordance with the City’s order.
Figure 6. Tank 209.
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17 2.3.3 Engineering Evaluation In response to the CSB’s urgent recommendations, Allied contracted Thielsch Engineering, Inc. (Thielsch) to conduct an evaluation of the vertical weld joints on Tanks 202, 205, and 209. Thielsch performed visual and non-destructive inspections12 of the welds. For Tank 209, the inspections indicated up to 75 percent lack of penetration (LOP) in the vertical butt-weld joint of the insert plates.13 Based on these results, Thielsch calculated the maximum liquid level for the liquid fertilizer in Tank 209 as 10.227 feet, significantly less than the 32.14-foot maximum liquid level established in September 2007 by HMT. Thielsch’s report is included as Appendix B. Fitness-for-Service examinations for Tanks 202 and 205 also identified significant LOP in the welds. The engineering firm recommended significantly reducing the maximum liquid levels for these tanks as well.
12 The non-destructive examination used an ultrasonic shearwave technique to examine the internal features of the welds. 13 Lack of weld penetration refers to welds that do not penetrate the full thickness of the plates being welded (Section 4.5).
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18 3.0 Incident Analysis 3.1 Tank 201 Tank 201, originally designed and constructed in 1929 for petroleum product storage, was 116 feet in diameter and about 30 feet high. The shell was constructed of overlapping riveted plates, each approximately 6 feet high and 14 feet long. The plates were joined end to end to form six rings (courses) that were stacked to form the tank. A single row of rivets joined the courses horizontally, while three vertical rivet rows joined the plate ends on the bottom two courses and two rows joined the plate ends on the upper four courses (Figure 7). Overlapping welded plates were used on the bottom and the cone- shaped roof. A second tank bottom was added inside the tank prior to Allied’s purchase of the facility.
Figure 7. Tank 201 design prior to modification.
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19 3.2 Tank Modification The liquid fertilizer stored in Tank 201 weighed more per unit volume (density) than the petroleum products for which the tank was designed (about 11 pounds per gallon for the UAN 32 solution compared to 6 pounds per gallon for petroleum products). To increase the usable capacity of the tank, Allied contracted G&T to remove 18-inch wide sections of the shell plates containing the vertical riveted joints and replace them with butt-welded plates,14 following the requirements of API 653 (Figure 8). Allied intended this modification to strengthen the joints and permit a higher maximum liquid level, and contracted G&T to perform the same modification on three similar tanks: Tanks 202, 205, and 209. Allied did not have the modifications to Tanks 201, 202, 205, and 209 approved by an authorized inspector or an engineer experienced in storage tank design as required by API 653. API 653 requires welding procedures and welders be qualified by a formal performance test in accordance with the ASME Boiler and Pressure Vessel Code Section IX: Welding And Brazing Qualifications. API 653 also requires verifying the weldability of steel from existing tanks when the type of steel is unknown. The weldability test involves welding samples removed from the tank and subjecting them to mechanical strength tests. Neither Allied nor G&T prepared and qualified a weld procedure in accordance with these requirements. In addition, while some of the G&T welders were previously qualified to weld similar materials, none qualified on Tank 201 material.
14 A butt-welded joint can be as strong as the material it connects, while a riveted joint is generally weaker.
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Figure 8. Tank 201 modification design. Following the modifications, Allied paid a non-destructive testing company to examine the welds for defects using spot radiography.15 However, Allied paid for the examination of only the lower two courses of Tanks 202 and 209. The upper courses of Tanks 202 and 209 and the entirety of Tanks 201 and 205 were not radiographed prior to returning these tanks to service. The radiography performed identified multiple weld defects in the lower courses of both 202 and 209.16
15 Radiographic weld inspection uses gamma-ray technology to identify subsurface weld flaws. Spot radiography examines a small percentage of the length of each weld; full radiography examines the full length of all welds. 16 Based on documentary evidence, it is unclear whether all of these defects were repaired.
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Photo from HMT inspection report. Figure 9. Modified Tank 201. 3.3 Tank Inspection Allied contracted with both AEC and HMT to perform API 653 Out-of-Service inspections of Allied’s fertilizer storage tanks. An API 653 Out-of-Service inspection typically includes internal and external visual inspections for corrosion and degradation; measuring tank roof, floor, and shell thicknesses; and calculating a maximum liquid level. Tank inspectors calculate the maximum liquid level based on minimum measured shell thicknesses, material type (from a list of known materials or unknown material), joint design (welded or riveted), and extent of weld inspection (full, spot, or no radiography).
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22 AEC inspected the tanks in late 2000 and early 2001 before Allied contracted G&T to replace the vertical rivet joints with butt-welded plates. As part of the inspection, AEC determined maximum liquid levels for the tanks based on the requirements specified in API 653 for riveted construction of an unknown material type17 using the smallest (minimum)18 of 228 thickness measurements taken on the lowest tank course.19 HMT performed inspections in 2004 through 2007. As part of this effort, HMT calculated “safe fill heights” for Tanks 201, 202, 205, and 209 based on the requirements of API 653 for a spot radiographed butt-welded vertical joint of an unknown material type using the average of 10 thickness measurements from the lowest course. In September 2007, following the issuance of the inspections reports, HMT increased the “safe fill heights” for Tanks 201, 202, and 209 based on a known material type. HMT chose this material type based on the test results20 from a single sample from each tank. Table 1 summarizes the calculated maximum liquid levels.
17 When the material type is unknown, API requires using lower allowable limits in calculating a maximum liquid level. 18 API 653 paragraph 4.3.3.1 specifically requires using the minimum measured thickness . 19 For Tank 201, the thickness of the lowest course limited the maximum liquid level. 20 Chemical composition and mechanical strength tests.
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23 Table 1. Calculated maximum liquid levels. Tank AEC Engineering Pre-modification HMT Inspection Post-modification HMT Inspection September 2007 201 18.70 25.65 27.01 202 17.00 26.14 27.45 205 25.92
35.0021
209 19.25 30.60 32.14
HMT’s use of test results from a single sample from each tank was not sufficient to establish the material type for the entire tank. The only provision in API 653 for establishing the properties of an unknown material based on testing is in paragraph 7.3 “Original Materials for Reconstructed Tanks.” 22 This paragraph requires sampling and testing each individual plate. In the case of Tank 201 this would have been more than 150 samples. Additionally, HMT’s use of the average of only 10 thickness measurements resulted in a higher than allowed maximum liquid level for Tank 201. Had HMT used minimum measured thickness of the plate (0.485 inches), the HMT-calculated maximum liquid level would have been about 1.5 inches less than the level at which the tank failed. 3.4 Tank 201 Failure Welds on the plates to replace the vertical riveted joints failed because the welds (Figure 10) did not meet generally accepted industry quality standards for tank fabrication. The welds did not penetrate the full thickness of the plates. Furthermore, the welds contained defects—porosity (holes from gas bubbles in
21 Fill height for Tank 205 was limited by the tank’s physical height. 22 A tank which is disassembled and reconstructed at a new location.
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24 the weld) and undercut (insufficient weld material along the edge of the weld)—that significantly degraded the strength of the welds.
Figure 10. Failed tank weld on course three. Had the welds been radiographed as required by API 653, these weld defects would most likely have been detected and should have been repaired. 3.5 Allied Safe Work Practices Tanks are more likely to fail when being filled to the maximum level for the first time.23 Allied had no safety procedures or policies for work on or around tanks following construction or major modifications.
23 API 653 section 5.2.2 discusses tank failure during hydrostatic testing or first fill.
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25 Allied directed G&T to seal leaking rivets while Tank 201 was being filled to its calculated “safe fill height” for the first time. Both G&T workers were injured when the tank collapsed. 3.6 Analysis Summary Although Allied documents required API 653 be applied for the modification and inspection of Tank 201, key requirements were not met, including (but not limited to) Allied did not use an authorized inspector or an engineer experienced in storage tank design to approve the modifications to Tank 201. G&T did not use qualified weld procedures or welders to perform the modification in accordance with the ASME Boiler and Pressure Vessel Code, Section XI: Welding and Brazing Qualification. Allied did not require or perform spot radiography on Tank 201.24 HMT calculated a maximum liquid level for Tank 201 using the requirements for weld joints that are spot radiographed. HMT calculated a maximum liquid level for Tank 201 based on an average wall thickness in lieu of a minimum wall thickness. Had Allied, G&T, and HMT all followed the requirements of API 653, Tank 201 would not have failed.
24 API 653 states that the owner/operator of a tank has ultimate responsibility to ensure requirements, including radiography, are met.
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26 4.0 Regulatory Analysis 4.1 Environmental Protection Agency The EPA regulates ASTs under the Oil Pollution Act of 1990 (OPA 90). Regulatory programs under this act require facilities, including aboveground storage facilities, to develop and implement Spill Prevention, Control, and Countermeasure (SPCC) Plans to address potential oil discharges and Facility Response Plans (FRP) for worst-case oil discharge scenarios. Allied’s Chesapeake terminal is subject to these regulations for its petroleum storage tanks. Storage of other materials, including liquid fertilizer, is not covered under OPA 90. The Clean Water Act (CWA) regulates discharge of pollutants to waters of the United States including surface waters such as the Elizabeth River. Although the CWA does not specifically address ASTs, any unpermitted release to waterways—even an accidental release such as the incident at Allied—is subject to CWA enforcement. However, the CWA does not mandate steps to take to prevent such releases. No EPA program specifically regulates non-petroleum service ASTs. Individual states are responsible for any non-petroleum AST regulation. However, following a series of catastrophic liquid fertilizer tank failures between 1997 and 2000 (Section 5), EPA’s Chemical Emergency Preparedness and Prevention Office (CEPPO) issued a Rupture Hazard from Liquid Storage Tanks Chemical Safety Alert (Appendix C). The alert summarized tank failures due to defective welding, cautioned owners of ASTs in all liquid services to be aware of rupture risks, and provided guidance for proper AST inspection and maintenance. To minimize risk, it recommended the use of API Standards 650, 653, and 579 for tank construction, inspection, and modification, respectively.
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27 4.2 Virginia Department of Environmental Quality The Virginia Department of Environmental Quality (DEQ) regulates petroleum ASTs under Virginia’s “Facility and Aboveground Storage Tank Regulations.” Neither the Commonwealth of Virginia nor the City of Chesapeake regulates non-petroleum ASTs.25 4.3 State Aboveground Storage Tank Regulations The CSB identified 17 states that have regulatory programs applicable to storage of liquid fertilizer in ASTs (Appendix D). All of these have some requirement for secondary containment, and most also include inspection, recordkeeping, and facility permitting or registration requirements. Thirteen state programs are specific to fertilizer; four states enforce more general AST regulations that may include fertilizer tanks. Seven state programs incorporate API 650 or 653 standards for tank construction, inspection, and repair.
25 Under Virginia law, local jurisdictions generally may not exercise authorities not specifically granted to them by the state. The Commonwealth of Virginia has not granted such authority with regard to regulation of ASTs.
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28 5.0 Similar Incidents In addition to the incident at Allied, the CSB found 16 other tank failures at nine facilities in other states between 1995 and 2008. These 16 failures resulted in one death, four hospitalizations, one community evacuation, and two releases to waterways (Appendix E). Eleven occurred due to defective welding. In 1989, a large fertilizer tank, similar to the one at Allied, collapsed at a terminal in Chesapeake, Virginia. The tank released hundreds of thousands of gallons of UAN solution into the southern branch of the Elizabeth River.
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29 6.0 Findings
- Although The Fertilizer Institute issued recommended inspection guidelines for liquid fertilizer tanks
in 2001, incorporating API 653 by reference, Allied was unaware of these guidelines prior to the incident.
- HMT calculated a “safe fill height” for Tank 201 using the requirements for weld joints that are spot
radiographed. Allied did not ensure spot radiography was performed on Tank 201.
- Tank 201 failed at a liquid level of about 26.74 feet, which was less than the calculated “safe fill
height” of 27.01 feet.
- Allied had no safety procedures or policies for work on or around tanks that were being filled for the
first time following construction, reconstruction, or major modification. The collapse of Tank 201 seriously injured the two contractors working on the tank.
- The liquid fertilizer overtopped the secondary containment, flooding portions of the facility and an
adjacent residential neighborhood. Liquid fertilizer also spilled into the nearby Elizabeth River.
- Post-incident visual examination of Tank 201 identified defective welds as the likely immediate cause
of the tank failure.
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30 7.0 Causes
- Allied did not ensure that welds on the plates to replace the vertical riveted joints met generally
accepted industry quality standards for tank fabrication.
- Allied had not performed post-welding inspection (spot radiography) required for the calculated
maximum liquid level for the tank.
- Allied had no safety procedures or policies for work on or around tanks that were being filled for the
first time following major modifications and directed contractors to seal leaking rivets while Tank 201 was being filled to the calculated maximum liquid level for the first time.
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31 8.0 Recommendations United States Environmental Protection Agency. 2009-03-I-VA-R4 Revise and reissue the Chemical Emergency Preparedness and Prevention Office Rupture Hazard from Liquid Storage Tanks Chemical Safety Alert. At a minimum, revise the alert to Include the Allied Terminals tank failure, Discuss the increased rupture hazard during first fill or hydrostatic testing, and List The Fertilizer Institute fertilizer tank inspection guidelines in the reference section. Governor and Legislature of the Commonwealth of Virginia 2009-03-I-VA-R5 Require state regulation of 100,000-gallon and larger fertilizer storage tanks (which presently are located solely along and in the area of the Elizabeth River) or authorize local jurisdictions to regulate these tanks. The regulations should Address design, construction, maintenance, and inspection of 100,000-gallon and larger liquid fertilizer storage tanks, and Incorporate generally recognized and accepted good engineering practice.
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32 Allied Terminals, Inc. 2009-03-I-VA-R6 Hire a qualified independent reviewer to verify that maximum liquid levels for all tanks at Allied’s Norfolk and Chesapeake terminals meet the requirements of American Petroleum Institute Standard 653, Tank Inspection, Repair, Alteration, and Reconstruction. At a minimum, the review should verify that all requirements for welding, inspection of welds, and In-Service and Out-of-Service tank inspections are met. Make the complete review report for both terminals available to the Cities of Norfolk, Chesapeake, and Portsmouth, Virginia, as well as the Virginia Department of Environmental Quality. 2009-03-I-VA-R7 Develop and implement worker safety procedures for initial filling of tanks following major modification or change-in-service. At a minimum, require the exclusion of all personnel from secondary containment during the initial filling. HMT Inspection, Inc. 2009-03-I-VA-R8 Implement The Fertilizer Institute’s inspection guidelines as part of tank inspector training and inspection procedures for fertilizer tank inspection. 2009-03-I-VA-R9 Revise company procedures to require tank inspectors to verify that radiography required as part of the calculation for a maximum liquid level has been performed.
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33 The Fertilizer Institute 2009-03-I-VA-R10 Formally recommend to all member companies the incorporation of The Fertilizer Institute tank inspection guidelines into contracts for the storage of liquid fertilizer at terminals.
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34 By the U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board John S. Bresland Chair Gary Visscher Member William Wark Member William Wright Member
Date of Board Approval
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35 References American Petroleum Institute (API), 2007. Welded Steel Tanks for Oil Storage, API 650, 11th edition. American Petroleum Institute (API), 2008. Tank Inspection, Repair, Alteration, and Reconstruction, API 653, 3rd edition, Addendum 3. American Society of Mechanical Engineers (ASME), 2004. Boiler and Pressure Vessel Code, Section IX: Welding and Brazing Qualifications. Atherton, W., no date. Catastrophic Failure of Storage Tanks and Secondary Containment, Liverpool Moors University, School of the Build Environment. Accessed 13 February 2009 via http://www.ljmu.ac.uk/BLT/BUE_Docs/atherton.pdf Chemical Emergency Preparedness and Prevention Office (CEPPO), 2001. Rupture Hazard from Liquid Storage Tanks, United States Environmental Protection Agency (EPA). Cornell, J.R., and Baker, M.A., 2002. Catastrophic Tank Failures: Highlights of Past Failures along with Proactive Tank Designs, Paper presentation at U.S. EPA Fourth Biennial Freshwater Spills Symposium, March 19-21, 2002. Myers, P. E., 1997. Aboveground Storage Tanks, McGraw-Hill.
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Appendix A Event Timeline
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37 12/5/2000 Allied finalizes purchase of Star Enterprises terminal 11/22/2000 AEC Engineering submits proposal for inspection of tanks in Star Enterprises terminal 12/12/2000 Allied hires AEC to inspect tanks 2/2001 Allied halts AEC’s work, no final report issued for Tank 201 1/2001 AEC inspects Tank 201, writes preliminary report, fill height of 18.583' 1/18/08 Allied completes strength test of Tank 201, fill height 22' 3 11/16" 1/3/2007 HMT inspects Tank 201, issues safe fill height of 25.65' 10/2006-1/2007 G & T Fabricators alters Tank 201, replacing rivets with welds; hires additional welders from staffing agency 2001-2006 Allied stores liquid fertilizer in riveted Tank 201 9/18/2007 HMT sends email listing “revised safe fill height” for Tank 201 of 27.01' 11/11/2008 Allied begins filling Tank 201 to safe fill height to test for leaks 11/12/2008 Tank 201 catastrophically fails at 26.72' 2000 Allied seeks to purchase Star Enterprises terminal
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Appendix B Tank 209 Engineering Evaluation
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Note: Vandeventer Black, LLP is the law firm representing Allied.
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Appendix C Rupture Hazard from Liquid Storage Tanks
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Appendix D State Regulations for Aboveground Fertilizer Storage Tanks
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46 State Program Description Secondary Containment Inspection Record- keeping Permitting/ Registration Incorporates API 650 & 653 Reference Delaware Jeffrey Davis Aboveground Storage Tank Act and subsequent regulations apply to tanks converted from petroleum service after 1992, regardless of their current contents Yes Yes Yes Yes Yes Delaware Administrative Code Title 7 Regulations Governing Aboveground Storage Tanks Florida Department of Environmental Protection regulates Aboveground Storage Tank Systems containing pollutants, including substances that release ammonia when discharged Yes Yes Yes Yes Yes Florida Administrative Code 62- 762 Illinois Department of Agriculture regulates all agrichemical facilities storing commercial bulk fertilizer Yes Yes Yes Yes No 8 Illinois Administrative Code (IAC) Chapter I Part 255 Indiana Indiana State Chemist enforces Indiana Commercial Fertilizer Rules for facilities storing fluid bulk fertilizer in quantities greater than 55 gallons Yes No No Yes No 355 Indiana Administrative Code (IAC) 2 Iowa Agriculture and Land Stewardship Department regulates Containment of Pesticides, Fertilizers, and Soil Conditioners, including storage of fertilizer in volumes greater than 5,000 gallons Yes No No No No Iowa Administrative Code (IAC) 21-44(206) Kansas Department of Agriculture regulates bulk storage of commercial fertilizers in amounts more than 2,000 gallons Yes Yes Yes Yes 650 only Kansas Administrative Regulations (KAR) 4-4-900 Kentucky Department of Agriculture Division of Pesticide Regulation regulates storage and handling of bulk fertilizer in amounts greater than 5,000 gallons at commercial facilities Yes Yes No Yes No 302 Kentucky Administrative Rules (KAR) 31:040 Massachusetts Office of the State Fire Marshal enforces regulations requiring permitting, recordkeeping, and inspection of all aboveground storage tanks over 10,000 gallons capacity Discretion of fire dept. Yes Yes Yes Or equal 502 Code of Massachusetts Regulations (CMR) 5.00
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47 State Program Description Secondary Containment Inspection Record- keeping Permitting/ Registration Incorporates API 650 & 653 Reference Michigan Department of Agriculture regulates on-farm bulk storage of fertilizer of more than 2,500 gallons in one container or more than 7,500 gallons aggregate Yes Yes No No No Michigan Administrative Code R 285.642 Minnesota Minnesota Pollution Control Agency regulates ASTs of greater than 1,100 gallons containing any liquid substance that may cause pollution to waters of the state; incorporates by reference API 653 Yes Yes Yes Yes Yes Minnesota Administrative Rules Chapter 7151 Nebraska Department of Environmental Quality implements Rules And Regulations Pertaining to Agricultural Chemical Containment for bulk fertilizer storage Yes Yes Yes No No Nebraska Administrative Code Title 198 Ohio Department of Agriculture regulates all farm fertilizer tanks of 5,000 gallons or more aggregate capacity Yes Yes Yes No 653 only Ohio Administrative Code (OAC) 901:5-2 Oklahoma Oklahoma Fertilizer Act and Rules implemented by the Oklahoma Department of Agriculture, Food, and Forestry regulate facilities storing liquid bulk fertilizer in quantities greater than 55 gallons Yes Yes No Yes No Oklahoma Administrative Code (OAC) 35:45-1-10 South Dakota Department of Agriculture enforces Bulk Commercial Fertilizer Storage Rules for facilities capable of storing more than 300 gallons Yes Yes Yes Yes No South Dakota Administrative Rules Chapter 12:44:05 Washington Department of Agriculture regulates Fertilizer Bulk Storage and Operational Area Containment for greater than 500 gallons Yes Yes Yes No No Chapter 16-201 Washington Administrative Code (WAC) West Virginia Department of Agriculture regulates facilities storing over 5,000 gallons of liquid fertilizer for more than 30 days per year Yes Yes Yes Yes No 61 WV Code of State Rules (CSR) 6B Wisconsin Department of Agriculture, Trade, and Consumer Protection regulates fertilizer bulk storage in quantities greater than 55 gallons Yes Yes Yes No Yes Agriculture, Trade, & Consumer Protection (ATCP) Chapter 33
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Appendix E Similar Incidents
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49 Date Location Number of failures Details Cause (if known) Consequences reported 1995 Poneto, Indiana 1 500,000-gallon fertilizer tank rupture Faulty welds
March 1997 Pacific Junction, Iowa 3 1-million gallon fertilizer tank rupture and cascading failure of two other tanks Faulty welds Temporary dike prevented release to Missouri River February 1999 Dixon, California 1 Tank rupture during transfer out of leaking tank; 250,000 gallons released
One killed, two hospitalized July 1999 Maumee, Ohio 2 Failure of two fertilizer storage tanks Faulty welds
July 1999 Webberville, Michigan 1 1-millon gallon fertilizer tank rupture at seams Faulty welds Two hospitalized January 8, 2000 Cincinnati, Ohio 1 Million-gallon tank rupture, 379,000 gallons released Faulty welds Release to Ohio River, containing walls and two vehicles destroyed January 26, 2000 Morral, Ohio 1 1.5-million gallon tank rupture Faulty welds
March 3 and March 8, 2000 Morral, Ohio 2 Two separate fertilizer tank ruptures days apart Faulty welds Community and school evacuation November 7, 2008 Wilmington, North Carolina 1 Fertilizer tank failure at seam between shell and bottom Failure at weld, corrosion Release to waterway November 12, 2008† Chesapeake, Virginia 1 Catastrophic failure of fertilizer tank Faulty welds due to lack of weld penetration Community evacuation, two hospitalized, release to Elizabeth River December 16, 2008 Ashkym, Illinois 3 500,000-gallon release due to storage tank catastrophic failure and cascading failure of two smaller tanks
† Allied Terminals incident included (highlighted) for comparison.
FD06419 | 2008_美国_barton-solvents-flammable-liquid-explosion-and-fire.pdf
分类:06_境外及港澳台调查报告 | 年份:2008 | 地域: | 严重程度: | 场所: | 起火原因: | 来源格式:pdf
Static Spark Ignites Flammable Liquid during Portable Tank Filling Operation
No. 2008-02-I-IA (September 2008)
Key Lessons for Safe Handling and Storage of Flammables • Ensure that equipment, such as fill nozzles and hoses, is bonded and grounded and designed for flammable service • Use dip pipes when top-filling portable tanks • Install fire suppression systems in flammable packaging areas • Separate flammable packaging areas from bulk storage areas
Who’s at Risk…
Companies that transfer (pump) flammable liquids.
Incident Description On October 29, 2007, at about 1 p.m., a fire and series of explosions occurred at the Barton Solvents Des Moines, Iowa, chemical distribution facility. The initial fire started in the packaging area while a 300-gallon portable steel tank, known as a tote, was being filled with ethyl acetate, a flammable solvent (Figure 1). FIGURE 1. 300-gallon steel tote
An operator placed the fill nozzle in the fill opening on top of the tote and suspended a steel weight on the nozzle to keep it in place. 1 After opening the valve to begin the filling process, the operator walked across the room to do other work. As the tote was filling, he heard a “popping” sound and turned to see the tote engulfed in flames and the fill nozzle laying on the floor discharging ethyl acetate. Before evacuating, employees tried unsuccessfully to extinguish the fire with a handheld fire extinguisher. The
1 Pressure from the liquid flowing through the nozzle can cause it to dislodge during filling. Hanging the steel weight over the nozzle helped stabilize the nozzle in place.
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fire spread rapidly to the wood-framed warehouse, igniting a large volume of flammable and combustible liquids. One employee received minor injuries and one firefighter was treated for a heat-related illness. A large plume of smoke and rocketing barrels and debris triggered an evacuation of the businesses surrounding the facility. The main warehouse structure was destroyed and Barton’s business was significantly interrupted. The Chemical Safety Board (CSB) is publishing this Case Study to underscore the need for effective bonding and grounding and for fire protection practices that should be observed when handling flammable liquids.2 Flammability of Ethyl Acetate 3 The criteria outlined in National Fire Protection Association (NFPA) 30, Flammable and Combustible Liquid Code, 4 state that ethyl acetate is a Class IB flammable liquid. In addition, NFPA 704, Standard System for the Identification of the Hazards of Materials for Emergency Response, indicates that ethyl acetate has an elevated flammability hazard rating of “3.” 5 Under the conditions the ethyl acetate was being handled at the time of the incident, the CSB determined that an ignitable vapor-air mixture formed near the tote fill opening. A static discharge (spark) between the tote body and a metal component on the fill nozzle/hose assembly, which included the steel weight, likely ignited the vapor-air mixture. 6
2 On July 17, 2007, about three months before this incident, a large portion of Barton’s Wichita, Kansas, facility was destroyed by a fire that the CSB believes was ignited by a static electric spark inside a flammable liquid storage tank. See the CSB Case Study Barton Solvents: Static Spark Ignites Explosion Inside Flammable Liquid Storage Tank. 3 Ethyl acetate is generally considered a conductive flammable liquid. However, fire and explosion incidents involving ethyl acetate have been reported that may be attributable to static electric sparks, which are usually associated with non-conductive or low conductivity flammables. In this incident, however, the CSB determined that a spark likely originated from accumulated static on the metal parts of the plastic fill nozzle and rubber hose assembly, which were not properly bonded and grounded. The Information Resources section at the end of this Safety Advisory includes resources about the static electricity hazards associated with transferring non- conductive flammable liquids. 4 The NFPA develops widely recognized consensus fire protection codes and standards. 5 The NFPA classifies the degree of hazard of a material on a scale of 0-4, with 4 being the most hazardous or “severe.” Flammable materials rated “3” on this scale are defined as either liquids or solids that can be ignited under nearly all ambient temperatures. The flashpoint for ethyl acetate is approximately 25oF (-4oC), and its boiling point is approximately 172oF (78oC). See NFPA 30, Section 4.3 “Classification of Liquids” and NFPA 704 (2007 ed.), Chapter 6, for a detailed discussion of NFPA’s classification and flammability hazard rating systems. 6 A local exhaust ventilation system to remove vapors generated during filling operations was available, but was not turned on at the time of the incident. This system was severely damaged during the incident. As no design plans or specifications were available for review, the CSB was unable to determine if its use could have prevented the initial fire by reducing the concentration of the flammable vapors below the ignitable range.
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Bonding and Grounding Static electricity is generated as liquid flows through pipes, valves, and filters during transfer operations. Proper bonding and grounding ensures that static electricity does not accumulate and spark. Static sparks can readily ignite the vapor-air mixtures of many flammable and combustible liquids. Bonding is the process of electrically connecting, by wiring or direct contact, conductive objects (e.g., fill nozzles to steel tanks) to equalize their individual electrical potentials to prevent sparking. Grounding is connecting a conductive object (e.g., tanks, totes) to the earth to dissipate electricity from accumulated static, lightning strikes, and equipment faults into the ground, away from employees and equipment (Figure 2). FIGURE 2. Bonding and grounding
Fill Nozzle and Hose Because the steel parts of the fill nozzle and hose assembly (and the steel weight) were not bonded and grounded, the CSB concluded that static electricity likely accumulated on these parts and sparked to the stainless steel tote body, igniting the vapor that accumulated around the fill opening during filling. The tote was sitting on a grounded weigh scale while being filled, and according to witnesses, the operator attached a grounding clamp to the tote before he started filling it. However, the metal components of the nozzle, the synthetic rubber fill hose, and the pump were not bonded to the tote. 7
7 Bonded hoses contain a conductive wire or fibers that bond the nozzle to the pump and prevent static from accumulating as liquid flows through the hose and nozzle.
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The nozzle was made of nonconductive plastic, but it housed a stainless steel ball valve and was fitted with a steel quick-connect fitting. The steel weight (suspended from the ball valve handle with a length of steel wire) was intended to prevent the nozzle from being ejected from the tote during filling.8 All these conductive objects were isolated from ground and were susceptible to static accumulation and discharge. The manufacturer’s technical documentation for the nozzle and hose revealed that they were not intended for flammable service. Top-Filling Barton top-filled (splash-filled) its totes and drums in the packaging area. Ungrounded metal parts on the fill equipment likely accumulated a static charge and sparked to the external wall of the steel tote, igniting the vapors around the fill opening. Proper bonding and grounding, or other safeguards, would have reduced the likelihood of static ignition. 9 A metal fill nozzle or dip pipe that is bonded to a grounded metal tote will not accumulate a static charge. NFPA 77, Recommended Practice on Static Electricity, states that portable metal tanks and IBCs (Intermediate Bulk Containers) should be bottom-filled if possible, using a slow velocity of 1 meter per second (3.3 feet per second) or less until the dip pipe is submerged to about 150 millimeters (6 inches). 10 Figure 3 illustrates a dip pipe arrangement using a metal (conductive) fill nozzle and fill hose designed for flammable liquid service. 11
8 The length of wire used to suspend the steel gear from the fill nozzle handle allowed the gear to swing freely. According to witnesses, the gear would intermittently contact the tote as it swung. 9 Other safeguards include reducing the fill (pumping) velocity to minimize static electricity generation, and adding an inert gas to the tote/drum headspace, which displaces the oxygen, thereby reducing the chance of ignition. 10 NFPA 77, Section 8.13.1.5. 11 When purchasing equipment for flammable service, companies should verify that it is designed for use with flammable liquids and capable of being bonded and grounded.
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FIGURE 3. Dip pipe Fire Separation and Suppression The packaging area was adjoined to the flammable storage warehouse. A wall separating the two areas was not fire-rated, and large non-fire-rated doors between the warehouse and packaging area were kept open and were not equipped with self-closing mechanisms. The CSB believes that this lack of effective separation aided the fire to spread rapidly into the warehouse area. The warehouse had an automatic sprinkler system, which did not extend into the packaging area where flammable liquids were routinely stored. 12 Barton’s property insurance company had recently recommended that Barton install an automatic fire suppression system in the packaging area. The fire started in the packaging area and quickly spread to the warehouse. The warehouse sprinkler system activated after the fire had gained momentum in the packaging area, but was incapable of extinguishing the blaze. If a fire suppression system had been installed in the packaging area and that area had been separated from the warehouse by fire-rated walls and doors, this fire likely would have been extinguished or contained before engulfing the entire warehouse.
12 At the time of the fire, several 55-gallon drums and approximately 30 smaller containers (i.e., 1-5 gallons) of flammable liquids were stored in the packaging area.
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Key Lessons for Safe Handling and Storage of Flammables • Ensure that equipment such as fill nozzles and hoses are bonded and grounded and designed for flammable service. The fill nozzle and hose used at Barton were not designed to be bonded and grounded, and were not intended for flammable service. • Use bonded and grounded metal dip pipes when top-filling portable tanks. Although the lack of a dip pipe for filling the tank was not a cause in this incident, use of grounded metallic dip pipes is recommended by NFPA 77. • Install fire suppression systems in flammable packaging areas. A fire suppression system in the packaging area likely would have stopped the rapid spread of the fire to the warehouse. • Separate flammable packaging from bulk storage areas. Proper separation from the warehouse by fire-rated walls and doors would have helped prevent the fire from spreading to the warehouse. Regulatory and Good Practice Guidance If Barton had implemented a comprehensive static electricity and flammable liquid safety program in compliance with current regulatory standards and good practice guidance, this incident likely would have been prevented. The Occupational Safety and Health Administration’s (OSHA) Flammable and Combustible Liquids standard (29 CFR 1910.106), Section (f), “Bulk Plants,” contains requirements for portable tank bonding and grounding, that—if implemented properly—would likely have prevented the static spark between the tote and the nozzle. NFPA 30 Flammable and Combustible Liquids Code (2008 ed.) includes guidance or mechanical ventilation; fire separation of dispensing (packaging) and storage areas; and a hazard analysis to determine the extent of necessary fire prevention and control (suppression). 13 NFPA 77 Recommended Practice on Static Electricity (2007 ed.) contains detailed guidance on safely managing static electricity to prevent fires and explosions. Chapter 8.4.4 addresses the safe use of fill (dip) pipes during filling operations, and Chapter 8.13 provides detailed guidance for bonding and grounding, and information on how to safely fill portable tanks.
13 Current Iowa State Fire Marshal Administrative Rules require facilities that handle flammable liquids to comply with NFPA 30, which includes a requirement that facilities conduct a hazard analysis to determine if fire control (suppression) is necessary. This requirement applies only to newly constructed facilities.
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Companies should address the hazards associated with static electricity and flammable liquid transfer and handling operations by applying these and other good practice guidelines to determine if their facilities are properly designed and being safely operated. Information Resources The following references provide additional information on the safe handling of static-accumulating flammable liquids: • American Petroleum Institute (API), “API Recommended Practice 2003: Protection Against Ignitions Arising Out of Static, Lightning, and Stray Currents,” 7th ed. (2008). • Britton, L.G., and J.A. Smith, “Static Hazards of Drum Filling,” Plant/Operations Progress, Vol. 7, No. 1 (1988) pg. 53-78. • Britton, L.G., Avoiding Static Ignition Hazards in Chemical Operations, AIChE-CCPS Concept Book (1999). • National Fire Protection Association (NFPA), “NFPA 30: Flammable and Combustible Liquid Code,” 2008 ed. • National Fire Protection Association (NFPA), “NFPA 77: Recommended Practice on Static Electricity,” 2007 ed. NFPA 77 can be viewed, free of charge, on the NFPA website (www.nfpa.org). Access directions: At the NFPA Homepage, go the “Codes and Standards” pull down tab, then click on “Code development process” and scroll down to “Online access.” • Occupational Safety and Health Administration (OSHA), “29 CFR 1910.106: Flammable and Combustible Liquids Standard.”
The CSB is an independent federal agency charged with investigating industrial chemical accidents. The agency's board members are appointed by the president and confirmed by the Senate. CSB investigations look into all aspects of chemical accidents, including physical causes such as equipment failure as well as inadequacies in regulations, industry standards, and safety management systems. The Board does not issue citations or fines but does make safety recommendations to companies, industry organizations, labor groups, and regulatory agencies such as OSHA and EPA. Please visit our website, www.csb.gov. No part of the CSB's conclusions, findings, or recommendations may be admitted as evidence or used in any action or suit for damages; see 42 U.S.C. § 7412(r)(6)(G).
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FD06420 | 2009_CSB_2009_Caribbean_Petroleum_CAPECO_Tank_Terminal_Explosion_and_Fires_Investigation_R.pdf
分类:06_境外及港澳台调查报告 | 年份:2009 | 地域: | 严重程度: | 场所: | 起火原因: | 来源格式:pdf
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Public Preview Copy FINAL INVESTIGATION REPORT CARIBBEAN PETROLEUM TANK TERMINAL EXPLOSION AND MULTIPLE TANK FIRES
CARIBBEAN PETROLEUM CORPORATION (CAPECO) KEY ISSUES: BAYAMÓN, PUERTO RICO TANK OVERFILL PREVENTION
OCTOBER 23, 2009
COMMUNITY IMPACT
HAZARD ASSESSMENT SAFETY MANAGEMENT SYSTEM REGULATION GAPS: • NO RISK ASSESSMENT CONSIDERING PROXIMITY TO COMMUNITIES • NO ADHERENCE TO RAGAGEP • NO REDUNDANT OR INDEPENDENT SAFEGUARDS TO PREVENT OVERFILLING A TANK
REPORT NO. 2010.02.I.PR U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
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CONTENTS CONTENTS .................................................................................................................................................. 3 Acronyms and Abbreviations ..................................................................................................... 7 PUERTO RICO EMERGENCY MANAGEMENT AGENCY ................................................................... 8 1.0 EXECUTIVE SUMMARY ............................................................................................................. 9 1.1 Incident Summary ............................................................................................................ 9 1.2 Public Impact and Emergency Response ......................................................................... 9 1.3 CSB Investigation ............................................................................................................ 9 1.4 CSB Findings ................................................................................................................. 10 1.5 Key Findings .................................................................................................................. 10 2.0 CARIBBEAN PETROLEUM CORPORATION .......................................................................... 13 2.1 Company History ........................................................................................................... 13 2.2 Status of CAPECO ......................................................................................................... 13 2.3 Site Description .............................................................................................................. 13 3.0 SITE OPERATIONS ..................................................................................................................... 15 3.1 Normal Site Operations .................................................................................................. 15 3.2 Tank Farm Operations .................................................................................................... 15 3.3 Storm water and Oil Runoff Management ..................................................................... 16 3.4 Ship Unloading and Tank Filling Operations ................................................................ 16 3.5 Communication .............................................................................................................. 17 3.6 Process Description ........................................................................................................ 17 4.0 INCIDENT DESCRIPTION .......................................................................................................... 21 4.1 Physical Cause................................................................................................................ 21 4.2 Tank Overflow ............................................................................................................... 24 4.3 Vapor Cloud Formation and Migration .......................................................................... 25 4.4 Open Dike Drain Valves ................................................................................................ 26 4.5 Ignition ........................................................................................................................... 27 5.0 EMERGENCY RESPONSE .......................................................................................... 28 5.1 Response Description ..................................................................................................... 28 3 U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
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Caribbean Petroleum Company Draft for Public Preview June 2015 5.2 Response Assessment ..................................................................................................... 29 5.3 Incident Impact ............................................................................................................... 31 5.4 Impact to the Commonwealth ........................................................................................ 33 5.5 Environmental Impact .................................................................................................... 34 5.6 Impact to Transportation and Commerce ....................................................................... 34 5.7 Impact of Overfill Incident on CAPECO ....................................................................... 34 6.0 INCIDENT ANALYSIS ................................................................................................................ 35 6.1 Systemic Failure at CAPECO Led to Failure of the Overfill Prevention System .......... 35 6.2 CAPECO History of Poorly Maintaining Terminal Operations .................................... 37 6.3 Previous Overfill Incidents at CAPECO ........................................................................ 37 6.4 Normal Practice to Fill Tanks to Maximum Levels at Odds with Safety ...................... 37 6.5 Unreliable Safety Critical Equipment ............................................................................ 38 6.6 Lack of Formal Procedures for Tank Terminal Operations ........................................... 41 6.7 Lack of Additional Safeguards such as High-Level Alarms and an Automatic Overfill Prevention Systems ........................................................................................................ 42 6.8 Other potential contributing factors ............................................................................... 42 6.9 Human Factors ............................................................................................................... 45 6.10 Using a Risk-based Approach to Design an Overfill Prevention System .................. 47 7.0 TANK LOCATIONS, PREVALENCE OF INCIDENTS AND LESSONS LEARNED FROM PREVIOUS CATASTROPHIC INCIDENTS ............................................................................... 49 7.1 Prevalence of Tank Incidents ......................................................................................... 50 7.2 Lessons Learned from Previous Incidents ..................................................................... 51 7.3 Buncefield (Hertfordshire, UK) ..................................................................................... 51 7.4 Texaco Oil Company (Newark, NJ) ............................................................................... 55 7.5 Indian Oil Company (Jaipur, India) ............................................................................... 55 8.0 REGULATORY ANALYSIS ........................................................................................................ 57 8.1 Environmental Protection Agency (EPA) ...................................................................... 59 8.2 Clean Air Act: The General Duty Clause ....................................................................... 59 8.3 EPA: The List Rule ........................................................................................................ 60 8.4 Risk Management Program ............................................................................................ 63 8.5 Chemical Accident Provisions, Risk Management Plan (RMP) .................................... 63 8.6 The Clean Water Act (CWA) ......................................................................................... 64 8.7 Occupational Safety and Health Administration (OSHA) ............................................. 71 4 U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
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Caribbean Petroleum Company Draft for Public Preview June 2015 8.8 Puerto Rico Occupational Safety and Health Administration (PR OSHA) ................... 74 8.9 Recognized and Generally Accepted Good Engineering Practices (RAGAGEP) ......... 74 8.10 Industry and Consensus Standards ............................................................................. 75 8.11 Trade Associations ..................................................................................................... 84 9.0 ROOT AND SYSTEMIC CAUSES .............................................................................................. 84 10.0 RECOMMENDATIONS ............................................................................................................... 87
Figures Figure 1. CAPECO tank farm, WWT, and decommissioned refinery overview……………………….....14 Figure 2. CAPECO Pipeline to Gulf Oil Dock where gasoline is offloaded from ship..……………….....15 Figure 3. (A) Manual and (B) Automatic tank gauging…………………………………………………...18 Figure 4. Side gauge mounted on side of a fuel storage tank displaying the liquid levels…………..……20 Figure 5. CAPECO multiple tank farm fire, October 23, 2009………………………………………… 23 Figure 6. Impact of the explosion and multiple tank fires after the October 23, 2009 incident…………..23 Figure 7. Topographic Survey of CAPECO Tank Farm………………………….………………………26 Figure 8. CAPECO surveillance footage of flame propagation during CAPECO explosion…………………………………………………………………………..………………………26 8 Figure 9. Communities neighboring the CAPECO facility……………………………………………….32 Figure 10. Community damage surrounding the CAPECO facility…………….……………………..…32 Figure 11. Oil Spill into nearby wetlands and in a local community drain after CAPECO explosion and tank fires …………………………………………………………………………………………..………33 Figure 12. Failure of Multiple Layers of Protection and Lack of Independent Prevention Safeguards at CAPECO……………………………………………………………………………………………….…36 Figure 13 Schematic of a Comprehensive Level Overfill Prevention System…………………..………..37 Figure 14. Tank 409 Specifications………………………………………………………………….……44 5 U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
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Caribbean Petroleum Company Draft for Public Preview June 2015 Figure 15. Various dike drain valves at CAPECO. ….……………………………………………………46 Figure 16. Distribution of tank terminals across the US ………………………………………………… 50 Figure 17. Regulatory Policies Governing Above Ground Storage Tanks ………………………………58
Tables Table 1. Estimated Volume of Gasoline Overfilling from Tank 409 …………………………………….24 Table 2. Comparison of CAPECO and Buncefield Incidents ..................................................................... 53
Appendix Appendix A. Incident Timeline……………………………………………….…..………..……93 Appendix B. Previous Incidents……………………………………………..………….……….94 Appendix C. Caribbean Petroleum AcciMap……..………….…………………………...……..98
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Caribbean Petroleum Company Draft for Public Preview June 2015 Acronyms and Abbreviations ALARP As low as reasonably practicable AOPS Automatic Overfill Prevention System API American Petroleum Institute AST Aboveground Storage Tank ATF Bureau of Alcohol, Tobacco, Firearms and Explosives ATG Automatic Tank Gauge Bbls Barrels bbls/hr Barrels per hour BSTG Buncefield Standards Task Group CA Competent Authority CAA Clean Air Act CAAA Clean Air Act Amendments CAPECO Caribbean Petroleum Company cbm/hr Cubic meter per hour CCPS Center for Chemical Process Safety CERCLA Comprehensive Environmental Response, Compensation, and Liability CH Critical high level COMAH Control of Major Accident Hazards CSB U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board CVP Capital Value Process CWA Clean Water Act DFA Direct Federal Assistance DOH Department of Health DOJ Department of Justice EPA Environmental Protection Agency ESF Emergency Support Function Annexes FEMA Federal Emergency Response Agency FRP Federal Response Plans HAZOP Hazard and Operability Study HH High-high level HSE Health and Safety Executive ICC International Codes Council IFC International Fire Code IFR Internal Floating Roof ILTA International Liquid Terminals Association IOC Indian Oil Corporation (IOC) Petroleum Oil Lubricants 7 U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
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Caribbean Petroleum Company Draft for Public Preview June 2015 IPL Independent Protection Layer IPAA Independent Petroleum Association of America ISA International Society for Automation JIC Joint Incident Command kPa Kilopascal LOC Level of concern MIIB Major Incident Investigation Board MOC Management of Change Mph Miles per hour MW Maximum Working Level NASA National Aeronautics and Space Administration NIMS Incident Command System/National Incident Management OPA Oil Pollution Act OPP Overfill Prevention Process OSHA Occupational Safety and Health Administration PREPA Puerto Rico Electric Power Authority PHA Process Hazard Analysis PR DNR Puerto Rico Department of Natural Resources PR OSHA Puerto Rico Occupation Safety Health and Administration PREMA Puerto Rico Emergency Management Agency Psi Pounds per square inch Psia Pounds per square inch absolute PSM Process Safety Management RAGAGEP Recognized and Generally Accepted Good Engineering Practices RCRA Resource Conservation and Recovery Act RMP Risk Management Program SBA Small Business Administration SCO State Coordinating Officer SIF Safety Instrumented Functions SIL Safety Integrity Levels SIS Safety Instrumented System SOPs Standard Operating Procedures UCP Unified Command Post UK United Kingdom USCG US Coast Guard USFWS US Fish and Wildlife Service WWT Wastewater treatment 8 U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
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Caribbean Petroleum Company Draft for Public Preview June 2015 1.0 EXECUTIVE SUMMARY 1.1 Incident Summary On the night of October 23, 2009, a large explosion occurred at the Caribbean Petroleum Corporation (CAPECO) facility in Bayamón, Puerto Rico, during offloading of gasoline from a tanker ship, the Cape Bruny, to the CAPECO tank farm onshore. A 5-million gallon aboveground storage tank (AST) overflowed into a secondary containment dike. The gasoline spray aerosolized, forming a large vapor cloud, which ignited after reaching an ignition source in the wastewater treatment (WWT) area of the facility. The blast and fire from multiple secondary explosions resulted in significant damage to 17 of the 48 petroleum storage tanks and other equipment onsite and in neighborhoods and businesses offsite. The fires burned for almost 60 hours. Petroleum products leaked into the soil, nearby wetlands and navigable waterways in the surrounding area. 1.2 Public Impact and Emergency Response The blast created a pressure wave registering 2.9 on the Richter scale1 and damaging approximately 300 homes and businesses up to 1.25 miles from the site. In particular, the nearby Fort Buchanan military facility suffered over $5 million in damages; air and vehicle transportation was interrupted; and thousands of gallons of oil, fire suppression foam, and contaminated runoff were released to the environment. (Figure 9 and 10 show a map of communities neighboring the CAPECO facility and community damage.) CAPECO and the local fire department lacked the appropriate equipment or training to extinguish multiple tank fires, prolonging the environmental effects of the incident. The accident resulted in an emergency declaration for assistance from President Obama for the affected municipalities. 1.3 CSB Investigation The CSB team arrived at the incident scene two days after the October 23, 2009, incident. The investigation team photo-documented the incident site, inventoried key evidence, interviewed witnesses, and assessed community damages. The team consulted tank experts and researched previous tank overfill incident investigations. Using several analytical tools, including timeline construction (Appendix A) and logic tree and AcciMap analysis2 (Appendix C), the team 1 Puerto Rico Seismic Network. Informe Especial, Explosión de Caribbean Petroleum en Bayamón, PR, 23 de octubre de 2009. University of Puerto Rico Mayagüez Campus. 2 AcciMap analysis is a causal diagram showing how factors remote from the immediate accident sequence contribute to the accident. Hopkins, A. An AcciMap of the Esso Australia Gas Plant Explosion. Australian 9 U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
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Caribbean Petroleum Company Draft for Public Preview June 2015 determined the root and systemic causes of this incident. The CSB investigators coordinated their work with the Puerto Rico Occupational Safety and Health Administration (PR OSHA) and the US Environmental Protection Agency (EPA). 1.4 CSB Findings The CSB finds US regulations fail to consider bulk petroleum storage tank terminals similar to CAPECO as high-hazard facilities. Insufficient regulatory requirements for a hazard assessment, an unreliable level control and monitoring system, inadequate independent or redundant level alarms, and a poor safety management system led to CAPECO operating a high-hazard facility without the safeguards3 necessary to prevent overfill. In addition, the CSB found the local Puerto Rico fire department was unprepared to address a vapor cloud explosion and multiple tank fires. This incident demonstrates that bulk aboveground tank terminals near residential populations are high hazard facilities, and therefore regulations requiring a risk assessment and multiple layers of protection to prevent overfilling a tank, are necessary to protect workers and the public. 1.5 Key Findings Physical Cause 1) During an operation to transfer gasoline from the vessel Cape Bruny tanker ship, Caribbean Petroleum Tank 409 overflowed with gasoline, resulting in a vapor cloud that encompassed 107 acres of the CAPECO tank farm. 2) The topography of the tank farm allowed the gasoline vapor cloud to migrate to low-lying areas of the tank farm and to the wastewater treatment area through open dike valves, where it ignited. 3) Multiple physical causes likely contributed to Tank 409 overfill: • Malfunctioning of the tank side gauge or the float and tape apparatus during filling operations led to recording of inaccurate tank levels; • Variations in the gasoline flow rate from the Cape Bruny may have contributed to the overfill; • Potential failure of the tank’s internal floating roof due to turbulence and other factors may have contributed to the overfill.
National University. Obtained from http://www.qrc.org.au/conference/_dbase_upl/03_spk003_Hopkins.pdf (accessed January 2012). 3 Safeguards are any device, system, or action that would likely interrupt the chain of events following an initiating event. 10 U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
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Caribbean Petroleum Company Draft for Public Preview June 2015 Control and Monitoring Failures 1) Inadequate tank filling procedures. 2) CAPECO’s normal filling operations required that operators partially open the intake valve to a tank while filling another tank, because the pressure in the pipeline from the dock made manually opening a fully closed valve difficult. This inefficiency increased the potential error in fill time calculations. 3) Unreliable tank gauging equipment.
Safety Management Systems 1) Tanks were not equipped with an independent high-level alarm system. 2) Tanks were not equipped with an independent Automatic Overfill Prevention System for terminating transfer operations.
Human Factors 1) The design of the dike valve system made it difficult to distinguish between open and closed valve positions 2) Insufficient lighting in the tank farm areas hindered operators from observing the overfilling of Tank 409 and the subsequent vapor cloud formation.
Lack of Reporting Requirements 1) The CSB analysis of the EPA’s Toxic Release Inventory data for 2012 found that 2,959 bulk petroleum tank terminals are within one mile of communities with over 300,000 residents. 2) An incomplete national incident database for assessing the frequency of specific types of incidents at bulk petroleum storage tank terminals inhibits the development and implementation of more tailored regulatory requirements, industry consensus standards, and best practices in this sector.
Emergency Response Findings 1) CAPECO and the local fire department lacked sufficient firefighting equipment to effectively fight and control a fire involving multiple tanks because they are not required to conduct a risk analysis where they have to consider and plan for the potential of a vapor cloud explosion involving multiple tanks. 2) CAPECO did not preplan with local emergency responders or adequately train facility personnel to deal with a fire involving multiple tanks. 3) Local fire departments lacked sufficient training and resources to respond to industrial fires and explosion. 4) There was a lack of coordination among the 43 federal, commonwealth and nongovernmental organizations that responded to the CAPECO incident. Regulatory Findings 1) The US regulatory system does not consider bulk aboveground storage tank terminals storing flammable liquid to be highly hazardous, even those near communities. 11 U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
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Caribbean Petroleum Company Draft for Public Preview June 2015 2) Due to a lack of regulatory coverage under the Occupational Safety and Health Administration’s (OSHA) Process Safety Management (PSM) standard and the Environmental Protection Agency’s (EPA) Risk Management Plan (RMP), tank terminal facilities are not required to conduct risk assessments to address flammable hazards on site or to follow Recognized and Generally Accepted Good Engineering Practices (RAGAGEP). 3) A high level alarm system or high-integrity overfill prevention system are not required by OSHA’s Flammable and Combustible Liquids standard, the EPA’s Spill Prevention Control and Countermeasures (SPCC) requirements. While facilities covered under SPCC have to submit an SPCC plan for review by the EPA, they do not have to report overfill incidents unless they breach secondary containment.
Industry Standards 1) Despite past incidents in the US and internationally, the response of US industry, trade associations, professional associations, and standard-setting organizations has been inadequate to prevent similar incidents in the US. 2) NFPA 30 only requires one layer of protection on storage tanks, at minimum consistent gauging without requirement for an independent or redundant level alarm or an automatic overfill prevention system. 3) API 2350 only requires an automatic overfill prevention system for remotely operated facilities and does not offer substantial guidance on conducting a risk assessment that considers the complexity of site operations, the type of flammable and combustible liquids stored at the facility or proximity to nearby communities when considering the necessary safeguards to protect the public. 4) ICC does not require an independent audible or visual alarm to indicate rising liquid levels.
To prevent a similar incident from occurring, the CSB recommends policy changes to the following regulatory agencies, consensus, and industry standard-making bodies: • United States Occupational Safety and Health Administration (OSHA) • United States Environmental Protection Agency (EPA) • American Petroleum Institute (API) • International Code Council (ICC) • National Fire Protection Association (NFPA)
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Caribbean Petroleum Company Draft for Public Preview June 2015 2.0 CARIBBEAN PETROLEUM CORPORATION 2.1 Company History Petroleum refining operations first began at the CAPECO site in Bayamón, Puerto Rico, in 1955. Ownership changed several times in the decades following the purchase of the refinery by Gulf Oil Corporation in 1962 and Chevron Corporation in 1984. First Oil Corporation acquired the refinery in 1987 and operated it as a 48,000 barrel-per-day petroleum refining facility until 2000,4 when the refinery closed. After filing for bankruptcy in 2001, the company reorganized and reduced operations to the terminal and 170 Gulf service stations throughout Puerto Rico. CAPECO filed for bankruptcy in 2001 and reorganized in 2003 to operate solely as a petroleum storage terminal and distribution facility. 2.2 Status of CAPECO In August 2010, CAPECO declared bankruptcy. (See Section 5.7.) On May 11, 2010, Puma Energy Caribe, LLC acquired the Bayamón facility and other CAPECO assets under a broader EPA settlement. The settlement required cleanup activities under the Comprehensive Environmental Response, Compensation, and Liability Act (CERCLA),5 Resource Conservation and Recovery Act (RCRA),6 and Oil Pollution Act (OPA).7 2.3 Site Description The CAPECO site covered 179 acres, 115 of which were developed into four areas: a tank farm, the decommissioned refinery, an administration area, and a wastewater treatment (WWT) plant. (See Figure 1.) The facility also owned and operated a loading dock on San Juan Bay in Guaynabo, 2.5 miles northeast of the site. (See Figure 2.) At the time of the incident, CAPECO employed 65 people. 4 Documentation of Environmental Indicator Determination RCRA Corrective Action Environmental Indicator (EI) RCRIS Code (CA725), Current Human Exposures Under Control (U.S. Environmental Protection Agency, 1999). 5 Congress enacted CERCLA, commonly known as Superfund, in 1980 to provide tax collected money to federal authorities to respond directly to releases or threatened releases of hazardous substances that may endanger public health or the environment. CERCLA Overview (Washington, DC: U.S. Environmental Protection Agency). http://www.epa.gov/superfund/policy/cercla.htm (accessed December 19, 2014). 6 RCRA, enacted in 1976, gives EPA the authority to control hazardous waste from “cradle to grave.” U.S. Environmental Protection Agency. http://www2.epa.gov/aboutepa/new-law-control-hazardous-wastes-end-open- dumping-promote-conservation-resources (accessed December 19, 2014). 7 Signed into law in August 1990, the OPA improved the nation’s ability to prevent and respond to oil spills by establishing provisions that expand the Federal government’s ability and provide money and resources necessary to respond to oil spills. Oil Pollution Act Overview (Washington, DC: U.S. Environmental Protection Agency). http://www.epa.gov/osweroe1/content/lawsregs/opaover.htm (accessed December 19, 2014). 13 U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
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Figure 1: CAPECO tank farm, WWT, and decommissioned refinery overview
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Caribbean Petroleum Company Draft for Public Preview June 2015 3.0 SITE OPERATIONS CAPECO operated as a storage and distribution facility for gasoline, fuel oil, jet, and diesel fuel. The site was capable of storing approximately 90 million gallons of product.8
Figure 2: CAPECO Pipeline to Gulf Oil Dock where gasoline is offloaded from ships 3.1 Normal Site Operations During normal site operations, vessels connected to the facility’s pipeline at the dock in San Juan Bay and pumped petroleum products to one or more of the facility’s aboveground storage tanks. Onsite, pumps transferred fuels between tanks, to the onsite truck loading facility, to the Puerto Rico Electric Power Authority (PREPA), and to the airport. Tanker trucks also received fuel onsite at the facility loading station for distribution across Puerto Rico. 3.2 Tank Farm Operations Two tank farm operators, one WWT operator, and one shift supervisor conducted normal site operations staffing work on three 8-hour rotating shifts at the facility, from 6 a.m. to 2 p.m., 2 p.m. to 10 p.m., and 10 p.m. to 6 a.m. Tank farm operators recorded tank levels every morning during a regular shift. Taking instructions from the facility’s planning department, tank operators manually executed onsite 8 C. Jimenez, K. Glenn, G. Denning. International Oil Spill Conference Proceedings, 2011 (1) (Washington, DC, 1999). http://ioscproceedings.org/doi/pdf/10.7901/2169-3358-2011-1-90 (accessed December 19, 2014). 2.5 miles CAPECO Terminal Dock 15 U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
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Caribbean Petroleum Company Draft for Public Preview June 2015 fuel transfers, blending gasoline with methanol, pumping products to PREPA and the airport via the pipeline, and receiving shipments from the dock in San Juan Bay. 3.3 Storm water and Oil Runoff Management Normal operations at the tank farm required that one operator inspect the secondary containment area for accumulating storm water and oil. Operations staff managed the secondary containment valves that drained storm water through storm water pipes to the clean water pond in the WWT plant. The morning operator closed the dike valves after rainstorms, and the evening WWT operator (2 p.m. to 10 p.m.) verified the valves were closed. Operators then recorded the secondary containment valve position in a valve inspection log. When oil was present in secondary containment, operators used a vacuum truck to remove it. (See Section 6.9.1.) 3.4 Ship Unloading and Tank Filling Operations The CAPECO Planning and Economics Department (Planning Department) was integral to the operations of the tank farm and management of fuel transfer operations.9 Its staff coordinated fuel deliveries with the company and its fuel suppliers and instructed operators on which tank to fill, specified the volume of materials, and determined the filling schedule during unloading operations.
Similar to other tank terminals, the CAPECO planning department directed operations in the tank farm. After obtaining tank levels from the night-shift operations staff, the planning department rented tank space to various petroleum vendors interested in storing gasoline, jet fuel, or fuel oil. Prior to product delivery, the planning department, the tanker ship, in this case the Cape Bruny, and the fuel distributor negotiated a fee schedule for charging CAPECO based on the length of time to complete tank-filling operations at the terminal. If operators completed filling operations in less than the allotted time, the Cape Bruny would refund CAPECO fees for the unused time. If filling operations took longer, the Cape Bruny could charge CAPECO the negotiated rate for the additional time. The Daily Operations Report from the planning department contained all filling instructions, including the level of product the tank should receive and the time it should take to fill the tank to the appropriate level. The planning department calculated the time based on the capacity of the pipeline and the volume discharged from the ship. CAPECO operations personnel were required to report any discrepancies in filling time to the planning department. 9 Transfer operations for receiving a product into a tank encompasses all associated activities, including notification (verbally, electronically, or by other means) of a potential tank overfill and termination of flow into the tank (shutdown or diversion of product). American Petroleum Institute. ANSI/API Standard 2350. Fourth edition (Washington, DC: American Petroleum Institute, May 1, 2012). 16 U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
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Caribbean Petroleum Company Draft for Public Preview June 2015 3.5 Communication Due to the manual nature of operations, communication was essential to the success of the unloading process. During unloading operations, the operators remained in communication via radio with the WWT operator or the shift supervisor to ensure all necessary valve alignments and efficient switching between tanks occurred. Tank sizes varied at the CAPECO tank terminal, and only one tank, Tank 107 (Figure 1), was large enough to receive a full shipload of gasoline from the Cape Bruny tanker ship. In addition, due to storage limitations only a few designated tanks held gasoline. Because of this arrangement, CAPECO tank operators commonly switched flow among multiple tanks during unloading operations of a single shipment, requiring constant contact between tank operators and the shift supervisor. 3.6 Process Description 3.6.1 Level Measurements CAPECO and cargo ship suppliers used multiple checks to ensure the correct amount of gasoline was unloaded and stored. Tank level measurement on a receiving tank occurred several times during filling operations. First, the tank farm operator recorded hourly readings by observing the level gauge on the side of the tank or the computer in the operator office displaying the same data. Then the tank farm operator and independent inspector placed car seals10 on the appropriate receiving tank valves. Finally, the independent inspector11 manually gauged the tank before and after filling operations and recorded it on gauge tickets shared with both the supplier and CAPECO. This dual verification measurement of tank levels was required for all material transfers involving a change of ownership.
10 Car Seal: A security device consisting of a thin metal strip of metal cable usually attached to tank valve or hopper car closures. A broken seal indicates possible tampering or unauthorized tank entry. 11 The independent, third-party inspector, employed by Intertek Caleb Brett, was responsible for determining the tank levels before and after filling operations to ensure that the correct amount of product was discharged to the tank. Caribbean Petroleum Corporation, Bayamón, PR. Communication, 2009. 17 U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
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Caribbean Petroleum Company Draft for Public Preview June 2015 3.6.2 Manual Tank Gauging Prior to the start and end of filling operations, the independent inspector manually measured the fuel tank levels by lowering a gauging tape12 into the tank. (Figure 3.) A CAPECO operator verified the measurements by comparing the tank liquid level to the strapping table13 for that tank. The independent inspector and the operator placed car seals on various block valves of receiving tanks to prevent flow into or out of the tank before measuring the level in the tank and 12 The gauging tape used to measure tank liquid levels is similar to a common household measuring tape; it coils and has markings in feet and inches. Because gasoline and other fuels float on water, the operator coats the tape with special pastes to measure both the depth of water in the bottom of the tank and the fuel above it. Knowing the depth of the two liquids, the independent inspector and tank operators read the total liquid volume and the water volume from the strapping table. The operators subtracted the volume of water from the total volume to calculate the amount of fuel in the tank. When properly executed, this system accounted for the water volume and determined the fuel amount in a tank. Caribbean Petroleum Corporation, Bayamón, PR. Communication, 2009. 13 Strapping table is a tabular record of a tank’s volume versus height to convert measurements obtained from a tape (or strap) to liquid volumes. It is also known as a gauging table. Access Engineering, McGraw Hill. http://accessengineeringlibrary.com/search?q=strapping+table (accessed March 2012). Figure 3: Manual and Automatic Tank Gauging. (A) Manual Gauging requires an operator to use a tape and measure to determine the liquid levels inside the tank. (B) Automatic Tank Gauging (ATG) requires an operator to read a level measurement from a tank gauge mounted to the side of the tank. 18 U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
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Caribbean Petroleum Company Draft for Public Preview June 2015 recording the readings on a form called a tank gauge ticket. This tracking method assured the transfer of an accurate volume of purchased product to the specified tank. 3.6.3 Manual and Automatic Tank Gauging In addition to manual gauging by the independent inspector, operators used a float and tape gauge14 mounted to the side of a tank, which automatically measured and displayed the tank level prior to the transfer, during transfer, and after product transfer termination.15 ANSI/API Standard 2350: Overfill Protection for Storage Tanks in Petroleum Facilities (2012) defines using a float and tape level measurement instrumentation in this manner as an automatic tank gauging (ATG) system. (See Figure 4 and Section 6.5.)16
A typical float and tape gauge consists of depth-indicating dials, a motor, a long metal tape, and a sealed hollow cylinder called a float, which floats on the surface of the liquid in the tank. One end of the long metal tape attaches to the float, while at the other end, a motor winds the tape into a coil to maintain constant tension on the tape. As the liquid level in the tank falls, the weight of the float pulls the tape, and the motor allows the tape to extend farther into the tank. As the liquid level in the tank rises, the motor senses looseness in the tape and winds the tape into a coil to maintain the required tension. As the tape winds and unwinds, the mechanical dial rotates to indicate the total depth of liquid in the tank and displays the value on the side gauge (Figure 4).17 Section 6.5 analyzes the failure of the ATG system in the incident. 3.6.4 Computer Monitoring of Tank Level In 2004, CAPECO installed transmitter cards on the float and tape gauges transmitting the liquid depth to a computer in the operator’s office, the shift supervisor’s office, and the planning department. The computer instantaneously indicated the values for the liquid depth, the total 14 The Shand and Jurs level instrument used by CAPECO is actuated by a float and stainless steel tape that measures tank levels recorded on a digital counter mounted to the side of a tank, allowing operators to read the tank liquid levels. Automatic Tank Level Gauge Model 92021. Product Data Sheet. Shand & Jurs: Hillside, IL. 15 Termination refers to stopping flow of a product into a tank. American Petroleum Institute. ANSI/API Standard 2350, Fourth edition (Washington, DC: American Petroleum Institute, May 1, 2012). 16This system is similar to the level measurement system that led to the CSB investigation of the explosion and fire at the Barton Solvents Wichita facility in Valley Center, Kansas. CSB Barton Solvents Case Study Case Study. Static Spark Ignites Explosion Inside Flammable Liquid Storage Tank. No. 2007-06-I-KS (Washington, DC: U.S. Chemical Safety Board, 2008). http://www.csb.gov/assets/1/19/CSB_Study_Barton_Final.pdf (accessed December 18, 2014).
17 B. V Enraf. The Art of Tank Gauging. http://enraf.ru/userfiles/File/4416650_rev4.pdf (accessed January 2012).
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Caribbean Petroleum Company Draft for Public Preview June 2015 volume based on the strapping table, and the flow rate into or out of the tank as it graphed the values over time and calculated the fill rate. When the computer data were unavailable, the shift supervisor and tank farm operator used information from the planning department, the start time of filling, and the strapping table, to calculate the estimated tank fill time. Refer to Section 6.5 for analysis of the automatic overfill prevention system and Section 6.7 for analysis of overfill prevention safeguards in place to prevent overfilling a tank.
Figure 4: Side gauge: mounted on the side on a tank and displaying the amount of liquid in the tank 20 U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
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Caribbean Petroleum Company Draft for Public Preview June 2015 4.0 INCIDENT DESCRIPTION 4.1 Physical Cause On Wednesday, October 21, 2009, the Cape Bruny cargo ship arrived at the CAPECO dock in San Juan Bay to unload CAPECO’s near-weekly shipment of more than 11.5 million gallons of unleaded gasoline. CAPECO assigned four personnel and three contract employees to assist in offloading gasoline from the Cape Bruny to various tanks on site.
Only Tank 107 with a capacity of 21 million gallons was large enough to hold a full shipment of gasoline, but it was already holding product. As a result, CAPECO planned to pump the gasoline shipment to four smaller storage tanks (405, 504, 409, and 411) and the balance to Tank 107, expecting the filling to take more than 24 hours (Figure 1). One CAPECO operator was overseeing transfer operations at the dock, while another was monitoring the gasoline delivery at the terminal. See Appendix A, Incident Timeline.
By noon on October 22, tanks 405 and 504 were filled. Operators fully opened the valve on Tank 409 and partially open the valve on Tank 411 directing more than 7,000 gallons of gasoline per minute into Tank 409 and allowing a small flow into Tank 411.
At approximately 6:30 p.m., the operator manually calculated that Tank 409 would reach maximum fill at 9 p.m. during shift change. CAPECO operators often did not rely on the information displayed on the computer because the transmitters were frequently out of service. Therefore, under normal operation, operators manually recorded the hourly readings. On the night of the incident, the transmitter on Tank 409 was not sending level data measurements to the computer.
Since the side gauge on Tank 409 was not displaying on the computer, and to avoid complications at shift change, the operator fully opened the valve on tank 411 and almost completely closed the valve on Tank 409.
At 10 p.m., as Tank 411 reached maximum capacity, operators fully opened the valve on Tank
- One operator then read the level on the Tank 409 side gauge and reported it to his
supervisor, who estimated that the tank would be full at 1 a.m.
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Caribbean Petroleum Company Draft for Public Preview June 2015 At the 11 p.m. walk-around, the tank farm operator observed the gauge on Tank 409 during his hourly check. The operator called the level into the supervisor who calculated once again that the tank should be full at 1 a.m.; however, between the 11 p.m. and 12 a.m. check, Tank 409 began to overflow. Fuel gushed from the vents, creating a spray of gasoline that formed a vapor cloud and pooled in the secondary containment dike.
At midnight, the tank farm operator started to perform the hourly check of Tank 409, but before reaching the tank, he observed a vapor cloud and a strong smell of gasoline. He contacted the dock operator to halt the flow of gasoline to the tank and notified the WWT operator and his supervisor to meet at the western edge of the terminal. Despite the lack of illumination, they observed a white fog approximately three feet above the ground but could not hear or see gasoline overflowing from the vents on Tank 409 due to lack of lighting and the topography of the tank farm.18 As they approached the fog, the men noticed the air cool as the fog condensed on their hands, despite the 79ºF temperature. Noting the potential danger, the supervisor sent one operator to the security gate, while the supervisor and another operator drove around the facility attempting to find the source of the leak and developing vapor cloud. At 12:23 a.m., on October 23, 2009, security cameras at CAPECO and neighboring facilities recorded the ignition of the vapor cloud in the WWT area. About seven seconds after ignition, the vapor cloud exploded, creating a pressure wave that damaged hundreds of homes and businesses up to 1.25 miles from the site. The fire propagated through the vapor cloud and ignited multiple subsequent tank explosions registering 2.9 on the Richter scale.19 After the explosion, fuel in the damaged tanks burned for over two days while emergency responders fought to control the fire and prevent other tanks from igniting. The large fire demanded emergency personnel and resources from across the Commonwealth of Puerto Rico and the US mainland. Local fire departments with assistance from an industrial firefighting company took 66 hours to extinguish the fire after the explosion. As a result, 17 of the 48 tanks burned. (See Figures 5 and 6.)
18 A CSB-commissioned topography study and visual modeling of the perspective from ground level on the night of the incident found that it would have been impossible for the operators and supervisor to observe the overflowing vents of Tank 409 because they were located a significant distance from the tank and at a lower elevation.. 19 Puerto Rico Seismic Network. Informe Especial, Explosión de Caribbean Petroleum en Bayamón, PR, 23 de octubre de 2009. University of Puerto Rico, Mayagüez Campus. 22 U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
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Figure 6: Impact of the explosion and multiple tank fires after the October 23, 2009 incident Figure 5: CAPECO multiple tank farm fire, October 23, 2009. 23 U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
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Tank Overflow Based on information from the Cape Bruny and CAPECO, the CSB calculated that Tank 409 overflowed for an estimated 26 minutes before the vapor cloud ignited (Table 1). Table 1 Estimated Volume of Gasoline Overfilling from Tank 409 during Filling Operations at CAPECO Tank Estimated Volume of Gasoline into Tank Tank 405 4,410.82 bbls Tank 504 62,984.29 bbls Tank 411 74,197.82 bbls Tank 409 115,666.77 bbls Total Offloaded Capacity 257,259.7 bbls Total Offloaded from the Cape Bruny 261,878.13 bbls Volume of Overfill 4,618.43 bbls Volume of Overfill 193,974.06 gallons *Overfill Duration 26 minutes *Estimated flow rate 10,500 bbl/hr All calculations are approximations based on the tank gauging tickets and strapping tables from CAPECO.
The CSB determined nearly 200,000 gallons of gasoline,20 the equivalent of 20 fully loaded gasoline tanker trucks, rushed out of six vents in the tank. With a light breeze of about 5 mph21 on a 79ºF night, the escaped gasoline formed a low-lying vapor cloud that encompassed an area equivalent to 107 acres.
20 This calculated value was obtained using the tank gauging tickets, strapping tables for each tank involved in offloading operations and the estimated flow rate based on the pump pressure from the Cape Bruny. 21 According to the Beaufort Scale (Wind Speed), a light breeze is defined as 5-7 miles/hour. On October 22 and 23, 2009, the average wind speed in San Juan, PR (12 miles from Bayamon, PR) was 5 miles/hour. Beaufort Scales (Wind Speed). http://www.unc.edu/~rowlett/units/scales/beaufort.html (accessed June 2012). Weather Underground, http://www.wunderground.com/history/airport/TJSJ/2009/10/14/MonthlyHistory.html?MR=1 (accessed June 2012). 24 U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
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Caribbean Petroleum Company Draft for Public Preview June 2015 The CSB found several possible scenarios could explain the tank overflow: malfunctions with the tank’s internal floating roof, increased gasoline flow rate from the ship, and a malfunction with the side gauge in addition to many systemic failures in CAPECO’s safety management system. See Section 6.0 for incident analysis. 4.3 Vapor Cloud Formation and Migration Tanks 409 and 410 were located within the same secondary containment dike.22 Similar to the Buncefield incident,23 during the overflow, gasoline sprayed from the tank vents, hitting the Tank 409 wind girder and aerosolized, 24 forming a vapor cloud. 25 A CSB topographic survey of the site shows that Tanks 409 and 411 were located at the highest point within the tank farm area, allowing the vapor cloud to spread to lower lying areas in the direction of the WWT (Figure 7). See Figure 14, Tank 409 Specifications. 22 Federal aboveground storage tank (AST) requirements mandate that facilities storing a large amount of petroleum product construct secondary containment to hold 110 percent of the contents of the largest tank plus freeboard for rain. Secondary containment must be impermeable to the stored materials and have a manually controlled sump pump to collect rainwater. Above Ground Storage Tank Requirements, Code of Federal Regulations, Part 112, Title 40, 2002. 23 The British Health and Safety Executive (HSE) performed a study to demonstrate the mechanism and rate of vapor formation after a similar gasoline tank overflow and subsequent vapor cloud explosion at the oil storage depot in Buncefield, England, in December 2005. The HSE study found that aerosolization occurs during free fall. As the gasoline splashes against the side of the tank and wind girder, the vapor formation rate increases. (A wind girder is a metal ring welded around the middle exterior circumference of a tank that reinforces its structural integrity.) 24 Aerosolization is the production or dispersal of an aerosol from a solid or liquid. 25 Vapour Cloud Formation Experiments and Modelling. RR908 (Harpur Hill, UK: Health and Safety Executive, 2012). http://www.hse.gov.uk/research/rrhtm/rr908.htm (accessed July 2012). 25 U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
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Figure 7. Topographic Survey of CAPECO Tank Farm showing the gasoline vapor cloud migration from higher elevation (Tank 409-Red and Tank 411-Blue) toward low-lying areas by the WWT plant, the south eastern end of the refinery and wetlands to the north. The cloud indicates the approximate area where the vapor cloud migrated based on surveillance footage. 4.4 Open Dike Drain Valves Although the October 22, 2009, secondary containment valve inspection log indicated that the dike valve for Tank 409 was closed, the CSB determined that the valve was open after the incident.26 The open dike valve directed gasoline to the WWT plant where the large surface area pond provided a second location for gasoline to collect and vaporize. Refer to Section 6.9 for dike valve and human factors analysis. 26 CSB investigators tested the dike valve after the incident by pouring water into the dike area of Tank 409 and observed the flow to the WWT area through the underground storm water channel.
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Caribbean Petroleum Company Draft for Public Preview June 2015 4.5 Ignition The developing vapor cloud expanded from east to west toward the WWT area, north toward the wetlands area and the highway, south toward an east-west CAPECO site road, and east toward the neighboring Fort Buchanan (Figure 7). Onsite security video captured the ignition and initial flash fire in the WWT area occurring seconds before the explosion (Figure 8). The open secondary containment valves allowed the gasoline pool to extend to the WWT area, which is not electrically classified.27 The CSB did not determine the exact source of the ignition, but the areas where the vapor cloud traveled contained multiple potential ignition sources.
27 NFPA 70 defines hazardous (Electrically Classified) locations as areas where a fire or explosion hazard may exist because of the presence of flammable gases or vapors, flammable liquids, combustible dust, or ignitable fibers. Electrical Classification: Using NFPA 70 and NFPA 499 to Classify Hazardous Locations. http://www.oshainfo.gatech.edu/comb-dust/elec-classification.pdf (accessed December 17, 2014). 27 U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
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Caribbean Petroleum Company Draft for Public Preview June 2015 5.0 EMERGENCY RESPONSE 5.1 Response Description Forty-three organizations responded to the incident, including federal, commonwealth, and nongovernmental organizations. The large number of responding agencies made communication difficult because the incident commander and the Unified Command Post changed frequently when different agencies claimed priority jurisdiction. The Bayamón and Cataño Fire Departments first arrived at the front gate of CAPECO at approximately 12:30 a.m. on October 23, 2009. Despite learning that the fire extended to approximately 103 acres (1,500 feet by 1,500 feet) of the tank farm, firefighters were prohibited from entering the site until CAPECO safety personnel and the site fire chief arrived approximately 45 minutes later. Upon entering the facility, firefighters discovered that CAPECO lacked the necessary firefighting equipment to fight multiple tank fires at once. They found worn or missing fire hoses, stationary fire monitors without sufficient pressure to reach the tops of tanks, and insufficient equipment to provide the large quantities of foam necessary to control a fire of this magnitude. Furthermore, CAPECO personnel and local firefighters were trained only for a worst-case scenario involving one tank on fire, rather than 11 tank fires at the same time caused by a vapor cloud explosion. Without sufficient equipment or training, local responders attempted to fight the multiple tank fires but failed as the fire encompassed more tanks. Figure 8: CAPECO surveillance footage of flame propagation during October 23, 2009 CAPECO explosion 28 U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
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Caribbean Petroleum Company Draft for Public Preview June 2015 The incident caused the governor of Puerto Rico to request federal assistance, and on October 24, 2009, the President signed an emergency declaration28 providing assistance for the municipalities of Bayamón, Cataño, Guaynabo, San Juan, and Toa Baja (Figure 9). The federal emergency declaration activated 17 FEMA Emergency Support Function Annexes (ESF)29 and enabled FEMA to provide logistical support, Direct Federal Assistance (DFA), and public assistance grants to state and local municipalities.30 Logistical support included setting up a more than 400-person Incident Command Post to assist state and federal agencies and to circulate information to the media and respond to public inquiries. In addition to the 530 firefighters and other responding agencies, approximately 900 National Guard personnel provided support in firefighting efforts, transportation, security, and environmental assessments. These efforts continued until Sunday, October 25, 2009, at 11:30 a.m., when the fires were extinguished.31 Ultimately, FEMA provided over $3.4 million32 to 27 entities for response efforts during and after the incident. 5.2 Response Assessment The CSB found the following shortcomings in the emergency response to the CAPECO incident, many of which were also identified in the FEMA After Action Report,33 compiled after the incident. • Insufficient equipment. Tank terminals like CAPECO are not considered high-hazard facilities under existing EPA and OSHA regulations; therefore, they are not required to conduct a risk analysis where they consider the potential of a vapor cloud explosion and 28 On October 24, 2009, President Obama signed FEMA-3306-EM-PR for Category B (emergency measures) Direct Federal Assistance (DFA). 29 During an Emergency Declaration, FEMA has jurisdiction to release funding under its 17 FEMA Emergency Support Function Annexes. The ESFs provides structure and support for coordinating a federal interagency response to an incident. Emergency Support Function Annexes (Washington, DC: U.S. Federal Emergency Management Agency, 2008). 30 Through the Emergency Declaration request, Puerto Rico also requested DFA because it lacked the resources to handle the event. Under the Stafford Act, DFA states that the President can authorize 100% federal funding for emergency work: debris cleanup and/or removal; provision of food, water, ice, and other consumable commodities; and other emergency protective measures, under sections 403 and 407. The President also authorized the state and municipalities affected by the incident to be reimbursed for emergency protection measures through FEMA’s Public Assistance (PA) grant programs. 31 The PR Fire Department extinguished the fires with assistance from a contractor that specialized in tank farm firefighting. 32 Summary of Declaration Report: Public Assistance Program (Washington, DC: U.S. Federal Emergency Management Agency, June 11, 2012). 33 Caribbean Petroleum Corporation (CaPeCo) / Gulf Refinery Explosion After Action Report (AAR). FEMA 3306- EM-PR. October 23-26, 2009 (Washington, DC: U.S. Federal Emergency Management Agency, 2010). 29 U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
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Caribbean Petroleum Company Draft for Public Preview June 2015 multiple tank fires. Neither CAPECO nor the fire department had the requisite amount of foam and adequate equipment to effectively fight and control a fire involving multiple tanks. • Insufficient preplanning with local fire departments or firefighter training at the site level. CAPECO did not preplan with local emergency responders, set up mutual aid with other hazardous materials sites, or adequately train facility personnel to address a tank farm fire involving multiple tanks. The CSB found that after the refinery shut down in 2000, the facility curtailed investment into its firefighting operations on-site. In fact, training for CAPECO personnel was limited only to fighting a fire involving one tank, not an incident involving multiple tanks. • Limited emergency preparedness. Local fire departments did not have sufficient training or resources to respond to industrial fires and explosions, which resulted in firefighting delays from insufficient foam and equipment. The limited training and resources of the local fire departments resulted in an inefficient firefighting operation. The fires were not extinguished until an industrial firefighting company suppressed the last of the tank fires. FEMA’s After Action Report identified additional training and exercises for the Incident Management Team on an all-hazards approach to improve the initial multiagency response and recovery. • Overlapping multi-agency, multi-jurisdictional response. Forty-three federal, commonwealth, and nongovernmental organizations responded to the incident.34 As new agencies arrived, the person in the Incident Commander role changed without following the Incident Command System/National Incident Management System (ICS/NIMS). For example, the Puerto Rico Emergency Management Agency (PREMA) operated using ICS/NIMS, whereas the PR National Guard conducted operations using military standards.35 FEMA’s After Action Report also identified poor integration of Unified Command with the National Guard and PREMA after the Governor’s office declared the emergency. The report further emphasized the need for additional joint training and exercises to improve the integration of the ICS with the NIMS. The FEMA report also calls for the development of Mass Fatality and Mass Casualty plans to address catastrophic incidents. 34 Caribbean Petroleum Corporation (CaPeCo) / Gulf Refinery Explosion After Action Report (AAR). FEMA 3306- EM-PR, October 23-26 2009 (Washington, DC: U.S. Federal Emergency Management Agency, 2010): 9.9. 35 Caribbean Petroleum Corporation (CaPeCo) / Gulf Refinery Explosion After Action Report (AAR). FEMA 3306- EM-PR, October 23-26, 2009 (Washington, DC: U.S. Federal Emergency Management Agency, 2010): 6. 30 U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
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Caribbean Petroleum Company Draft for Public Preview June 2015 5.3 Incident Impact 5.3.1 Community Impact Despite approximately 1,600 people residing adjacent to the CAPECO facility in the Puente Blanco community36 and about 48,500 residents living in Cataño three miles from the incident site (Figure 9), the 2009 explosion and fires did not result in any fatalities. However, shrapnel and glass from the blast caused minor injuries to three people at Fort Buchanan. Nearby residents of the surrounding communities were awakened by the blast and ensuing fire. Regulatory authorities in Puente Blanco issued unclear evacuation orders by bullhorn as they drove through the community. With no planned evacuation routes or shelters, residents frantically crowded into the narrow streets. Some members of other nearby communities evacuated voluntarily to escape damaged homes and potential health effects from the smoke and vapors generated by the fire. Fort Buchanan experienced the most severe damage—suffering an estimated $5 million in repair costs. Community impact assessments37 found most of the structural damage occurred in the Puente Blanco neighborhood where PREMA and the Department of Housing (DOH) found damage to 232 of the 266 homes assessed; 139 were repaired and 6 were demolished by November 2009.38 The Puente Blanco community also experienced environmental contamination to several surface water bodies, including federally protected wetlands and streams surrounding the CAPECO site. After assessing 289 homes damaged by the explosion in the Cataño community, the Small Business Administration (SBA)39 designated 25 single-family homes as destroyed or severely damaged at or beyond 40% of their fair market value. (See Figure 10.)
36 Caribbean Petroleum Corporation (CaPeCo) / Gulf Refinery Explosion After Action Report (AAR). FEMA 3306- EM-PR. October 23-26, 2009 (Washington, DC: U.S. Federal Emergency Management Agency, 2010): 4. 37 The Small Business Administration (SBA), in conjunction with the PR Emergency Management Agency (PREMA) and the PR Department of Housing (DOH), conducted community assessments after the incident. 38 Incident Recovery Activities Summary: Caribbean Petroleum Corporation Fuel Explosion (November 18, 2009). 39 The SBA’s mission is to help disaster-stricken communities through direct loans to businesses, homes, and non - profit organizations. SBA Disaster Recovery Plan. https://www.sba.gov/content/disaster-recovery-plan (accessed December 19, 2014). 31 U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
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Figure 9: Communities neighboring the CAPECO facility
Figure 10: Community damage surrounding the CAPECO facility
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Impact to the Commonwealth The incident forced the Commonwealth government and local officials to evacuate approximately 3,000 people in a nearby prison and other government facilities. Changing wind patterns caused the governor to prepare for the evacuation of over 30,000 individuals likely affected by particulate fallout from the smoke plume that extended miles out to sea. Overall, approximately 600 people used the shelters in Cataño, Guaynabo, and Toa Baja.40 40 Caribbean Petroleum Corporation (CaPeCo) / Gulf Refinery Explosion After Action Report (AAR). FEMA 3306- EM-PR. October 23-26, 2009. (Washington, DC: U.S. Federal Emergency Management Agency, 2010): 11. Figure 11: Oil Spill into nearby wetlands (photo from NOAA.gov) and in a local community drain after CAPECO explosion and tank fires 33 U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
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Caribbean Petroleum Company Draft for Public Preview June 2015 5.5 Environmental Impact The CAPECO incident released thousands of gallons of oil, fire suppression foam, and contaminated runoff to Malaria Creek, which traverses the Puente Blanco community to the San Juan Bay. CAPECO and the EPA collected and shipped offsite an estimated 171,000 gallons of oil and 22 million gallons of contact water.41, 42 Overall, approximately 30 million gallons of petroleum was released via storm water channels, on-site and off-site surface water bodies, and neighboring wetlands to San Juan Bay.43 Environmental assessments jointly conducted by the EPA, the US Fish and Wildlife Service (USFWS), and the Puerto Rico Department of Natural Resources (PR DNR) found dead wildlife and both aquatic and avian species, including several legally protected species, covered in oil.44 (Figure 11.) 5.6 Impact to Transportation and Commerce The incident also disrupted commerce and transportation corridors on the ground and in the air in the San Juan area. A main interstate, PR-22, was closed for three days, limiting access to work and shopping malls and interrupting transportation of goods to and from the main port. The smoke plume also resulted in airspace interruptions and temporary flight restrictions for the Luis Muñoz Marín International Airport. The explosion caused many tourists in the San Juan area to flee, affecting the local economy. The total economic and psychological effects of these major disruptions have not been determined.45 5.7 Impact of Overfill Incident on CAPECO In May 2010, CAPECO was required to pay more than $8.2 million for environmental liabilities associated with the Bayamón petroleum distribution facility and the 170 service stations it owned 41 Contact water contains petroleum product. 42 C. Jimenez, K. Glenn, G. Denning. International Oil Spill Conference Proceedings, 2011 (1). http://ioscproceedings.org/doi/pdf/10.7901/2169-3358-2011-1-90 (accessed December 19, 2014). 43 Environmental Protection Agency. Securing Cleanup from ashes at the Puma Energy Caribe Site. 2014. http://www2.epa.gov/enforcement/case-study-cleanup-puma-energy-caribe-site-puerto-rico (accessed May 4, 2015). 44 C. Jimenez, K. Glenn, G. Denning. International Oil Spill Conference Proceedings, 2011 (1). http://ioscproceedings.org/doi/pdf/10.7901/2169-3358-2011-1-90 (accessed December 19, 2014). 45 C. Jimenez, K. Glenn, G. Denning. International Oil Spill Conference Proceedings, 2011 (1) http://ioscproceedings.org/doi/pdf/10.7901/2169-3358-2011-1-90 (accessed December 19, 2014). 34 U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
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Caribbean Petroleum Company Draft for Public Preview June 2015 and leased under a settlement agreement.46 In the same month, the EPA issued a Notice of Federal Assumption to take responsibility for the remaining cleanup at the CAPECO site.47 6.0 INCIDENT ANALYSIS 6.1 Systemic Failure at CAPECO Led to Failure of the Overfill Prevention System The CSB determined that numerous technical and systemic failures contributed to the explosion and multiple tank fires at the CAPECO tank terminal. The CSB found that multiple layers of protection failed within the level control and monitoring system at the same time in addition to a lack of independent safeguards. James Reason’s Swiss Cheese Model best demonstrates these systemic failures that led to the accident.48 Reason postulates that an accident results from the breakdown of the “interaction between latent failures49 and a variety of local triggering events (active failures)”50 and although rare, the “adverse conjunction of several causal factors” from various layers.51 The deficiencies or holes at each layer of protection are constantly increasing or decreasing based on management decisions and operational deviations.52
46 United States Announces Bankruptcy Settlement with Oil Company in Wake of October 2009 Explosion and Fire. (Washington, DC: U.S. Department of Justice, 2011) http://www.ju.tice.gov/opa/pr/2011/May/11-enrd-657.html (accessed December 19, 2014). 47 C. Jimenez, K. Glenn, G. Denning. International Oil Spill Conference Proceedings, 2011 (1) http://ioscproceedings.org/doi/pdf/10.7901/2169-3358-2011-1-90 (accessed December 19, 2014).
48 Reason postulated that “a multiplicity of overlapping and mutually supporting defenses” both hard and soft, allow complex systems to function despite a single technical or human failure. Hard defenses include technical devices as automated engineered safety features, physical barriers, alarms and annunciators, interlocks, keys, personal protective equipment, non-destructive testing, designed in structural weakness and improved system design (Reason, 1997). Soft defenses rely heavily on a combination of paper and people, i.e., legislation, regulatory surveillance, rules and procedures, training, drills and briefings, administrative controls, licensing, certification, supervisory oversight, front-line operators (Reason, 1997). 49 Latent Failures arise from strategic and other top-level decisions made by governments, regulators, manufacturers, designers, and organizational managers. They include poor design, supervisory gaps, undetected manufacturing defects, maintenance failures, unworkable procedures, poor automation, inadequate training, and insufficient or inadequate tools and equipment. These failures can lay dormant in an organization for years and, if undetected or unfixed, can contribute to active failures by creating deviation from procedures (Reason, 1997). 50 Active failures are unsafe acts committed by those at the human-system interface or the sharp end of the system by personnel. They are immediate and have short-lived effects (Reason, 1997). 51 J. Reason. Human Error. (United Kingdom: Cambridge University Press, 1990). 52 J. Reason. Managing the Risks of Organizational Accidents (Brookfield: Ashgate, 1997). 35 U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
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Figure 12: Contributing to the October 2009 overfill incident at CAPECO were multiple failures of the level control and monitoring system in addition to a lack of safeguards like a high level alarm, an independent level alarm and an automatic overfill prevention system that allows for automatic shutdown or diversion. 6.1.1 Inadequate Safety Management System The CSB found that the CAPECO overfill incident resulted from a combination of multiple deficiencies in the safety management system, including the breakdown in the level control and monitoring system within an inadequate safety management system and a lack of safeguards,53 such as an independent high level alarm and an automatic overfill prevention system. In terminals, the level control system includes procedures and equipment used to control tank- filling operations. For many tank operations, the level control system is the operator and the alarm system, which together are able to control the fuel receiving process. In some cases, the level control system is an automatic level controller functioning to restrict flow into the tank. The CSB finds that systemic failures at CAPECO included: • a history of poorly maintaining terminal operations; • an inherent financial pressure to fill the tanks in the planning department’s stipulated time, which was at odds with safety; • a failure to learn from previous overfill incidents at the facility; 53 Safeguards are any device, system, or action that would likely interrupt the chain of events following an initiating event. 36 U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
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Caribbean Petroleum Company Draft for Public Preview June 2015 • a lack of preventative maintenance for the malfunctioning float and tape device, automatic tank gauge transmitters; • an unreliable computer for calculating tank fill times; • a lack of overfill prevention safeguards as an independent alarm; • a lack of formal procedures for tank filling operations for operators and managers; • an insufficient mechanical integrity program for safety critical equipment; • poor adherence to human factors principles for safety critical equipment. 6.2 CAPECO History of Poorly Maintaining Terminal Operations The CSB found that CAPECO had a history of poorly maintaining its terminal operations. EPA inspection records from 1992 to 2004 indicate a lack of investment in tank valves, maintenance of secondary containment around the tank farm, and appropriate level gauges and engineering controls. For the 12-year period, SPCC inspections revealed problems with leaking transfer valves, leaking product lines, insufficient secondary containment, failure to lock valves that could release content, and oil sheen present in dikes and adjacent dikes, indicating the migration of oil from a leak or spill through the dike drain valves that were unaddressed in subsequent inspections. Refer to Section 8.6.2 for CAPECO SPCC deficiencies. 6.3 Previous Overfill Incidents at CAPECO The CSB learned CAPECO had multiple overfills and spills during transfer operations. CAPECO records show a history of 15 separate incidents from 1992 to 1999 and 3 others after 2005, when spills or overfills occurred during filling, draining, or transferring operations. Incidents resulted from valves in the open position, tank gauge malfunctions, or corrosion of pipes or tank shells. 6.4 Normal Practice to Fill Tanks to Maximum Levels at Odds with Safety The CSB found that despite the lack of computer-displayed tank levels, CAPECO operators received instructions from the planning department to fill the tanks to their maximum fill level54 during the October 21-23, 2009, filling operations, exposing the tank farm to the eventual incident. The planning department coordinated fuel deliveries with fuel suppliers and instructed operators on which tank to fill, specified the volume of materials, and determined the filling schedule during unloading operations. (See Section 3.4.) The contractual obligation to fill the specified tanks in the allotted time or at a faster rate was at odds with safely conducting filling operations. 54 CAPECO operators filled the tanks to the maximum allowable capacity. 37 U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
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Caribbean Petroleum Company Draft for Public Preview June 2015 6.5 Unreliable Safety Critical Equipment The CSB found that CAPECO purchased the least effective level-measurement system and employed an inadequate maintenance program to care for that system. These shortfalls in safety critical equipment in the level control and monitoring system, including the transmitters on the side gauge and the float and tape device in the tank, prevented operators from determining tank levels during filling operations. Figure 10 illustrates the issues with the level control system at CAPECO.
Figure 13: A comprehensive overfill prevention system includes the ATG, high level alarm (LAH), and automatic overfill prevention system (LAHH), in addition to the operator and facility procedures that govern, monitor, and control the flow of fuel into a tank. 6.5.1 Unreliable Level Control and Monitoring Systems CAPECO lacked a reliable automatic level control and monitoring system for measuring tank levels. (See Figure 12 and Figure 13.) The automatic gauging system at CAPECO, described in Section 3.6.3, had a history of repeated failures and prolonged out-of-service periods. On the night of the incident, the float and tape device inside Tank 504 became stuck and the transmitters for Tanks 107 and 409 were not receiving data from the side gauge on Tank 409; therefore, data on the tank liquid level and a calculated fill rate into 409 were not available in real time on the 38 U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
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Caribbean Petroleum Company Draft for Public Preview June 2015 computer. The computer monitoring system was often compromised by outages from lightning strikes and accidental breakage of the computer cables after maintenance activities in the tank farm area. In addition, the transmitters55 that sent the data to the computer were also susceptible to electromagnetic interference and frequently needed replacing after lightning storms.
CAPECO took weeks to replace the faulty transmitters. Therefore, CAPECO operators found the computer monitoring system to be unreliable. After completing hourly rounds, the operator reported the tank level back to the shift supervisor, who then manually calculated the time it would take to fill the tank. The CSB learned that CAPECO operators had been calculating the tank levels by hand for decades. This method of monitoring the level in the tanks was unreliable given the 15 prior tank overfill incidents at the facility and the extended time that the level detection equipment remained out of service due to failure. 6.5.2 Float and Tape Gauges Prone to Failure Float and tape gauges, which the aboveground storage tank industry has used for many years, are also prone to failure due to historically well-known design flaws.56 Mechanical friction in pulleys, spring motors, and indicators degrade measurement reliability, causing the system to indicate the liquid depth inaccurately.57 In addition, the gear mechanism attached to the indicator and transmitter can disengage, resulting in inaccurate readings, and can disrupt synchronization of the transmitter.58 The float tape gauge is also subject to “excessive wear and tear,”59 resulting from continuous and sudden movement from turbulence generated by the fuel in the tank.60 6.5.3 Poor float and tape gauge maintenance The CSB found the float and tape gauges installed on CAPECO tanks were poorly maintained. Installed in February 2004, the float and tape gauges were frequently out of service for multiple tanks at the same time. The CSB learned that just nine months after initial installation, CAPECO hired L&J Engineering to service the level transmitter due to “volume discrepancies,” and one 55 In accordance with ANSI/API Overfill Protection for Storage Tanks in Petroleum Facilities (ANSI/API 2350), operators recalibrate the level transmitter when they note more than a 3-inch discrepancy in tank levels between the physical gauge reading and the float and tape reading recorded at the side gauge. (See section 8.10 for API discussion.) 56 B. V. Enraf. The Art of Tank Gauging. http://enraf.ru/userfiles/File/4416650_rev4.pdf (accessed January 2012). 57 B. V. Enraf, The Art of Tank Gauging. http://enraf.ru/userfiles/File/4416650_rev4.pdf (accessed January 2012). 58 B. V. Enraf, The Art of Tank Gauging. http://enraf.ru/userfiles/File/4416650_rev4.pdf (accessed January 2012). 59 B. V. Enraf, The Art of Tank Gauging. http://enraf.ru/userfiles/File/4416650_rev4.pdf (accessed January 2012). 60 B. V. Enraf, The Art of Tank Gauging. http://enraf.ru/userfiles/File/4416650_rev4.pdf (accessed January 2012). 39 U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
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Caribbean Petroleum Company Draft for Public Preview June 2015 month prior to the 2009 explosion, CAPECO hired contractors to calibrate the side gauge on numerous tanks in the tank terminal.
The CSB found CAPECO’s lack of preventative maintenance61 resulted in the failure to repair the tank gauging system. A review of CAPECO maintenance logs found no status update on maintenance activities addressing a broken float tension on Tank 411 in July 2009, or on fixing strapping problems with Tanks 405 or 411 in early October 2009. During October 2009, the level transmitter for Tank 409 was out of service from the week prior, and maintenance personnel were waiting for repair parts. Despite frequent outages, CAPECO management did not replace the level transmitter on any of the tanks and relied only on the float and tape gauge located on the side of the tank to obtain tank levels. The CSB found many of CAPECO’s tank gauging practices were contrary to the recommended practices in API Manual of Petroleum Measurement Standards (MPMS) Chapter 3.1A,62, 63 which might have contributed to inaccurately calculating liquid levels in Tank 409. Volume discrepancies in a tank could also arise from using a specific tank gauge, relying on a strapping table to calculate tank levels, and using unslotted sill pipes. • Type of gauge: CAPECO did not use an innage gauge,64 as recommended by the MPMS Chapter 3.1A, but relied on an outage gauge65 to obtain tank levels. The MPMS Chapter 3.1A recommends the use of innage gauges over outage gauges due to movement of the tank gauge reference point, but recognizes circumstances when outage gauges are more 61CCPS Guidelines for Safe Process Operations and Maintenance: “Preventative maintenance seeks to reduce the frequency and severity of unplanned outages by establishing a fixed schedule of routine inspection and service. The chief advantage of a preventative maintenance program is that it gives maintenance management the flexibility to plan and execute required equipment service with a minimum disruption of essential plant operations. The importance of preventative maintenance to process safety management cannot be overemphasized.” American Institute of Chemical Engineers, Center for Chemical Process Safety. Guidelines for Safe Process Operations and Maintenance (New York: Wiley & Sons, 1995). 62 American Petroleum Institute. Manual of Petroleum Measurement Standards, Chapter 3.1A, Standard Practice for the Manual Gauging of Petroleum and Petroleum Products, 3rd edition (August 2013). 63 The Manual of Petroleum Measurement Standards, Chapter 3.1A applies to liquids with a Reid vapor pressure. Reid vapor pressure is the property of a liquid fuel that defines its evaporation characteristics and a common measure of and generic term for gasoline volatility. http://www.epa.gov/otaq/fuels/gasolinefuels/volatility/index.htm.) of less than 103 kPa. A Pascal is the SI- derived unit of pressure, internal pressure, stress, Young’s modulus, and tensile strength. 1 Kilopascals (kPa) ≡ 1000 Pa. or 15 psia. 64 An innage gauge is a direct measurement of the linear distance along a vertical path from the datum plate or tank bottom to the surface of the liquid being gauged. 65 An outage gauge is an indirect measurement of the linear distance along a vertical path from the surface of the liquid being gauged to the tank reference gauge point. 40 U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
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Caribbean Petroleum Company Draft for Public Preview June 2015 applicable. The MPMS Chapter 3.1A also recommends that facilities inspect both manual tape-and-bob assembly and portable electronic gauging devices daily for inconsistencies that may introduce error, and that they verify for accuracy at least annually. It also requires operations personnel to check the detection signal from the sensor/probe annually. The CSB did not find any inspection records demonstrating daily or annual float and tape checks at CAPECO. • Strapping table inaccuracies: API MPMS Ch. 3.1A advises that a volume discrepancy can arise from the inherent inaccuracies in strapping tables, which can lead to overestimating or underestimating of tank quantity, among other problems.
• Calculating tank volume in the critical zone: According to API MPMS Ch. 3.1A, “computing tank volume in the critical zone66 is subject to considerable error.” Inaccuracies can also arise from strapping tape calibration or thermal expansion, tension of the strapping tape, correction of shell expansion due to liquid head (static head), measurement of shell plate thickness and calculation of deadwood.67
• Using sill pipes without slots: The independent inspector used a gauge hatch on the fixed roof and a gauging funnel on the floating roof to obtain liquid levels in Tank 409 but used an 8-inch still pipe68 to physically gauge Tank 107. According to API MPMS Ch. 3.1A, still pipes without slots can lead to “serious liquid height measurement, temperature determination, and sampling errors.” 6.6 Lack of Formal Procedures for Tank Terminal Operations The CSB learned that CAPECO’s standard operating procedures only addressed activities requiring a permit to work and did not cover terminal operations. When CAPECO became a fuel storage depot, it was no longer required to follow standards that would require regularly updated standard operating procedures (SOPs), such as OSHA PSM or EPA RMP. CAPECO last updated refinery SOPs to comply with PSM in 1999. In August 2009, CAPECO updated procedures that resulted in work permits (hot work, cold work, confined space, and lockout/tag-out) but failed to 66 The critical zone is the area where liquid is partially displaced by the roof between the point where the liquid just touches the lowest section of the roof and the point where the roof floats freely. 67 Deadwood refers to the ducted weight of all parts of a floating roof, including the swing joint, the drain and other items attached to the tank shell or bottom that are resting on the roof supports when the floating roof is immersed in liquid. 68 Still pipe is used to gauge liquid levels inside a tank. The reference gauge point is located on the upper lip, and the datum plate is located at the lower lip. Still pipes may have slots or be solid. 41 U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
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Caribbean Petroleum Company Draft for Public Preview June 2015 update or write terminal operating procedures. The terminal often had activity outlines and checklists, but it did not have SOPs to instruct employees how to perform daily activities, such as discharging from a vessel or barge, gauging tanks, or operating dike drain valves. For example, CAPECO had a two-page document listing the activities to discharge from a vessel or barge, but the document did not provide details on how to perform the activities, who would be in charge, or what to do in an emergency. As a result of the incident, the Puerto Rico Occupational Safety and Health Administration (PR OSHA) issued a serious violation to CAPECO for lacking tank filling procedures during transfer operations. See PR OSHA Section 8.8.
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Lack of Additional Safeguards such as High-Level Alarms and an Automatic Overfill Prevention Systems The CSB found that CAPECO tanks lacked effective safeguards to prevent a tank overfill. In addition to an accurate automatic tank gauging system with a reliable computer monitoring system, potential safeguards include independent high-level alarms, which give a visual or auditory indication when material in the tanks reach a specific high level, and an automated overfill prevention system,69 which allows for shutoff or flow diversion to prevent overfill. Tank 409 lacked an independent high level alarm.70 Without safety alarms and associated critical response procedures, CAPECO tank farm operators were left with a faulty level control and monitoring system to detect an overfill in Tank 409. 6.8 Other potential contributing factors The CSB found that other factors might have contributed to the accident, such as the construction and limitations of the Tank 409 internal floating roof and the variable flow rates and line pressures into Tank 409. 6.8.1 Internal Floating Roof Construction and Limitations The destruction of the Tank 409 internal floating roof in the explosion prevented the CSB from determining if it failed during filling operations. Therefore, internal floating roof failure might have contributed to the overfilling of Tank 409. The roof construction of Tank 409 was subject to numerous operational limitations. Tank 409 had a fixed cone roof with an aluminum internal 69 ANSI/API 2350 defines an automated overfill prevention system (AOPS) as an overfill prevention system not requiring the intervention of operating personnel to function. 70 High-high level alarm: An alarm generated when the product level reaches the high tank level. American Petroleum Institute. ANSI/API Standard 2350-2012: Overfill Protection for Storage Tanks in Petroleum Facilities, fourth edition (Washington, DC: American Petroleum Institute, May 2012). 42 U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
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Caribbean Petroleum Company Draft for Public Preview June 2015 floating roof (IFR), and a freeboard71 of 12 feet (24,157 bbls). (See Figure 14 for Tank 409 specifications.) Aluminum IFRs are prone to corrosion when exposed to caustic liquids but sufficient for petroleum and organic materials. An internal floating roof can fail by means of turbulence,72 roof submersion,73 seal issues, and fatigue.74
API MPMS Ch. 3.1A discusses the impact of the floating roof on tank volume. On the night of the incident, the final reading likely occurred when the floating roof was floating freely. When floating roofs are in the free-floating position, they displace the amount of liquid equal to the weight of the roof and attached deadwood. The only accurate way to obtain volume in the critical zone is by a liquid calibration procedure. API MPMS Ch. 3.1A advises that facilities calculate roof displacement by considering the roof weight, temperature, and density of the liquid of tank contents in the critical zone. CAPECO did not calculate the roof displacement of Tank 409.
71 Freeboard is the vertical distance between the maximum liquid level and the top of the tank. 72 Turbulence: high velocity of receipt fluid sufficient to generate waves at the surface of the liquid causing floating roofs to shake, move, and vibrate. Turbulence usually results from excessive receipt rates when the liquid level is low in the tank. 73 Roof Submersion: Part or the entire roof becomes covered with the stored tank product. 74 Fatigue is the creation of initiating cracks at discontinuities in steel structures resulting from stresses magnified by “stress risers” or discontinuities from corrosion. 43 U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
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Caribbean Petroleum Company Draft for Public Preview June 2015 Height: 63 ft 120 ft diameter 12 ft Freeboard (24,157 barrels) Tank Vents Wind Girder Aluminum Internal Floating Roof Cone Roof Tank Capacity: 120,000 barrels (5,040,000 gallons) Tank 409
Figure 14: Tank 409 Specifications 6.8.2 Variable Flow Rates and Line Pressure into Tank The CSB found that the fuel discharge flow rate to the terminal was controlled only by personnel from the Cape Bruny. CAPECO and the Cape Bruny had to complete filling operations in the allotted time negotiated by the planning department or face a financial penalty. (See section 3.4). The variable flow rate from the Cape Bruny to the CAPECO tank terminal likely contributed to the overfill of Tank 409. The gasoline flow rate from the Cape Bruny to the terminal was determined before filling operations started in a pre-transfer meeting on the ship. Both CAPECO and Cape Bruny personnel determined the initial transfer limit to be 4,400 bbls/hr and a bulk transfer rate of 12,000 bbls/hr. Normal transfer operations from the Cape Bruny established a maximum allowable backpressure at 100 psig with a maximum discharge rate of 18,870 bbls/hr during transfer operations. However, CAPECO requested the discharge pressure to be 125 psig. At the time of the incident, CAPECO’s manifest showed gasoline was pumped at a rate of 10,000-11,000 bbl/hr at a pressure of 100-110 psi, corresponding to about 7000-7700 gallons per minute. Despite the predetermined transfer rate and backpressure, CAPECO operators lacked information on the flow rate into the tanks during filling operations. To change the ship pumping pressure during filling operations, CAPECO tank farm operators communicated with the dock operator via radio. The dock operator then contacted the ship to increase or reduce the pressure of fuel pumped from the ship to the terminal. However, CAPECO 44 U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
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Caribbean Petroleum Company Draft for Public Preview June 2015 personnel testified that stopping pumping from the ship was rare and only occurred if the tank farm lacked sufficient tank space onsite. Ship discharge records show the line pressure at the dock started at 50 psig on October 21, 2009, at 1 a.m. and increased by approximately 5-10 psig every three hours. At 11 p.m., approximately one hour before the incident, on October 22, 2009, the dock pressure was 115 psig, within the agreed-upon pump pressure. As the line pressure increased, the tank operator manually switched from Tank 405 (line displacement) to Tank 504 then to Tank 411, and cracked the valve on Tank 409 to contain the gasoline. However, it was difficult for operators to determine the exact flow rate into the tanks after cracking the valves because gasoline flow rate was also dependent on the pipe diameter. Operators often went to the tank 10-30 minutes prior to the calculated filling time to switch the lines and address any discrepancy in flow rates. The lack of flow indicators coupled with various pipe diameters, the tank-switching process, and an unreliable gauging system all contributed to the overfilling of Tank 409. 6.9 Human Factors Human factors-related deficiencies75 also contributed to the breakdown in the safety management system, including issues with dike valve designs, insufficient staffing, facility lighting, and valve cracking. 6.9.1 Lack of Consistent Dike Valve Design A major contributor to the migration and dispersion of the vapor cloud was the open dike valves that enabled fuel to accumulate in the WWT. In addition, the use of multiple types of manual valves coupled with poor lighting made it impossible for operators to visually observe whether the dike valves were open or closed on the night of the incident. CAEPCO operators failed to determine whether the dike drain valve for Tank 409 was properly shut. The CSB verified that the dike drain valve for Tank 409 was open at the time of the incident. CAPECO’s normal practices required operators to open and close valves during the day shifts. Operators customarily inspected whether the dike drain valves were open or closed from their vehicles as they drove by. The tank farm used both rising stem and fixed stem valves on the dike drains leading to WWT. Rising stem valves allowed operators to easily observe the open or closed position while fixed stem valves do not provide a visual indication of the position. The 75 “Human factors refer to environmental, organizational and job factors, and human and individual characteristics which influence behavior at work in a way which can affect health and safety. A simple way to view human factors is to think about three aspects: the job, the individual and the organization and how they impact people’s health and safety-related behavior.” U.K. Health and Safety Executive. Introduction to Human Factors. http://www.hse.gov.uk/humanfactors/introduction.htm (accessed December 20, 2014). 45 U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
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Caribbean Petroleum Company Draft for Public Preview June 2015 fixed stem valve on the dike drain for Tank 409 made it difficult for tank farm operators to observe its position without physically turning it. (See Figure 15.) In some cases, the valve position could not be determined with a visual inspection because the rising stem valve position was hidden in the sump. (See Figure 15, center photo.) Furthermore, none of the dike valves shown in Figure 15 were consistent with RAGAGEP. Regulatory coverage under the EPA Risk Management Plan (RMP) or OSHA’s Process Safety Management (PSM) Standard requires that CAPECO use the best available engineering practices to assess valve open/close status.
Figure 15: Various dike drain valves at CAPECO. Tank 409 dike drain valve (left): position of the valve is undeterminable without physically turning the valve. Rising stem valves (center, right). In some cases, the valve position is hidden in the sump (center).
- 9.2 Lack of Facility Lighting
On the night of the incident, operators could not see the tank overflowing or the vapor cloud forming because the lighting was insufficient. Lighting in the tank farm area was sparse; therefore, operators used flashlights to monitor tank farm activity and read liquid levels from the tank side gauges. A 1999 EPA inspection found insufficient lighting at the CAPECO tank farm to “detect spills and prevent vandalism.” Operators used flashlights, which were insufficient to monitor for unusual activity, such as a tank overflowing or a vapor cloud forming. In a 2010 post-incident inspection report, the EPA cited CAPECO for inadequate facility lighting for discovering unusual activity, such as vandalism and oil discharges in darkness.76
76 General requirements for Spill Prevention, Control, and Countermeasure Plans. Code of Federal Regulations, Part 112, Section 7, Title 40, 2008. 46 U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
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Caribbean Petroleum Company Draft for Public Preview June 2015 6.9.3 Lack of Sufficient Staffing during Offloading Operations The management decision to staff each fuel offloading shift with two operators at the tank farm and one operator at the dock provided insufficient staffing resources during filling operations. CAPECO often offloaded inventory into multiple tanks, which required manually switching fuel flow between tanks. This task often required two people due to the increased pressure of the fuel on the valve. Operators addressed this lack of staffing by cracking the valves of the next tank in line to fill. For example, Tank 409 and Tank 411 shared the same line connected to the pipeline. When the operator needed to change the line from the pipeline to fill another tank, he had to call the WWT operator for help, leaving the WWT area unattended. 6.9.4 Valve Cracking The lack of motor-operated valves compromised the accuracy of tank-filling time estimates. The valves for unloading gasoline were manually operated and as large as 16 to 20 inches. The pressure in the line from the dock was as high as 125 psig, which made opening the valves difficult. To easily change gasoline flow between tanks, operators fully opened the inlet valve to one tank and cracked open the inlet valve on the next tank to be filled. Cracking the inlet valve facilitated opening the valve for the next tank after the previous tank reached the target level. With both valves opened, the flow rate into the individual tanks varied, making it difficult to determine the exact filling time required.
Installing motor-operated valves can eliminate the difficulty of manually opening large valves. 6.10 Using a Risk-based Approach to Design an Overfill Prevention System Bulk petroleum storage and distribution facilities, like CAPECO’s Bayamón facility, are not considered highly hazardous under the U.S. regulatory system, despite often storing flammable liquids near highly populated areas. CAPECO was not required to use a risk-based approach to determine the level of risk posed by facility operations to the nearby community and to mitigate those risks accordingly.
A Safety Instrumented System (SIS)77 approach allows tank terminal operators to design an overfill prevention system for controlling the risk of an overfill incident to various safety 77 SIS is an instrumented system used to implement one or more safety-instrumented functions (SIF). This software implements a safety-instrumented function by programming a single instrumented loop or multiple instrumented loops to a single electronic system. SIS removes the human element from a process when the expected human 47 U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
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Caribbean Petroleum Company Draft for Public Preview June 2015 integrity levels using multiple layers of protection. Following the promulgation of the US Occupational Health and Safety (OSHA) Process Safety Management (PSM) standard (1910.119), the International Society for Automation (ISA) created ISA 84.01-1996, the Safety Instrumented Systems (SIS) standard. Its intent was to augment the PSM standard for implementing instrumentation and controls necessary for safe operation.78 OSHA recognizes ISA-84 as Recognized and Generally Accepted Good Engineering Practice (RAGAGEP). See Section 8.9 for a discussion of RAGAGEP.
Under this standard, a safety system requires robust design and rigorous management to achieve the required integrity.79 In applying SIS for process industries, ISA-84 uses two concepts to reduce the risk of facility-based hazards: a safety lifecycle and safety integrity levels (SIL).80 A safety lifecycle model uses a disciplined systemic approach to design, build, operate, and maintain a facility throughout its lifetime;81 a safety integrity level (SIL) is a probability-of- failure measurement of safety system performance.82 There are four SILs,83 where a higher SIL means that an installed system has a lower potential to fail.
Facilities such as CAPECO are not covered under OSHA PSM Standard or the EPA RMP Program. They are not required to conduct risk assessments to address flammable hazards on site, or to follow RAGAGEP. Therefore, the CAPECO facility was not required to conduct a hazard assessment that would determine the necessary safeguards needed to prevent a error rate increases because of automated controls with too many repeated and continuous control changes or when the complexity of work activity increases. A Safety Instrumented Function (SIF) is a safety function associated with a specific safety integrity level that is necessary to achieve functional safety. It can be a safety instrumented protection function or a safety instrumented control function. International Standard IEC 61511-1: Functional safety – Safety instrumented systems.
78 A. Summers. Difference between IEC 8111 and ISA 84.01-1996 (Instrumentation, Systems and Automation Society, 2003). 79 Buncefield Major Incident Investigation Board. The Buncefield Incident 11 December 2005 Volume 1. 2008. http://www.buncefieldinvestigation.gov.uk/reports/volume1.pdf. 80 International Society for Automation. Technology ISA-84. http://www.isa-95.com/subpages/technology/isa- 84.php (accessed December 20, 2014). 81 S. Gillespie. Safety Instrumented Systems. http://www.idc- online.com/technical_references/pdfs/instrumentation/Safety_Instrumented_Systems.pdf (accessed December 20, 2014). http://www.idc-online.com/technical_references/pdfs/instrumentation/Safety_Instrumented_Systems.pdf 82 Buncefield Major Incident Investigation Board. The Buncefield Incident 11 December 2005 Volume 1 (2008). http://www.buncefieldinvestigation.gov.uk/reports/volume1.pdf (accessed December 20, 2014). 83 SIL 0 = none is the lowest risk; SIL 1 = 95% of the safety instrumented function (ALARP); SIL 2 =5% SIF; SIL 3 = % SIF; SIL 4 =highest risk (nuclear industry) Process Engineering Associates. http://www.processengr.com/ppt_presentations/safety_instrumented_systems.pdf 48 U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
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Caribbean Petroleum Company Draft for Public Preview June 2015 catastrophic incident. This precaution would have alerted management to the need for RAGAGEP, including instrumentation and controls necessary for safe operations. Had CAPECO been covered by these standards, it likely would have installed an independent or redundant level alarm and an automatic overfill protection system with several independent safeguards to prevent a catastrophic overfill incident.
- 0 TANK LOCATIONS, PREVALENCE OF INCIDENTS AND
LESSONS LEARNED FROM PREVIOUS CATASTROPHIC INCIDENTS According to the US Census Bureau, there were 4,810 petroleum bulk stations and terminals in the US in 2007.84,85 The terminals include commercial facilities, proprietary terminals owned by refineries, chemical manufacturers, and Department of Defense facilities.86
Tank terminals are located throughout the US in both rural and urban areas. Figure 16 illustrates the location of bulk petroleum tank terminals in all 50 states in 2012. In 2009, 3,807 bulk liquid storage facilities registered a release with the EPA Toxic Release Inventory (TRI).87,88 The CSB mapped 3,847 bulk petroleum storage tank terminal locations obtained from the EPA TRI database for 2012 and found 2,959 bulk petroleum storage terminals within one mile of communities with over 300,000 residents (Figure 16). 84 Geographic Distribution: Petroleum Bulk Stations and Terminals (Washington, DC: U.S. Census Bureau, 2007). http://www.census.gov/econ/industry/geo/g424710.htm (accessed December 20, 2014). 85 NAICS code 424710 – bulk petroleum stations and terminals includes industry establishments with bulk liquid storage facilities primarily engaged in the merchant wholesale distribution of crude petroleum and petroleum products, including liquefied petroleum gas. 86 Advanced Resources International. Assessment of the Potential Costs and Energy Impacts of Spill Prevention, Control, and Countermeasure Requirements for Petroleum Bulk Storage and Distribution Terminals (Washington, DC: US Department of Energy Office of Fossil Energy, August 22, 2006). 87 The EPA Toxic Release Inventory is a database containing self-reported information on the disposal or release of 650 chemicals from facilities in the US. 88 Toxic Release Inventory: 2009 (Washington, DC: U.S. Environmental Protection Agency, 2010). 49 U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
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Figure 16: Tank terminals distributed across the US in 2012 in proximity to 2010 population data.
(EPA TRI Database, 2012) 7.1 Prevalence of Tank Incidents The lack of a comprehensive database of publicly available accident data makes it difficult to analyze for trends in overfill incidents. A 2006 study using published reports from various sources analyzed 242 storage tank accidents, finding that fires and explosions accounted for 85% of the accidents on six continents over 40 years (1960-2003).89 The study also found 105 accidents that occurred in the US. Moreover, terminals and pumping stations accounted for 25%, or 64, of the accidents—the second most frequent sites for accidents after refineries (47.9% or 89 J. I. Chang, et al. “A Study of Storage Tank Accidents.” Journal of Loss Prevention in the Process Industries. 2006.19: 56. 50 U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
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Caribbean Petroleum Company Draft for Public Preview June 2015 116 cases).90 In addition, overfilling was cited as the most frequent cause of an accident during operation; among the 15 overfill incidents found, 87% led to a fire and explosion. Since 2005, three low-frequency, high-consequence incidents involving a vapor cloud formation from a gasoline storage tank resulted in catastrophic explosions and fires.
The cost of overflow prevention systems is nominal in contrast with the societal and economic costs of incidents such as Buncefield and CAPECO. A 2006 US Department of Energy Office of Fossil Energy assessment found fully automated liquid level sensing alarms and shutoffs range from $12,000 to $18,000 per tank installation, and liquid level sensing devices with alarms cost $4,000 to $5,000.91 7.2 Lessons Learned from Previous Incidents Similar overflow incidents have occurred in the US and internationally. The CSB found 17 incidents of overfills and vapor cloud explosions at bulk petroleum tank terminals, 12 of which occurred in the US. The three incidents discussed below and in Appendix B demonstrate the catastrophic potential and high-hazard nature of storing flammable liquids in aboveground storage tanks. Yet US regulations and industry practices do not adequately reflect the lessons learned from such catastrophic incidents and fail to classify terminals storing flammable materials as high-hazard facilities. 7.3 Buncefield (Hertfordshire, UK) One of the most notable recent incidents—resulting in a number of technical and regulatory recommendations in the United Kingdom—is an explosion and fire that occurred at the Buncefield Oil Storage Depot in Hemel Hempstead, Hertfordshire, UK, on December 11, 2005. Similar to the CAPECO incident, the vapor cloud explosion and multiple tank fires occurred after a tank was overfilled with gasoline. The overfilling tank was equipped with a gauge that allowed operators to monitor filling operations and an independent high-level switch that allowed for automatic shutdown of filling operations if the tank overfilled. But both were inoperable at the time of the incident.92 The explosion generated significant blast pressure, 90 J. I. Chang, et al. “A Study of Storage Tank Accidents.” Journal of Loss Prevention in the Process Industries. 2006.19: 56. 91Advanced Resources International. Assessment of the Potential Costs and Energy Impacts of Spill Prevention, Control, and Countermeasure Requirements for Petroleum Bulk Storage and Distribution Terminals (Washington, DC: U.S. Department of Energy, Office of Fossil Energy, August 22, 2006). 92 The Competent Authority. Control of Major Accident Hazards. Buncefield: Why Did It Happen? (U.K. Health and Safety Executive (HSE) and Environment Agency). http://www.hse.gov.uk/comah/buncefield/buncefield-report.pdf (accessed December 21, 2014).
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Caribbean Petroleum Company Draft for Public Preview June 2015 resulting in additional loss of containment that led to fire and other damage involving 22 tanks. There were no fatalities, but 43 people were injured and the damage to nearby commercial and residential property totaled $1.5 billion.93 The fire burned for four days.
Following Buncefield, the UK Health and Safety Executive (HSE) established a Major Incident Investigation Board (MIIB),94 which made recommendations to the industry and regulators concerning the incident. The MIIB recommendations overhauled both the UK legal compliance standards and industry practices governing petroleum storage facilities similar in size to the Buncefield Storage Depot. Differing from the US viewpoint, the United Kingdom considers petroleum storage facilities to be high-hazard facilities, subjecting them to the regulations similar to the US OSHA Process Safety Management (PSM) standard. The UK view allows for additional oversight from the Competent Authority (CA) or the Control of Major Accident Hazards (COMAH). Therefore, covered facilities must demonstrate a major accident prevention policy and a safety management system.95
The MIIB report emphasizes that controlling the risks associated with a major incident like Buncefield requires an integration of safety integrity levels at high-hazard sites, specifically addressing containment of dangerous substances and process safety with mitigation planning against offsite impact, preparedness of emergency response, land use planning for controlling societal risk, and regulatory system enforcement at high-hazard facilities.96
Many of the MIIB recommendations are pertinent to CAPECO. The most salient MIIB recommendations address preventing primary loss of containment,97 conducting a risk assessment, maintaining sector leadership, cultivating a safety culture, and conforming petroleum storage facilities to high-reliability organization principles. Table 2 summarizes and compares both incidents. Because of the Buncefield incident, the American Petroleum Institute (API) made changes to the Tank Overfill Prevention Standard (API 2350) addressing risk 93 D. M. Johnson, et al. “The Potential for Vapour Cloud Explosions: Lessons from Buncefield.” Journal of Loss Prevention in the Process Industries. (2010.23): 921-927. 94 The Buncefield incident caused the MIIB to conduct a comprehensive review of the design and operation of storage sites, emergency preparedness for and response to incidents, and land use planning. In addition, the MIIB analyzed the regulatory system, including the HSE and UK Environmental Agency requirements governing petroleum storage depots and examined the explosion mechanism of the Buncefield incident. The MIIB produced nine reports published from 2006 to 2009. Follow-up reports resulting from recommendations issued by the MIIB address layer-of-protection analysis while other working groups issued subsequent analysis of the implementation of the HSE recommendations. 95 Buncefield Standards Task Group. 2007. Safety and Environmental Standards for Fuel Storage Sites. http://www.hse.gov.uk/comah/buncefield/bstgfinalreport.pdf. (accessed January 2012) 96 Buncefield Major Incident Investigation Board. 2008. The Buncefield Incident 11 December 2005 Volume 1. http://www.buncefieldinvestigation.gov.uk/reports/volume1.pdf. (accessed January 2012). 97 Primary means of containment are the tanks, pipes, and vessels that hold liquids and the devices fitted to them to allow safe operation. (Buncefield MIIB, 2008). 52 U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
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Caribbean Petroleum Company Draft for Public Preview June 2015 assessment. This report issues additional recommendations to the API to enhance its guidance on conducting a risk assessment. (See Section 8.10.1.)
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Caribbean Petroleum Company Draft for Public Preview June 2015 Table 2: Comparison of CAPECO and Buncefield Incidents
CAPECO Buncefield Incident Date October 23, 2009 December 11, 2005 Number employee injuries 0 0 Number of public injuries 3 40 Number of tanks at facility 47 39 Product being filled Unleaded Gasoline Unleaded Gasoline Time of explosion 12:23 am 6:00 am Storage capacity of site 283,233 tons (90 million gallons) 194,000 tons (61.6 gallons) Tank storage capacity 18.9 million liters (5 million gallons) 6 million liters (1.58 million gallons) Vapor cloud explosion Yes Yes Richter Scale 2.9 2.4 Estimated area of vapor cloud 107.2 acres (4,669,632 ft2) 32 acres (1,393,920ft2)) Number of tanks engulfed in fire 17 20 Number of days to contain fire 2.5 5 Tank involved in overfill Tank # 409 Tank # 912 Estimated overfill volume 757,082 liters (200,000 gallons) of gasoline 250,000 liters (66,043 gallons) of gasoline Volume of contaminated water released to environment 647,305 liters (171,000 gallons) of collected oil; 83,279,059 liters (22,000,000 gallons) of contact water 800,000 liters (211,337.6 gallons) Type of tank gauging system Manual tank gauging system Fully automated level control system under remote supervision Functionality of gauging system at incident Failed Failed Independent high level alarm Not present Present but not functioning Redundant alarms Not present Not functioning Root cause Deficient Management System Deficient Management System Production Pressure Production Pressure Lack of reliable instruments: Level control failure due to inaccurate available volume calculation; no high-level alarm to notify ship to stop transfer or divert flow; no AOPS with ability to shut down or divert flow into tank Lack of reliable instruments: Level control failure due to level sensor failure; failure of high level alarm; failure of the independent AOPS Contributing cause Failure of Safety Management System Failure of Safety Management System Regulatory consideration Not considered high hazard facility Considered high hazard facility 54 U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
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Caribbean Petroleum Company Draft for Public Preview June 2015 7.4 Texaco Oil Company (Newark, NJ) On January 7, 1983, a similar incident occurred at the Texaco Oil Company tank terminal in Newark, New Jersey. A gasoline vapor cloud exploded when a 1.76-million gallon capacity tank overflowed, resulting in one fatality and 24 injuries. Inadequate monitoring of the rising gasoline levels in the storage tank during filling operations contributed to the overflow, explosion, and subsequent fire. An NFPA report on the incident also attributed the root cause to errors in calculating the available space and pumping rates.98 Equipment damage was observed up to 1,500 feet away from the exploding tank. The overflowing tank had manual level controls. The facility also had no documentation of previous liquid level monitoring in the hours leading up to the explosion. The last “check” on the tank level occurred approximately 24 hours prior to filling operations.99
Following the incident, the Newark Fire Department made recommendations to the NFPA to strengthen its guidance on overfill prevention under the Flammable and Combustible Liquids Code. (See Section 8.10.9.1 for further discussion on NFPA 30.) 7.5 Indian Oil Company (Jaipur, India) Another recent incident occurred in Jaipur, India, at the Indian Oil Corporation (IOC) Petroleum Oil Lubricants terminal 16 miles south of Jaipur, India. On October 29, 2009, one week after the CAPECO explosion and fire, four operators were transferring gasoline to a tank when the delivery line developed a large leak, which continued unabated for 75 minutes after fumes overcame two operators. The pooling fuel migrated through an open dike drain valve to a storm drain, producing a large vapor cloud. The cloud was ignited by either non-intrinsically safe electrical equipment or a vehicle startup. The resulting explosion and fireball engulfed the entire site. Fire affected 11 tanks and persisted for 11 days. The incident resulted in 11 fatalities, 6 of them IOC employees, and the others from neighboring organizations. Among the 39 recommendations issued, one was for an independent Hazard Operability study (HAZOP) or risk assessment, and another addressing automated operations and improving instrumentation and alarms.100 Appendix B contains a list of other similar incidents.
98 Summary Investigation Report: Gasoline Storage Tank Explosion and Fire. Newark, NJ, 7 January 1983 (Quincy, MA: National Fire Protection Agency, 1983). 99 Summary Investigation Report: Gasoline Storage Tank Explosion and Fire. Newark, NJ, 7 January 1983 (Quincy, MA: National Fire Protection Agency, 1983). 100 T. Fishwick. “The Fire and Explosion at Indian Oil Corporation, Jaipur: A Summary of Events and Outcomes.” Loss Prevention Bulletin (2011. 222): 9. 55 U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
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Caribbean Petroleum Company Draft for Public Preview June 2015 8.0 REGULATORY ANALYSIS The CSB analysis of the relevant regulatory, industry, and consensus standards for safety and management of bulk petroleum aboveground storage facilities found that the accident at CAPECO might have been prevented had OSHA and EPA considered the facility to pose a high hazard and required the facility to: 1) Conduct a hazard assessment; 2) Implement more than one layer of protection as an independent level alarm system; and 3) Incorporate changes based on lessons learned from previous similar incidents.
The CSB determined that existing regulatory, industry, and consensus standards do not adequately protect workers and the public from the dangers posed by bulk petroleum storage tank terminals. The following section discusses shortcomings of the regulatory, standard and recommended practice framework governing this industry. (See Figure 17.)
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Figure 17: Many regulatory policies, voluntary and consensus standards contain safety requirements or recommendations for bulk petroleum aboveground storage tanks, but not all are required, and storage tank facilities are not generally covered by the RAGAGEP provisions of the OSHA PSM and EPA RMP programs. The voluntary industry and consensus standards could be considered RAGAGEP, if the process or facility were covered under these programs. 58 U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
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Caribbean Petroleum Company Draft for Public Preview June 2015 8.1 Environmental Protection Agency (EPA) Although certain environmental statutes and EPA regulations apply to bulk petroleum aboveground storage tank terminals such as CAPECO, the CSB finds these regulations do not adequately protect the public from catastrophic incidents at bulk petroleum storage tank terminals storing NFPA 704, Class 3 flammable liquids: • The EPA Clean Air Act General Duty Clause (CAA Section 112(r)(1)) lacks specific guidance for preventing accidental releases, while other regulations, such as the Risk Management Program (RMP), the Spill Prevention, Control and Countermeasure (SPCC), and the Facility Response Plan (FRP), do not require an overfill prevention program and a robust hazard assessment. • The Clean Air Act (CAA) General Duty Clause protects the public living near facilities. Due to a gasoline exemption and the flammable mixture provision101 under the List Rule (see Section 8.3), bulk petroleum storage tank terminals are not subject to the EPA risk management program regulations because they store NFPA Class 3 flammable liquids not regulated by the standard. • The Clean Water Act (CWA) SPCC regulations, which protect navigable waterways and shorelines from oil spills, require only one layer of protection for overfill prevention and do not require that bulk petroleum tank terminals implement a second layer of protection, such as an independent high level alarm. 8.2 Clean Air Act: The General Duty Clause Section 112(r)(1) of the CAA, the General Duty Clause, 42 U.S.C. § 7412(r)(1), requires owners and operators of stationary sources102 who produce, store and handle extremely hazardous substances to identify hazards, design, and maintain a safe facility to prevent their release and protect the public.103 The EPA issues chemical safety alerts advising industry on the types of issues covered by the General Duty Clause and publishes alerts on reactive hazards, lightning, 101 Flammable mixtures containing more that 1% of a regulated substance and the overall mixture meets the NFPA 4 flammability criteria are covered and must submit a Risk Management Plan to the EPA. General Duty Clause of the Clean Air Act (Washington, DC: U.S. Environmental Protection Agency, March 2009). http://www.epa.gov/oem/docs/chem/gdc-fact.pdf (accessed December 21, 2014). 102 Stationary source means any buildings, structures, equipment, installations, or substance-emitting stationary activities that belong to the same industrial group, which are located on one or more contiguous properties and under the control of the same person (or persons under common control), and from which an accidental release may occur (63 FR 645). 103 Guidance for Implementation of the General Duty Clause Clean Air Act, Section 112( r )(1) (Washington, DC: U.S. Environmental Protection Agency, Office of Solid Waste and Emergency Response Office of Enforcement and Compliance Assurance, May 2000). http://www2.epa.gov/sites/production/files/2013- 10/documents/gdcregionalguidance.pdf (accessed December 21, 2014). 59 U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
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Caribbean Petroleum Company Draft for Public Preview June 2015 and other catastrophic hazards. In 2009, the EPA issued a Chemical Safety Alert for Rupture Hazard from Liquid Storage Tanks to address catastrophic hazards posed by fertilizer storage tanks.104
However, to date, the EPA has not issued any alerts for overflow hazards from flammable liquids in storage tanks, despite the occurrence of high-consequence incidents such as Texaco Oil Company and Buncefield incidents prior to CAPECO. In addition, the performance-based105 nature of the general duty clause leaves the responsibility of protecting the public up to each covered facility, without any specific requirements from the EPA. The CSB found that further guidance under the General Duty Clause may be necessary to encourage more than one layer of overfill protection for bulk aboveground petroleum storage tank terminals near communities. 8.3 EPA: The List Rule After a number of chemical accidents in the US and overseas, Congress enacted the Clean Air Act Amendments (CAAA) of 1990. Sections 301 and 112 of the CAAA required that the EPA issue regulations preventing accidental releases that could harm the public.106 Section 112(r) of the CAAA, 42 U.S.C. § 7412 (r), requires owners and operators of stationary sources to identify hazards and to prevent and minimize the effect of accidental releases when extremely hazardous substances are present.107 The EPA promulgated the Risk Management Program rule in 1996 to address accidental releases.108 The CAAA required EPA to promulgate an initial list of 100 substances “known to cause or may [reasonably] be anticipated to cause death, injury, or serious adverse effects to human health or the environment”109 in the event of an accidental release.110 104 Chemical Safety Alert: Rupture Hazard from Liquid Storage Tanks. U.S. Environmental Protection Agency: Washington, DC, September 2009. http://www.epa.gov/osweroe1/docs/chem/tanks7.pdf (accessed December 21, 2014). 105 A performance-based standard, also referred to as a functional approach, allows facilities to define their own methods to achieve the regulatory goal or standard. Examples of performance-based standards are the OSHA PSM standard and a numeric limit on emissions that does not prescribe how it is achieved. 106 CONSAD Research Corporation. Analytical Support and Data Gathering for an Economic Analysis of the Addition of Selected Reactive Chemicals within the Scope of the OSHA Process Safety Management Standard (Washington, DC: U.S. Occupational Safety and Health Administration, 1998). 107 Guidance for the Implementation of the General Duty Clause of the Clean Air Act, Section 112(r)(1). 550-B00- 002 (Washington, DC: U.S. Environmental Protection Agency, May 2000): 2. 108 EPA Can Improve Implementation of the Risk Management Program for Airborne Chemical Releases. 09-P-0092 (Washington, DC: U.S. Environmental Protection Agency, February 10, 2009). 109 Guidance for Implementation of the General Duty Clause Clean Air Act, Section 112( r )(1) (Washington, DC: U.S. Environmental Protection Agency, Office of Solid Waste and Emergency Response Office of Enforcement and Compliance Assurance, May 2000). http://www2.epa.gov/sites/production/files/2013- 10/documents/gdcregionalguidance.pdf (accessed December 21, 2014). 110 The Public Health and Welfare. U.S. Code, Section 7412(r)(3), Title 42, 2009. 60 U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
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Caribbean Petroleum Company Draft for Public Preview June 2015 Known as the List Rule, this requirement obliged covered facilities, in addition to other requirements, to submit a Risk Management Plan (RMP) to the EPA when they exceeded the threshold quantity of a regulated substance on the list. The initial list included 77 acutely toxic substances, 63 flammable gases and volatile flammable liquids, and Division 1.1 high-explosive substances as designated by the Department of Transportation (DOT).
The List Rule has been amended several times since its promulgation. Shortly after enactment,111 the API and the Institute of Makers of Explosives (IME) filed petitions requesting a judicial review of the List Rule. In settlement of these petitions, the EPA specifically exempted regulated substances in gasoline112 from determining whether a threshold quantity was present in a process.113 The EPA stated, “risks associated with the storage and handling of flammable substances are a function of the properties of the materials, not their end use.”114 The agency argued for “exempting gasoline because it does not meet the NFPA 4 flammability criteria,”115 and “the EPA believes it does not represent a significant threat to the public of vapor cloud explosions.”116
The EPA also exempted flammable mixtures including blendstocks117 and natural gasoline that do not meet the NFPA flammability rating of 4.118 However, flammable mixtures and 111 Petitions were filed within the standard 60-day period under CAA 307(b), around March 1994. The settlement of the petitions occurred in early 1996. 112 Gasoline is exempt from the EPA List Rule because it does not meet the boiling point criterion for listing (NFPA 4 criteria, flammability hazard rating of 4); therefore, this substance is not assigned a threshold level. Approval of Colorado’s Petition To Relax the Federal Gasoline Reid Vapor Pressure Volatility Standard for 1996 and
- Federal Register (1996): 61, 73.
113 Regulated Substances for Accidental Release Prevention – Threshold Determination. Code of Federal Regulations, Part 68.115(b)(2)(ii), Title 40, 1998. 114 40 CFR Part 68, List of Regulated Substances and Thresholds for Accidental Release Prevention; Final Rule. Rules and Regulations, January 6, 1998. Federal Register (1998): 63 (3), 115 NFPA 704 defines NFPA 4 flammability criteria to include materials that rapidly or completely vaporize at atmospheric pressure and normal ambient temperature or that are readily dispersed in air and burn readily. This may include flammable gases, flammable cryogenic materials, any liquid or gaseous material that is liquid while under pressure and has a flash point below 22.8°C (73°F) and a boiling point below 37.8°C (100°F) (i.e., Class IA liquids), and materials that ignite spontaneously when exposed to air. Solids containing greater than 0.5 percent by weight of a flammable or combustible solvent are rated by the closed cup flash point of the solvent. NFPA 704. http://www.nfpa.org/codes-and-standards/document-information-pages?mode=code&code=704 (accessed December 21, 2014). 116 40 CFR Part 68 List of Regulated Substances and Thresholds for Accidental Release Prevention; Final Rule. Rules and Regulations, January 6, 1998. Federal Register (1998): 63 (3). 117 Blendstocks are motor gasoline blending components intended for blending with oxygenates to produce finished reformulated motor gasoline. (Energy Information Administration, Definitions, Sources and Explanatory Notes http://www.eia.gov/dnav/pet/tbldefs/pet_move_wkly_tbldef2.asp (accessed December 21, 2014). 61 U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
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Caribbean Petroleum Company Draft for Public Preview June 2015 blendstocks meeting the NFPA 4 flammability are subject to threshold determinations119 irrespective of their end use. If a mixture consists of 1% or greater concentration of a regulated flammable substance and the mixture meets the NFPA 4 flammability criteria, the EPA considers the entire weight of a flammable mixture as the regulated flammable substance.120 The EPA recognizes specific circumstances in which a facility not covered under the List Rule has the potential for a vapor cloud explosion, and it asserts that the General Duty Clause protects against site-specific factors that “make an unlisted chemical extremely hazardous.”121
The unleaded gasoline involved in the CAPECO incident had an NFPA 704 flammability rating of 3, falling outside the RMP criteria. The flammable mixture also had an API gravity122 of 63.7, characterizing it as highly flammable. Although the components of unleaded gasoline— benzene, toluene, xylene, cyclohexane, trimethyl benzene, and alcohol additives—are not regulated substances under the List Rule, they contribute to its high flammability. In the CAPECO incident, these components resulted in a vapor cloud formation and explosion.123 The magnitude of the CAPECO incident warrants that the EPA reassess its criteria for exempting blendstocks and flammable mixtures that do not meet NFPA 4 flammability criteria.
Furthermore, the EPA did not consider the previous incidents when it granted the gasoline and flammable mixture exemption.124 These incidents and the CAPECO explosion demonstrate that a vapor cloud formation from a flammable mixture such as unleaded gasoline can result in catastrophic impact to local communities and workers. In addition, despite a requirement to protect the public under the General Duty Clause, CAPECO did not implement an adequate safety management system to prevent the catastrophic explosion and fire. 118 40 CFR Part 68, List of Regulated Substances and Thresholds for Accidental Release Prevention. Final Rule. Rules and Regulations, 6 January 1998. Federal Register (1998): 63 (3). 119A threshold determination is the method by which a source calculates whether a threshold quantity is present in a process. Exemptions and exclusions of regulated substances from threshold determination allow a source not to include regulated substances in a mixture in specified instances. 120 40 CFR Part 68, List of Regulated Substances and Thresholds for Accidental Release Prevention. Final Rule. Rules and Regulations, January 6, 1998. Federal Register (1998): 63 (3). 121 40 CFR Part 68, List of Regulated Substances and Thresholds for Accidental Release Prevention. Final Rule. Rules and Regulations, January 6, 1998. Federal Register (1998): 63 (3). 122 The American Petroleum Institute (API) characterizes flammability of crude oil and condensate by gravity level. The higher the gravity, the lighter and more flammable the compound; materials below an API gravity value of 35 are characterized as crude oil, while those above 45 are considered condensate. 123 Gasoline with blends that include more than 1% of pentane is subject to coverage under the RMP. 124 See Section 7.2 and Appendix B for incidents excluded from EPA consideration in its gasoline and flammable mixture exemption. 62 U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
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Caribbean Petroleum Company Draft for Public Preview June 2015 8.4 Risk Management Program Under 40 CFR §68, covered facilities fall into three Program Levels (Program 1, 2, or 3) based on a process unit’s potential to affect the public and the requirements to prevent accidents.125 Consistent with OSHA’s PSM requirements, facilities that fall under Program 3 must implement a prevention program that includes process safety information, process hazard analysis, standard operating procedures, training, mechanical integrity, compliance audits, incident investigations, management of change (MOC), pre-startup reviews, employee participation, and hot work permits. Tank terminals similar to CAPECO that store gasoline do not fall under Program 1, 2 or 3 requirements. In addition, under the Risk Management Program, covered facilities are subject to the same recognized and generally accepted good engineering practices (RAGAGEP) requirements for mechanical integrity and process hazard analyses (PHAs) as the OSHA PSM standard. 8.5 Chemical Accident Provisions, Risk Management Plan (RMP) The EPA’s Chemical Accident Provisions (40 CFR §68) require facilities that have more than a threshold quantity of a List Rule-regulated substance to submit a Risk Management Plan (RMP) identifying the quantity of flammable or toxic material and to report on their accident prevention program, accident history, and planning.126 Every five years, covered facilities must conduct a hazard assessment that considers worst-case scenarios, certify to the EPA their compliance with prevention program requirements,127 and coordinate their emergency response preparedness with local responders. Had CAPECO been required to conduct a hazard assessment that evaluated the quantity of flammable products stored at the terminal and their proximity to the neighboring community, the facility may have had to address the risk of a vapor cloud explosion and resulting multiple tank fires. Under RMP, CAPECO would have had to develop accident prevention programs and coordinate response planning with local emergency responders, actions that might have mitigated the incident.
The EPA requested more information from the public and regulated community on amending the RMP rule to include more specific siting requirements as part of the PHA in a July 31, 2014, Request for Information (RFI).128 The CSB issued comments under the RFI encouraging the 125 40 CFR §68.10. Applicability. http://www.law.cornell.edu/cfr/text/40/68.10 (accessed December 21, 2014).
126 Regulated Substances for Accidental Release Prevention. Code of Federal Regulations, Part 68.115(b)(2), Title 40, 1998. 127 Regulated Substances for Accidental Release Prevention. Code of Federal Regulations, Part 68.115(b)(2), Title 40, 1998. 128 The RFI was issued under 40 CFR §68, Accidental Release Prevention Requirements: Risk Management Programs Under the Clean Air Act, Section 112(r)(7). 63 U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
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Caribbean Petroleum Company Draft for Public Preview June 2015 EPA to provide more guidance on facility siting.129 Examples of siting requirements provided by the EPA include buffer or setback zones for newly covered stationary sources, or establishing safety criteria for siting of structures that house people inside a facility.130 8.6 The Clean Water Act (CWA) The Federal Water Pollution Act of 1972, or Clean Water Act (CWA), as amended, gives the EPA jurisdiction131 to protect navigable waters from pollution. Section 311 authorizes a program to prevent, prepare for, and respond to discharges of oil and hazardous substances. Section §311(j)(1)(C) provides that the President shall issue regulations establishing procedures, methods, equipment, and other requirements to prevent and contain discharges of oil132 from facilities and vessels, and to contain such discharges. CAPECO was subject to various EPA regulations promulgated under the CWA. 8.6.1 Spill Prevention, Control and Countermeasure (SPCC) Regulations The Spill Prevention, Control, and Countermeasure (SPCC) requirements govern oil discharge at aboveground storage tank sites. The EPA promulgated the SPCC regulation (40 CFR §112) on January 10, 1974 (See 38 FR 34164). The SPCC regulation requires a facility to prepare a plan detailing the equipment, workforce, procedures, and steps to prevent and control an oil discharge to navigable waters and shorelines. The regulation at 40 CFR §112.8(c)(8) requires SPCC- subject facilities to provide for overfill protection for each container in accordance with good engineering practice.133 The regulation allows the owner/operator of a container to select only one suggested method of overfill controls. The options include, , high liquid level alarms at a 129 Docket No. EPA-HQ-OEM-2014-0328 http://www.csb.gov/assets/1/7/EPA_RFI.pdf. (accessed January 7, 2015) 130 Environmental Protection Agency. 40 CFR Part 68. Accidental Release Prevention Requirement: Risk Management Programs Under the Clean Air Act, Section 11(r)(7). Proposed Rule. Federal Register. (2014): 79 (147), 44604-44633. 131 CWA jurisdiction includes navigable waters of the United States and adjoining shorelines, the waters of the contiguous zone, and the high seas beyond the contiguous zone in connection with activities under the Outer Continental Shelf Lands Act. It covers activities under the Deepwater Port Act of 1974 or activities that may affect natural resources belonging to, appertaining to, or under the exclusive management authority of the United States, including resources under the Magnuson Fishery Conservation and Management Act of 1976. 132 Under CWA §311(a)(1), “oil” means “oil of any kind or in any form, including, but not limited to, petroleum, fuel oil, sludge, oil refuse, and oil mixed with wastes other than dredged spoil.” Clean Water Act Section 311 – Oil and Hazardous Substances Liability. http://www.epa.gov/region7/public_notices/CWA/section311.htm (accessed December 21, 2014).
133 Environmental Protection Agency. 40 CFR Part 112.8(c)(8). Spill Prevention, Control, and Countermeasure Plan requirements for onshore facilities (excluding production facilities). Section 112.8(c)(8). (2002). 64 U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
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Caribbean Petroleum Company Draft for Public Preview June 2015 constantly attended location or surveillance station, high liquid level pump cut off devices to stop the liquid flow into a tank at a previously established level and a fast response system such as a digital computer, telepulse or direct vision gauges to determine liquid levels in a tank or container. 134 The regulation also requires regular testing of level sensors for the selected overfill prevention option.135 8.6.2 CAPECO’s SPCC History The CAPECO facility had a history of noncompliance with SPCC regulations. In 1993, EPA inspections noted poor housekeeping, including oil in tank berm areas and inadequate control of vegetation in the secondary containment areas. In 1996, the EPA cited CAPECO for not employing engineering controls to prevent a spill. The facility also experienced an overfill incident in 1999, when fuel spilled from an asphalt tank. Oil flowed out of a vent located at the top of the tank into the secondary containment. The EPA cited the facility for not updating the bulk storage tank installations and for not incorporating fail-safe engineering to prevent the overfill incident.136 After this incident, the EPA recommended that CAPECO consider installing one or more of the following safeguards: • High-level alarms with an audible or visual signal at a constantly manned operation or surveillance station; • High-liquid-level pump cutoff devices set to stop flow at a predetermined tank content level; • Direct audible or code signal communication between the tank gauger and the pumping station; or • A fast response system for determining the liquid of each bulk storage tank, including digital computers, telepulse, or direct vision gauges or their equivalent. According to EPA records, CAPECO was compliant with recommendations by 2001. The facility installed one level of protection, the computer system, equipped with a high-liquid level 134 Spill Prevention, Control, and Countermeasure Plan requirements for onshore facilities (excluding production facilities). Code of Federal Regulations, Part 112.8, Title 40 (2002). https://www.law.cornell.edu/cfr/text/40/112.8 (accessed March 2012). 135 Spill Prevention, Control, and Countermeasure Plan requirements for onshore facilities (excluding production facilities). Code of Federal Regulations, Part 112.8, Title 40 (2002). https://www.law.cornell.edu/cfr/text/40/112.8 (accessed March 2012). 136 US Environmental Protection Agency Region 2. Review of Revised SPCC Plan for the Caribbean Petroleum Refining Facility, Bayamón, Puerto Rico (Washington, DC: U.S. Environmental Protection Agency, September 20, 1999).
65 U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
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Caribbean Petroleum Company Draft for Public Preview June 2015 audible/visual alarm, and established direct communication between the gauger and the pump station. See Section 6.5.1 for discussion on the computer system.
After the October 23, 2009, incident, the EPA cited CAPECO again for not having “fail safe engineering”137 on any of its bulk storage tanks. CAPECO contended that the facility did employ “fail safe engineering,” as evidenced by its gauging system, which included reading the tank side gauge and using the Digital Electric Level Transmitter. The EPA deferred to guidance on fail- safe engineering, referring CAPECO to industry standards. However, the CSB found, both the consensus standards (NFPA 30, Section 8.10.2.1) and industry standard (API 2350, Section 8.10.1.1) offer little guidance on fail-safe engineering practices at tank terminals. Furthermore, the 2009 incident breached secondary containment and spilled into navigable waterways. Although the secondary containment captured the gasoline from Tank 409, the open dike valves allowed oil, fire suppression foam, and an oily-water mixture to migrate to the WWT area. The fuel mixture discharged into Las Lajas Creek, which feeds 100 acres of wetlands and nearby Malaria Creek flowing into the Bay of San Juan. (See Section 5.3.1 for a discussion of community impact.) The pooling gasoline in the containment dike also contributed to the formation of the flammable vapor cloud. (See Section 4.3 on flammable vapor cloud development.) The CSB further concludes that a high level alarm system as part of an automatic overfill prevention system equipped with one additional layers of protection under SPCC could have alerted operators to the high liquid levels, or automatically shut down transfer operations, or diverted the flow operations to another tank.
The CSB learned that tank terminal facilities do not have to register or report overfill incidents unless those discharges are in violation of CWA section 311(b)(3), as per 40 CFR §110.6. A 2008 Government Accountability Office (GAO) report found that the EPA did not have a clear understanding of the universe of facilities regulated under SPCC. This limited knowledge hinders the agency’s ability to effectively identify regulated facilities, establish inspection priorities, and evaluate whether the program is achieving its goals.”138 These findings were again reiterated in a 2012 report that found the EPA lacked sufficient data on the facilities covered in the Oil Prevention Program, which includes both the SPCC and Facility Response Plan (FRP). The 2012 report stated, “the Agency [EPA] remains largely unaware of the identity and compliance status of the vast 137 Fail Safe Engineering refers to the design of a product to fail in a predictable manner, to a “safe state.” P. Herena. The Principle of Fail Safe (American Institute of Chemical Engineers, February 23, 2011). http://chenected.aiche.org/process-safety/the-principle-of-fail-safe/ (accessed December 21, 2014). 138 Government Accountability Office. Aboveground Oil Storage Tanks: More Complete Facility Data Could Improve Implementation of EPA’s Spill Prevention Program, GAO-08-482 (Washington, DC: U.S. Government Accountability Office, April 30, 2008). 66 U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
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Caribbean Petroleum Company Draft for Public Preview June 2015 majority of CWA Section 311 regulated facilities.”139 Furthermore, the 2012 report calls attention to the inadequacy of data collection for OPP-covered facilities: “Agency data systems cannot exchange data with each other, and lack consistent and sufficient codes to categorize deficiencies and noncompliance. These data systems limitations prevent EPA from capturing the full details of a violator’s history and identifying trends in compliance and enforcement.”140 A registry of incidents occurring at tank terminal facilities, such as CAPECO, would allow the EPA to tailor overfill protection requirements more effectively. 8.6.3 Facility Response Plans (FRP) Section 311(j)(5) of the CWA, amended by the 1990 Oil Pollution Act (OPA), calls for facilities that could cause substantial harm from an oil discharge to submit a Facility Response Plan (FRP) to respond to a worst case discharge of oil. The FRP requires contingency measures for oil discharged from an incident.141 Sections 112.20, 112.21 and Appendices C-F of the CWA FRP regulation require facilities to submit an FRP to respond to worst-case discharge of oil.142 Because CAPECO had vessel loading and unloading capabilities, the terminal was also subject to USCG’s FRP regulation at 33 CFR §154. Both the EPA and USCG conducted multiple inspections at the CAPECO facility prior to the incident. The EPA and USCG have separate regulatory jurisdiction for this facility. EPA’s jurisdiction begins at the first valve inside secondary containment whereas the USCG’s jurisdiction begins at this first valve inside secondary containment for the EPA regulated tank and extends to the vessel. The USCG inspects marine operations at the dock and the pipeline carrying fuel to the first valve inside secondary containment.
The FRP rule at 40 CFR §112.20(f)(1) outlines the substantial harm criteria that allows for owner/operators to self-identify whether their facilities are subject to the FRP regulation. A 139 Environmental Protection Agency, Office of Inspector General. EPA Needs to Further Improve How It Manages Its Oil Pollution Prevention Program. Report No. 12-P-0253 (Washington, DC: U.S. Environmental Protection Agency, February 6, 2012). 140 Environmental Protection Agency, Office of Inspector General. EPA Needs to Further Improve How It Manages Its Oil Pollution Prevention Program. 12-P-0253 (Washington, DC: U.S. Environmental Protection Agency February 6, 2012): 9. 141 Subpart D-Response Requirements: Facility Response Plans, Code of Federal Regulations, Part 112.20, Title 40 (2000). 142 A facility could reasonably be expected to cause substantial harm to the environment if it has 42,000 gallons or more in oil storage capacity and transfers of oil over water to or from vessels, or if it has 1 million gallons or more in oil storage capacity, and if one of the following is true: 1) it has inadequate secondary containment and freeboard; 2) a discharge could cause injury to fish and wildlife and sensitive environments; 3) a discharge could shut down a public drinking water intake; or 4) it has had a reportable oil discharge of 10,000 gallons or more within the last 5 years. 67 U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
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Caribbean Petroleum Company Draft for Public Preview June 2015 facility can be classified for the potential to cause substantial harm if they meet the following criteria: 1) The facility transfers oil over water to or from vessels and has a total oil storage capacity greater than or equal to 42,000 gallons; or 2) The facility’s oil storage capacity is greater than or equal to 1 million gallons and one of the following is true: • The facility does not have adequate sized secondary containment for each aboveground storage area; • The facility is located at a distance such that a discharge from the facility could cause injury to fish and wildlife and sensitive environments;143 • The facility is located at a distance (i.e., planning distance) such that a discharge from the facility would shut down a public drinking water intake; or • The facility has experienced a reportable oil discharge greater than or equal to 10,000 gallons within the last 5 years.144
In accordance with 40 CFR §112.20(f)(3), all FRPs submitted to EPA are reviewed by EPA to determine whether an oil discharge from the facility could cause significant and substantial harm. Facilities with this harm designation require the EPA approval of their FRP. CAPECO met the substantial harm criteria, had submitted an FRP to EPA Region 2, was designated as a “significant and substantial harm” facility, and was inspected multiple times by EPA inspectors for SPCC and FRP compliance. 8.6.4 EPA FRP Inspection History Similar to its SPCC record, CAPECO had a history of non-compliance related to FRP requirements. CAPECO submitted its first FRP to the EPA in 1997. However, a 1998 EPA field inspection identified violations, which the facility failed to correct when reapplying for approval in 1999 and 2001. The EPA denied approval of CAPECO’s FRP in 1999 and March 2001.145 CAPECO received approval for its FRP in July 2001; however, another EPA FRP inspection in 2005 revealed deficiencies in maintaining discharge prevention meetings or logs.146 143 This distance is referred to as the “planning distance.” Calculation instructions are outlined in Appendix C of 40 CFR §112. 144 40 CFR §112.20 Facility response plans. (f)(1) 145 Caribbean Petroleum Refining LP. US EPA Region 2 Facility Response Plan (FRP); FRP ID 20027. Caribbean Petroleum Refining LP: Bayamon, PR (2001). 146 Caribbean Petroleum Refining LP. US EPA Region 2 Facility Response Plan (FRP); FRP ID 0200027. Caribbean Petroleum Refining LP: Bayamon, PR (2005): 1. 68 U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
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Caribbean Petroleum Company Draft for Public Preview June 2015 8.6.5 USCG FRP Inspection History The USCG conducted annual FRP inspections of the CAPECO facility from 2004 to 2011 to evaluate communications, pollution prevention/response, operations/management, firefighting, documentation, and other emergency response elements. However, the FRP inspection failed to document CAPECO’s ability to fight a catastrophic loss of containment that could result in multiple tank fires. CAPECO received a satisfactory inspection from 2004 to March 2008. Seven months prior to the October explosion and fires CAPECO submitted an updated FRP and received a satisfactory inspection.147
Despite receiving a satisfactory rating on the various components of emergency response, CAPECO experienced an overfill incident that spilled into nearby wetlands. The CSB found the FRP inspection process does not require FRP inspectors to conduct a thorough evaluation of an emergency response plan that encompasses catastrophic failure of multiple tanks at once. Under the EPA’s jurisdiction, Appendix F of 40 CFR §112.21 requires a facility to address chain reactions148 of a tank failure leading to contaminating navigable waters, while the USCG FRP inspection report assesses oil spill preparedness by evaluating a terminal’s pollution prevention and response, firefighting, communications, deck, and cargo, among other factors. However, both FRP inspections lack substantive evaluation of a covered facility’s mitigation efforts to prevent a catastrophic incident like an explosion and multiple tank fires that can contaminate navigable waters.
Had the EPA and USCG FRP inspectors been required to fully assess the functioning of the containment dike, dike drain valves, and the full scope of CAPECO’s emergency discharge plan, CAPECO might not have received a satisfactory inspection and would have had to evaluate its inadequate dike drainage system, which led to the spread of the gasoline vapor cloud. See Section 6.9.1 for discussion on dike drain valves. 8.6.6 EPA RMP and SPCC Programs Lack Resources to Inspect Tank Facilities The CSB has identified significant gaps in the RMP and SPCC programs that warrant the EPA to extend coverage to bulk petroleum terminals storing NFPA 704 Class 3 flammable liquids and 147United States Coast Guard. Activity Summary Report. Annual Exam, Activity ID 1985003, 2521895, 3093795, 3162359, 3428543 (Washington, DC: U.S. Department of Homeland Security, 2009). 148 A chain reaction of a failure requires a covered facility to consider the impact of the failure on the environment. Facility response training and drills/exercises. Code of Federal Regulations, Part 112.21(f), Title 40 (2000). 69 U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
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Caribbean Petroleum Company Draft for Public Preview June 2015 above. However, both programs lack the resources to sufficiently inspect all covered facilities. The CSB Chevron investigation report discusses how the EPA’s Risk Management Program lacks the ability to inspect all covered facilities and made recommendations to the Governor of California to “Ensure that a means of sustained funding is established to support an independent, well funded, well staffed, technically competent regulator.”149 Federal EPA RMP and SPCC programs lack the capacity to undertake inspection of such tank terminals. A 2009 report of the EPA Risk Management Program found that EPA inspected only 197 of the 493 high-risk facilities identified by the EPA’s Office of Emergency Management. Among the 296 uninspected facilities, 151 had the potential to affect 100,000 people or more in a worst-case accident.150 The report identified a lack of full-time inspectors as one of the main factors limiting the EPA’s ability to conduct on-site audits or inspections of facilities covered under the Risk Management Program. In fiscal year 2009, the EPA had 24 full-time inspectors to cover 11,529 facilities covered in the program.151 For the EPA to sufficiently inspect tank terminals like CAPECO, the Risk Management Program will require additional resources. 8.6.7 The OPP Program Lacks Resources The SPCC and FRP programs are also unable to inspect all its covered facilities and lack a comprehensive understanding of the facilities it regulates. EPA has an estimated 30 to 40 full- time employees to inspect all SPCC- and FRP-covered facilities. From 2008 to 2012, the EPA inspected only 3,700 of the 640,000 facilities covered under SPCC.152 In addition, a 2008 report found “Without more comprehensive data on the universe of facilities that are subject to the SPCC rule, EPA cannot employ a risk-based approach to target its SPCC inspections to those facilities that pose the greatest risks of oil spills into or upon U.S. navigable waters and adjoining shorelines.”153 The same report found that the “incomplete information on the universe of SPCC 149 U.S. CSB. Regulatory Report: Chevron Richmond Refinery Pipe Rupture and Fire, Chevron Richmond Refinery #4 Crude Unit, Richmond, CA. August 6, 2012. 2012-03-I-CA (Washington, DC: U.S. Chemical Safety Board, October 2014). http://www.csb.gov/assets/1/19/Chevron_Regulatory_Report_11102014_FINAL_-_post.pdf (accessed December 21, 2014). 150 Environmental Protection Agency. Office of Inspector General. EPA Can Improve Implementation of the Risk Management Program for Airborne Chemical Releases. 09-P-0092 (Washington, DC: U.S. Environmental Protection Agency, February 10, 2009). 151Environmental Protection Agency. Office of Inspector General. EPA Can Improve Implementation of the Risk Management Program for Airborne Chemical Releases. 09-P-0092 (Washington, DC: U.S. Environmental Protection Agency, February 10, 2009). 152 US Environmental Protection Agency, Office of Inspector General. EPA Needs to Further Improve How It Manages Its Oil Pollution Prevention Program. 12-P-0253 (Washington, DC: U.S. Environmental Protection Agency, February 6, 2012). 153 Government Accountability Office, Aboveground Oil Storage Tanks: More Complete Facility Data Could Improve Implementation of EPA’s Spill Prevention Program, GAO-08-482, April 30, 2008. 70 U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
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Caribbean Petroleum Company Draft for Public Preview June 2015 facilities prevents EPA from determining whether and to what extent the SPCC program is achieving its goals.”154 8.7 Occupational Safety and Health Administration (OSHA) A CSB analysis found deficiencies in various OSHA standards addressing tank terminals in protecting workers from the flammable hazards. In addition, similar to the EPA’s policies, OSHA’s exemption of atmospheric storage tanks from the Process Safety Management (PSM) standard undermines the development of hazard assessments and management of change (MOC) reviews that would have required CAPECO personnel to analyze the hazards posed by terminal operations. Furthermore, specific requirements for robust overfill prevention and risk management are lacking because OSHA regulations do not consider tank terminals as PSM- covered or high-hazard facilities.155 8.7.1 Flammable and Combustible Liquids (1910.106) OSHA’s Flammable and Combustible Liquids standard (1910.106), which covers tank terminals containing flammable materials, does not require overfill protections for aboveground storage tanks.156 Based on the 1968 version of NFPA 30: Flammable and Combustible Liquids Code, the standard offers no guidance on overfill prevention at terminal facilities during the transfer of flammable or combustible fluids. While recent versions require limited overfill protection, OSHA has not updated 1910.106 to include newer versions of NFPA 30 or other updated good engineering practices. (See Section 8.10.2.1.)
The Puerto Rico Occupational Safety and Health Administration (PR OSHA)157 cited CAPECO for endangering the lives of tank farm workers following the incident. Although the October 23, 2009, explosion did not result in any worker injuries, tank farm operators escaped the initial vapor cloud ignition by a few minutes. PR OSHA cited CAPECO under 1910.106, stating: 154 Government Accountability Office, Aboveground Oil Storage Tanks: More Complete Facility Data Could Improve Implementation of EPA’s Spill Prevention Program, GAO-08-482, April 30, 2008. 155 A PSM-covered facility or high-hazard facility, as defined by OSHA PSM, has the potential for a catastrophic release (major uncontrolled emission, fire, or explosion, involving one or more highly hazardous chemicals that present serious danger to employees in the workplace). A facility is defined as the buildings, containers, or equipment which contain a process. Highly hazardous chemical is defined as a substance possessing toxic, reactive, flammable, or explosive properties. Process safety management of highly hazardous chemicals. Code of Federal Regulations, Part 1910.119, Title 29, 2012. 156 1910.106 contains some overfill provisions for tank trucks and tank cars. 157 Puerto Rico OSHA operates as a state plan. Established by the 1975 Occupational Safety and Health Act of Puerto Rico, the Puerto Rico Occupational Safety and Health Administration (PR OSHA) oversees 29 CFR 1910.106 – Flammable and Combustible Liquids, 29 CFR 1910.119 – Process Safety Management of Highly Hazardous Chemicals, 29 CFR 1910.120 – Hazardous Waste Operations and Emergency Response. 71 U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
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Caribbean Petroleum Company Draft for Public Preview June 2015 “At Caribbean Petroleum Refining in Bayamon employees that worked performing routine tasks such as tank operator, waste treatment operator, loading rack operator, among others were exposed or could be exposed to flammable and combustible release, fire and or explosion during the performance of their duties. At the tank farm area the employer stored gasoline, jet fuel, fuel oil and diesel, in above ground tanks, ranging from 500 to 500,000 barrels. The employer did not review the Operational hazard of a large Hydrocarbon release from on-site piping entering the process sewer and storm water sewer systems. Equipment hazards like the additional hazards created by the use of expansion joints on the gasoline transfer lines at the Cummins pump station area. Human factors analysis related to what could occur if operators did not follow instructions for conducting rounds or gauging tanks. Level reading erroneous at the tank gauge and at the operators console. Additional hazards created when operators had to read tank sight gauge levels during the night in low light conditions. Lack of formal written operating procedures for determining the level of storage tanks during filling operations.”
The CSB found OSHA’s Flammable and Combustible Liquids standard to be outdated, concluding that requiring terminal facilities to implement more than one safeguard and good engineering practice would have spared endangering the lives of CAPECO tank farm operators, and they would have likely been notified of the overfill before the vapor cloud developed.
- 7.2 Incorporating elements of Process Safety Management (PSM)
into 1910.106 OSHA’s PSM Standard (29 CFR §1910.119) is a performance-based standard that requires covered entities, such as refineries and chemical plants, to implement a safety management system to prevent accidental releases from highly hazardous processes. PSM requires periodic audits, process hazard analysis (PHA),158 and a management of change (MOC) process. Although the standard needs strengthening,159 these tools indoctrinate additional safety measures 158 “The process hazard analysis is a thorough, orderly, systematic approach for identifying, evaluating, and controlling the hazards of processes involving highly hazardous chemicals. The employer must perform an initial process hazard analysis (hazard evaluation) on all processes covered by the [PSM] standard. The process hazard analysis methodology selected must be appropriate to the complexity of the process and must identify, evaluate, and control the hazards involved in the process.” U.S. Department of Labor OSHA. Process Safety Management. OSHA 3132 (Washington, DC: U.S. Department of Labor Occupational Safety and Health Administration, 2000). 159 The CSB made recommendations to amend the PSM regulations in the following investigations: BP Texas City, Motiva, Universal Form Clamp, Chevron and Tesoro. OSHA is undertaking measures to strengthen the standard. The CSB submitted comments to OSHA’s request for information addressing PSM in January 2014. These comments are located on the CSB website: http://www.csb.gov/assets/1/16/CSB_RFIcomments.pdf (accessed December 21, 2014). 72 U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
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Caribbean Petroleum Company Draft for Public Preview June 2015 into a covered entity’s procedures. OSHA requires employers to use appropriate methods, such as hazard and operability studies (HAZOP), failure mode and effects analyses (FMEA), or fault tree analyses, among other safeguards, to identify and control hazards when conducting a PHA. This performance-based standard requires the PHA methodology to address factors160 such as engineering and administrative controls and appropriate detection methods, including process monitoring and control instrumentation with alarms.161 Additionally, the standard requires covered facilities to update or revalidate their PHA every five years. PR OSHA adopted the Federal PSM standard as written.
The CSB found that the CAPECO incident was attributable to a lack of controls, enforcement, and adherence to these best engineering practices: (1) A PHA, which might have identified additional engineering controls to prevent the vapor cloud formation. (2) Engineering controls, such as automatic tank overflow protection system with a separate independent high-level alarm, which could have prevented the overflow. (3) Facility design and tank spacing in a hazard analysis under aspects of PSM, likely increasing the number of safeguards to prevent an overfill. Following the shutdown of the CAPECO refinery in 2000, the tank farm facility was no longer covered under PSM due to standard Section (a)(ii)(B) of the PSM standard, which expressly exempts flammable liquid stored in atmospheric storage tanks not connected to a covered process that are below normal boiling point. Under PSM, the facility was required to conduct periodic PHAs and MOCs of its process equipment. Facing fewer regulatory requirements for the tank farm, CAPECO management was not required to maintain the safety management system an MOC, and a periodic hazard assessment mandated under the PSM standard. Any of these requirements might have identified the lack of independent or redundant level alarm, overfill prevention safeguards and poor preventive maintenance. Including elements of PSM like the process hazard methodology into 1910.106 would compel tank terminals storing flammable liquids to reduce the risk posed to the workers and the public. 160 Other PHA factors include the hazards of the process, previous incidents, consequences of failure of engineering and administrative controls, facility siting, human factors, and a qualitative evaluation of possible safety and health effects on employees in the workplace. 161 U.S. Department of Labor OSHA. Process Safety Management. OSHA 3132 (Washington, DC: U.S. Department of Labor Occupational Safety and Health Administration, 2000). 73 U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
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Caribbean Petroleum Company Draft for Public Preview June 2015 8.8 Puerto Rico Occupational Safety and Health Administration (PR OSHA) The Puerto Rico Occupational Safety and Health Administration (PR OSHA) visited the CAPECO facility nine times between 1988 and 2000 before the October 23, 2009 incident. None of the visits occurred after the refinery shutdown in 2000 when the facility operated solely as a tank farm. In 1988, PR OSHA fined CAPECO for serious violations under the General Duty Clause and the Flammable, Combustible Liquids standard (1910.106) after an employee was fatally injured, and another hospitalized while removing a blind from the pipeline when gasoline spilled and ignited. PR OSHA inspected CAPECO after the October 23, 2009 incident, issuing general duty citations for inadequate overfill prevention consistent with the recommended practice of the American Petroleum Institute (API) standard, API 2350, Recommended Practice, Overfill Protection for Storage Tanks in Petroleum Facilities, and the National Fire Protection Association Code (NFPA) 30, Flammable and Combustible Liquids Code. Unable to issue citations under the PSM standard due to the atmospheric storage tank exemption, PR OSHA issued multiple serious violations and fines for lacking written procedures and not providing a safe workplace, and it referred to consensus and industry standards to address the flammable hazards onsite. The PHA, MOC, and procedural components of the PSM standard address most of the deficiencies cited by PR OSHA, but CAPECO was not compelled to follow them. If the OSHA PSM standard covered tank terminals, not only would terminals like CAPECO have to conduct a periodic analysis of their hazards, but also PR OSHA would be empowered to issue appropriate citations aimed at preventing similar incidents. The CSB issued a similar recommendation to remove the storage tank exemption in its Motiva investigation.162 8.9 Recognized and Generally Accepted Good Engineering Practices (RAGAGEP) CFR §1910.119(d)(3)(ii) of the PSM and RMP standards require covered facilities and high- hazard facilities to ensure their equipment complies with recognized and generally accepted good engineering practices (RAGAGEP). These may include the Center for Chemical Process Safety (CCPS) research and publications; ASTM standards; piping, mechanical, and electrical codes; 162 The CSB Motiva Enterprises LLC investigation called for OSHA to extend PSM coverage to atmospheric storage tanks that could be involved in a catastrophic release interconnected to a covered process with 10,000 pounds of a flammable substance. This recommendation came after one worker was fatally injured and eight were injured when hot work on an aboveground storage tank holding sulfuric acid ignited the flammable vapors inside the tank, releasing contents into the Delaware River on July 17, 2001. 74 U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
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Caribbean Petroleum Company Draft for Public Preview June 2015 professional society standards; fire codes; and lessons learned from previous incidents.163 OSHA and the EPA can cite facilities covered under PSM and RMP for noncompliance with RAGAGEP. Covering tank terminal facilities like CAPECO under PSM and RMP would ensure that they use the best available engineering practices. 8.10 Industry and Consensus Standards Industry and consensus standards serve as industry best practices and fire codes for tank terminal facilities. In some cases, specific versions of industry standard and fire codes are incorporated by reference into different regulations. The American Petroleum Institute (API) and the National Fire Protection Association (NFPA) have a number of standards and codes that apply to overfilling a petroleum storage tank. 8.10.1 American Petroleum Institute (API) The American Petroleum Institute (API), a national trade association representing the oil and natural gas industry, develops voluntary industry standards and recommended practices widely used in industry. Updated periodically, API standards and recommended practices use the term “shall” to communicate requirements and “should” to indicate a recommendations. The ANSI/API Standard 2350 and API Manual of Petroleum Measurement Standards (MPMS) Ch. 3.1A are the most relevant to overfilling of tanks at storage terminals. 8.10.2 ANSI/API Standard 2350 and the Overfill Prevention Process ANSI/API 2350, Overfill Protection for Storage Tanks in Petroleum Facilities, offers guidance on preventing overfills in petroleum storage tanks. The current, fourth edition, released in 2012, recommends that heavier oils including gasoline be included in the scope of a facility-specific overfill prevention program. The standard recognizes that prevention provides the most basic level of protection; thus, while using both the terms “protection” and “prevention,” the document emphasizes prevention. The standard covers minimum overfill (and damage) prevention practices for aboveground storage tanks in petroleum facilities, including refineries, marketing terminals, bulk plants, and pipeline terminals that receive flammable and combustible liquids. 163 A. S. Blair. “RAGAGEP Beyond Regulation: Good Engineering Practices for the Design and Operation of Plants.” Process Safety Progress 26.4: 330–332.
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Caribbean Petroleum Company Draft for Public Preview June 2015 8.10.3 Overfill Prevention Process To prevent tank overfills, the standard calls for implementing an overfill prevention process (OPP) and an automatic overfill prevention system (AOPS) supported by a risk assessment or risk analysis. ANSI/API Standard 2350 (2012) recommends that an OPP contain a management system, a risk assessment system, defined operational parameters, and other procedures, including those for receipt termination.164 Incorporating a management system into the overfill prevention process is a significant revision to the standard from previous editions. The standard recommends that facilities implement a safety management system that includes, among other safeguards: • Formal documented operating procedures; • Competent operating personnel; • Scheduled inspections; • A management of change process for personnel and equipment changes; and • Systems for investigating and communicating overfill near misses and lessons learned.
The standard asserts overfill prevention is best achieved through awareness of available tank capacity and inventory, careful monitoring, product movement control, reliable instrumentation and sensors and systems, and automatic overfill prevention systems when recommended by a risk assessment or risk analysis.165 Although this standard did not exist in its current form at the time of the incident, CAPECO lacked formal procedures, sufficient operations personnel, and an effective safety management system. 8.10.4 Inadequate Guidance on Conducting a Risk Assessment The CAPECO facility was not required to conduct a risk assessment. However, if the facility looked to API for guidance, neither the 2008 nor the current 2012 edition of the API 2350 standard offers guidance on how to conduct a thorough risk assessment. The risk assessment component of API 2350 asks the owner and operator of facilities to “categorize risks associated with potential tank overfills as either meeting or not meeting the criteria of the stakeholders.”166 It offers a conceptual framework for conducting an overall risk assessment, without significant details on what is necessary. 164 Receipt termination refers to stopping or completing tank-filling operations. 165 ANSI/API Standard 2350-2012. Overfill Protection for Storage Tanks in Petroleum Facilities. Fourth edition. (Washington, DC: American Petroleum Institute, May 2012). 166 ANSI/API Standard 2350-2012: Overfill Protection for Storage Tanks in Petroleum Facilities. Fourth edition (Washington, DC: American Petroleum Institute, May 2012). 76 U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
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While this standard provides a level of autonomy to tank terminal owners and operators, it should offer clear guidance on minimum criteria. The standard says tank terminals “shall consider” incorporating regulatory requirements when conducting a risk analysis, but facilities are not limited to using regulatory requirements to define the parameters of their risk analysis. Since the basis for the AOPS is contingent on results from a risk assessment, API should provide more guidance on the risk assessment process or provide authoritative resources for this purpose. 8.10.5 Insufficient Requirement for Alarm Levels Another deficiency of the API 2350 standard is the levels of concern (LOC) required for necessary level alarms. The standard recommends terminal owners and operators consider a number of parameters167 when establishing LOC for all tanks and at minimum establish three levels: critical-high (CH) levels, high-high level (HH), and maximum-working level (MW).168 API 2350 recommends using the LOC to set level alarms. The standard also recommends a minimum of three inches separating the CH and HH tank levels to account for potential errors in data and measurement.169 Each level should be set sufficiently below the other to allow appropriate response time to terminate the process if necessary. API 2350 also stipulates that an AOPS level for emergency action be set below the critical-high level to allow for automatic termination of a receipt before the critical level is reached.
The aboveground storage tank industry should implement either a high-level alarm, an automatic overfill prevention system, or both, but the current edition of API 2350 recommends only a high- level alarm. API 2350 neither specifies using a highly reliable alarm nor provides guidance on when a high-level alarm is sufficient to reduce the overfill risk. In the case of CAPECO, the level alarms were prone to failure because the transmitter signal did not transmit the level signal to the computer, forcing operators to work with no automatic fill rate or time to fill estimate. The lack of guidance on when to use high-level alarms may encourage owners and operators of tank terminals to use only one level of alarm when two may be necessary. The UK Government and industry response to Buncefield included comprehensive new guidance on Safety and 167 API 2350 recommends tank terminals consider the product stored, operating practices in the field and for each tank, operating limits for valves and manifolds, tank capacities and physical conditions, the amount of product transferred, delivered or received and the rate of flow into each tank. 168 The critical-high level of concern delineates the highest level product in the tank can reach without detrimental impacts. The high-high level alarm is set below the critical-high level to enable termination of product receipt before reaching the critical-high level. Maximum-working level is an operational level and the highest product level to fill the tank during normal operations. No alarm is required at this level, but alerts are recommended. 169 ANSI/API Standard 2350-2012: Overfill Protection for Storage Tanks in Petroleum Facilities. Fourth edition (Washington, DC: American Petroleum Institute, May 2012). 77 U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
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Caribbean Petroleum Company Draft for Public Preview June 2015 Environmental Standards for Fuel Storage Sites. Process Safety Leadership Group, Final, (PSLG) report sets minimum standards of overfill protection for gasoline storage tanks.170 The UK Regulator (COMAH Competent Authority) treats these as the minimum standard to meet UK legal requirements for major hazard sites. 8.10.6 Categories API 2350 also establishes the level of overfill protection based on three categories of onsite or remote monitoring: • Category 1 includes fully attended and continuously monitored storage facilities, which have the option to install level instrumentation. Operations staff may terminate receipt of product if emergencies arise. • Category 2 includes semi-attended facilities and requires personnel to be present during the start of receipt and transfer operations and to attend the operations for 30 minutes. This category requires a storage facility to have an automatic tank gauging system with an independent high-level alarms transmitted to a local or remote control center. • Category 3 is for unattended facilities. It requires both an automatic tank gauging system and an independent high-level alarm.
Overall, these categories are arbitrary—API does not explain their rationale—despite increasing layers of protection with each category. CAPECO, for example, was a fully attended facility that would have fallen under Category 1. Because the level instrument did not function appropriately, operators were unable to terminate receipt because they were unable to recognize they had an overfill developing. Had CAPECO been required to use a functioning independent high-level alarm and automatic overfill prevention system, surpassing the Category 3 requirements, notification of the overflow would have sounded, and automatic termination of the transfer would have occurred prior to the tank overfill.
Additionally, API 2350 does not discuss the risk reduction achieved in each of these categories compared to an automatic overfill prevention system. It also does not consider that increased flow rates or flammability of various products may require more layers of protection. At CAPECO, the tank farm stored unleaded gasoline (NFPA flammability 3), jet fuel (NFPA 170 The Process Safety Leadership Group Report: Safety and Environmental Standards for Fuel Storage Sites, Final Report (Kew, Richmond, UK: U.K. Health and Safety Executive, The Office of Public Sector Information, Information Policy Team, 2009): 25-37. www.hse.gov.uk/comah/buncefield/fuel-storage-sites.pdf (accessed December 21, 2014).
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Caribbean Petroleum Company Draft for Public Preview June 2015 Flammability 2), diesel fuel (NFPA flammability 2), and fuel oil (NFPA flammability 2), all with different NFPA ratings requiring varying layers of protection.
The current API 2350 does not go far enough to require implementing an automatic overflow prevention system for all tank terminals but acknowledges it may be necessary based on risk level. It leaves the decision to the owner/operator of the facility. Finally, the standard does not provide sufficient guidance to facilities on how to fully assess their hazards and make decisions based on the best overfill prevention plan.
To further streamline the hazard assessment process and facilitate safety audits on new or existing tank farms, API 2350 should provide guidance on creating a risk-based system to assign all tanks a risk level. 8.10.7 Lack of one Industry Standard for Operations at Tank Farms The CSB found that while multiple standard practices govern tank farm operations, a single industry standard for tank terminal operations does not exist, including for filling operations. For example, to avert hydrocarbon ignition in the petroleum industry, API 2003, “Protection against Ignitions Arising out of Static, Lightning, and Stay Currents” (2008), provides best practices for preventing static and stray electrical currents. While the standard provides charts that compare pipe diameter, flow velocities, and flow rates that minimize static and stray currents, it is not specific to tank filling operations.
Similarly, API MPMS, Chapter 3.1A, Standard Practice for the Manual Gauging of Petroleum and Petroleum Products, 3rd edition (August 2013), discussed in Section 6.5, offers useful information on manual gauging and floating roof displacement, but it is unlikely that the standard practice is accessible to the aboveground tank industry. Furthermore, in addition to ANSI/API 2350, these standard practices are not mandatory but considered RAGAGEP under PSM and RMP. Creating one standard practice, or publicizing the existence of all standard and recommended practices governing aboveground storage tank operations including references to international standards171 and best practices at tank terminals, would enable facilities to readily access these good engineering practices. 171 The UK Government response to Buncefield published guidance on 'Identification of Instrumental level detection systems used with Buncefield in-scope substances. Health and Safety Laboratory. Identification of Instrumented Level Detection and Measurement Systems Used with Buncefield In-scope Substances (Buxton, Derbyshire, UK: U.K. Health and Safety Executive, 2011). www.hse.gov.uk/research/rrpdf/rr872.pdf (accessed December 21, 2014). 79 U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
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Caribbean Petroleum Company Draft for Public Preview June 2015 8.10.8 International Fire Code (IFC) The International Code Council (ICC) is a consensus organization that develops the International Fire Code (IFC) in addition to other I-Codes. I-Codes are “minimum safeguards for people at home, at school and in the workplace. The I-Codes are a complete set of comprehensive, coordinated building safety and fire prevention codes.172 Puerto Rico adopted the International Fire Code (IFC); therefore, all municipalities on the island are required to follow the IFC guidance to prevent fires.
At the time of the incident, the 2009 edition of IFC was in place. The 2009 IFC Section 3404.2.7.5.8, “Overfill Prevention,” requires the use of an overfill prevention system for each tank over 1,320 gallons of flammable liquids falling within Class I, II and IIIA.173 Same as the NFPA, the IFC defines gasoline as a class 1B liquid. Similar to the NFPA recommendations and the SPCC requirements for filling operations, the IFC requires that in no case should the tank fill in excess of 95% of its capacity. IFC provides two options to achieve this requirement:
- Install an audible or visual alarm system that signals the tank has reached 90% of the
capacity, and automatically shut off flow after a tank reaches 95% of its capacity.
- Reduce the flow rate to not more than 15 gallons per minute (0.95 L/sec) in the system so
that at the reduced flow rate, the tank will not overfill for 30 minutes and automatically shut off flow into the tank so that none of the fittings on the top of the tank are exposed to product because of overfilling.174
Although CAPECO had audible alarms that were not functioning, they were not required to have an independent audible or visual alarm to indicate rising liquid levels in Tank 409.
The ICC modified the overfill prevention text above in the 2015 edition IFC by requiring terminal owners and operators to provide an independent means of notifying the person filling the tank that the fluid level has reached 90% of tank capacity. The code then provides options that include an audible or visual alarm signal, a level gauge marked at 90% of tank capacity or other approved means. The CSB recognizes the ICC for requiring the independent level 172 International Code Council. http://www.iccsafe.org/AboutICC/Pages/default.aspx (accessed December 21, 2014). 173 ICC defines flammable liquids as a liquid having a closed cup flash point below 100ºF (38ºC). Class 1 liquids include Class 1A liquids having a flash point below 73ºF (23ºC) and a boiling point below 100ºF (38ºC); Class IB liquids having a flash point below 73ºF (23ºC) and a boiling point at or above 100ºF (38ºC); and Class IC liquids having a flash point at or above 73F (23ºC) and below 100F (38ºC). 174 International Fire Code 2009. http://publicecodes.cyberregs.com/icod/ifc/2009/ (accessed December 21, 2014). 80 U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
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Caribbean Petroleum Company Draft for Public Preview June 2015 notification in addition to automatic shutdown as one viable option to prevent an overfill incident. However, the ICC did not go far enough to require: 1) A visual or audible alarm physically separate and independent from the level control and monitoring system; 2) A hazard assessment to determine the necessary safeguards and operations, as well as the reliability of the gauging system and operator monitoring, to prevent an overfill, especially for terminals near a community or sensitive environment, or 3) Proof testing to ensure the overfill prevention system is tested regularly.
Including these safety parameters into the IFC and extending it to both existing and new tank terminals will further ensure an incident like CAPECO does not occur. 8.10.9 National Fire Protection Association (NFPA) The NFPA, a nonprofit organization, develops consensus codes and standards for fire protection and prevention. The standards are voluntary but can be adopted by reference into law. Various groups, including insurance companies, engineers, and safety professionals, use the codes and standards. Approximately 250 panels and committees within the NFPA develop and revise NFPA codes and standards. Although Puerto Rico adopted the International Fire Code (IFC) issued by the International Code Council (ICC), many states have adopted NFPA codes. NFPA 30, Flammable and Combustible Liquids Code (2003), had overfill provisions that applied to tank terminals like CAPECO at the time of the 2009 incident. 8.10.9.1 NFPA 30: Code for Storage of Flammable and Combustible Liquids NFPA 30 provides guidance on storing and transporting flammable and combustible liquids from mainline pipelines and marine vessels. The NFPA defines flammable liquids having an NFPA 704 flammability rating of 3 as class 1B liquids.175 Section 21.7.1 of the NFPA 30 code, 175 NFPA 30 defines flammable liquids as any liquid that has a closed-cup flash point below 100ºF (37.8ºC). Flammable liquids are further classified into Class I, II, and III liquids. Class I liquids include Class IA, which is any liquid with a flash point below 73ºF (22.8ºC) and a boiling point below 100ºF (37.8ºC); Class IB, which is any liquid with a flash point below 73ºF (22.8ºC) and a boiling point of or above 100ºF (37.8Cº); and Class IC, which is any liquid with a flash point at or above 73ºF (22.8ºC), but below 100ºF (37.8ºC). Class II and Class III liquids are considered combustible liquids because they have a flash point at or above 100ºF (37.8ºC) and at or above 140ºF (93ºC). NFPA 30: Flammable and Combustible Liquids Code (Quincy, MA: National Fire Protection Association, 2014). http://www.nfpa.org/codes-and-standards/document-information- pages?mode=code&code=30 (accessed December 21, 2014).
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Caribbean Petroleum Company Draft for Public Preview June 2015 “Prevention of Overfilling of Storage Tanks,” addresses overfill hazards for tanks containing flammable liquids, such as those at CAPECO, but lists an automatic overfill prevention system as only one of three options. The code also references API 2350, Overfill Protection for Storage Tanks in Petroleum Facilities, for additional guidance. The 2008, 2012, and 2015 editions of NFPA 30 require terminal facilities storing gasoline to follow formal written procedures or to provide equipment or both to prevent overfilling of tanks by choosing one of the following options: 1) Gauge tanks at intervals in accordance with established procedures by deploying personnel continuously on the premises during product receipt. Maintain communication with the supplier so flow can be shut down or diverted in accordance with established procedures. 2) Equip tanks with a high-level detection device that is either independent of any gauging equipment or incorporates a gauging and alarm system with electronic self- checking to indicate when the gauging and alarm system has failed. Locate alarms where on-duty personnel throughout product transfer can arrange for flow stoppage or diversion in accordance with established procedures. 3) Equip tanks with an independent high-level detection system that will automatically shut down or divert flow in accordance with established procedures.
CAPECO was fully compliant with the NFPA 30 since the facility implemented option 1, but it had neither a high-level alarm nor an automatic overfill prevention system that allowed for automatic shutdown. The only overfill protection was the hourly gauging performed as part of the level control and monitoring system. This was insufficient given the fill rate of Tank 409.
The NFPA first amended the overfill prevention guidance in 1981 to require overfill prevention for tanks located near a residence or community.176 Then after the Texaco Tank Farm incident in Newark, New Jersey, occurred during the 1984 revision cycle (see Section 7.4 and Appendix B), the Newark Fire Department issued a comment, asking the NFPA 30 committee to require: 1) Gauging tanks at frequent intervals during transfer of product; 2) Increasing communication with pipeline or marine personnel; 3) Equipping terminals with the ability to rapidly shut down or divert flow; and 4) Installing independent high-level alarms that automatically shut down or divert flow during filling operations.
176 R. Benedetti. Flammable and Combustible Liquids Code Handbook. Third edition (Quincy, MA: National Fire Protection Association, 1987). 82 U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
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Caribbean Petroleum Company Draft for Public Preview June 2015 The NFPA 30 committee amended the standard to require one of the four recommendations,177 stating, “It would be inappropriate and unjustifiably burdensome to require cumulative provisions.” The technical committee of NFPA 30 stated that any one of the methods would provide an acceptable degree of safety.178 It asserted that the four options would protect unmanned, fully automated receiving terminals that have a good safety record, which would be prohibited otherwise.179
The four options taken together improve the reliability of the level control and monitoring system and ensure that an automatic overfill prevention system is used to detect and prevent an overflow incident. Recent findings from Buncefield and now CAPECO further enhance the need for more robust overfill prevention guidance beyond one of the four options presented by the NFPA 30 committee in 1984.
The CSB finds it necessary to further strengthen the overfill protection language in NFPA 30 to require all four options within an automatic overfill prevention system. In addition, a hazard assessment should be completed considering a facility’s proximity to neighboring communities and sensitive environments, the complexity of terminal operations, the reliability of tank gauging system and operator monitoring, and periodic proof testing.180 This assessment should ensure 1) the overfill system continues to function appropriately and 2) a facility implements and maintains an overfill prevention system that addresses the site-specific hazards. These requirements should extend to both old and new tanks.
177 In 1984, the NFPA 30 committee required overfill protection whenever Class 1 liquids were transferred from mainline pipelines or marine vessels, formal written procedures, a continuous presence of personnel during the transfer operation at manned facilities, and two-way communication with the supply source. The committee also required a high-level detection device independent of any gauging equipment and allowed alternatives to the three options if approved by the local authority with jurisdiction. 178 R. Benedetti. Flammable and Combustible Liquids Code Handbook. Third edition. (Quincy, MA: National Fire Protection Association, 1987). 179 R. Benedetti. Flammable and Combustible Liquids Code Handbook. Third edition. (Quincy, MA: National Fire Protection Association, 1987). 180 ANSI/API 2350 defines proof testing as a complete overfill prevention system instrumentation loop test through the primary sensing element verifying appropriate response all the way from sensors to the final control element including alarms. The standard identifies proof testing as an essential element in maintaining the reliability of overfill prevention systems. Section 4.5.5.4 of the ANSI/API 2350 standard recommends the testing procedures be in sequential format to ensure safe, consistent practices and the testing procedures be accessible to personnel responsible for testing, inspection, and maintenance of the overfill prevention system. American Petroleum Institute. ANSI/API Standard 2350-2012. Overfill Protection for Storage Tanks in Petroleum Facilities. Fourth edition (Washington, DC: American Petroleum Institute, May 2012). 83 U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
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Caribbean Petroleum Company Draft for Public Preview June 2015 The OSHA Flammable and Combustible Liquids standard (1910.106), incorporates by reference the 1968 version of NFPA 30. (See Section 8.7.1.) However, the current 2015 version of NFPA 30 does not require an automatic overfill prevention system and an independent high-level alarm or automatic shutdown to prevent a similar incident like CAPECO from occurring—despite prior recommendations to do so following the Texaco Oil Company tank overfill incident in 1983 discussed in Section 7.4.
To prevent an overfill incident like CAPECO’s, OSHA should incorporate the most updated version of NFPA 30 with the CSB recommendation to incorporate more than one safeguard. 8.11 Trade Associations Both the International Liquid Terminals Association (ILTA) and the Independent Petroleum Association of America (IPAA) represent small independent producers and storage terminals in the US. They can advocate for safer operations at their member facilities by endorsing and publicizing best industry practices.
- 0 ROOT AND SYSTEMIC CAUSES
The CSB’s investigation identified the following key findings: Physical Cause 1) During an operation to transfer gasoline from the vessel Cape Bruny tanker ship, gasoline overflowed from CAPECO Tank 409, resulting in a vapor cloud formation encompassing approximately 107 acres of the CAPECO tank farm. 2) The gasoline vapor cloud migrated to low-lying areas of the tank farm and to the wastewater treatment (WWT) area through open dike valves. 3) The vapor cloud ignited in the WWT area, which was not electrically classified for use in a flammable atmosphere. 4) Multiple proximate causes likely contributed to Tank 409 overfill: • Malfunctioning tank side gauge during filling operations that led to inaccurate tank levels being recorded; • Increased gasoline flow rate from the Cape Bruny; and • Potential failure of the tank’s internal floating roof due to turbulence and other factors may have contributed to the overfill.
Control Failures 1) An unreliable level control and monitoring system did not provide accurate and timely information for the operator to prevent overfilling Tank 409. 84 U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
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Caribbean Petroleum Company Draft for Public Preview June 2015 2) The failure-prone float and tape gauges and the unreliable level transmitters proved ineffectual. The level transmitters were frequently out of service due to lightning damage. 3) Insufficient independent and separate safeguards to prevent overfill, such as a high-level alarm and an automatic overfill prevention system (AOPS) compromised facility safety.
Safety Management Systems 1) Inadequate formal tank filling procedures were restricted to a list of equipment to be manipulated. In addition, the outdated procedures were often applicable to the tank farm when the refinery was in operation. 2) The automatic tank gauging system, the only level control and monitoring system to support the operator in preventing overfill, was often out of service. 3) The defective level transmitter was not sending data for Tank 409 or 107 to the computer in the operator shack or to the supervisor’s office on the day of the incident. 4) A nonexistent automatic overfill prevention system and the inability to rapidly stop transfer operations or divert flow before an overfill weakened CAPECO’s safety program. 5) Ill-equipped CAPECO tanks were left with an unreliable level monitoring and control system or a high-level alarm system.
Safety Management Systems 1) Tanks were not equipped with an independent high-level alarm system. 2) Tanks were not equipped with an independent Automatic Overfill Prevention System (AOPS) for terminating transfer operations.
Human Factors 1) The design of the dike valve system made it difficult to distinguish between open and closed valve positions 2) Insufficient lighting in the tank farm areas hindered operators from observing the overfilling of Tank 409 and the subsequent vapor cloud formation.
Lack of Reporting Requirements 1) The CSB analysis of the EPA’s Toxic Release Inventory data for 2012 found that 2,959 bulk petroleum tank terminals are within one mile of communities with over 300,000 residents. 2) An incomplete national incident database for assessing the frequency of specific types of incidents at bulk petroleum storage tank terminals inhibits the development and implementation of more tailored regulatory requirements, industry consensus standards, and best practices in this sector.
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Caribbean Petroleum Company Draft for Public Preview June 2015 Emergency Response Findings 1) CAPECO and the local fire department lacked sufficient firefighting equipment to effectively fight and control a fire involving multiple tanks because they are not required to conduct a risk analysis where they have to consider and plan for the potential of a vapor cloud explosion involving multiple tanks. 2) CAPECO did not preplan with local emergency responders or adequately train facility personnel to deal with a fire involving multiple tanks. 3) Local fire departments lacked sufficient training and resources to respond to industrial fires and explosion. 4) There was a lack of coordination among the 43 federal, commonwealth and nongovernmental organizations that responded to the CAPECO incident.
Regulatory Findings 1) The US regulatory system does not consider bulk aboveground storage tank terminals storing flammable liquid to be highly hazardous, even those near communities. 2) Due to a lack of regulatory coverage under the Occupational Safety and Health Administration’s (OSHA) Process Safety Management (PSM) standard and the Environmental Protection Agency’s (EPA) Risk Management Plan (RMP), tank terminal facilities are not required to conduct risk assessments to address flammable hazards on site or to follow Recognized and Generally Accepted Good Engineering Practices (RAGAGEP). 3) A high level alarm system or high-integrity overfill prevention system are not required by OSHA’s Flammable and Combustible Liquids standard, the EPA’s Spill Prevention Control and Countermeasures (SPCC) requirements. While facilities covered under SPCC have to submit an SPCC plan for review by the EPA, they do not have to report overfill incidents unless they breach secondary containment.
Industry Standards 1) Despite past incidents in the US and internationally, the response of US industry, trade associations, professional associations, and standard-setting organizations has been inadequate to prevent similar incidents in the US. 2) NFPA 30 only requires one layer of protection on storage tanks, at minimum consistent gauging without requirement for an independent or redundant level alarm or an automatic overfill prevention system. 3) API 2350 only requires an automatic overfill prevention system for remotely operated facilities and does not offer substantial guidance on conducting a risk assessment that considers the complexity of site operations, the type of flammable and combustible liquids stored at the facility or proximity to nearby communities when considering the necessary safeguards to protect the public. 4) ICC does not require an independent audible or visual alarm to indicate rising liquid levels. 86 U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
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- 0 RECOMMENDATIONS
Environmental Protection Agency (EPA) 2009-02-I-PR R1
Revise where necessary the Spill Prevention, Control and Countermeasure (SPCC); Facility Response Plan (FRP); and/or Accidental Release Prevention Program (40 CFR Part 68) rules to prevent impacts to the environment and/or public from spills, releases, fires, and explosions that can occur at bulk aboveground storage facilities storing gasoline, jet fuels, blendstocks, and other flammable liquids having an NFPA flammability rating of 3 or higher.
At a minimum, these revisions shall incorporate the following provisions:
1) Ensure bulk above ground storage facilities conduct and document a risk assessment that takes into account the following factors: a) The existence of nearby populations and sensitive environments; b) The nature and intensity of facility operations; c) Realistic reliability of the tank gauging system; and d) The extent/rigor of operator monitoring 2) Equip bulk aboveground storage containers/tanks with automatic overfill prevention systems that are physically separate and independent from the tank level control systems. 3) Ensure these automatic overfill prevention systems follows Recognized and Generally Accepted Good Engineering Practices (RAGAGEP). 4) Engineer, operate, and maintain automatic overfill prevention systems to achieve appropriate safety integrity levels in accordance with good engineering practices, such as Part 1 of International Electro-technical Commission (IEC) 61511-SER ed1.0B-2004, Functional Safety – Safety Instrumented Systems for the Process Industry Sector. 5) Regularly inspect and test automatic overfill prevention systems to ensure their proper operation in accordance with good engineering practice.
2009-02-I-PR R2
Conduct a survey of randomly selected bulk aboveground storage containers storing gasoline or other NFPA 3 flammable liquids at terminals in high risk locations (such as near population centers or sensitive environments) that are already subject to the Spill Prevention, Control and Countermeasure (SPCC) and/or Facility Response Plan (FRP) rules to determine: a) The nature of the safety management systems in place to prevent overfilling a storage tank during loading operations. Analysis of the safety management systems should include equipment, training, staffing, operating procedures and preventative maintenance programs.. 87 U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
Draft for Public Review
Caribbean Petroleum Company Draft for Public Preview June 2015 b) The extent to which terminals use independent high level alarms, automated shutoff/diversion systems, redundant level alarms or other technical means to prevent overfilling a tank c) The history of overfilling incidents at the facilities, with or without consequence d) Whether additional reporting requirements are needed to understand the types of incidents leading to overfilling spills that breach secondary containment and have the potential to impact the environment and/or the public, as well as the number of safeguards needed to prevent them.
2009-02-I-PR R3
As an interim measure, until the rule changes in CSB Recommendation No. 2009-02-I-PR- R1are adopted and go into effect: issue appropriate guidance or an alert, similar to EPA’s previously issued Chemical Safety Alert addressing Rupture Hazard from Liquid Storage Tanks, to illustrate the hazards posed by spills, releases, fires and explosions due to overfilling bulk aboveground storage containers storing gasoline, jet fuel, blendstocks, and other flammable liquids having an NFPA 704 flammability rating of 3 or higher.
Occupational Safety and Health Administration (OSHA) 2009-02-I-PR R4
1) Revise the Flammable and Combustible Liquids standard (29 CFR§ 1910.106) to require installing, using, and maintaining a high-integrity automatic overfill prevention system with a means of level detection, logic/control equipment, and independent means of flow control for bulk aboveground storage tanks containing gasoline, jet fuel, other fuel mixtures or blendstocks, and other flammable liquids having an NFPA 704 flammability rating of 3 or higher, to protect against loss of containment. At a minimum, this system should meet the following requirements: a. Separated physically and electronically and independent from the tank gauging system. b. Engineered, operated, and maintained to achieve an appropriate level of safety integrity in accordance with the requirements of Part 1 of International Electrotechnical Commission (IEC) 61511-SER ed1.0B-2004, Functional Safety – Safety Instrumented Systems for the Process Industry Sector. Such a system would employ a safety integrity level (SIL) documented in accordance with the principles in Part 3 of IEC 61511-SER ed1.0B-2004, accounting for the following factors:
- The existence of nearby populations and sensitive environments;
- The nature and intensity of facility operations;
- Realistic reliability for the tank gauging system; and
- The extent/rigor of operator monitoring.
88 U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
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Caribbean Petroleum Company Draft for Public Preview June 2015 c. Proof tested in accordance with the validated arrangements and procedures with sufficient frequency to ensure the specified safety integrity level is maintained. 2) Established hazard analysis, management of change and mechanical integrity management system elements to bulk above ground storage tanks in the revised 1910.106 standard that are similar to those in the Process Safety Management of Highly Hazardous Chemicals standard (29 CFR §1910.119) and ensure these facilities are subject to Recognized and Generally Accepted Good Engineering Practices (RAGAGEP). International Code Council (ICC) 2009-02-I-PR R5
Revise the Section 5704.2.7.5.8 (2015), Overfill Prevention of the International Fire Code (IFC) to require an automatic overfill prevention system (AOPS) for bulk aboveground storage tank terminals storing gasoline, jet fuel, other fuel mixtures or blendstocks, and other flammable liquids having an NFPA 704 flammability rating of 3 or higher, or equivalent designation. These safeguards should meet the following standards: b) Engineered, operated, and maintained to achieve an appropriate safety integrity level in accordance with the requirements of Part 1 of International Electrotechnical Commission (IEC) 61511-SER ed1-2004, Functional Safety – Safety Instrumented Systems for the Process Industry Sector. c) Specified to achieve the necessary risk reduction as determined by a documented risk assessment methodology in accordance with Center for Chemical Process Safety Guidelines for Hazard Evaluation Procedures, 3rd Edition, accounting for the following factors: 1. The existence of nearby populations and sensitive environments; 2. The nature and intensity of facility operations; 3. Realistic reliability for the tank gauging system; and 4. The extent/rigor of operator monitoring. d) Proof tested in accordance with the validated arrangements and procedures with sufficient frequency to maintain the specified safety integrity level. e) Ensure that the above changes are not subject to grandfathering provisions in the codes. National Fire Protection Association (NFPA) 2009-02-I-PR R6
Revise NFPA 30, Storage of Flammable and Combustible Liquids, Section 21.7.1.1 (2015) for bulk aboveground storage tank terminals storing gasoline, jet fuel, other fuel mixtures or blendstocks, and other flammable liquids having an NFPA 704 flammability rating of 3 or greater. This modification should meet the following requirements: 89 U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
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Caribbean Petroleum Company Draft for Public Preview June 2015 a. More than one safeguard to prevent a tank overfill, all within an automatic overfill prevention system as described in ANSI/API Standard 2350 (2015) Overfill Protection for Storage Tanks in Petroleum Facilities with an independent level alarm as one of the safeguards. The safeguards should meet the following standards:
- Separated physically and electronically and independent from the tank gauging
system;
- Engineered, operated, and maintained for an appropriate level of safety based
on the predetermined risk level after considering part b of this recommendation; and
- Proof tested with sufficient frequency in accordance with the validated
arrangements and procedures. b. Specified to achieve the necessary risk reduction as determined by a documented risk assessment methodology conducted in accordance with Center for Chemical Process Safety Guidelines for Hazard Evaluation Procedures, 3rd Edition, accounting for the following factors:
- The existence of nearby populations and contamination of nearby
environmental resources;
- The nature and intensity of facility operations;
- Realistic reliability for the tank gauging system; and
- The extent/rigor of operator monitoring.
c. Ensure that the above changes not subject to grandfathering provisions in the code. American Petroleum Institute (API) 2009-02-I-PR R7
Revise API 2350, Overfill Protection for Storage Tanks in Petroleum Facilities (2015), to require the installation of an automatic overfill prevention systems for existing and new facilities at bulk aboveground storage tanks storing gasoline, jet fuel, other fuel mixtures or blendstocks, and other flammable liquids having an NFPA 704 flammability rating of 3 or greater. At a minimum, this system should meet the following requirements: a. Separated physically and independent from the level control and monitoring system. b. Engineered, operated, and maintained to achieve an appropriate safety integrity level in accordance with the requirements of Part 1 of International Electrotechnical Commission (IEC) 61511-SER ed1-2004, Functional Safety – Safety Instrumented Systems for the Process Industry Sector. c. Specified to achieve the necessary risk reduction as determined by a documented risk assessment methodology set in accordance with Center for Chemical Process Safety Guidelines for Hazard Evaluation Procedures, 3rd Edition, accounting for the following factors:
- The existence of nearby populations and contamination of nearby
environmental resources; 90 U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
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Caribbean Petroleum Company Draft for Public Preview June 2015
- The nature and intensity of facility operations;
- Realistic reliability for the tank gauging system; and
- The extent/rigor of operator monitoring.
d. Proof tested with sufficient frequency in accordance with the validated arrangements and procedures to maintain the required safety integrity level. e. Ensure that the above changes are not subject to grandfathering provisions in the standard.
2009-02-I-PR R8
Develop detailed guidance on conducting a risk assessment for onsite and offsite impacts of a potential tank overfill during transfer operations involving one and multiple tanks and for determining the Safety Integrity Level of the required overfill prevention safeguard to replace Annex E of API 2350, Overfill Protection for Storage Tanks in Petroleum Facilities (2015).
2009-02-I-PR R9
Develop a single publication or resource describing all API standards and other relevant codes, standards, guidance, and information for filling operations of aboveground storage tanks in petroleum facilities that describes: a. The required design and management practices for control of filling operations; and b. The minimum set of independent overfill prevention safeguards if the control fails.
91 U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
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Caribbean Petroleum Company Draft for Public Preview June 2015 Appendix A INCIDENT TIMELINE Timeline of events leading to explosion and fire Date Time Events 10/21/09 8:47 p.m. Pumping starts. Verification pumping is sent to Tank 405. 10/21/09 9:43 p.m. Pumping verification ends. Valves lined to fill tank 504. 10/22/09 12:20 a.m. Product movement begins into Tank 504. 10/22/09 1:18 a.m. Line displacement into Tank 504 ends. 10/22/09 1:40 a.m. Bulk pumping begins into 504, 409 and 411. 10/22/09 4:00 a.m. Tank levels, posted in the daily log, read as follows: 504 @ 14’6.5” (from 5’ 24 hours prior) Increase 409 @ 8’4” (from 3’2.8” 24 hours prior) Increase 411 @ 4’7” (from 8’8.8” 24 hours prior) Decrease 10/22/09 ~11:00 a.m. The tank farm operator notes the level of Tank 504 before going to lunch (level unknown) and calculates that the tank would be full around 1 p.m. 10/22/09 11:20 a.m. 411 @ 2’5.7” Decrease (contractor gauge) 10/22/09 ~12:15 p.m. The operator returns to see that the same numbers on Tank 504 that he noted before lunch are still on display. The level instrument is physically stuck inside of the tank. He climbs to the top of Tank 504 to visually inspect the level and finds that it is well below the fill level – 42.75’ (out of ~54’). 10/22/09 ~12:15 p.m. The operator and supervisor decide to close Tank 504 early. Tank 409 is fully opened, and Tank 411 is cracked open. 10/22/09 ~1:00 p.m. Tank 409 is fully opened, and Tank 411 is cracked open. 2 p.m. is shift change (8-hour shifts: 2 p.m.-10 p.m., 10 pm-6 a.m., 6 a.m.-2 p.m.). 10/22/09 1:25 p.m. Tank 504 is gauged by the contractors and CAPECO personnel: Level 42’ 23/4”. 10/22/09 ~6:00-6:30 p.m. The tank farm operator calculates that Tank 409 will be full at shift change (9-10 p.m.). Since Tank 409 does not display properly on the computers and to avoid complications at shift change, the operator fully opens the valve to Tank 411 and cracks down the valve to 409 (cracked open). 409 @ ~44’ 411 @ ~20’-27’ 10/22/09 ~9:00-9:30 p.m. Shift Change. Relief for the wastewater and tank farm operators arrive. The tank farm operator rotates to the dock (working a double shift). 10/22/09 10:10 p.m. The tank farm operator determines that Tank 411 is full; with help from the other operator, he closes 411 and fully opens 409. He asks the assistant to briefly close Tank 409, while he observes the full flow rate into Tank 411; then they perform the switch. The tank operator estimates that 409 will be full around 1 a.m. 10/22/09 11:20 p.m. Tank 411 is gauged by the outside inspectors and CAPECO personnel: Level 46’ 73/4”. Nothing abnormal is observed. 10/22/09 ~11:25 p.m.- 12:00 a.m. Tank 409 begins to overflow. The CSB calculates that the overflow lasted approximately 26 minutes. See Appendix E. 10/23/09 ~12:00 a.m. The tank farm operator notices a fog on the ground and on the road along Tanks 504, 411, and 409. He notifies the supervisor, who then instructs the ship to stop pumping and for the WWT operator to assist the guards at the gate. The supervisor and the tank farm operator attempt to drive around to the other side of the fog to determine its origin. 10/23/09 12:23 a.m. Explosion occurs.
92
Caribbean Petroleum Company Draft for Public Preview June 2015 Appendix B TANK INCIDENTS IN THE PAST 50 YEARS
Facility Name / Location Incident Date Injured Fatality Cost Product Incident Type Description 1 Houston, TX[4], USA 4/1962 0 0
Gasoline Leak, Vapor Cloud Explosion A 12,700 M gasoline tank leaked and vapors accumulated. A car driving on a nearby highway ignited the vapor cloud. 2 Collegedale, TN[8], USA 9/25/72 0 0
Gasoline Overfill An overfill of a 55 ft diameter gasoline tank ignite while emergency responders were preparing to foam the spill surface. Multiple tank explosion involving five tanks followed. A dike fire burned for over 24 hours due to leaking flanges and manways and lack of firefighting foam. 3 Gulf Oil Co. Philadelphia, PA, USA 8/17/75 14 8
Gasoline Overfill, Vapor Cloud Explosion Flammable vapors were released from an overfilled. crude oil tank, which exploded. A second explosion occurred in the crude tank during the incident response, killing 8 firefighters and injuring 14. 4 Baytown, TX[5] USA 1/27/77 0 0
Gasoline Ship Hold Overfill, Vapor Cloud Explosion In a ship overfilling incident, a tugboat ignited as it was tied up alongside a dock on the opposite side of the ship. The explosion overturned the tug, which sank. Little other explosion damage occurred. 93
Caribbean Petroleum Company Draft for Public Preview June 2015 5 Rialto, CA[8], USA 2/21/78 0 0
Gasoline Overfill, Vapor Cloud Explosion Gasoline vapors ignited after an overfill of a 50 ft gasoline tank. A valve was mistakenly opened causing fuel to spill out of the tank vents into the secondary containment dike at approximately 30,300 L/min(8000 gpm). 6 Chevron Tank Terminal [8] Honolulu, HI USA
1980 4 2
Gasoline Overfill, vapor cloud ignition At 10:30 am, an overfilling gasoline tank created a vapor cloud that ignited after reaching a switch-room at an adjacent Shell facility. 7 Texaco Oil Company, Newark, NJ USA 1/7/83 1 24
Gasoline Overfill, Vapor Cloud Explosion A gasoline vapor cloud exploded when a 1.76-million gallon capacity tank overflowed, resulting in one fatality and 24 injuries. Lack of monitoring of the rising gasoline levels in the storage tank during filling operations contributed to the overflow, explosion, and subsequent fire. 8 Naples Harbour[4] Italy 12/ 21/85 0 4 $50.9 m Gasoline Overfill, Vapor Cloud Explosion A gasoline storage tank overflowed and spilled nearly 800 tons into a diked area. A vapor cloud formed and ignited. The explosion killed 2 employees and 2 members of the public, destroyed 24 of the 32 tanks onsite, caused serious structural damage within 100 meters, and broke glass out to 1 kilometer. Fire covered 3.7 acres, caused severe damage to nearby industrial and residential areas, and took 3.5 days to extinguish. The estimated loss was $50.9 million. 9 Saint Herblain[iii] France 1991 0 0
Gasoline Pipe leak, Vapor Cloud Explosion A release of gasoline from a section of pipe inside a bund produced a vapor cloud. Ignition of the vapor cloud produced extensive damage. 94
Caribbean Petroleum Company Draft for Public Preview June 2015 10 Brenham, TX USA 4/7/92 0 0
Gasoline Vapor Cloud Explosion The ignition of a vapor cloud comprising a mixture of hydrocarbons in a rural area resulted in significant damage to nearby buildings. No pipework congestion was present but the cloud engulfed wooded areas. 11 Steuart Petroleum, Jacksonville, FL USA[8]
1/2/93 0 1
Gasoline Overfill, Vapor Cloud Explosion Gasoline vapors ignited after an overfill of a 2.3 million gallon gasoline tank fatally injuring one terminal operator who was driving into the spill. A large ground fire persisted impinging two additional tanks located approximately 50 feet away. Gasoline flowed from the tank's eyebrow vents, complicating firefighting activities. The fire covered about one acre and exposed unprotected aboveground pipelines, manifolds and a number of flange connections. 12 Nanjing China 10/21/93 0 2
Gasoline Overfill, Vapor Cloud Explosion A gasoline storage tank (10,000 m3 tank) overflowed resulting in a gasoline spill and vapor cloud. The vapor cloud ignited by passing tractor and killed 2 employees. Fire involved at least 100 tons of gasoline. The fire took 17 hours to control. 13 IOCL Baroda, Gujarat India 8/4/95 N/A N/A N/A Gasoline Overfill, Vapor Cloud Ignition An overfill of a tank created a vapor cloud which ignited. The fire encompassed two tanks in the same secondary containment area. Nearby tanks were cooled to prevent further fire impact. 95
Caribbean Petroleum Company Draft for Public Preview June 2015 14 Thai Oil Company[2] Laem Chabang, Thailand
12/2/99 0 0 $22.3M Gasoline Overfill, Vapor Cloud Explosion A gasoline storage tank overflowed forming a vapor cloud. It exploded and killed seven onsite personnel. Thai Oil Company was blending product onsite when an operator manually opened a valve to fill a tank, which was already filled with product. It began to overfill. The rising liquid level set off two safety alarms at an offsite control room, but the control room operators did not hear the alarms. Five gasoline storage tanks and 250,000 barrels of gasoline were destroyed. The fire burned for 35 hours and total damages cost $22.3 million. 15 Buncefield Oil Storage Depot Hemel Hempstead, HertfordshireUK 12/11/05 43 0 $1.5 billion Gasoline Overfill, Vapor Cloud Explosion An overfill of an atmospheric storage tank of gasoline resulted in the development of a vapor cloud which ignited damaging 22 tanks. 16 CAPECO Bayamon, Puerto Rico, USA 10/23/09 3 0
Gasoline Tank Overfill, Vapor Cloud Explosion An overfill of a 5 million gallon capacity atmospheric storage tank with gasoline caused a vapor cloud which ignited causing multiple tank explosions and tank fires. 17 of 48 tanks were burned. The fire took three days to control. 17 Gladieux Trading and Marketing Huntington, IN[1], USA 3/10/10 0 0 N/A Gasoline Tank Overfill A gasoline storage tank overflowed at Gladieux Trading and Marketing in Huntington, IN, when a pump that was transferring product was left on at the end of a shift. A high- and high-high level safety alarm activated, but it was hidden from view on the alarm monitoring screen. An offsite contracted employee spotted the product overflowing from the tank 157 minutes after the overfill occurred and alerted the control operator to the incident.
[1] CSB data.
[2] The 100 Largest Losses 1972-2001, Large Property Damage Losses in the Hydrocarbon-Chemical Industries, 20th Edition: February 2003, a publication of Marsh’s Risk consulting practice.
[3] J.F. Lechaudet and Y. Mouilleau. “Assessment of an accidental vapour cloud explosion. A case study: Saint Herblain, October the 7th 1991, FRANCE,” Loss Prevention and Safety Promotion in the Process Industries, 1995, 1, pp. 377-388.
[4] M. Maremonti, G. Russo, E.Salzano, et al. “Postaccident Analysis of Vapour Cloud Explosions in Fuel Storage Areas,”” Trans IChemE 1999 77 (B) 360365. Persson, H. and Lennermark, A. 2004. Tank Fires Review of fire incidents 1951-2003. SP Swedish National Testing and Research Institute. Accessed October 1, 2014.
[5] Eric M. Lenoir and John A. Davenport[v] “A Survey of Vapour Cloud Explosions, Second Update.” Hartford:” Industrial Risk Insurers, Paper No. 74d, 26th Annual Loss Prevention Symposium, AIChE, New Orleans, 1992.
[6] Lenoir and Davenport, 1992.
[7] Persson,H. and Lennermark, A. 2004. Tank Fires Review of fire incidents 1951-2003. SP Swedish National Testing and Research Institute. Accessed October 1, 2014. Available at http://rib.msb.se/Filer/pdf%5C19108.pdf. [Edward C. Avant-Frie Journal July 1974 (reprint from Fire Engineering April 1973); Herzog G. R. reprint Frie Journal July 1974; Mahley H. S. rreprint Hydrocarbon Proccessing, 1975. [8] Persson, H. 3M Case History 7; Fire Engineering, August 1978.
96
Caribbean Petroleum Company Draft for Public Preview June 2015 Appendix C
CARIBBEAN PETROLEUM ACCI MAP 97
FD06421 | 2009_美国_Bayer CropScience Pesticide Waste 储罐 爆炸 - Bayer CropScience Pesticide Waste Tank Explosion__最终报告_2.pdf
分类:06_境外及港澳台调查报告 | 年份:2009 | 地域: | 严重程度: | 场所: | 起火原因:燃气/爆炸 | 来源格式:pdf
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1
UNITED STATES OF AMERICA
- + + + +
CHEMICAL SAFETY AND
HAZARD INVESTIGATION BOARD
- + + + +
PUBLIC MEETING
- + + + +
BAYER CROPSCIENCE EXPLOSION AND
FIRE PUBLIC MEETING
- + + + +
APRIL 23, 2009
- + + + +
The hearing came to order at 6:30 p.m. in the multipurpose room of the Wilson Building of West Virginia State University, 103 University Union, West Virginia. John Bresland, Chairman and CEO of the CSB, presiding.
PRESENT:
JOHN BRESLAND, CHAIRMAN AND CEO CHRIS WARNER, ESQ., GENERAL COUNSEL WILLIAM B. WARK, BOARD MEMBER WILLIAM E. WRIGHT, BOARD MEMBER JOHN VORDERBRUEGGEN PE, INVESTIGATIONS
SUPERVISOR JOHNNIE BANKS, CFEI, INVESTIGATOR CATHERINE CORLISS, PE, INVESTIGATOR LUCY SCIALLO, GSP, INVESTIGATOR
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2
TABLE OF CONTENTS
Opening Statements..........................5
Presentation of the CSB's
Preliminary Findings .................17
Board Questions...........................103
Panel Testimony and Board Discussion
with Panelists ......................107
Public Comments...........................172
Closing Statement........................ 223
Adjourn
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3 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22
P-R-O-C-E-E-D-I-N-G-S
(6:30 p.m.)
CHAIRMAN BRESLAND: Good evening and welcome to this public meeting of the United States Chemical Safety Board, or as we refer to it, as the CSB. I'm John Bresland, Chairman of the Board, and with me today are Board Members William Wark and William Wright. And also joining us today, sitting beside me, is our general counsel, Chris Warner, and various CSB staff members whose efforts have facilitated this meeting, and whom you'll be hearing from later this evening.
The CBS is an independent, non regulatory federal agency that investigates major accidents at fixed chemical facilities. The investigations examine all aspects of chemical accidents, including physical causes related to equipment design as well as inadequacies in regulations, industry standards, and safety management systems.
Ultimately, we issue safety
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4 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 recommendations which are designed to prevent similar accidents in the future. The purpose of this evening's meeting is for the CBS investigative team to present their preliminary findings into the investigation of the August 28th, 2008 chemical processing tank explosion at Bayer CropScience, which fatally injured two workers.
At this time, please allow me to go over this evening's agenda which is on slide number two.
First, we'll hear from the investigation team, and then following the team's presentation, the board will be given an opportunity to ask questions of the investigation team.
The board will then hear from a panel of outside witnesses. This evening's panelists are listed on slide three, and we will be welcoming those and giving you more details on who they are, but they are all here. They are all sitting up front and we
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5 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 appreciate you taking the time to get here. Thank you very much.
After the panel portion of the meeting, we'll open the floor to public comment, and I'll say a little bit more about public comments later on, in terms of how much time we're going to have for each person to comment.
But before we get into the "meat" of the meeting, I'd like to thank West Virginia State University for hosting the CSB's public meeting, and I would now like to invite Dr. Hazo W. Carter, Jr., president of the university, to the front of the room to make an opening statement.
Dr. Carter.
DR. CARTER: Thank you very much. Good evening. Welcome to the beautiful campus of West Virginia State University. I extend greetings to the board members and investigators of the United States Chemical Safety Board, the panelists and guests. This
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6 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 is a historic 118-year-old campus. To walk on these hallowed grounds is to step in the path of thousands of students, faculty and staff, who helped to shape West Virginia, our society, and our nation.
Those of you who are familiar with our campus community realize that West Virginia State University is truly a special place. West Virginia State University prides itself on being a living laboratory of human relations. We have one of the most diverse faculty, staff, and student bodies of any higher education institution, public or private, in West Virginia.
Those who work and learn here do so in an environment that accurately reflects the diversity of America. The very aspects of thought, backgrounds and opinions found at this living laboratory of human relations prepares students for the life experience of living successfully in a multicultural, multigenerational global society.
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7 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22
It is in this atmosphere of understanding and acceptance that West Virginia State University is pleased to host this meeting that is conducted by the United States Chemical Safety Board.
As an important part of the Kanawha Valley, and being in close proximity to a chemical plant complex, the university is concerned with all safety issues that could potentially impact our students, faculty and staff, and the day to day operations of our campus. My family and I live for this campus. It is my hope that this meeting will be a learning experience and a foundation on which to build the best possible safety procedures for all of us who live, study and work in the Kanawha Valley.
Again, thank you for attending this important meeting.
CHAIRMAN BRESLAND: Thank you, Dr. Carter. Congressman Shelley Moore Capito was unable to attend this evening, but her district director, Mary Elizabeth Ekerson is
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8 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 here, and she would like to read a statement from Congresswoman Capito.
MS. EKERSON:
Thank you, Mr. Bresland, and thank you, Dr. Carter, for opening up your campus this evening.
"Dear Mr. Bresland, the U.S. Chemical Safety Board, and members of the community. While I'm unable to attend this evening's meeting due to my congressional responsibilities that require me to be in Washington, D.C., I would like to thank the U.S. Chemical Safety Board for hosting tonight's public hearing and the extensive work and effort they have put into their preliminary report. I would also like to thank the members of the community who are in attendance tonight.
"The seriousness of this incident has been well-documented, and there is little question that those of us who live in the Kanawha Valley deserve a full account of the events surrounding the August 28, 2008
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9 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 explosion at the Bayer CropScience facility in Institute.
"As many of you may be aware, we heard testimony on this incident at a House of Representatives subcommittee hearing on Capitol Hill earlier this week. The facts and actions referenced in that hearing, and documented by investigators and other officials, paint a troubling picture of the day in question.
"We know, without dispute, that there was a serious breakdown of communications between Bayer and first local responders. The brave men and women who put themselves in harm's way can only keep us safe when they have the necessary information to do so. The information which finally did reach first responders and local residents was often delayed and incomplete. These are troubling scenarios that demand a full and transparent inquiry.
"I believe Bayer and the community
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10 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 are working together to significantly improve this process. Today, we will see the preliminary findings of the U.S. Chemical Safety Board, and I look forward to the board's conclusions and recommendations. Sincerely, Shelley Moore Capito."
Thank you.
CHAIRMAN BRESLAND: Thank you.
Before we begin this evening's proceedings, I would like to point out some safety information. There are exits that are marked, so if there is a need to be--for us to leave in an emergency, please exit through the ones that are marked Exit.
If, however, anticipating the next comment--if, however, we have to shelter in place, this is the shelter-in- place room in the university. So the doors will close and I will leave and everybody else will stay here.
[Laughter]
CHAIRMAN BRESLAND: This is the shelter-in-place room, and over on the left-
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11 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 hand side, there actually is an emergency box which has all of the appropriate emergency communications equipment. So hopefully we will not have to spend the evening here.
I also would ask that you would mute your cell phones before we begin, so that we don't interrupt the speakers.
Thank you.
On August 28, 2008, a powerful explosion occurred within the methomyl larvin unit at the Bayer plant. The explosion occurred during the re-start of the methomyl section of the unit. The blast fatally injured two employees, Barry Withrow and Bill Oxley.
To those of you in the audience, who lost friends or family members, please allow me to extend my deepest sympathies.
I believe that the main reason we investigate this action was the tragic loss of life, as well as the impact which this facility has on the surrounding community.
The facility stands in a populated
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12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 area along the Kanawha River, about ten miles west of Charleston. Chemical safety has been a major issue in Kanawha Valley for decades, fueled in part by concerns about the number of major chemical plants, the density of settlement, the local geography, and the potential difficulty of evacuating the area.
Many of you here this evening live in the Valley and have a personal interest in the safety of this facility. I should just say as a side, in spite of my accent, I have lived in West Virginia off and on for about 12 years. I currently live in Jefferson County.
The public meeting is our chance to discuss our opinions about the team's preliminary findings. If anyone in the audience wishes to comment publicly after the investigator's presentation, please sign up at the tables in the check-in area. I will call your name at the appropriately time and I'll first call those people who have signed in and then I will ask for anyone who wishes to
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13 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 speak.
Please note, and I know we've got a large crowd here this evening with standing room only, but please note that we do have to limit public comments to three minutes each. We have a little timer up here that we hope that you will abide by.
Also note that we aren't able to take questions for those investigators directly from the audience. And so I'll ask that all comments be directed to me as the presiding official at this meeting.
Now, if there is a point that is raised in your comment where I believe that the investigation staff can provide some immediate clarification, I'll ask them to do so.
I would like to thank the team for their diligent work on this investigation. Our investigation continues. This is what we call a mid-term meeting. We're about halfway through the investigation, but we are here to
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14 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 give you an update on what we have found so far, and also to also hear from the community about what concerns or questions that you may have.
Finally, let me say a word about the secrecy claims that have been made by Bayer concerning the information collected during our investigation.
As many of you know, Bayer has sought to designate several thousand pages of information as sensitive security information, or SSI, under the Maritime Transportation Security Act. You may have read about this in the local newspapers.
While the status of these documents has not yet been resolved, I do want to assure you that the presentation tonight will include the fullest possible discussion of all of the issues, including the issue of methyl isocyanate or MIC. We at the Chemical Safety Board remain firmly committed to the public's right to know.
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As was mentioned, there was a congressional hearing in Washington, DC this past Tuesday that I participated in. The president of Bayer Cropscience, at that meeting, stated that Bayer's reason for raising the SSI issue to the Chemical Safety Board in February was, and I quote, a desire to limit negative publicity generally about the company or the Institute facility, to avoid public pressure to reduce the volume of MIC that is produced and stored at Institute by changing to alternative technologies, or even called by some in our community to eliminate MIC production entirely. End quote.
I was deeply disappointed with Bayer's conduct in this matter. I can assure the public that the CSB will continue to conduct a thorough investigation of all the issues and recommend whatever changes will best protect the work place and the public.
I will now recognize the other Board members for an opening statement. Mr.
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16 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 Wark, Mr. Wright. So at this time, I would like to introduce the investigation team.
It's headed up by John Vorderbrueggen. He's the supervisor of the investigation, sitting over on the far right. Sitting next to him is Mr. Johnnie Banks. Sitting on this end is Catherine Corliss. I should tell you that she's also a resident of West Virginia. Sitting right beside Catherine is Lucy Sciallo. They will all be talking to you at some point this evening.
So at this point, let me turn it over to Mr. Vorderbrueggen and he will start his presentation, which I should point out, will be quite lengthy, so we'd like to move through it as quickly as possible without any interruption. You will have an opportunity later on to ask questions and make comments. But if we can get through it without interruption, it will certainly make for a more efficient evening. Mr. Vorderbrueggen? PRESENTATION OF THE CSB's PRELIMINARY FINDINGS
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MR. VORDERBRUEGGEN: Thank you, Chairman Bresland. Members of the Board, general counsel, ladies and gentlemen, to start this presentation, I want to summarize some of thee activities and what we have done since the incident occurred back on August 28,2008.
The team spent in excess of a month on-site collecting data, interviewing eye witnesses. We interviewed other parties. We interviewed the management staff all the way up to the top at the site. We have interviewed some of you in the community. We have interviewed emergency responders, part of the Metro 911 Call Center. We've collected this data. We've taken, maybe, thousands of photographs of the incident scene. We've preserved evidence that is important to our investigation.
Over the last seven months, we have been analyzing this data. We are still collecting more data. There are outstanding
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18 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 document requests to Bayer Cropscience and they are processing these requests and we will have more.
We also intend to interview a few more folks. As the team assesses and evaluates the data that we have, we come up with new questions, new concerns, new issues, and all of that will be addressed by our team over the upcoming months.
Our goal is to complete this investigation before the end of the calendar year, but that is certainly predicated on the data that we do need, some of the modeling activities that we need to conduct -- chemical testing that we have even yet to determine what some of that will be, so bear with us. It will take time, but our goal is to have a comprehensive report of what happened, why it happened, and most importantly, what will we be presenting to the Board for consideration for recommendation such that this type of event will not happen in the future.
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Furthermore, in the hopefully unlikely event it happens, the goal is to make sure that the community is promptly and appropriately and correctly informed so that the proper steps can be taken. So with that, I will move forward.
I'm going to summarize the facility and the unit overview. I'll provide an incident summary or the team will. We will be doing some hopping and skipping here, so bear with us as we switch back and forth. We will present a time line of the emergency response. We will summarize the fatalities and injuries.
Again, this is a tragic event and the team's condolences to families, friends, and co-workers to Mr. Withrow and Mr. Oxley.
We will then summarize the facility and the off-site damage. We will talk about the properties of the chemicals involved in this incident and the possible chemicals that might have resulted from decomposition and fire. We will then present our preliminary
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20 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 findings that we are pursuing. Then we will briefly discuss the path forward for the team.
Some of you recognize some of these dates and understand this. Some of you don't. But this facility started out in 1943 and operated until 1947 in support of World War II effort in the manufacturing of rubber products.
Union Carbide purchased the facility in 1947 and operated it until 1986. Rhone-Poulenc purchased the facility in 1986 and operated it until 2000. Aventis, which is a merger of Rhone-Poulenc and Herck, took over the facility in 2000 to 2002. Finally, Bayer CropScience purchased the facility and has operated it since 2002.
This is a photo of the sign at the entrance to the facility, which I believe is Carbide Road, and is still called Carbide Road. It is a multi-tenant facility. This sign shows the seven tenants at this property.
Some of these tenants share feed
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21 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 stock with other tenants and even some of those tenants actually provide feed stock for other tenants. In particular, FMC and Adisseo are actually operated by Bayer employees through contractual equipment. The equipment is owned by FMC or Adisseo. Bayer employees operate.
Furthermore, I will talk a little bit about FMC's link with the methomyl larvin unit a little bit later in the discussion.
As it relates to Bayer CropScience, the corporation is located in Germany. There are some 17,800 employees in more than 120 countries world-wide. Their US headquarters is in Research Triangle, Park, North Carolina, which is in the Raleigh-Durham area on the eastern side of the state.
The Institute plant has approximately 520 Bayer employees. There are three manufacturing centers at this facility. The first is East Carbamoylation, which is on
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22 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 the east side closest to the University where we are tonight.
The West Carbamoylation is essentially everything west of, I believe, Carbide Road.
And then Rhodimet is its own unit, which sits very close to Carbide Road.
This is an ariel view of the facility. I hope you can see the pointer here. We don't have a laser pointer with us tonight, so we improvised. Oops and bear with us as we deal with it.
The view is to the north of the facility. The north is to the top of the picture and the I-64 is out of the picture to the north. As you can see, Main Street, which is Route 25, runs right across -- east to west -- across the top of the facility.
The Kanawha River is to the south of the facility. As you can see, on the right hand side if the picture, is the edge of the University that abuts the eastern end of the
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23 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 property.
The methomyl larvin unit where the incident occurred on August 28 is shown and circled in the lower left portion of the picture. It is approximately 800 feet north of the river, about 800 or so feet off the west property line and a little over 1000 feet off of Route 25.
This is a close-up view, a zoom-in view, of the methomyl larvin unit. What is shown is -- in the center of the picture, that's the methomyl larvin unit proper -- I apologize. I think I may just deal without the arrow. I apologize.
Almost in the exact center of the picture is where the explosion occurred in this unit. To the extreme left of the picture, you'll see a large rectangle, black rectangular structure. That's the two story control room that housed the control room operators and other activities for this unit.
The north-south dark line in
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24 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 roughly the center of the picture -- the control room is, as I said, to the lower left. The pipe rack is roughly to the center. It runs north to south, top to bottom in the picture.
The explosion epicenter, again, as is said, is roughly along that road is immediately south of the methomyl larvin unit.
I'll now move into the process description. The methomyl larvin unit was actually designed and fabricated and put in service in 1983. In the summer of 2007, the larvin end of this unit or the larvin portion -- the control system was upgraded to a new -- it was called a Siemens System -- and we'll talk about the difference between Siemens and Honeywell a little bit later.
In the summer of 2008, the methomyl unit was upgraded. There was an extended outage. The control system was upgraded to match the larvin portion of the unit and a new residue treater was installed. The reason for
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25 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 the new residue treater is the old residue treater had -- it was at its end of useful life.
This is a picture of the old residue treater after it was removed from the unit this past summer. It's approximately 8 feet in diameter, about 14 feet tall. It happens to be lying on its side. The new residue treater looks just like this treater except it was pretty stainless steel and it sat vertically. It was installed in the unit in the summer of 2008.
I will now move into the process description and please bear with me as I go through this diagram. If you look on the left side of the diagram, in the box, it says MIC Production Unit. That's the Methylisocyanate Production Unit.
It is located on the eastern side of the facility. In that unit, they mix phosgene and methylamine and ultimately produce the methylisocyanate. It is stored
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26 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 underground in that facility. Many of you have some familiarity and maybe extensive familiarity with that unit, at least in understanding its basic process.
From that unit, they distribute the methylisocyanate to the four process units in the facility that uses it as a feed stock. That is typically handled in overhead pipe racks. The dash lines show the transfer lines from the center production unit of methylisocyanate to the process units that use it.
In particular, the MIC day tank, which is at the lower bottom, receives the methylisocyanate, and it supplies the daily production needs for methlyisocyanate to both the FMC carbofuran unit, which again, is operated by Bayer; owned by FMC. It feeds the methomyl larvin unit.
Looking at the top of the picture, we'll go back to the beginning of the methomyl process. We are not going to get into the
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27 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 larvin end of the unit. That's the next item downstream. We are only focusing tonight on methomyl.
In the methomyl unit, the first basic step is the acetaldoxime and chlorine are combined and they end up -- and I'm not going to pronounce that. I'm just going to use the abbreviation CAO. They combine sodium methylmercaptide with the CAO and the resulting material is -- I'll use the short name -- oxime.
From the oxime product or intermediate product it's called, they combine the methylisocyanate in what is shown in that vertical hash line. It's essentially a pipe system and the methylisocyanate reacts with the oxime and ultimately methomyl is produced. It is sent to the crystalizers where they crystalize it. Methomyl is a solid material in its final stage.
From the crystalizers, it moves to the centrifuges to remove the solvent that is
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28 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 used throughout the first run -- first portion of the process.
So on this next slide, we're coming into the crystalizers at the top center of the picture -- I'm sorry -- from the crystalizers to the centrifuges. The centrifuges are like large washing machines. They spin. They actually do some washing, if you will. They run some solvents. They spin. They dry it. The dry methomyl is now packaged in 55 gallon drums or something of that approximate size, stored in a warehouse.
Some of that methomyl is sold as direct sales to other chemical companies for their production purposes. Some of that material is stored and used, ultimately moved into the larvin end of the production unit.
Coming out of the bottom of the centrifuge is the liquid. The liquid is a concentrated -- it has some amount of methomyl in it and it has other products because there's other chemistry involved in this
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29 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 process. They recover the solvent to re-use it.
There are many thousands of gallons of liquid solvent used in this process and so it is recovered in what is called a flasher, which simply, if you can call chemistry simple, is simply a method of boiling the solvent, sending the vapor into the vapor recovery system. You can dense it back to a liquid. Now you have a clean, relatively pure solvent that is returned into the process unit.
The flasher bottoms is the waste material, the last bit of material that cannot be recovered from the centrifuge flow. That is what the residue treater was intended to process, before the final liquid was sent to the boiler house for burning.
So the flasher bottoms fed into the residue treater. The purpose of the residue treater was simply to decompose the remaining amount of methomyl that survived the process
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30 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 down through the solvent recovery flasher because they could not out the methomyl into the auxiliary fuel tank and burn it for various purposes.
One of the important features of the residue treater that I'm just going to point out here is where it says the solvent pre-fill. In the unit start-up, the first time you re-start the residue treater, it is critical that the treater be pre-filled up to a certain level with clean solvent, such that the flasher bottoms is then introduced into the solvent, and so it's immediately diluted. So that's what the purpose of the solvent pre- fill in the residue treater is.
So we now have a hopefully somewhat clearer understanding of how this process worked up through the residue treater, which was a waste treating device.
This next slide shows a more detailed view of the residue treater. This is
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31 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 the device that failed the night of August 28. Again, bear with me as I try to go through this.
Down in the lower left side is the solvent feed line. The operators would manually open that valve at the lower part and they would start filling the residue treater to some 20 or 30 percent. The re-circulation pump would then be started.
The first step, which is a critical step to starting the second step, since the first is filling it. The second step is to heat the solution, the solvent. So the system was designed to run the liquid through a steam heater, which you see on the right center of the page with kind of a pink and red color and it says steam -- is there. So steam heated the material.
Once the residue treater contents was up to the required operating temperature, the computer system was intended to control and allow what is called the feed control
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32 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 valve, which is over on the extreme left side of the photo, to open.
That valve would then allow the methomyl solvent, from the liquid from the flasher bottoms, to now enter the residue treater that's been pre-filled and pre-heated. There's quick dilution and because the temperature is at their operating temperature, the methomyl will self-decompose into a material that they can then transfer into the auxiliary fuel tank.
So there was a temperature transmitter control or a temperature transmitter that was connected to the feed control valve and there was -- bear with me. It was the flow transmitter where two important transmitters that helped control the feed control valve.
Once the unit was up and running, the methomyl decomposition creates heat, so the computer system was intended to automatically switch from the heating cycle to
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33 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 a cooling cycle and from then on, for weeks on end -- however long they were making methomyl -- they would actually take a little bit if heat out of the system to ultimately control the pressure in the residue treater.
I'll now move into the summary, the incident summary, of what happened the night of August 28.
The methomyl unit re-starts activities actually began a week earlier on August 21. There's many
things
it's a complex activity. There's many people in a control room and working in the unit, especially when there's been changes to the equipment. It's not a simple activity. It's not a normal activity.
It had been an extended outage. It was the first time use of a brand new control system on the methomyl unit. Although the operators had some experience or had experience with the same control system on
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34 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 larvin, but you're talking about a different process unit. It has different critical parameters. It has different adjustments. So it was the first time use of their control system.
It was the planned beginning of an extended production run to meet a new international demand. In fact, Bayer was in the process of hiring new employees and there was a good opportunity for Bayer, and the larvin product is the end product coming out of this unit.
The actual methomyl production started on August 27, so they spent about a week preparing equipment and adjusting equipment. They were continuing to adjust to the new control system, displays in computer input method.
What I mean by that is the operators and the personnel in the control room were continuing to familiarize themselves. So that was an ingoing activity,
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35 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 both on the control console displays, as well as how they entered data to tell the computer what to control in the system.
The operators and the other unit personnel were also focusing on the upstream equipment. There were some performance start- up issues. That is somewhat typical. Again, there are adjustments to be made, things to be clarified, checked, and because of the new control system, that even compounded that challenge.
So they were continuing with control tuning and process trouble shooting throughout the week prior to the incident, including the day of the incident.
We're now at Thursday, 5:00 in the morning. The status of the residue treater as the level indication read was 0 percent full. It effectively was empty. Its temperature was 40 degrees Centigrade, which is 104 degrees Fahrenheit. The devices to control temperature and flow were bypassed.
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36 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22
When I showed in that earlier picture, there was a temperature control on the feed valve and a flow limit on the feed valve. They were in a bypass mode, which means that they were ineffective.
At that point in time, empty residue treater and cold residue treater, the flasher bottoms feed valve was manually opened. The computer did not make that control. The control was switched to manual and it was manually opened.
Thirteen and a half hours later, the liquid level is now 49 percent, which is plenty of liquid in this. In fact, it typically operated around that range. Temperature is at 145 degrees Fahrenheit, which is actually above its intended operating temperature. So the temperature actually climbed.
The reason the temperature is climbing is because the feed that's going into the unit is pre-heated. It doesn't come in
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37 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 cold. It comes in at some higher temperature and there is some amount of decomposition occurring from the methomyl which creates heat.
So this small amount of decomposition was bringing temperature up. But for all intents and purposes, up until now, the control room operations personnel are seeing this temperature climb -- and I'll show you a chart in a minute -- and it appeared normal. At that time, 6:25, was the first time the re-start pump was started.
About four hours later -- it's now 10:20 pm, 15, or 20 minutes before the incident, the residue treater is at 58 percent. That's still within operating range. The temperature is climbing. It's significantly climbing, and the pressure is now unexpectedly increasing.
The control board operator saw that on his console. That was the first time that there was recognition that something didn't
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38 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 appear to be correct.
This graph is an actual graph of the pressure and the temperature during the time. It starts a little after 4 pm on the afternoon of August 28. The bottom line, the red line, is the pressure curve, and it was normal. They pre-pressurized the reactor to a small amount so it was sitting there running fairly normally.
The temperature is the black line, and up until about 6:43 pm, which is about the time they started the re-circ pump, temperature was flat. Start the re-circ pump, start mixing things, and now e get a little bit of methomyl decomposition occurring, and the temperature starts climbing.
What the operator -- what typically was seen was a curve like this and the assumption would be that the heater was doing its job. So there was nothing to be concerned about from 6:00 until just before 10:19 pm and again, it's a very small blip in this curve
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39 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 that it starts to go towards a vertical, which is telling the operator that the pressure has gone up over a short period of time.
It was at this point that he started to take corrective action. Within a few minutes, he asked one of the outside operators to check the residue treater vent system. The residue treater has a vent system to remove gases and they had historically had problems with that vent system over the operating time because there are some solvent material, so the vent system would tend to plug up, which is not necessarily a safety issue, but it meant that the operator had to go out and make sure the vent line wasn't plugging because that would result in a pressure climb.
Within a few minutes, the second outside operator was asked to assist. Again, these are the two gentlemen that did not survive.
As they were approaching the
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40 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 residue treater -- they were walking down the roadway, the residue treater relief valves opened. Those are the emergency vent valves to start relieving pressure. They could hear that. Other people in the unit could hear that. Now the unit alarms are starting to sound. That actually lasted for about four minutes before the actual rupture occurred.
But right about 10:35 pm, the residue treater violently ruptured. Approximately 2500 gallons of methomyl solvent liquid was suddenly released into the roadway and a fire almost immediately erupted.
This methomyl solvent liquid is highly flammable. It's a solvent and as soon as that residue treater ruptured and was blown into the unit -- we'll show you some pictures -- sparks were created from steel hitting concrete, steel hitting steel. Wires were being ripped, electric wires -- high voltage, low voltage instruments, piping. There was a spark ignition source there virtually as quick
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41 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 as it ruptured. Solvent piping, then headers, and other process equipment were damaged, destroyed as the residue treater came apart.
This is a shot of the unit after the explosion had occurred. The picture -- the white section in this picture is what was the approximate location of the residue treater and the approximate size. It actually sits behind that debris pile and that's where it physically was.
We are looking basically northwest in this view. The roadway, the street, is to the left of the picture, and it's pretty obvious the amount of energy that was released when the treater came apart and all the steel was thrown -- steel and piping. The treater was driven into the unit and in the next picture we'll show where it came to rest.
That large, somewhat shiny chunk of steel was a brand new pressure vessel. It traveled approximately 50 feet into the unit
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42 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 and the piping was of course ripped out. A lot of electrical conduit and other things were ripped out as a result of this explosion.
Our preliminary findings -- why did the residue treater blow up? That's the easy part of our investigation, actually. The hard part is figuring out the management system deficiencies that resulted in these specific actions or conditions to occur on August 28, so that's what we are looking for. That is our goal.
But we do know that the minimum temperature safety interlock was bypassed, so therefore, methomyl could be introduced into the residue treater well below the required safe minimum operating temperature.
Also, the minimum re-circulation flow interlock was bypassed, so in fact, this valve could have opened even when re-circ was not occurring, although in this case, it was. Re-circ was occurring.
And then finally, the feed valve
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43 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 was put in the manual mode and opened so that methomyl was introduced when the residue treater was essentially empty and it was cold. So there was no dilution and no rapid decomposition as it was intended to occur.
So looking back at this picture, the problem, the immediate physical problem, is the two devices that have the X's had been over-ridden, de-activated, such that the feed control valve on the extreme left could be manually opened. This was done way before the residue treater was properly prepared and the residue treater violently ruptured.
This is a curve. This is the rest of the curve from the previous one with the remaining time shown from about 10:19 pm when the operator in the control room observed that there was an issue, a problem. To the point, the black line is when the residue treater ruptured and the signal was lost.
In the red curve, the pressure is now uncontrollably increasing. You see a small
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44 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 blip in that curve, if you will. It kind of drops off. That was the relief valve opening and the pressure dropped off for a little bit and then went back to climbing because the runaway chemical reaction was overwhelming the relief.
At 10:35, based on the various time stamps, the vessel ruptured. The top curve, again, clearly the temperature is running away, unable to control it at this point in time.
Other preliminary findings, as I've mentioned a couple times, the residue treater was not pre-filled with the solvent as required by the procedure. The solvent was not pre-heated to the minimum operating temperature as required by the operating procedure. The flow of methomyl mixed solvent mixture to the residue treater had actually begin at 5 am the previous morning or that morning, and had continued all day at a very low rate, but that's where the liquid was
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45 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 added to the residue treater.
The residue treater re-circ began around 6 pm. Ultimately, there was a sudden uncontrolled
exothermic
meaning heat- releasing, heat-generating -- decomposition of methomyl.
In fact, some preliminary numbers -
- and these are subject to further refinement
-- but it does point to a significant deviation from the permitted conditions. But the concentration of methomyl, in the residue treater, was probably significantly in excess of 20 percent.
Yet, the relief system was sized for not to exceed about a half a percent concentration, and it was clearly documented in the safety analysis and the operating procedure. Obviously, the residue treater violently ruptured, solvent methomyl lines were severed, and the contents were ignited.
We'll move into a new segment. I will ask Mr. Johnnie Banks to come up and
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46 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 discuss the emergency response consequences and community impact.
MR. BANKS: Thank you, Mr. Vorderbrueggen. Chairman Bresland, Board members, general counsel, ladies and gentlemen, good evening.
For the next portion of our presentation, I'll be presenting an overview of the emergency response and time-line, the consequences of this incident, and the community impact.
Based on the team's review of control room records and charts, we estimated that this incident occurred at about 10:35 on the night of August 228, 2008. At about one minute into the incident, a local citizen reported an explosion to Metro 911.
At about that same time, the Tyler Mountain Fire Department alarm sounded, alerting members to report for deployment to the incident at Bayer. Also at about this time, the Bayer gate guard attempted to call
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47 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 Metro 911.
It's important to add here, through an interview within the executive director of Metro 911 and the supervisor at Verizon that the Metro 911 call center fielded over 2700 calls on the night of this incident.
There's a finite amount of calls that can be effectively handled at any one time. If the caller calls during that time, he gets a fast bust signal. He has to hang up and re-call.
At about four minutes into the incident, Metro 911 called the Bayer main gate in an attempt to gather information on the nature of the incident. At about seven minutes into the incident, the Kanawha County sheriff ordered Route 25 closed. This route runs just north of the main entrance into the plant.
Metro 911 called the main gate again. Concurrent with this call, the gate guard was attempting to call Metro 911, realized that he was connected, and at that
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48 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 point, requested an ambulance for a burn victim.
At ten minutes into the incident, the Bayer emergency operations center was activated and crews A and B were notified through a ring-down system. This was an effort to bring personnel to the plant to assist with the emergency.
Also at about this time, the Institute Volunteer Fire Department chief arrived at the main gate, notified the Bayer incident commander of his presence, and offered any assistance that he might offer. At that point, he was told to stand by and await instructions.
At 14 minutes into the incident, the Nitro and Dunbar Police Departments closed I-64, which is a bit more north of the plant. At 15 minutes into the incident, the Institute fire chief tells Metro 911 that the Bayer incident commander reported that no dangerous chemicals were being released.
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49 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22
This was based on the incident commander's observation of the intensity of the fire and the notion that any chemicals would be consumed in that fire. However, this was not based on feedback from any monitoring -- electronic or otherwise -- to give them the feedback on the nature of the chemicals being released, if any.
At 24 minutes into the incident, consistent with procedures, Bayer notified Metro 911, West Virginia State University, West Virginia Rehabilitation Center, and Reagent Chemicals.
At 25 minutes into the incident, the Saint Albans fire chief notified Metro 911 that he would be advising a shelter in place if additional information wasn't forthcoming. Based on his observation of a vapor cloud that appeared to be heading toward Saint Albans, he made the announcement to Metro 911 to that effect.
At 44 minutes into the incident,
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50 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 Metro 911 announced a shelter in place in the area around Bayer. They also, at that time, started a reverse 911 ring-down notification to citizens in the affected areas.
At 49 minutes into the incident, the Bayer incident commander recommended to Bayer emergency operations center to contact Metro 911 to shelter in place in Saint Albans and Nitro.
Based on an interview with the Metro 911 personnel, unfortunately this transfer of information did not occur.
At 59 minutes into the incident, the Kanawha Putnam County Emergency Management Director activated the county emergency alert system. This alert activated a shelter in place for the areas west of Charleston to Putnam county.
A little over two hours into the incident, Bayer reported the incident to the National Response Center.
In this scene, the area that was
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51 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 affected by the shelter in place zone, is shown in the gray area. It's important to note that there was a slight wind direction to the southwest towards Saint Albans. The areas that were affected by the shelter in place are Dunbar, Institute, Jefferson, Nitro, Saint Albans, and South Charleston. This shelter in place affected approximately 40,000 citizens.
A little over three hours into the incident, a Bayer spokesman held a news conference. At that time, advised that the fire was continuing, but contained.
At three hours and 30 minutes into the incident, Metro 911 cancelled the shelter in place. At three hours and forty minutes, Bayer reported that the fire was out. At six hours and 15 minutes after the incident, Bayer reported an all clear with the exception of a small fire that was allowed to burn in the larvin unit on ruptured relief line piping.
Next, we'll take a look at the consequences of this incident. On the night if
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52 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 this incident, in response to rapidly changing conditions in the plant, an operator went outside to make operational changes and to check the plant to see if he could make the corrections that were necessary to correct the conditions that Mr. Vorderbrueggen just showed you.
Shortly after he went out, a few minutes later, a co-worker went out to assist him. Both these operators were in the plant at the time of the incident and fell victim to the result of the rupture of the residual treater tank.
One victim died from his injuries almost immediately. The other one, the second outside operator succumbed to his injuries about 41 days later at the Burn Center in Pittsburgh, Pennsylvania.
There were also reported suspected chemical exposure symptoms reported that night. They would affect five Tyler Mountain
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53 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 volunteer firefighters, two Norfolk Southern employees, and one Institute volunteer firefighter.
Symptoms included headache, abdominal pains, and diarrhea. The symptoms developed the next morning after they returned to quarters for the five Tyler Mountain firefighters.
The next day, Friday, the Institute volunteer firefighter went to the emergency room for additional treatment. He was seen, treated, and released.
Next, we'll take a look at the over pressure damage from this incident. On site, the new residual residue treater vessel was completely and totally destroyed in this incident. Associated process piping and equipment was also destroyed. There was moderate overpressure damage to control room and nearby structures.
In this scene, we have a photo of the
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54 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 residue treater tank post-incident that was taken to a laydown area.
This next photo shows some of the damage that was typical of offices that were in the control room center. Typical of the damage was ceiling tiles that were dislodged from their molding and ceiling lights that were torn from their anchors. Some bookcases were also noted to be moved.
In the photo on the right, which is of a building that was near the control center, you'll note that the door was knocked off its hinges by the overpressure.
In conducing our assessment, we also became aware of damage to businesses and homes in the area. This damage consisted primarily of window breakage and minor structural damage.
To date, there have been approximately 57 submittals for claims for damage. The damage ranges from mobile homes, residences, and vehicles, and totaled about
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55 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 $37,000.
One of the businesses that was damaged in this incident was across the Kanawha River, about one half mile away. There were several windows that were broken on this business establishment.
The photo below is in a private residence. It's typical of the damage that we observed, with cracks in the ceiling and walls.
This next scene is a report of property damage where we attempted to capture the distance and direction of the damage as reported. While most of the damage is clustered in a one half to one and one half mile direction from the epicenter of the event, damage was noted as far away as a little over seven miles near Charleston and as far north as Poca, which is a little over six miles. Each of the lines depicted in this diagram is meant to capture the direction and distance from the epicenter.
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56 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22
This next diagram is an attempt to capture how the communication was conducted on the night of the incident.
All of the parties in the boxes on the right are of municipal fire and police services that are familiar with, conversant, and compliant with the National Institute Management Systems, or NIMS, process and protocols. Most, if not all, of their communications that night went through Metro 911 and followed the unified command structure.
Communication within the Bayer EOC, as directed by the Bayer incident commander, showed a number of hand-off of information from one source to another and did not follow unified command structure.
It's important to note that in spite of the concerns that were raised about the communication between the various entities and responders that we have seen no evidence to indicate that there was any delayed
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57 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 treatment for the injured in this incident.
Our emergency response findings, in the area of personal protection equipment or PPE for hot zone responders, the use of self- contained breathing apparatus or SCBA or respirators was not clearly conveyed to outside responders.
At the conclusion of this incident, outside responders did not de-contaminate on- site before returning to quarters and remained in their clothing and returned with their equipment.
With regards to incident command coordination, the Bayer incident command structure did not use a unified command structure. There were multiple EOC's established when this incident occurred, both inside the plant and outside.
The shelter in place decision process was complicated by a lack of clear information and the decision-makers made their choices based on the best information that
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58 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 they had at the time they made the calls.
Communication between BCS, Metro 911, County EOC -- the gate guard followed Bayer emergency communications procedures. Metro 911 experienced an extremely high call volume on the night of this incident. To their credit, their staff self-reported, volunteered, came out, pitched in, and did a commendable job in handling the rigors of this incident.
In talking to the staff at Metro 911, this is the largest event that they've ever handled and they can stand proud.
The emergency responders that fought the fire in the plant performed commendably. In spite of challenging odds, they stood their posts.
That concludes my portion of the presentation. Ms. Sciallo will take you to the next portion of our presentation. That you for your attention.
MS. SCIALLO: Thank you, Mr. Banks.
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59 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 Good evening.
We understand that there is a great community concern for a possible chemical release on the night of the incident. For the next portion of the presentation, I'm going to describe the characteristics of methomyl and I'm going to list some of the human toxicity elements.
After that, I'm going to list some of the hazardous chemicals that may be formed when methomyl breaks down or decomposes.
Then I will cover the toxic effects of methyl isocyanate and I will describe what conditions present on August 28 might have resulted in a release of methyl isocyanate.
First, I'll talk about methomyl. Methomyl is a carbonate pesticide and it is a cholinesterase inhibitor.
Cholinesterase inhibitors disrupt the function of the peripheral and central nervous system. Methomyl can have irreversible and reversible effects on the nervous system, depending on
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60 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 the duration and the concentration of the exposure.
Methomyl is a white crystalline solid. It can be harmful to humans when it is absorbed through the skin, inhaled, or ingested,
Acute symptoms include ocular effects, such as blurred vision, pin point pupils, tremors, muscle twitching, gastrointestinal effects such as nausea and abdominal pain. At higher concentrations, respiratory arrest, coma, and even death can occur.
Chronic symptoms include liver damage, anemia, and nervous system damage due to prolonged cholinesterase inhibition.
Was methomyl released on the night of the incident? When the residue treater ruptured, methomyl concentrated solvent was released from the treater and associated pipes and equipment.
Now, the residue treater's
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61 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 function, as Mr. Vorderbrueggen explained, is to break down methomyl so the intended chemistry or the intended decomposition of the methomyl was taking place in the treater prior to and during the residue treater's rupture, as there was a rapid temperature increase.
Besides decomposition, some burned, as there was an intense fire on the unit almost immediately after the residue treater's rupture. Some remained on the ground and nearby equipment and some of the methomyl might have been carried in the air. There's a tremendous heat current that might have locked the methomyl into the air.
Here is a photo of methomyl unit equipment taken a couple of days following the incident. The yellow arrows point to methomyl residues observed by CSB investigators.
Now, when I discuss what could have happened to the contents of the residue treater, I mention some of the methomyl might have burned in the fire. When methomyl burns,
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62 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 it breaks down and might form hazardous chemicals, some of them in trace amounts. The list includes acetonitrile, dimethyl disulfide, hydrogen cyanide, oxides of nitrogen and sulfur, methyl thiocyanate, and methyl isocyanate.
Bayer provided the CSP with a thermal decomposition analysis that listed some of the chemicals of methomyl decomposition. The CSB also referenced methomyl material safety data sheets and pesticide literature for the formation of this list.
Methyl isocyanate is an extremely toxic material and is used in the methomyl process. It was stored near the residue treater. It's highly reactive with water and it's highly flammable. It has a relative vapor density of 1.4. This means that it is heavier than ambient air and it lays low to the ground.
It has an immediately dangerous to
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63 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 life and health or IDLH concentration of three parts per million. The IDLH is defined by the National Institute of Occupational Safety and Health. Methyl isocyanate has a boiling point of 39 degrees Celsius or 102 degrees Fahrenheit, and it readily evaporates, especially in summertime temperatures.
Possible sources of a methyl isocyanate release. There are a few conditions that could have resulted in a release of methyl isocyanate on August 28. One would be if MIC supply piping and equipment was broken. Bayer reported that the equipment was not broken and the MIC day tank was not damaged.
There are vent systems or scrubbers on the unit that are designed to remove hazardous chemicals before they're released to the atmosphere. These vent systems were damaged, which could have resulted in an MIC release, as MIC is a raw material in the process and might have been present in the system.
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64 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 Also, as I mentioned previously, MIC might be a product of methomyl decomposition in trace amounts.
There are 16 monitors on the methomyl larvin unit capable of detecting methyl isocyanate. The CSB has recently learned that these alarms or monitors were not operational on the night of the incident. There are also stationary perimeter or fence line monitors around the facility that are designed to detect multiple chemicals.
The investigation team intends to further examine the operational status and sensitivity of these monitors in the ongoing investigation.
Now, I'm going to list some of the acute and chronic symptoms of methyl isocyanate exposure. Acute symptoms include eye irritation, ocular damage, respiratory distress, pulmonary edema, skin irritation, chemical burns, nausea, abdominal pain, coma, and death. Chronic symptoms include lung
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65 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 damage and blindness.
Now, I talked about methomyl and MIC. Now, I'm going to summarize the chemical properties of other chemicals, some used on site and some used in the methomyl process to exhibit the relative toxicity of these chemicals. I'll describe how they can be identified.
I'll list the chemicals in the left hand column because I know the font is small. We have methyl isocyanate, methomyl, phosgene, chlorine, ammonia, and methyl isobutyl ketone, MIBK.
The column to the right lists the IDLH or the immediately dangerous to life or health defined concentration. The column to the right of that is the odor threshold. Notice for methyl isocyanate, the IDLH is three parts per million and the odor threshold is two parts per million.
If one were exposed to methyl isocyanate, they may experience some of the
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66 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 irritating effects such as eye irritation or burning or throat or burning at levels at around .4 parts per million.
So this means that odor is not a good warning sign for methyl isocyanate exposure because you may be experiencing the effects of the exposure, the damaging effects to your eyes or your respiratory before you actually smell it.
Also notice phosgene's IDLH is two parts per million and the odor threshold is much lower in comparison to methyl isocyanate. It's 0.4 parts per million.
Then the column to the right of that, I list some of the odor characteristics for each chemical. The last column on the right indicates whether or not these chemicals are covered by the Environmental Protection Agency's Risk Management Program.
An aspect of the EPA's Risk Management Program, or RMP, quantitatively estimates the impact of a chemical release in
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67 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 the community. If facilities have an RMP listed chemical in a specified quality, they are subject to the Risk Management Program. MIC, phosgene, chlorine, and ammonia are RMP- covered chemicals.
Now, for the next portion of the presentation, MR. Vorderbrueggen will now explain the Risk management Program in depth.
MR. VORDERBRUEGGEN: Thank you, Ms. Sciallo.
As the previous slide showed, in the chart, the RPM regulation under the EPA standards identify a number of toxic chemicals -- Ms. Sciallo showed the slide, the precious slide, that had the RPM -- a series of chemicals that fall under the EPA's Risk Management Program requirements. In fact, in these chemicals that were listed, they are all toxic chemicals.
There is also a class of flammable chemicals that fall into RMP, but our interest tonight is the toxic list.
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68 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22
Within the United States, the EPA Risk Management Program requirement comes into play when methyl isocyanate -- we'll talk only MIC tonight -- is handled in quantities exceeding 10,000 pounds.
It turns out that Bayer Cropscience in Institute, West Virginia is the only facility in the United States that we have identified that falls -- that handles more than 10,000 pounds of methyl isocyanate and therefore, of course, they must have an EPA Risk Management Program, which is a comprehensive program to manage all aspects of handling methyl isocyanate.
It's similar to the OSHA process safety Management standard, and we'll talk briefly about that later. There is significant overlap in the various program elements.
The Bayer Risk Management plan -- a risk management plan is a document that the company is required to submit to the EPA that
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69 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 lists certain parameters and elements of the process that handles the covered chemical, in this case, methyl isocyanate.
The Risk Management Plan summarizes some of the protective systems. It summarizes quantities and that type of information. There are two what are called accident scenarios that must be reported -- must be evaluated and reported as part of the Risk Management plan and I will now talk about those.
The first one is called the worst case scenario, and it is, in fact, what one would consider to be a worst case. The regulation requires that the company identify the largest quantity of the covered chemical in the single largest container.
In the case of Bayer Cropscience, it's reported to be 200,000 pounds of methyl isocyanate. That does not necessarily mean that that is the largest quantity on site. The contents of the day tank would be additional, possibly. The contents of the piping systems
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70 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 and other components might increase this, but the single largest container at the Bayer Cropscience facility is 200,000 pounds.
The worst case scenario requires a computer model analysis to determine how large of a plume would occur and the extent that that plume would travel in the community should that entire 200,000 pounds of content be essentially instantaneously released. Now, there's some variations, but it's within a few minutes. Might as well assume it's instantaneous.
In the end, it requires that you assume that it releases and it goes out in all directions. It ignores the typical wind direction of the facility and other wind conditions. It does specify specific wind conditions, but it assumes it's going outward in all directions at some specific wind conditions and terrain conditions.
In the case of the Bayer Cropscience facility, more than 300,000 people
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71 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 would be affected within 25 miles of this release. 25 miles, by the way, is the limits of the computer models. It cannot predict beyond 25, so that is the de facto end point for this particular scenario.
Now, a more logical scenario that is required by the Risk Management plan or the program that is written into the plan is what is called the alternative scenario.
That is a scenario that the company determines to be -- and I'll use the term credible, the most credible scenario -- and they evaluate their piping systems. They get credit for their management systems and their controls and other devices. The company then identifies what could be a credible scenario.
In the case of the Bayer Cropscience facility, it's effectively a leak in a flange on a pipe in the methyl isocyanate system somewhere in the facility. It's predicted to release 125 pounds of gaseous methyl isocyanate
over
and in this
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72 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 scenario, there is credit taken for the wind direction, so the end point is based on the average wind direction or the prevailing wind direction within a year in this facility. They don't report what direction that is, but it is the prevailing wind direction.
In the case of methyl isocyanate, it's 58 people would be affected by the chemical within just under a half a mile in the prevailing downwind direction.
So those are two important elements that are put into the EPA Risk Management Plan document as part of the EPA Risk Management Program, which is 40 CFR 68, for anybody that wants to read up on it.
With that, we'll talk about methyl isocyanate issues. I think most of you are here for this reason.
The investigation team is working on and we will be looking at the on site inventory, this 200,000 pounds or more is a large inventory. It is the only inventory of
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73 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 this quantity in the United States.
We will be asking Bayer Cropscience to provide us some of the bases for why they consider that inventory to be safe and manageable and controllable. That is something we will be looking at and we will be reporting to the Board in our final report our findings on that issue.
We also will be looking at the methyl isocyanate day tank at the methomyl larvin unit and its proximity to the explosion epicenter. It was about 80 feet away.
We will be looking at the adequacy of the safeguards that would prevent or mitigate a toxic release of methyl isocyanate.
Again, preventing it -- that's the first goal. Don't let it get out of the pipe. If it does get out of the pipe, the next critical element is to mitigate it. What can be done? What is done?
Water is a good mitigator for methyl isocyanate when it's being released
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74 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 because it does break down. Fire is a good mitigator for methyl isocyanate releases because it burns. There are other ways to mitigate. You contain it. You control it.
Ultimately, of course, ideally, is there an alternative to storing such large quantities of methyl isocyanate? There are industries -- there is at least one company in the United States that actually produces methyl isocyanate and uses it as quick as it's produced so that at any given time, there are only a few pounds of MIC in their production unit at any given time.
There are alternatives. They're complex, though. We can't just stand here and say they need to do that. There are economic issues and other issues that have to be addressed and we will be looking into that as part of our investigation.
At the facility, just a quick summary, the large quantity is stored underground in the methomyl production unit on
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75 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 the east side of the plant. As I said, the single largest container is 200,000 pounds in presumably, an underground tank.
How do they handle methomyl? I'm sorry -- MIC, Methyl isocyanate. How is handled? How is it controlled? How it is safely handled? They have operated a plant a long time. Bayer is not the only operator of this plant. It was Union Carbide, then Rhone Poulenc, etcetera.
They do pump it to the production units on a daily basis. They use jacketed piping, which is a pipe in a pipe. That way, if the internal pipe that contains the MIC were to spring a leak, it's captured in an outer pipe. This jacket space between the two pipes has leak detection devices to monitor, do we have a leak in the pipe?
The transfer piping is drained and nitrogen purged after it's used, so the transfer piping, the long runs of transfer piping, typically do not contain methyl
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76 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 isocyanate, except for the time that it is transferred from the production unit to the end, to the receiving unit.
Finally, on the long runs of pipe, to limit the quantities that could be released, there are multiple valves in the pipes, such that they can isolate shorter sections of pipe, to again, reduce quantities should a segment of this long run -
- in some cases, they may be 2000 feet long
because they're going from the east end of the unit to the west end -- so minimizing the individual quantities and having isolation valves is a way to help control that risk.
There are other features with the methyl isocyanate day tank in the methomyl larvin unit that are important to its safe operation. First of all, it's a stainless steel pressure vessel that contains this liquid. The vessel is eight feet in diameter and 19 feet tall. It is rated for up to 75 pounds per square inch gauge for its maximum
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77 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 pressure. This day tank holds up to 37,000 pounds in any full filling for the daily use.
Two units use this, the FMC unit and the methomyl larvin unit.
At the time of the incident, there was 13,800 pounds in the MIC day tank. I'll come back to the picture and give you a little bit more detail on that previous slide.
On this slide, this shows the location of the MIC day tank with relation to the residue treater explosion epicenter. That is about 80 feet t the southwest of the epicenter. Primarily, the liquid came out of the residue treater in the direction of the MIC day tank and the residue treater went to the northeast into the unit, as you saw in those earlier pictures.
It was a violent destruction that occurred. Then, of course, an immediate fire that occurred in the unit. There was some fire in the roadway due to pooling of flammable
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78 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 solvents, but there is no indication that there was direct fire over at the MIC day tank area, as show in this picture. Although, there was some heat exposure, but not direct fire.
This is another shot of the MIC day tank. This view is looking to the southwest, so in the hills -- way in the background is Saint Albans, for those of you who are familiar with the area.
The MIC day tank is underneath that structure, that steel structure. The residue treater would have been in the lower right hand corner of this picture, some 80 feet away. In this picture, you can see there's some additional interferences between the day tank and the residue treater that would have had to have been compromised if the residue treater had traveled the opposite direction toward the MIC day tank.
One more view, to give you the perspective. The MIC tank is on the left hand side. The residue treater, its location is on
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79 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 the right hand side. The methomyl unit is on the extreme right. We are looking, essentially, due west. The control room would have been past the elevated pipe rack there. MIC piping is in some of that elevated pipe rack that is sued to transfer the MIC, both from the day tank into the unit, as well as re-filling the MIC day tank from the production unit.
A few other features. It is a refrigerated and insulated pressure vessel. It has redundant pressure temperature and level instruments. If a pressure instrument were to mal-function, there's a second one as a back- up.
There are area air monitors and alarms within the methomyl larvin unit and around the day tank.
There is an emergency dump tank on the MIC day tank system that is sized such that it can hold the entire contents of the day tank and all of its associated transfer
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80 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 piping should one or more of those devices become compromised, spring a leak. The unit operators have the ability to rapidly transfer the contents into a back up tank to prevent any further release or to prevent a release if, in fact, there's something that is near releasing.
Finally, there's a concrete liquid containment wall or a concrete liquid containment wall, around the base of this tank that is the capacity of -- that containment area is enough to hold the entire contents of the day tank should it leak and the leak cannot be stopped.
By controlling it, you don't want it to spread. You control it and there's some control on the boil off that is helpful to mitigating the release.
Finally, the blast blanket debris shield that surrounds the day tank. That blast blanket debris shield was installed in 1982. In 1994, the then-owner, which I believe was
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81 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 Union Carbide, installed the top section above the vessel. The squirrel is showing that in the picture.
So that's above the vessel and that protects the piping, the relief system above the vessel. That top section happens to be larger wire rope diameter than the original sections.
In 2008, after the explosion of August 28 -- sometime in the early fall of 2008, Bayer Cropscience removed the existing wire rope blast blanket as part of the refurbishment of that vessel and they day tank system and replaced the sections with, as we understand, a larger wire rope diameter. We understand it's on all sections. All of this is some of the areas that we are continuing to look at. That tank is in service.
AUDIO TECHNICIAN: Something is wrong. Pick up that other mike.
MR. VORDERBRUEGGEN: This one is
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82 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 taped to the floor.
AUDIO TECHNICIAN: Let me switch this. Want to use that one?
MR. VORDERBRUEGGEN: Is this mike coming in okay? Can everybody hear me now? Okay, I'm seeing some hand waving. That's a good sign. Okay, thank you.
Let's look at a close-up of the blast blanket itself. The picture on the left is actually what it looks like. It's heavy wire rope, as I said. It's a very heavy steel blanket.
The picture on the right is actually the framework that this blanket hangs on. What you see in that picture is the actual MIC day tank that was behind it. This was removed so that Bayer could refurbish and clean up.
The insulation is removed in this picture. They re-insulated and they put it back in service because the FMC unit still
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83 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 needs the methyl isocyanate. So it operates today.
These three pictures are representative of the kind of debris that we observed in the area near the MIC day tank. The picture on the left -- there's electrical wire. There's conduit. It's light weight, small stuff, that type of thing, but a mess.
The top right hand picture was a control valve in the methomyl larvin unit that was thrown 60, 70 feet possibly. It probably weighed 100 pounds.
In the lower picture on the lower right is another small valve that probably weighed two or three pounds. It was 60, 70, 80 feet away from the methomyl larvin unit.
So the MIC storage issues. The question remains, is it appropriate to have centralized production as they currently operate? They make MIC and distribute it. Or could it be locally made at the unit and consumed?
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84 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22
Whether it's locally made or consumed immediately or locally made and stored in much smaller quantities, that's a question that the investigation team is looking into and will be reporting on to the Board as part of our ongoing investigation.
There are some advantages and there are some disadvantages, and there are some questions. It could or would reduce storage inventory. It might require more locations to handle phosgene.
Phosgene is one way to make methyl isocyanate. So now, you might have multiple locations of a phosgene production. It may be small quantities, but the more you have to handle, the more equipment you have to have, and the greater the chance of an issue.
Chemistry is available that might eliminate phosgene, so there's many questions to be addressed as part of our investigation.
We do know that there is continuous produce in use. In fact, there is a history
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85 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 related to the Kanawha Valley. DuPont ultimately moved their operation and they implemented in LaPort, Texas in their facility back in 1985 -- they eliminated the need to transport MIC via rail car.
Prior to 1985, they transported rail cars full from the northeast, not from this community but from the northeast part of the country, all the way to LaPort, Texas to make the final products. They now make and consume MIC in a very small section of the piping system. There's only a few pounds available at any given time.
In fact, DuPont patented this process and received an award in 1987. So we will be looking at this technology and we will be considering that as it applies or could be applied at the Bayer Cropscience facility.
With that, we'll move one more time into the unit operations as it relates to PSM and RMP, and Ms. Catherine Corliss will come up and present this section. Thank you.
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MS. CORLISS: Thank you, John, and good evening, ladies and gentlemen.
I will be talking about unit start- up issues with respect to equipment, the man- machine interface used, fatigue, and procedures, and then evaluate all of this with a perspective from the OSHA process safety management standard and EPA's Risk Management Program, which you've already heard about.
There were many unit issues to deal with the week of the explosion related to a start-up after an extended shutdown and a new computer control system on a complex sensor process was installed.
I will talk about some of the more important issues relative to the residue treater. To begin with, the instrument drip system was redone during the shutdown, but a valve wasn't installed on one of the pressure taps. Instead of a drip, there was a steady stream of a solvent, MIBK, going into the column.
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This put excess MIBK in the column and dropped the level of MIBK in the supply tank, which was something that was noticed in the process of troubleshooting this issue.
Because the instrument drip system wasn't working properly, there was dilution going on that made the column operate poorly. MIBK Hexane column temperature and base liquid level controls were still in need of adjustment on Thursday because of what had happened prior to that day.
Unit personnel were working on these controls both Wednesday and Thursday. In fact, the controls were in manual, not automatic control, on Thursday evening because all the adjustments had not been made.
That is not unusual in a start-up situation, but I am sharing those details with you so that you will understand what unit personnel were dealing with as they were working that week.
Because of these control problems
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88 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 and the extra MIBK that the column had, the column itself was not in its normal steady state operation on Thursday. The solvents were mixed to a certain degree, which affected other process steps in the crystallizer, the centrifuge, the flasher, and ultimately, the residue treater.
Process controls were also an issue. Valves, flow meters, and ratio controllers are different with the new Siemens operating system, and they all had to be adjusted.
Solvent flow was lower than desired during the solvent run, which preceded the start-up. This is a normal way to go about commissioning a process after it's been done and empty.
But there was a problem, as will occur in any start-up -- several problems, to put it mildly. There was a blockage in a valve that took awhile to trouble shoot and correct. Because of that blockage, the flow wasn't
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89 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 adequate during the solvent run in some areas of the process. Because of that, final adjustments to the controls had not been made prior to start-up. These adjustments were ongoing on Thursday.
And then, finally, two centrifuges are typically run in the unit and two centrifuges are needed to increase the level in the crystallizer to its normal operating range. With one centrifuge down, which was the case for the majority of the start-up, it was necessary to run the system at a lower than normal rate.
This affects the methomyl content in process flow streams leading to the flasher and hence, the residue treater.
The new control system had totally different screen images. The Honeywell system showed bars for process variables, while the Siemen system showed real equipment images with process measurements on those.
There were six screens available to
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90 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 this particular unit's operation. One of them was dedicated to alarms, which left five screens to monitor unit operations.
Some equipment, however, would need as many as three screens to effectively monitor the process during certain situations. That makes it problematic having just five.
Three overview screens were created just the week prior to the explosion because operators identified a need for them.
Processing speed is much improved with the Siemens control system, however the user interface is slower. The user interface was changed. With the Honeywell system, an operator would type on a keyboard certain control sequences and they would occur.
With the new system, a mouse would be used to click on a device on the screen and then a value would be typed in and then the system would respond.
There were other issues with the ratio controls during start-up. The process
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91 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 measures were different. The Honeywell had used percent volume or percent range, while the new Siemen's system used engineering units like gallons or pounds. This meant that operators were looking at different numbers than they were used to seeing.
Overtime rates had been high for more than a year in the methomyl larvin unit. For June through August of 2008, the average overtime rate for the trained operators, excluding the new
operators
trained operators average overtime rate was 47 percent.
To make sense of that, if you were working 47 percent overtime, your 40 work week would be 59 hours for three months in a row. Some operators even worked 60 to 70 hours per week.
Research has shown that fatigue has negative effects on performance. Fatigue can cause certain behaviors that may have played a role in the accident.
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92 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22
Impaired judgement, impaired decision-making, task-shedding, and cognitive tunneling are possibilities. Task-shedding means that you would not be doing certain tasks that you typically would do when overwhelmed and tired. Cognitive tunneling is a term used to describe a fixation on one aspect of a process to the exclusion of the bigger picture.
Some of the decisions made and not made by all unit personnel, not just operators, in the days before the explosion affected the residue treater. Fatigue may have played a role in these choices and it's an ongoing investigatory topic of concern.
We've talked about the residue treater to some degree already. I want to make a couple points.
The system was not capable of attaining the target temperature without the addition of methomyl containing residue, as mentioned before and called flasher bottoms.
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93 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 The heater gets it close to the operating temperature, which is when the decomposition will occur when the methomyl contained fluids are introduced.
In the past, start-ups would get the temperature within 5 to 10 degrees of the required temperature, as found in the operating procedure, and then methomyl containing residue would be introduced, and the exothermic, or heat-producing reaction, would occur and raise the temperature to the set point, as found in the operating procedure.
There was a work-around in place, which involved bypassing a temperature interlock to open the flasher tails speed valve and introduce the methomyl containing residue to the residue treater.
Now, I'd like to talk about operating procedures. The procedures had not been updated to reflect the switch from the Honeywell system to the Siemens system. This
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94 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 was not just a name change issue.
For example, in the past, if you wished to bypass a safety interlock, you would do what is called pinning a relay. That is actually introducing a physical object into an electrical device that moves to prevent that movement from occurring.
Now, if you wished to bypass an interlock, you need a password, you access the control system, you've got the required authorizations, and then you can change the computer logic.
Inputting the proper ration for the MIBK hexane column is also not in the operating procedure. As mentioned, that caused difficulty during this start-up.
There are other changes required by earlier process hazard analyses that were not reflected in the operating procedure as well.
Both the process hazard analysis and the operating procedures specify the importance of the residue treater methomyl
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95 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 concentration to not exceed half a percent. Yet, sampling was not done or required to ensure this was the case. Sampling wasn't done at the residue treater. It could only be done at the flasher feed and the discharge of the residue treater. I will talk about this more in a minute.
Now, we will take a look at these issues from a regulatory perspective. The Institute site is covered under both OSHA's Process Safety Management Program and EPA's Risk Management Program. The first I'll call PSM and the second, RMP.
This particular unit is covered by PSM because it has more than 250 pounds of methyl isocyanate and more than 100 pounds of phosgene. It's also covered by RMP due to the phosgene, MIC, and flammable solvent inventories maintained in the unit.
Both of the programs are similar and they simply intend to prevent the unexpected release of toxic, reactive, or
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96 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 flammable liquids and gases. They require the same actions by covered facilities.
They do have a different perspective. OSHA has an employee focus. It's also referred to looking inside the fence line. EPA has a community focus, looking outside the fence line at what the facility might release to the community.
Both of them, I'll refer to as requiring, as we talk about the subsequent elements. Process hazard analyses are studies that are intended to identify, evaluate, and control hazards in a process. A team of knowledgeable people will conduct such a study. It's required that recommendations that come from these analyses are resolved in a timely manner and the resolutions are documented.
In this case, audits have revealed that the Bayer process hazard analysis did not evaluate or control the hazards identified. The operating procedures did not provide clear
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97 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 instructions for safely conducting activities involved in each covered process.
We've talked about the residue treater and the sampling that did not occur. That's what I'm talking about.
And the operating procedures shall address, at least, the following elements, including start-up following a turn around. The operating procedure for the methomyl larvin unit had been out of date since October of 2007 regarding the control system and considerably longer for recommendations that had resulted from process hazard analyses.
We've already talked about the residue treater temperature as specified in the operating procedure being unachievable. The workaround that was used on start-ups was not included in that procedure.
Both the process hazard analysis and the operating procedure identified the need to keep the methomyl content in the residue treater below a certain value to
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98 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 prevent a run away reaction. However, sampling was not done to ensure that that happened.
Pre start-up safety reviews are another element of both PSM and RMP. They require operating procedures to be in place and adequate before you start up a unit. In this case, the operating procedure was not revised for the control system change so it was not considered in place, nor was it adequate for successful operation of the residue treater. We've already talked about the work around.
Management of change is another element of these programs. It is a written procedure that requires change to be managed for technology and equipment and personnel. It requires operators to be trained in the change prior to start-up.
The written procedure to manage change covers these elements, yet the work around had not been included in a review as required by the management of change
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99 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 procedure.
Bayer assumed that familiarity with the Siemens system on the larvin unit and a brief review of a few other significant changes for the methomyl process was adequate training for methomyl unit operation with the new control system.
In fact, it was not adequate. The methomyl process was not a batch process like the larvin. It was, rather, a continuous operation, more complex and more sensitive to upset conditions.
We've already talked about the changes to the screens that the operator used made as recently as a week before the accident.
PSM and RMP both require action items to be followed up on. Action items result from these programs from process hazard analyses, incident investigations, and compliance audits. What they specifically call for are action items to be promptly addressed
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100 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 and resolved and documentation of that resolution.
Bayer's action tracking system was lacking. A response plan was not created over the past years. Actions were not tracked and documentation of resolution and corrective actions did not occur. There were a number of open high priority action items at the time of the explosion.
For example, there were more than 25 open action items from a process hazard analysis conducted in August of 2004. That was five years earlier and wouldn't be considered prompt treatment to have not been corrected in that period of time.
Finally, documentation of the corrections was also inadequate. In many responses to some of these action items in the system used, it's unclear whether plans made to correct the items were actually executed. A plan is fine, but it has to be completed to consider the action item being properly
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101 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 resolved.
Now, Mr. Vorderbrueggen will complete the presentation by talking about the investigation path forward.
MR. VORDERBRUEGGEN: Thank you, Ms. Corliss.
It's been a long night, so I'll go through these quickly. Most of these have been addressed or at least mentioned. Please bear with us. We hope it's useful.
The investigation team is going to continue identifying additional documentation that is needed for our investigation and request that from Bayer.
We will conduct follow up interviews with some site personnel. They'll be some new interviews and we may be talking to some additional emergency response individuals in the community.
We will continue collecting information on the community impact. We will acquire the missing methomyl larvin unit's
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102 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 security camera and MIC monitor data that we just became aware of in recent days.
Then, the meat of it is to review the design documents associated with the methyl isocyanate operations. We do intend to run some air modeling to predict what kind of chemical release might occur in the impact zone. We intend to do some chemical testing on some of the samples we collected back in the fall.
Of course, ultimately, the team will develop the report and the formal written recommendations for consideration by the Board at the end of our activities in a format similar to this, and hopefully, a vote at the public meeting.
So with that, Mr. Chairman, I will turn the floor back over to you and if the Board has any questions, we're ready to respond. BOARD QUESTIONS
MR. BRESLAND: Thank you, Mr.
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103 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 Vorderbrueggen. We thank the team for your excellent presentation.
Let me ask the Board members. We'll start with Board member Wark. See if they have any questions.
MR. WARK: Thank you, Mr. Chairman. In the interest of time, I am not going to ask a bunch of questions. I have a bunch of questions regarding emergency planning preparedness and response, and at some time in the future, I'd like to be able to discuss this with the appropriate personnel regarding what happened here, talk to the LEPC's, talk about on-site, off-site emergency planning, and how that can be hardwired together -- the same as in an area that I worked in quite a bit, the radiological emergency preparedness programs around commercial nuclear power plants, and what applications there might be there.
Finally, I would just mention that in this regard, I'm happy to say that we are
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104 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 completing -- one of our videos is going to be on emergency planning preparedness and response. We would hope that some of the lessons learned here, we'll be able to take nationally and be able to protect and assure the health and safety of people across the country. Thank you.
MR. BRESLAND: Board member Wright?
MR. WRIGHT: I too, in the interest of time, will forego any questions. Most of mine are technical in nature, and I'll discuss those with the staff at headquarters. Thank you.
MR. BRESLAND: Thank you. Let me just ask a couple of questions. How many air monitors are located on the fence line of the property and what was their status in the time of the incident?
MS. SCIALLO: There are three monitors on the perimeter of the facility. The Chemical Safety Board has received results for two of the three monitors that were
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105 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 operational on the night of the incident.
MR. BRESLAND: One clarification question for Mr. Banks, which is on slide 34, where you talk 49 minutes into the incident, Bayer recommended -- I don't remember the exact wording, but there was a recommendation for a shelter in place. Can you just clarify that? I think there may be some issues or differences of opinion or maybe I didn't exactly understand what you said.
MR. BANKS: Okay. At 49 minutes into the incident, the Bayer incident commander recommended to Bayer emergency operation center to issue a shelter in place for the Saint Albans and Nitro area.
This was based on his observations of a pool fire that was advancing towards a warehouse where methomyl was stored. This wasn't based on any electronic monitors or feedback from monitoring systems.
MR. BRESLAND: So it was a communication that went from one part of the
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106 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 Bayer facility to another part?
MR. BANKS: Yes.
MR. BRESLAND: But then --
MR. BANKS: Yes. I'm sorry. I didn't complete that. The Bayer IC relayed that to the Bayer EOC and asked that that information be transferred to Metro 911. That unfortunately wasn't done.
MR. BRESLAND: So that information was not transferred, so that did not ever --
MR. BANKS: Yes.
MR. BRESLAND: Okay, thank you. Thank you. Did Bayer have any portable monitors and were they used on the night of the incident -- portable monitors for chemicals in the atmosphere?
MR. BANKS: Not that I'm aware. We have no evidence that we found to indicate that. PANEL TESTIMONY AND BOARD DISCUSSION WITH PANELISTS
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107 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22
MR. BRESLAND: Do we have any other questions from the Board members? Thank you.
We will now move along to our panel discussion. Actually, by shortening the Board member questions, we're back on schedule again, I'm happy to say. Thank the Board members for that.
Let's start with the panel members on -- we asked them to do a four or five minute presentation on the issues that they see coming out of this investigation. We'll start with Mr. Sterling Lewis, who was appointed as the state fire marshal on May 1, 2000.
We've had a very professional relationship with Mr. Lewis over the last couple of years on investigations that I've been doing here in West Virginia. We very much appreciate his help. Mr. Lewis?
MR. LEWIS: Thank you, Mr. Chairman. Members of the Board, members of the team, investigators. Again, Mr. Chairman, I would
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108 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 like to thank you for the privilege to get to work with your investigators -- some of the most professional, knowledgeable individuals that I get to work with at the state fire marshal's office. We certainly appreciate that.
Along with my duties as the state fire marshal, I am also the director for the regional response teams in the state of West Virginia, which we cover HazMat and WMD mitigation, mass casualty, USAR with West Virginia Task Force 1, which all falls under the umbrella of the Governor's Mobile Response Units.
On the night of the incident, I received a call from the West Virginia Department of Homeland Security and Emergency Management advising me that Metro 911 had called them and asked for the regional response teams to be put on stand by. That's our process. The county calls the state and then the state director Jenneta and I, we work
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109 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 together to decide whether we're going to respond the units out.
I asked the emergency management operator why do you want regional response team assets? She advised me that she did not know, that Metro 911 called and said they need the regional response team on stand-by, but they didn't know what the problem was, but they knew that it was a Bayer Cropscience plant.
At that time, I advised her I would respond personally to the incident to see if regional response team assets were needed.
In my response, coming in from Nitro form the west end, coming into the plant, I was in a tremendous amount of smoke and could smell unusual stuff that you don't smell when you go through Nitro usually.
At that time, I got on the radio with Metro 911 and asked -- which is a normal question when we do a HazMat response -- what are we driving into? What are we responding
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110 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 to? Again, this was 15 minutes after I had departed my residence. We do not know -- 1770, which is my unit number -- we have not been told yet.
I arrived on scene at Bayer Cropscience and pulled up to the gate and of course, showed my identifications and my badge. I was asked to turn over and park on the side, that someone would call me, and they did. The Response I got was we have had an explosion in the larvin unit. We have one individual that is being transported by ambulance, and we have one individual that is unaccounted for.
After approximately 40 minutes that we got into the plant, into the plant's EOC, we were ushered into a room, a number of us. We waited approximately 20 minutes at that point in time to get someone to us and we asked what is going on. I got the response of we had an explosion in the larvin unit. We have one individual being transported by
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111 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 ambulance and we have one individual unaccounted for.
At that time, I figured I didn't have enough information that I needed, so I went back out to where the first responders were because they were the ones that were actually responding into the units and coming back out and changing manpower in and out.
To make Response short and leave time for the others, at the end of the night, I knew no more walking into the aftermath than I knew driving up the Interstate 64, and that was approximately six hours later.
I advised the company that I would not remove the victim until daylight. They asked, since they were having shift change, that the men that were coming into work were a little uneasy about it and I understand, so I agreed with -- Mr. Janetta and myself, we went into the situation.
I asked if the environment we were walking into was a safe environment. I was
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112 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 assured that it was and we went on that assumption because they were the professionals.
After that, the West Virginia state medical examiner came in and did what they needed to do and removed the victim. I'll be happy to answer questions.
MR. BRESLAND: Thank you, Mr. Lewis. Do we have any questions? Board member Wright?
MR. WRIGHT: Marshall Lewis, I'm just curious as to whether in your professional opinion, you thought that your denial of access was for your own protection or a situation based upon the fact that maybe they didn't know what situation they had going in there?
MR. LEWIS: I could have gone that way, but I'm sort of like Dr. Phil. This is not my first rodeo.
It was a very rehearsed speech that I got from every employee at Bayer Cropscience. They train their employees well.
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113 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 I wish I could train my fire marshals that well.
But no, I don't think there was any mistake. I'm not sure they knew exactly the situation they had because when I looked at the destruction inside there, I knew immediately that all the destruction there was way above the pay grade of any of my fire marshals and knowledge of my fire marshals, and that's why I'm so glad to have the team come in because we relied and always do, on their expertise.
But no, I don't think it was just a mistake.
MR. WRIGHT: Thank you.
MR. BRESLAND: Just one quick question. You may not be exactly the right person to ask, but what sort of HazMat, outside HazMat Response capabilities would there be in the area for a situation like this?
MR. LEWIS: Are you saying other
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114 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 than the regional response teams?
MR. BRESLAND: Well, maybe including the regional response teams.
MR. LEWIS: The regional response teams are made up of 19 units around the state of West Virginia, geographically located to respond.
There are a number of our fire departments and we're very lucky in the valley that with our fire departments we have here in the Kanawha Valley -- they make up a large number of those HazMat Response units.
We were able to pull out one unit and we did air monitoring around the perimeter because we wanted to be sure -- since we couldn't find out what was going on inside, we wanted to be able to protect the citizenry on the outside. We set up our air monitors outside the plant. Luckily and by the grace of God, we had nothing that registered on our monitors.
MR. BRESLAND: Okay, thank you.
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115 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 Let's move on to Mr. Dale Petry, who currently serves as the director of Emergency Management Services for the Kanawha County Commission. Mr. Petry?
MR. PETRY: Well, first of all, I would like to also thank you the Board and the investigative team for what I thought was a very informative investigation. I'm just glad that they saw it necessary to come and do the investigation for us.
My role as the emergency county director or emergency services is to coordinate response efforts, to protect life, property, and environment. Effective communication is imperative to fulfill this mission.
On August 28, 2008, our public safety forces was prepared to do whatever was necessary to protect human life and assist Bayer's Institute site in mitigating the emergency situation within their compound.
Unfortunately, Bayer's lack of
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116 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 communication that night undermined our best efforts unnecessarily. I'm disappointed to report to you that I learned more about the explosion and fire at the Institute site from sitting in the hearing in Washington, DC this week than I did during the incident and the days that followed.
However, I will report to you that we have learned some key lessons from this experience that will ensure that certain events of that evening do not repeat themselves.
The Kanawha County emergency plan contains guidelines specific to emergencies inside plant facilities. These guidelines have been developed and updated over the years by emergency services and the Kanawha Putnam Emergency Planning Committee, which includes plant representatives.
Chief among these plans is protocol for informing Metro 911 of emergency situations within plant facilities, including
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117 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 redundant communication methods. The plan assumes that our chemical plants will call us when an incident occurs on their property -- even a minor incident that requires no public warning.
Although a local telephone network was stressed that night due to the huge volume of 911 calls, Bayer has radios tuned to our public safety channels to use as an alternative method of contacting Metro 911 and to communicate with our public safety personnel who respond to plant emergencies. Bayer has long participated in weekly tests of this radio system, but did not use it that night.
Only after 911 operators called the plant, we finally made contact. We received no useful information. What telephone communication we received from Bayer that night came from a security guard at the main gate and was seriously lacking in substance.
It was hours into the incident
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118 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 before we had any idea of the chemicals involved. This information came too late to take proper actions to protect the public and our first response personnel.
After midnight, a plant official reported to our emergency operations center as requested. He was less helpful to us than the security guard at the main gate.
Had Bayer been forthcoming with accurate information about what was going on inside their compound, we could have initiated measures to warn the public within ten minutes after the explosion was reported. Their lack of communication delayed those efforts for 35 minutes after Bayer refused to tell us what had exploded.
We will not wait on information again. Kanawha County has already instituted a policy that says we will wait no longer than 15 minutes for accurate information about an incident at a chemical facility.
If we're not getting information,
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119 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 we will issue a shelter in place warning as a precaution to protect our citizens. The legislature has followed our lead and that same time limit is now a state law.
We have also installed a direct line to the Institute site and I will now carry contact numbers for key personnel at the site so that we can bypass the security guard who apparently couldn't tell us anything. These are just a sample of measures that we have taken to improve our Response efficiency and we don't think we're finished.
Despite the crafted public assurances that Bayer intends to correct their communication failures, Kanawha County has been responsive with actions to see that the failures and confusion that night will not be repeated.
MR. BRESLAND: Thank you very much, Mr. Petry. Board member Wark, you have a question?
MR. WARK: Yes, I do. First of all,
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120 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 I'd like to commend you for the improvements that you're making in your emergency response capability.
One question I do have -- you mentioned that you have a plan, emergency plan. How often do you exercise that plan -- drill it?
MR. PETRY: We drill that plan, I would say, quarterly. We do any improvements that we need to try to make the plan better. We try to continually update our plan on any instances and any failures that we occur.
MR. WARK: What's your relationship with the local emergency planning committees? Do you sit on their committees, for instance?
MR. PETRY: We meet every other month with our local LEPC, which includes all the chemical plants and emergency response personnel.
MR. WARK: Okay, thank you.
MR. BRESLAND: I had a question today when we did a news conference this
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121 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 morning. I wasn't able to answer it and I think you could probably help me with this, Mr. Petry.
The question was, the 911 operators, when they receive a call about a chemical plant emergency, which is probably something that happens with relative frequency here in the Valley because of all the chemical plants, do they have a form that they would use to ask questions of the person who is calling in, to try to gather information on exactly what's going on?
MR. PETRY: Yes, there is a form that they have to look at to try to gather information. Unfortunately, that night we couldn't get any of it.
MR. BRESLAND: During the emergency on August 28, did you receive any requests for a shelter in place from inside the facility?
MR. PETRY: No. It was after that we recommended a shelter in place before we received anything from the plant requiring the
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122 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 same.
MR. BRESLAND: Okay, thank you very much. Next speaker is Mr. Nick Crosby, who is the vice president of operations at the Bayer Cropscience facility. Mr. Crosby?
MR. CROSBY: Thank you, Mr. Chairman and fellow Board members. Good evening.
I want to speak to you this evening not only as an engineer and business leader, but as a member of the Kanawha Valley community here.
On August 28, we suffered a tragic accident at the Institute site. I want to make the point perfectly clear. Our employees, our neighbors, and the community is and must remain our highest priority.
Over the past seven months, Bayer Cropscience, the CSB, and others have been working together to examine this incident, to learn from it, and to identify opportunities to improve the systems and processes.
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123 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22
We've also been conducting our own investigation. On Tuesday, I took part, along with others in our community, in a congressional hearing on the accident. At the hearing, I discussed our commitment to further engagement with our neighbors and greater community. We will fulfill that commitment.
On the night of August 28, our emergency responders did a tremendous job under very difficult circumstances. They followed the communication protocol set forth in our region's emergency response plan.
After the fact however, we came to understand that our communications in the initial minutes after the incident fell short. We have apologized for that.
Many members of our community became concerned upon hearing an explosion and seeing a fire. They did not receive the immediate reassurance that they were not in danger.
We've already taken many
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124 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 significant actions to improve our emergency communications with the community. For example, we have new procedures for communicating with Metro 911. We have installed a telephone hotline and have new radios to avoid overloaded phone lines to Metro 911.
The task of alerting Metro 911 has been re-assigned to our perimeter leader and not a security guard. We have a new checklist of critical information that he should communicate to Metro 911.
We have hired an emergency services leader to enhance our coordination and emergency communications with Metro 911 and the community.
And we have equipment from 911 with the same real-time computer based system that we use for modeling and monitoring chemical dispersions that we use at a site.
During the incident, there was no delay in ordering the shelter in place. The
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125 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 incident commander promptly assessed the situation, observed the characteristics of the fire, and concluded that no chemicals were being carried beyond the facility. He made the decision that shelter in place was not required and it was the right call.
Approximately 45 minutes later, however, he observed that the fire was heating up nearby storage bins. As a precaution, he recommended a shelter in place for two neighboring communities. This information was relayed to Metro 911. Post-incident testing confirms that only trace amounts of methomyl were able to be found.
MIC or methyl isocyanate is a critical and necessary building block for the products at the Institute site, which are used in important insecticides that help protect crops, both in the United States and around the world.
Bayer Cropscience and the prior owners of the Institute site have invested
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126 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 heavily to ensure that we employ the safest production strategy for chemical processes. We have examined other technologies for MIC and we have determined that our process is as safe as those alternatives.
At no time was any MIC released during the incident. We have multiple and redundant layers of protection which, working together, protect our employees, our neighbors, and their community from the harmful release of MIC. Those layers of protection worked as intended during the incident to protect the MIC day storage tank.
We've shared details of these layers of protection with the CSB and other government officials. Above all, the safety of our employees and neighbors from the community remains our highest priority.
We've taken a number of steps to prevent another incident like the one that happened on August 28. We have conducted an extensive internal investigation that
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127 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 identified the factors leading to this incident.
Based upon the results, we have implemented several measures, including safety improvements, additional operating procedures and safe guards, and an extensive training and compliance regime to ensure that this kind of incident will not occur in the future.
Finally, let me be clear. The Bayer Cropscience has fully cooperated with all agencies, including the CSB, giving them our support, access to our facilities, our employees, and their records.
I truly hope my comments this evening have helped to provide some clarification to address concerns and to inform about the positive steps we are taking forward. Again, I welcome the opportunity to address our neighbors here this evening. We remain committed to the community and focused on the safe operation of our facility and the safety of our employees, our neighbors, and
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128 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 the community.
We look forward to demonstrating our cooperation with our public emergency response officials in enhancing an active dialogue with our neighbors.
If people do have questions, comments, or concerns about this incident, our reconstruction activities or anything else, please do not hesitate to contact us. We have established an e-mail address, which is institutequestions@bayer.com to enable us to listen to what you, our neighbors, have to say.
We take our responsibilities to our community seriously and we intend to meet those responsibilities. Thank you, Mr. Chairman.
MR. BRESLAND: Thank you, Mr. Crosby. Board member Wark, do you have any questions?
MR. WARK: Yes, I have a couple. Do you have a -- you know, in the area that I'm
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129 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 familiar with the radiological emergency preparedness program and the chemical stockpile emergency preparedness program, there's what we refer to as alert notification system, which involves 911 ring-down. It involves sirens, for instance.
Have you been addressing that at all prior to this incident, as far as -- I mean, do you have alert sirens to tell the community off-site that something bad is happening and that they should be paying attention to the alert notification system?
MR. CROSBY: We have an internal emergency alarm notification system, which is designed for internal use only.
When our alarm sounds, we have a duty and we have an agreed protocol whereby we will call Metro 911 and inform them of the type of incident. It is our duty to provide the necessary information and the necessary communications to allow Metro 911 to be able to take the relevant actions within the
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130 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 community.
There are community sirens. There are systems that are available, but those systems are managed or controlled through Mr. Petry and his 911 organization.
MR. WARK: The other question that I have is, we've heard from the investigators regarding monitors and I would like to ask you this.
In your written statement for tonight's meeting, which you provided to us yesterday, you said that we monitor for MIC and there's no indication that MIC was released the night of August 28. End of quote.
My question is, were all of the MIC air monitors in the facility turned on and working properly that night, for your perspective?
MR. CROSBY: We had an issue with some local general monitors, which are used to really detect what I would call very minor leaks that evening.
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131 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22
The monitors that we refer to in terms of ensuring that our neighbors and our community is safe are our fence line monitors. They pick up a variety of compounds and would readily detect any MIC if it were to leave the site.
Those monitors that night, detected no sign of any release of toxic chemicals outside of our fence line.
MR. WARK: And they were operational?
MR. CROSBY: They were in operation. Yes, sir.
MR. WARK: That's all I have, Mr. Chairman.
MR. BRESLAND: Board member Wright?
MR. WRIGHT: Mr. Crosby, how many monitors are around the perimeter of the facility?
MR. CROSBY: We have a number of various monitors around the facility, two of which actually manage -- detect chemical
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132 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 activity around the fence line.
MR. WRIGHT: So only two of an unknown number of monitors detect toxic chemical activity?
MR. CROSBY: We have monitors which are strategically placed, actually permanent monitors on the fence line.
We also have a number of portable monitors, which we can take out into the community and can be used to actually detect the same compounds. They can be set up on an as-needed basis.
MR. WRIGHT: Okay, so let me get back to the basics. How many monitors do you have that will detect toxic chemicals?
MR. CROSBY: We have a total of six, two of those are permanently installed and four of those are mobile monitors.
MR. WRIGHT: And none of those detected any toxic releases on the evening of the 28th?
MR. CROSBY: We used the two fixed
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133 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 monitors, sir, and neither of those monitors detected any releases. That's correct.
MR. WRIGHT: Would you agree with me that the system broke down miserably that evening for your company and your obligation and duty to notify the 911 operator or the emergency services center?
MR. CROSBY: I think, sir, there's two parts to our response. One thing and I will answer the question. The one thing that I am very, very proud of that evening is the way that our emergency squad responded to that incident. They did an absolutely fantastic job on the site and I was very proud of them.
MR. WRIGHT: I agree with that.
MR. CROSBY: What I fully acknowledge is that our communications to Metro 911 broke down that evening. That was not by design. We believed that we made the right communication protocols. We hadn't. We need to fix it.
We've been working with Metro 911.
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134 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 We are, in fact, planning a joint drill towards the end of next month, where we will test the changes and the enhancements and the improvements that we've made to our communication systems.
MR. WRIGHT: My follow up question to you, sir, is do you believe you had adequate information based upon the number of monitors that you employed that evening? Had you had the correct information and shared it with the public that the public would have been safe and possibly assured of their own safety, had you shared that with them?
MR. CROSBY: I've always been assured, sir, that the analysis that we carried out at the time of the incident, the way that the incident commander responded to that and the decisions that we made about shelter in place were the right decisions.
MR. WRIGHT: Thank you.
MR. BRESLAND: Mr. Crosby, you said that you have two fixed monitors. I've driven
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135 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 around the facility and it's quite a large place.
Are you giving any thought to
installing more fixed monitors as a result of
MR. CROSBY: That's a very good question, Chairman Bresland. We will be re- examining the systems that we've got on-site.
Monitors are actually placed, to the best of my knowledge, in the areas where we are closest to the neighbors in our community. I mean, they're placed strategically for those reasons. They were placed in full consultation with the consultants with whom we purchased the system from with the safety assistance.
But we will be reviewing this as part of our incident review of the types and locations of our monitors to see whether there are enhancements that can be made, yes.
MR. BRESLAND: Are these specific to MIC, phosgene, chlorine?
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136 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22
MR. CROSBY: They detect volatile organic carbon compounds, chlorine. They look for a number of other components.
They aren't specifically designed for MIC, but they would certainly pick up MIC, as well as a range of other chemicals on the site.
MR. BRESLAND: What about the portable monitors that you talked about? Are those like drager tubes or more sophisticated than that?
MR. CROSBY: They are, in fact, portable versions of the installed monitors. They can be taken out and they can be placed within, I believe, about a three mile radius. They have a radio link back into the safer modeling and dispersion system that we use within out emergency operations center.
MR. BRESLAND: Was there a reason they weren't used on the evening of the --
MR. CROSBY: All of the information we were receiving was that there was nothing
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137 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 actually leaving the site.
We did, in fact, dispatch one of our environmental staff up into the Cross Lanes area to some portable monitoring with an alternative handheld monitor, and he too, confirmed that there was noting being detected at that time.
The other -- one final set of monitoring that we carried out was we did use the offer from the Nitro volunteer fire department. We were using their firefighters that evening to actually walk and patrol and to assess what was actually happening around the fence line. Again, we found no evidence of any release.
MR. BRESLAND: Okay, thank you very much. Any other questions? We'll move on to Mr. Michael Flynn, who's with the International Association of Machinists, which I understand is a union that represents employees of the facility. Is that correct?
MR. FLYNN: Yes, sir. I would like
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138 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 to thank Chairman Bresland for the opportunity to express our views on this most important matter.
First, on behalf of the International Association of Machinists and Aerospace Workers, I want to remember the loss of two union brothers, Bill Oxley and Barry Withrow, as a result of this August explosion.
Going through an investigation of an event of this magnitude to determine the root causes takes time and creates additional stress to their family members, friends, and co-workers.
At the conclusion of this process, it is our hope that those two tragic deaths and the subsequent findings will contribute to making work sites safer, not only here in Institute, but throughout the chemical industry.
On the morning of August 28, I was contacted by Don Holmstrom, an investigator with the CSB. This was my first notification
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139 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 of the incident that occurred at Bayer Cropscience.
He told me at the time that he did not have the details of the explosion, but due to the manufacturing and storage of the MIC, the chairman, along with four other investigators had already departed to the site. He requested assistance in notifying our local union representatives to ensure the CSB would have the correct union contacts when they arrived.
Through our territorial general vice president's office, I was able to contact Joe Gresham, the business representative at the facility. He forwarded me the names and the contacts for the local union safety representatives, which I then forwarded to the CSB.
Now, this was a normal CSB request, since it is our experience that the Chemical Safety Board involves all parties related to their investigation. This is why I want to
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140 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 speak on the subject of the necessity for the Chemical Safety Board to have unfettered access to a plant they are investigating and the ability to involve the workers, the community for that investigation as it's taking place.
Historically, Bayer Cropscience in Institute and our local union have had in place sound functioning safety committees. Over the years, the committee has been both proactive and reactive to the issues or concerns raised as resulted to safety and health.
For the most part, throughout this investigation, that continued. Our safety committee was involved with the OSHA inspection process, the ATF and the CSB, including interviews of the witnesses.
From my perspective though, that cooperative spirit of working together toward a common goal began to be compromised when Bayer Cropscience's legal counsel started
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141 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 raising issues that challenged the CSB's planned activities under the Maritime Transportation Security Act.
To add injury to insult, the company's legal counsel sought out our notes the union representatives had taken during the interview process. To respond, we had to utilize our legal department resources in objecting to that request.
As I observed this challenge taking place, it became apparent that the critical work of the Chemical Safety Board was also being affected due to their time and resources being spent to respond to legal matters.
I was immediately suspicious of these legal maneuverings, where the efforts of an overzealous lawyer pulling out all stops just to stymie any and all investigation.
The acknowledgment at the recent congressional hearing before the Subcommittee on Energy and Commerce that this was a public relations tactic to prevent negative
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142 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 information from being disclosed is in itself most troubling.
As a union that represents workers across North America in the aerospace, shipbuilding, nuclear defense industries, we are well versed and respect the need to protect national security concerns. However, we must be wary of national security concerns being invoked for frivolous reasons such as a company's public relations.
The work of the CSB, including public hearings and their final reports, are intended to prevent similar accidents in the future. Whether you are a company, a shareholder, or worker in a plant, or a member in the community where the plant is located, the information garnered from the CSB investigation is not only beneficial, but can prevent future catastrophes.
The American public would ultimately pay the biggest price if all companies involved in future Chemical Safety
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143 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 Board investigations exercised similar use or misuse of national security regulations to prevent a thorough and transparent investigation.
Bayer Cropscience here in Institute has a proud and experienced work force. They have been committed to safety and our local union leadership has built excellent safety committees, negotiated language in collective bargaining contract that serves our members and employees well.
No one cares more about the safety and health than the workers who live in this community, along with their most precious assets, their family and friends.
I want to close as I opened and remember that it was Barry Withrow and Bill Oxley who paid the ultimate price. It is my hope that lessons learned from this tragedy will benefit their family, friends, co- workers, and community. Thank you, Mr. Chairman.
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144 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22
MR. BRESLAND: Thank you, Mr. Flynn. I certainly appreciate those comments and I tried to make the same comment earlier this evening and also in my congressional testimony earlier this week.
Just from a practical point of view, having worked in the Chemical Safety Board for a long time, but since February 12, when this issue came up, the work of this Chemical Safety Board has been directed -- I wouldn't say
exclusively
but closely exclusively to dealing with this legal issue that had been brought up and it brought our investigation of this incident and another very serious incident that killed 14 employees in Georgia, basically to a halt, so I really appreciate your comments. Thank you.
Board member Wark?
MR. WARK: Yes. I have a couple of questions. The CSB investigators noted that fatigue was a potential factor in the accident with operators working 12 hour shifts many
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145 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 days in a row and sometimes up to 18 hours at a time.
I would like to know your view on operator fatigue as an important safety issue for the industry in general and also, to what extent you would condone this extra overtime, which having grown up on a farm, I know you work 12, 14 hour days for a long time and you get pretty loopy, so what do you have to say about that?
MR. FLYNN: Well, first of all, each of our contracts are locally negotiated. The overtime rules, the rotating shifts, the longer days are determined by our membership in a democratic fashion when they negotiate and vote on their collective bargaining agreement.
With that said, any critique, any investigation -- all the cards go on the table, and not all the time it's comfortable for a lot of parties. It's just not the company.
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146 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22
There are times that we have to look at ourselves. We do an awful lot of training, HazMat emergency response training for our members and joint labor committees. The biggest part of that is to look at our entire process and work product. There's lessons learned.
Now, Mr. Crosby said that they had completed an investigation. Well, that investigation -- our members participated in, but I would say the investigation is not complete until all the data is in from all the investigative bodies.
That issue certainly rises to the top and it's an issue that we deal with throughout the union. Especially in an economy like today, it's cheaper to pay somebody for 12 hours than to hire an additional body. A lot of times, it's driven. The economy drives that.
At the same time, people need to work it. If the second wage earner in the
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147 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 family has lost their job, they're going to take the overtime. With all the other pressures going on, a lot of times it becomes an economic issue.
But it should be looked at just like any other issue needs to be looked at, in a very transparent and candid manner.
MR. WARK: So you would say it would be fair to say that in addition to an economic issue, that it's a safety issue?
MR. FLYNN: Certainly, fatigue is a safety issue. There are plenty of studies that will prove that and I would say everything should be looked at, yes.
MR. WARK: Thank you.
MR. BRESLAND: I have no questions. Let me move on to Mr. Hendershot. I'll just take a few second to introduce Dennis. I have known him off and on over the years.
He's a chemical engineer, BS, MS. He worked for Rohm and Haas for 35 years. He's involved with one of the country's experts on
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148 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 inherently safer design. He was intimately connected with an investigation that we did of the Texas City explosion because he was hired by the independent safety panel headed up by former Secretary of State James Baker, which posted its report on safety culture of the BP Texas City refinery.
So we've asked him to come and talk about general chemical process safety issues, keeping in mind his expertise in this area. Mr. Hendershot?
MR. HENDERSHOT: Thank you, Mr. Chair and Board and everybody.
The Board staff asked me to talk about a couple of issues. First of all, just a few brief comments about some personal experiences I've had with Bhopal. Also, to talk more extensively about inherently safer design.
In December of 2009 -- this coming December will be the 25th anniversary of the Bhopal tragedy. In December of 2004, on the
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149 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 20th anniversary, I was privileged to participate in an international conference to mark that anniversary and to share progress that the process industries have made in that intervening time to prevent such things from happening in the future.
After that conference, I, along with a number of other attendees from the conference was able to actually tour the Bhopal plant and the city and the area. That was a very memorable experience, seeing the equipment where the release occurred, meeting many people in the community who were injured by the tragedy, talking with emergency response personnel who had to deal with those consequences, talking to plant operating personnel, including some who were off-duty at the time and were at home with their families and were actually impacted by the tragedy as members of the community.
Maybe the biggest impression of all was visiting clinics and talking to doctors
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150 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 who are still dealing with long-term health consequences 20 years later.
One thing that really struck me earlier this week when I was listening to the congressional hearings on this incident and just a few minutes ago when Marshal Lewis was speaking, was how similar the experience of the Kanawha Valley emergency response personnel to that that the Bhopal India police chief described to me as his experience in December 1984, in terms of not being aware of what was going on. It was almost the same words.
CSB also asked me to talk briefly about the concept of inherently safer design. Inherently safer design is a philosophy for design and operation of any technology, including chemical processing. It's not a specific technology or a set of tools and activities, but it's really an approach to design and it's a way of thinking for engineers at all stages in process development
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151 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 and design.
What do we mean by inherently safer design? One dictionary definition of inherent is existing in something as a permanent and inseparable element. What that means is that the safety features are built right into the process, not added on. Hazards are eliminated or significantly reduced rather than controlled or managed.
The means by which you do this are so fundamental to the design of the process that they're really difficult or impossible to change or defeat.
But again, there are some important things that we have to recognize. When we describe a process design as inherently safer, we need to remember that first of all, we're describing it as inherently safer relative to one or more alternative designs.
I never use the word inherently safe. If by safe, we mean that it's the complete absence of all hazards and risks,
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152 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 then I'm not aware of any technology that could ever be described as absolutely inherently safe. We talk about something as inherently safer relative to something else.
Also, we're generally talking about inherently safer in the context of one or perhaps several of the multiple hazards that are associated with any kind of a process or technology. But it may not be inherently safer with respect to all hazards.
We have to remember no good deed goes unpunished and oftentimes, any change in technology, even when it's intended to eliminate or reduce a particular hazard, has the potential to increase other hazards or introduce new hazards.
And so, when you make these technology choices, it is really important to fully understand all of the implications of all of the various alternatives. That is really essential.
There's been a lot of discussion of
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153 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 the potential for other inherently safer processes to manufacture the products which are produced at Institute. Other companies have reported successful implementations of alternative technologies -- and we saw some mention of that in the slides earlier -- for some of the materials produced in this plant.
It's not clear to me as an outsider and from the information that is available to the public how thoroughly those alternatives have been evaluated at Institute. You really can't tell. Society does not insist that a technology be inherently safe. We insist that it be safe.
High reliability organizations operating inherently hazardous technology can be quite successful. For example, air transportation. I almost took that out after my experience trying to get here today.
But you know, the Navy submarine program, the deck of a modern aircraft carrier -- we can do this.
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154 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22
In Pudd'n Head Wilson, Mark Twain suggests put all your eggs in one basket and watch the basket. The important thing there is watch the basket is in all capital letters. What he's saying is that if you're going to do that, if you're going to put all your eggs in one basket, you have to be really good and you have to be really good all the time -- not 90 percent of the time, not 99 percent of the time. You have to be good all the time.
Here at the University, if you get a 95 percent on a test, you'll probably get an A. If you're dealing with a high risk technology and you get a 95 percent on a test, you're not going to get an A, so you have to be good all the time.
As a chemical engineer and a strong proponent of inherently safer design, I can be convinced either way with regard to the processes at Institute because I haven't really seen a lot of information about how the choice was made.
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155 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22
With regard to changing technology, early in my career, I worked for 15 years in process research and development. Over that time, I encountered a lot of really good ideas that we were not able to successfully implement -- sometimes for economic reason. Sometimes because you just couldn't get them to work properly on a production scale. Sometimes because we encountered unanticipated safety, health, and environmental issues.
In one case, we had a new plant that was half built and millions of dollars invested when we decided we couldn't make the process work and we abandoned it.
Details really matter. They matter a lot in chemical processing, so you can have what looks like a trivial change in chemical structure that can have major impacts on things like chemical reaction selectivity, rate, solubility, and other things that are important in designing a manufacturing plant.
It's not my purpose here to try and
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156 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 explain why Bayer and for several previous owners to have chosen not to change technology at Institute -- I'm really not qualified to do that. I'm not familiar with that technology, so I would just be speculating, and there really is little information publicly available. There could be good technical and economic justifications for this decision and I notice that even the report of Dr. Lapkin for the Good Neighbor Project acknowledges some potential difficulties. But difficulties often can be overcome, but not always. But they need to be looked at.
It's very clear to me, from the concern in this room and from the continuing public concern going all the way to the United States Congress, that the various operators over the years at the Institute plant have not been able to convince this community that they have made a good decision. Thank you.
MR. BRESLAND: Thank you, Mr. Hendershot.
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157 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 The program that you were involved with at the BP Texas City accident was a study of the safety culture of BP. What lessons did you learn from that that could be transferred -- without obviously understanding too much about Institute, but what lessons on safety culture did you learn?
MR. HENDERSHOT: I've always thought that the most important recommendation from the Baker panel report was the first one, which dealt with leadership, leadership throughout the organization.
Again, leadership is just not the CEO and the work manager and so forth, but everybody in the organization is a leader. But the leadership does need to start at the top and it needs to be real and genuine and a full commitment because if you don't have that leadership and that top management commitment, none of the other recommendations from the Baker report are really going to matter because they won't happen.
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158 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22
I think that's absolutely critical. As I was listening to the description of this incident, there are a lot of similarities between this incident and Texas City, in terms of having it occur during a start-up, in terms of issues with excessive overtime and fatigue and procedures that are inadequate and so forth.
It really comes down, I think, in many cases to really having a good effective process safety management system, which, I think, most importantly provides feedback to management as to whether it is functioning properly or not. I think in many cases, systems are put out there and assumed to be working, and what management needs is bad news.
They need to get the bad news about what's not working because that's not what they need to fix. Management needs to welcome bad news. They need to look for bad news because that tells them what their job is.
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159 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22
You don't need to fix what's working right. You need to fix what's broken, but if you don't find out what's broken -- if your system does not provide feedback about what you might think is happening but is not, in fact, happening, then you're not going to be able to fix it.
MR. BRESLAND: Thank you, Mr. Hendershot. Finally, Maya Nye has been sitting here patiently since 6:30 this evening. I assume you still want to speak.
MS. NYE: I do. I might sound a little jittery. It's a bit cold in here.
MR. BRESLAND: Ms. Nye is the spokesperson for People Concerned About MIC. Thank you.
MS. NYE: Chairman Bresland, thank you and Board members, thank you. Community members, thank you for coming.
My name is Maya Nye and I am the spokesperson for the community organization People Concerned about MIC.
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I am also a community activist and an accidental environmentalist. I'm also a union member.
People Concerned About MIC is a community organization in the Kanawha Valley dedicated to the protection of health and safety of all of those who reside, work, and study in the vicinity of local chemical plants producing highly toxic chemicals.
The group formed because concerned community members learned that methyl isocyanate, commonly referred to as MIC -- the same chemical and killed and injured hundreds of thousands of people in Bhopal in 1984 was being produced in our backyard.
Now, I was a child when People Concerned About MIC was formed in the mid- 1980's. I barely remember the Bhopal disaster and I vaguely remember evacuating 8 month after the incident that occurred here in Institute that sent more than 100 people to the hospital, including Ray Swan and Pam
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161 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 Nixon.
But I tell you what, I clearly remember the incident that occurred in 1993, in August, that occurred near the MIC tanks and it killed two workers and it sent many people to the hospital.
I was sitting in my living room, about a crow's mile away from the plant and I felt and heard a loud boom. I thought a tree might have fallen on my house and the next thing I knew -- I lived on a one way street -- and the next thing I knew, there was a fire truck going down my road the wrong way, saying there's a shelter in place in effect. Close all doors and windows and turn off all air conditioners and ventilation systems until further notice.
As you can imagine, I was pretty panicked at that point, so I called my father, who, yes, was a Union Carbide employee, and I called to ask him what to do and with no information, he told me to hang tight. So I
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162 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 hung up the phone and the smell had already invaded my house.
I called my father again, only this time I couldn't get through because the phone lines were jammed.
Frantically, I grabbed some duct tape and I started taping around the windows and taping around the doors like they taught us to do in school, only it didn't work because there were too many windows and too many doors and the smell had already invaded my house.
So I sat there with my dog crying and hoping that that wasn't the last phone call I was ever going to have with my father. I was 16 years old.
My story is only one of thousands in this community and in communities across the world, in harm's way of a chemical plant. It is a story that has occurred time and time again. Unfortunately, it continues to occur.
I recently spoke to a friend who's
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163 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 been diagnosed with cancer and she attributes her cancer and her recently deceased neighbor to living within spitting distance of a chemical plant.
I asked her if she would give an interview to a newspaper reporter and she responded, what can I say that I haven't already said for the last 25 years?
So I sit before you today, not because I am an ominous fanatical activist as Bayer's press strategies would allow you to believe, but because 15 years ago, almost to the day, my life was changed forever when the methomyl larvin unit exploded, the exact same one.
Again, I felt the explosion, only this time I was 10 miles away in Charleston. Again, it killed two workers. Again, notification of the incident severity was not given in due time to the people who are immediately affected by the incident.
Again, it caused lots of property
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164 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 damage to local residents, which Bayer wasn't entirely interested in addressing until the watchful eye of Congress came down.
Again, many side effects have been caused to our community that we may not fully understand for years.
So while the plant names and managers have changed, the effects to our community remain the same and they bio- accumulate across lines, phone, or ship.
We did not form our community around this chemical plant. This chemical plant was formed in our community and it planted itself right next to a historically black university in an unincorporated, primarily African American neighborhood that is adjacent only to mountains, rivers, and poor white neighborhoods.
Now, the history of discrimination is clear to us and to anyone who would look at our history without bias. The continued discrimination is clear when 25 years later,
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165 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 the same voices are saying the exact same things and little has been done to change the talking points.
For 25 years, People Concerned About MIC has made great strides to ensure effective communications with the Institute facility, regardless of entity control. Our goals have been to establish access to information about the dangers existing in our community and to eliminate as many of those dangers as possible in the production of highly toxic chemicals.
Our efforts have been modeled and orchestrated not only national community right to know laws, but the worst case scenario modeling that you saw earlier this evening. In one fell sweep in August of 2008, Bayer Cropscience slammed the door on 25 years worth of community efforts, visualized only by the chain that still locks the gate to our evacuation route to this day.
Our group has been accused by some
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166 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 of trying to eliminate jobs and to this, I retort, the chemical industry put food on my table so don't tell me I don't understand the need for industry. Chemical dollars and scholarships sent me to college.
We understand the need for industry, however, we deserve the kind of jobs and the kind of industry that does not cause the untimely death and preventable death of workers or the bio-accumulation of toxins in our children's bodies.
We deserve an economy that is not solely based on extractive and chemical industries that tell us that we must choose between jobs and health. We are not acceptable risk factors.
We come before you today asking that you finally hear our voices, and I think you have started listening, and I appreciate it. We ask that you make recommendations to our government and industry that stop this systematic exploitation of our community.
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We are tired -- I think that's an understatement -- but we are tired of smoke and mirrors and cagey non-answers and our lives in your hands and we deserve to know the truth about the dangers that exist in our community. We shouldn't have to, months and months later, go to DC and watch folks testify before Congress before we get that information.
We hope that the CSB recommends that the fox can no longer guard the henhouse and that corporate arguments based on non- operational monitoring systems will no longer be acceptable.
I want to commend the Chemical Safety Bard for requesting our presence on this panel because, especially after the public relations strategies to marginalize us.
Thank you for your continued effort to include community concern into the conversation regarding chemical safety. It's one of the most important voices that you'll
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168 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 ever have.
We request a thorough and comprehensive investigation and even more thorough recommendation to industry and government that addresses the underlying issues at hand and looks across the lines of ownership. Thank you.
MR. BRESLAND: Thank you, Ms. Nye. Let's see if the Board members have any questions. Board member Wark?
MR. WARK: I don't really have any questions to speak of. I do want to extend my condolences, which I did not do earlier, to the gentlemen who died in this incident and also to your friends that perished previously.
I agree 100 percent that there's this law out there called EPCRA, which is Emergency Preparedness and Community Right to Know Act, and that's something that we have to start taking more seriously, not just here in Institute, but throughout the country.
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We go out on investigations once in awhile and the ones that I've been out on -- the few that I've been out on -- the next day, there's a talking head interviewing a community member on local TV and they're standing there saying I didn't know that was there. I didn't know what they had on-board. In some cases, it wasn't anymore than from here to the back of the room from the facility.
I just feel that we will do a thorough, complete job here and let the recommendations and they chips fall where they may. Thank you.
MS. NYE: Thank you.
MR. BRESLAND: Board member Wright?
MR. WRIGHT: I just have a comment, a statement. I gather that you agree with me that public relations should take a backseat to public safety.
MS. NYE: Yes.
MR. BRESLAND: As someone who's
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170 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 worked or did work in the chemical industry for many years and dealt with community issues similar to the one that you were describing and the one that we're hearing about this evening, how would you -- Ms. Nye, how would you assess the relationship between the community and Bayer? I don't necessarily mean your organization, but the community in general, in this area?
MS. NYE: Well, I think you could probably see from the show of concern in this room that there's not a whole lot of trust in the efforts that have been put forward by Bayer.
MR. BRESLAND: If you were to make suggestions to Bayer for ways to improve it, what would you do?
MS. NYE: Crucial information in a timely fashion would be truthful. Yes, truthful information in a timely fashion, most definitely.
Truthful information that impacts
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171 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 us. I mean, such as what the chemicals are that are being released that we may not know are impacting us because the reports that were given earlier in regards to the firefighters are not the only reports that there were of health concerns.
I would like that to be acknowledged. There were many reports from community members that were not listed there and I'm not sure how we compile that information. Not everyone went to the hospital. A lot of people are just used to suffering and dealing with it. PUBLIC COMMENTS
MR. BRESLAND: Okay. Well, thank you very much. Thank you to all of the panelists for being here this evening and expressing some very interesting points of view and very interesting observations for us on the issues.
We come to the final part of the agenda this evening, which is the opportunity for the public to speak. We do have a public
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172 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 sign-up sheet that I have a number of names on.
I think I'm going to call them two at a time to perhaps save a little time. We'll get the first two up and that is K. Nybarger from United States Steel Workers and Philip Nimkus.
If you can spell your name and please -- it's getting late. People have to go to work in the morning. I have to catch a plane at 6:30 in the morning. I'd like to get a little sleep before I get on the plane. So please limit your -- and we're very interested in hearing what you have to say.
MR. NYBARGER: I would first like to offer my condolences to the friends and family of the two brothers that were killed in the Bayer accident.
Good evening. My name is Kim Nybarger. I'm a health and safety specialist employed by the United Steel Workers International Union and Health Safety and
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173 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 Environment Department.
I'm also a dues-paying member of the USW and I've been a union worker in several industries for a number of years.
I've been associated with the activities of the Chemical Safety Board since their inception. In fact, the oil industry -- oil refiner that I come out of was the topic of the first published work of the CSB, a safety bulletin in August of 2001 on the subject of management of change.
This followed a workplace accident at my refinery that took the lives if six of my co-workers. The company, through their legal representatives, initially expressed a concern of publicly reporting all the events that took place, including root causes. The assumption was fear of legal proceedings.
The union pressed for a full disclosure and that the information be shared not only among our sister facilities, but all refiners who may have coking operations so
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174 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 that the lessons learned may help one of them avoid learning the same way we did through the loss of workers' lives.
I was deeply disturbed when I read initial reports that Bayer apparently, through their legal department, was using a Department of Homeland Security Law to prevent certain information from being made public, claiming that material might aid in terrorists and is protected as sensitive security information.
I do appreciate the job the Coast Guard does and is required to do under Homeland Security. However, when you learn that the number of terrorist attacks on industrial facilities which use highly hazardous chemicals and compare that to the releases, fires, and other emergency events at these facilities, it would appear that the greater potential harm is from the day to day operation.
There is a greater good to the public to be made aware of the seriousness of
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175 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 the effects of a release of methyl isocyanate. The neighbors of this Bayer facility must know what the potential consequences are from a release and they need to know what to do in the event of a release of MIC to avoid the same tragic end as the residents of Bhopal. This is in part what CSB public meetings like this accomplish.
The future may have other companies using Homeland Security issues to mask disclosure of deadly chemicals on their premises. I conceive facilities claiming the same privacy rules as a matter of trying to cover any anticipated liability.
This process appears to be more the tactics of legal maneuvering than any concern of safety sensitive information being released.
There are many steps that can be taken to help a company not be a target of terrorist activities. Substitution of a safer Chemical is one step or reducing inventory to
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176 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 a minimum for the process. In other words, cutting down on the amount of the hazardous material in storage. Redundant process controls and emergency disposals systems are other ways to minimize the chance of an on- site release.
Leaks, fires, and process upsets are happening on a weekly basis at our Chemical, refining, and gas plants. These issues of safe operations pose a greater hazard to the communities surrounding these facilities than an attack from the outside.
The failure of the facilities to adhere to the minimum requirement of safe operation directed by the government in the OSHA process safety management standard found in the Federal Code of Regulations 29, part 19, under 1910.119 has, in some instances, had deadly consequences.
A recent national interest program of OSHA inspections at the nation's refiners has shown a severe lack of compliance with the
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177 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 process safety management standard.
Now, keep in mind that this no high performance program, but merely the bare minimum legal requirements and any fee for the nation's Chemical manufacturers is coming next year.
It's a sad fact that unless a body count is high enough to get public attention, few people notice the hazards killing workers on the job. Over the last five years, an average of 5,680 have died every year and we usually don't hear anything because they only die 1 or 2 at a time.
It is oftentimes only through the scrutiny of investigations conducted by the CSB that the public has an opportunity to learn of the potential health risks posed by facilities in their neighborhood.
The CSB does not issue penalties, but only strives to find all the underlying causes and make them known -- puts the results of their investigations into the public domain
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178 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 so that other companies can hopefully learn from these investigation without having to kill a handful of workers to discover failures in their management systems that allow these catastrophic events to take place. We cannot allow the legal manipulation of companies to trump critical safety information for the public.
Thank you for giving me the opportunity to address this group.
MR. BRESLAND: Phillip Nimkus? We like the comments to be addressed to the Board members. Please remember the three minute rule and if you have written comments, we'd be more than happy to take them and put them into the record.
MS. HENDRIX: Okay, well, I have an e-mail from Philip Nimkus, who is affiliated with the Coalition Against Bayer Dangers in Germany. He said that he was requesting to have it read into the record.
MR. BRESLAND: Fine.
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179 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22
MS. HENDRIX: But I will submit it. He sent me an e-mail and he said that the Congress's investigation was very good, but did not mention the early warnings and the involvement of Bayer's board of management. So he wanted me to read this letter and submit it to you.
He says Dear Chairman Bresland, The Coalition Against Bayer Dangers, an international network based in Germany has been monitoring Bayer for 30 years.
We're working on a broad range of issues. Emissions of Bayer plants, hazards caused by Bayer products, accidents in Bayer plants, corporate influence, etc.
The group was built up after an explosion in a German Bayer factory in 1978. In cooperation with groups from West Virginia, we've been working on the Institute plant for several years.
Last year, on March 10, we introduced a counter-motion to Bayer's 2008
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180 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 shareholder meeting in which we stated, quote, whereas the volume of super toxic agents like phosgene and MIC stored at the German Bayer plants was reduced following the Bhopal catastrophe, the tanks in Institute remained as they were. They Bayer board of management, Bayer's responsibility for the high pollutant emissions, the frequent occurrence of incidents, and the constant risks caused by the storage of MIC and phosgene -- he says you can review the complete text on the Bayer website.
He says we also spoke in the meeting, which took place on April 25, four months ahead of the Institute explosion.
Attending were the Bayer board and supervisory board, the media, and about 4000 shareholders. Again, we criticized the frequent spills of chemicals and demanded to dismantle MIC and phosgene tanks at Institute.
Bayer CEO Werner Wenning replied, stating verbatim, that the plant had, quote,
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181 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 the newest security installations and an excellent safety record since 2002, end of quote -- that the plant was, quote, explicitly lauded by authorities for its safety record and that no action was necessary.
After the August explosion, we demanded, in cooperation with local groups, that the Institute plant becomes an MIC and phosgene-free facility. In Germany, Bayer produces carbonate pesticides without utilizing large quantities of MIC.
Until today, the company has not apologized for the gross negligence by which the methomyl unit has been operated for the past years.
Particularly disturbing to us is that Bayer's recently published annual report does not mention the Institute explosion and the death of their workers with a simple word.
We therefore again introduced a counter-motion to Bayer's next shareholder
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182 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 meeting, which takes place May 12. Quote, highly hazardous substances like phosgene and MIC do not belong in mass production, and certainly not in the vicinity of residential areas.
Ever since the company became established, Bayer has endeavored by exerting pressure and making threats to suppress information and even more, criticism. It uses its economic power indiscriminately in order to protect its profits, the truth, and the interests of humans and the environment are left by the wayside.
The board of management and the supervisory board have not taken any steps to substantially improve the safety situation in Institute or to enlighten the general public.
We ask you to discuss these early warnings and Bayer's denials of any safety problems. Since Bayer dismantled their tanks with highly hazardous substances in Germany, we're demanding that they do so also at
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183 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 Institute.
So I would like to submit this for the record. In the interest of time, I'll forego reading my statement, but my statement basically says that I've been so frightened by the incident with the chemicals here that I wouldn't live here and I'm moving. It was very, very frightening.
MR. BRESLAND: Okay, thank you very much. The next two people I have on the list are Regina Hendrix and Jenna Frazier.
MS. HENDRIX: That was mine, and I'm going to submit it for the record.
MR. BRESLAND: Okay, then we got you. The next person will be Janet Frazier from Marshall University, followed by Demetrius Paparuchas? Pardon my pronunciation.
MS. FRAZIER: First off, thank you, Chairman Bresland, for coming to us, this part of West Virginia to discuss the incident that happened at Institute in August.
I have been doing some research on
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184 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 the MIC handling at the LaPort, Texas facility and I was hoping that in your investigation, that you evaluate as to what that sort of MIC handling and processing can't be done in Institute -- to see as to whether it's a financial issue or an economic issue. An economic issue being different in that it values more than just the dollar signs. It values the costs and benefits of its effect on human life and human health and welfare, as opposed to just finances.
So with that, I found that LaPort's handling of MIC -- how they make it on demand and in as-needed quantities, it's not very time consuming. It's often more efficient, although because the Institute plant make sit on-site and uses it on-site, it may not be as efficient, but generating it in smaller quantities has proven to be safer and has produced a better safety record at the LaPort, Texas facility owned by DuPont.
So investigation as to why that
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185 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 sort of means of handling and creating MIC can't work in Institute, I would greatly appreciate it. I think that would highly benefit the community as well. Thank you.
MR. BRESLAND: Thank you very much. Mr. Demetrius?
MR. DEMETRIUS: Yes, sir. That would be me. My original question was answered earlier just by listening to what the panel actually said. Realistically, I guess that brings up another question.
How many more instances do we have to have before something actually happens? That's all I have to say.
MR. BRESLAND: Thank you. The next two speakers are Gerald Hankins from West Virginia State University and Rich Ford, followed by Gary Zuckett. Three of you up here.
MR. HANKINS: I would like to thank you, Chairman Bresland and the rest of the committee for opening up the floor for public
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186 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 comments.
My name is Gerald Hankins. I'm an assistant professor of biotechnology at West Virginia State and secondarily an assistant professor of neurological surgery at the University of Virginia and a part-time resident of Saint Albans.
One thing I'd like to note from the earlier comments of the two fixed monitors that were in use. Neither one of these, from everything that I've heard and read in testimony, were located on the part of the perimeter of the plant to which the wind was blowing.
It was blowing toward Saint Albans. The monitors are not there. That is not where the cloud was observed by the Saint Albans fire chief and therefore, any toxic chemicals that were blowing outside of the plant would have not been detected by those monitors. So they were totally inefficient and ineffective to have two monitors there.
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The second point that I would like to make -- and economics and cost has been mentioned quite a bit and you might expect that I was going to talk about effects on the nervous system or of the chemicals -- but we are in a situation and it's been alluded to in the past, earlier, where the economics is a situation.
Historically, people out of power -
- blacks and other forepeople have effectively
subsidized the industries that have been placed in their midst in order to keep their false love.
So to the extent that cost and economics is a consideration, the question is to what extent do people have to subsidize the operations of the plant with their health and financially, actually, through the extra costs that the people have to bear and the institutions -- not just the University -- in order to try to protect themselves against the hazards that are produced in the plant?
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So I certainly hope that these economic consideration also consider the fact that Bayer is being subsidized by the community and by this University.
MR. BRESLAND: Thank you. Mr. Rich Ford?
MR. FORD: Hi. Richard Ford, member of the West Virginia State University community, and more to the point, I live and work downwind of the Bayer plant.
Mostly, I want to thank the Board for taking a serious interest in this and underlying most of the panel testimony.
Dr. Hankins said less money to save, but to be very clear, is there any reason why the chemical industry should not bear the cost of West Virginia State University's preparation for such emergencies? It's going to cost us an awful lot to deal with that. Thank you.
MR. BRESLAND: Mr. Gary Zuckett, who will be followed by Mr. William Taylor.
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189 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22
MR. ZUCKETT: First of all, I would like to thank you for providing the public with a forum today. Just a couple of questions.
At Kanawha Putnam emergency planning committee meeting discussing this incident, the Charleston area medical center safety director CW Sigmond confirmed that Bill Oxley, the worker who was severely burned, was not decontaminated prior to being transferred off-site.
Unfortunately, the first casualty, Barry Withrow, had cyanide in his blood, according to the New York Times. I'm wondering if this is going to be taken under consideration in your investigation?
Also, I would like to know if the CSB will investigate all of the toxic Chemical processes and storage at the Institute site, including MIC, not just the part that exploded? Thank you.
MR. BRESLAND: Thank you. Mr.
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190 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 William Taylor? We'll pass. Donna Willis?
MS. WILLIS: As a resident of Institute for 54 years, I have been through the blowing out of windows by Carbide and the chlorine leak in Carbide and the numerous other leaks of Carbide and Rhone Poulenc and Aventis and Bayer and -- I just want to know how much chemicals can the human body take and not show some physical effect that's not associated -- to cigarettes? Okay, because there is not a physician in the state of West Virginia who has been certified by our board who can stand up and say that we are suffering cancer, that we are suffering lung diseases, that we are suffering heart ailments or anything else all because of cigarettes and second-hand smoking.
Who is out here testing these drugs and these chemicals and what effect it will be on our bodies. I had a child who was lying in a bed, sleeping infant, when it happened that the MIC leak happened. What effect is that
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191 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 going to have on my child 30 years from now. Is he going to live to 40?
I'm not going to make it 70. See, my heart's gone at 41 years old. No rhyme, no reason, no medical.
The concern that I have is that a lot of people believe that they can put things in black communities and think that we're nothing. I'm high maintenance. My whole family is high maintenance. So if that's the idea that there's still working with today, there's a rude awakening. Black people are no longer the pit of the valley of America.
When I hear intelligent people trained in the field of engineering, chemical engineering, stand up and say, well, there was a disconnect here, there was a wrong here. There was mis-communication, la di da. If anybody else had said that on their job, they would have been fired.
When economics, no matter what the problem is in America -- I don't care about
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192 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 the money. I don't care about the money Bayer can make. I don't care about the money they can pay their employees. I don't care because human beings are God's gift to this earth and when you diligently pick at them and tear them apart in order to make a product, you have scorned the reason why we exist as human beings.
For years, we have sat up here and we have listened and we have watched people ignore Institute -- ignored the last three days. If anybody was snubbed, raise your hand because it's been all over.
And the excuses. I called to tell them there's a huge smell of flowers over on my street. They send over a person who tells me that I have a gas leak. I live on an all electric facility. There is no gas.
So that kind of stuff really irritates us, but it so good to see the representatives from the county commission here because they know we've been through this
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193 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 the last 40 years. They never once spoke up for us. It's good to see that, finally, that these people who have been working jobs to help us in the fire and everything else, they are finally getting somebody to listen to them to help us.
Personally, I think that Bayer can have Institute. They can have the vegetables we grow -- feed their families that mess. They can breathe in the air that we breathe. They can live in the chemically-infused homes that we live in.
Give us a ticket to anywhere and we will go because it is no use having this happen to our community over and over again for decades and our state doesn't acknowledge us, our county doesn't acknowledge us, and President Carter, I am so glad to see you here because now I know he cares about the college.
MR. BRESLAND: Thank you. The next speaker is Steve Irwin. Steve Irwin is declining. Jesse Johnson? Jesse Johnson? Sue
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194 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 Davis? Sue Davis followed by Mike Harmon.
MS. DAVIS: Can you hear me, I hope? First of all, I'd like to just read something that my daughter sent me today because it's interesting that I saw that the headlines in the paper where it says that Bayer does not like to be compared to Bhopal. They don't want it to be compared to us.
Yet, of all of the failures and all of the things that were broken, either before or after the incident, here's what I read -- it was a National Geographic documentary. This was supposedly what took the place the night before Bhopal occurred.
None of the plant safety systems were in operation. Flare power was disconnected. The vent gas scrubber was out of caustic soda and undersized. The water curtains on the side, the pressure valve was not working. The run-off tank already contained MIC. The mandatory refrigeration for the MIC unit was turned off to save money.
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195 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22
You know what? I asked one of the former plant managers in a public meeting for community safety assessment -- I said, end this question for me. Why do you have to store such large amounts of MIC rather than to bring it in as you need it or do it any other way?
He didn't say anything that any of you said. He said because it's more economical. So in other words, they equate money with my life and your life.
I want to say one thing. First of all, I want to start with Dr. Carter's welcome. You said that you talked about this being a laboratory of living relations. I'm a lab rat. I've been a lab rat for 60-some years, starting when the first US government rubber plant was bought here.
How in the world did they find this community when Institute was not on anybody's map? Someone had to look for some lab rats. It has been that way ever since, ever since, and it's only getting worse.
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You know what I think of being a lab rat because when I look at a lot of the MSDS sheets, they don't have any stats. They say known to cause cancer in rats, and they're talking about the ones that crawl on the ground. But the long-term effects on humans, not yet known -- not yet status. Those two awful letters, capital
N-E
none established, no permissible level exposure established. So they're testing through us.
Dr. Carter, you said you were training your students for their future roles. I know one student of yours that will not have a future woe because two or three days following the explosion, the young kid, a freshman, just beginning his life, went to the hospital -- lived on this campus -- went to the hospital because he couldn't breather. He was having trouble, gets to the hospital, and they tell him you're all right. They send him back to the dorm.
A couple of days later, he goes
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197 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 back because he still can't breathe. He never returned to the campus.
You know what? When we had our meeting here, People Concerned About MIC, I stood out in that hallway and I begged students to come in here. I said, please come and learn something. We've invited the plant official. We've invited the governor. We invited everybody. Come and learn something. I said, there are things you need to know to protect yourself. I said, we don't want to see you sent home to your parents in a box. And four or five days later, that kid was sent home in a box. That breaks my heart.
It breaks my heart, Mr. Crosby, that your men die at that plant. A Chemical facility or a chemical tank -- it doesn't have a brain. But the people who man those things have the brains. That's where the problems come from. Nothing wrong with their brains, but what are they doing?
And Mr. Crosby, you said -- and
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198 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 I'll turn to you if you want me to and I'll try to end it -- but you said that you've done all that you can to assure that this kind of thing will not happen again. I have heard that for 40 years and it continues to happen.
MR. BRESLAND: Can we move on?
MS. DAVIS: Mr. Hendershot? You looked up the words in the dictionary that you needed to know. I looked up some words too -- I looked up one word and you know what it was? Terrorist. Terrorism.
And you know what? It relates to people who instill fear in those around them. Who fits that description?
The Right to Know act is fine. The problem is, when we call the plant to know something, they say it's nothing to know. The former plant manager told me, in writing, and I still have the letter that I plan to submit to you all with some other things -- he told me, when I wrote him a letter -- and I had asked him about an incident that we had -- and
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199 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 under FOIA, he told me that they're not subject to FOIA and they didn't have to tell me anything. They're private.
I don't understand that. They're private till it comes to sending their things over here. I think that means that they're not probably going to say one more thing. I was -- and it's kind of like what Donna said -- when I was pregnant with one of my children, my youngest, in fact, and I worry about her to this day -- but when I was pregnant with her and I stayed in a house on Lincoln Avenue and I was upstairs and in the middle of the night, this awful smell had filled that house as it does all the time in the same smell -- all the time.
I was so sick, I couldn't walk. I couldn't turn. It was terrible. I somehow managed to contact the plant. I think that was probably one of my first calls to that plant. I asked them, I said what on earth do you have in the air? I said it is all in my house. I
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200 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 said I am pregnant. I don't know what to do. Is it going to harm my child? Do I need to get up and go to the doctor? He said I'll call you right back and I'm still waiting and she's 28 years old now.
I found out also that my brother who lived in Dunbar had called at the same time. They had problems in their house and they never called him back. I could go on and you all know I could go on. But I thank you. Thank you so much for what you're doing. Thank you for what you're doing.
I'm going to say one thing to you and I think I said it to you today and that is, it seems like -- to me, this is being turned into an MIC problem. MIC is going to wipe us all out fast, right? But if it doesn't leak, what about the problems that we're having to endure every single day.
I am sick half of the time. What about those problems? I don't care whether you close MIC down. That's not what I'm asking you
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201 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 to do. I'm asking you to pack Bayer up and ship them out of here. Send them back to Germany. Send them back to Germany because they're in this country, just like they're in Institute because we are lab rats and we are back.
They are in this country because they know that our country will allow them to do in this nation what their own government will not let them do in their own nation.
MR. BRESLAND: Ms. Davis, thank you very much. Thank you. Mike Harmon? Mr. Harmon?
MR. HARMON: Hi. My name is Mike Harmon. I live in Saint Albans in the house that I grew up in. I've been there for 54 years. I can really identify with the lady that just spoke who talked about living here for 54 years.
And like Mya, I'm roughly a mile from the plant here. So over the years, I've certainly witnessed a number of incidents,
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202 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 including the one that happened last August here.
I want to personally thank Maya Nye for re-convening People Concerned About MIC. I was a member of People Concerned About MIC. I started attending the meetings in 1985 because of the leak that Maya described that sent over 100 people to emergency rooms here in the local area -- same plant, different owner.
When I looked at the newspaper this morning, this headline caught my eye. It says cutting MIC is doable, but costly. I looked at that and I thought, you know, this is a golden opportunity for a full employment program for the chemical industry here in the Valley.
In 1985 -- and I was happy to hear the questions that you folks raised tonight about air monitoring, which is obviously completely deficient here at this plant.
But in 1985, I made an urgent plea then that we implement a comprehensive air monitoring system here in the community so
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203 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 that the residents of Institute and other neighborhoods that are in close proximity to chemical plants would be able to know for certain what it is that they're breathing on a daily basis.
Over the years, we've had a number of meetings and discussions with chemical plant people, union folks, environmental protection people, public health officials and so forth, and everybody has said, almost to the letter, that we don't have enough information about chemical exposures here.
In other words, we don't know what causes this or that illness. We don't know whether certain emergency responders were exposed to toxic chemicals. That's an issue that you're struggling with in this investigation. We don't really know whether residents should shelter in place because we don't get that information.
When Carl Beard, the former director of the West Virginia Air Police
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204 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 Control Commission retired, he spoke passionately and eloquently to his commission about the need to do more air sampling here in the Kanawha Valley because when we did do the air sampling, we found chemicals in the air that were not supposed to be there in concentrations that exceeded safe standards for human exposure.
Anyway, so we talked about the headline in the paper. I do applaud Congress woman Capito's attendance at the hearings in Washington and for her apparent concerns for the safety of the employees and residents of the local area.
I urge her and this body to require that Bayer Cropscience immediately cease operations at the plant involving MIC until it has achieved the highest level of safety achievable in this facility.
We could call it the Bayer Cropscience Stimulus Package and Full Employment Program. I would think that that
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205 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 would make all of us happy -- the union members, the plant management, public officials, and so forth. Thanks.
MR. BRESLAND: Thank you. I have one final speaker, Mr. Bill DePaulo. He's making his way up, and then, that's the end of the list of speakers.
MR. DEPAULO: Hello. My name is Bill DePaulo. I live in Charleston. I'm a lawyer. I'm with the Sierra Club. We're frankly, at the Sierra Club, we're Concerned that we've neglected this whole topic and haven't done as much as we should have.
I'm glad to see that you all have taken a very serious interest in it. It's been a massive information dump for those of us who are not chemists and don't know as much about it as you do. So that's a great public service and we thank you for it sincerely.
I know -- I'm not here to kick anybody around. I want to ask a few questions that hopefully will move your analysis
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206 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 forward.
Ms.
Sciallo
I hope I'm pronouncing that correctly --
MR. BRESLAND: Excuse me. If you have a question, please direct it to me and then we can decide where to take it.
MR. DEPAULO: Okay, that's fine. I'm not trying to cross examine her. She mentioned the Risk Management Program, which had complied a worst case scenario.
It was based, I believe, as was explained here this evening on the assumption of the rupture of the largest vessel, which was a 200,000 gallon vessel, I believe, as it was described.
There are other vessels on the site, as I understand. The day vessel has a 26,000 gallon capacity, I believe. There are multiple vessels there. Wouldn't the worst case scenario assume the rupture of multiple vessels. In fact, the worst case scenario, no matter how improbable it is, would assume the
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207 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 rupture of all the vessels present. So isn't that the way the question ought to be asked?
Secondly, the assumption that would affect 300,912 people was based upon the computer model, which was limited to 25 miles. Is that a satisfactory assessment? In other words, was it Cropscience's computer program or the EPA's or some others?
It just seems to me that if that's a limit on the computer program, that's not an acceptable analysis of the worst case scenario.
There's another component to this. Although a whole range of adverse impacts on individuals were described from difficulty breathing to death, I've never seen these kinds of analysis done where you didn't actually have probabilities of outcomes. How many people would have asthma? How many people would get nauseated? How many people would die? That's not a trivial and it's not intended to be an inflammatory question.
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The information you gave us today was truly helpful, but you need to, if you will, to truly let the chips fall where they may. In other words, don't sugarcoat the ending, the last chapter on this.
I'm certain that some computer person somewhere has sat down with a probability study and said, okay, if we're exposing 300,000 people to this, how many of them are going to be dead? That's a number that as a community, we're entitled to know because we make the decision what risk, as a community, are we willing to absorb to get whatever economic benefits Cropscience offers us. We need to know the ratio.
It's relevant and all we're talking about is perusing pesticides
here
a pesticide. We need to know what the pesticide homicide ratio is if we're going to accept the risk.
Now, there's another item, which, I know Mr. Chairman, you live in the state, but
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209 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 you don't live in this area. There's a geological or a topographical fact that may be relevant.
There's a very, very significant steady wind that blows west to east through this valley. The people who complained about the impacts -- and local communities are certainly correct to make those observations -
- but if there is a rupture or multiple tanks
with significantly more than 200,000 gallons, it's going to be blown to the largest population center here, all the way back to Charleston and beyond. That needs to be factored in to your analysis. That is not a trivial part of the puzzle.
I know people who are considering locating wind turbines, not on the mountain ridges here, but down in the valley because the Venturi effect that's generated by the valley on the wind makes the wind blow through more powerfully. Thank you.
MR. BRESLAND: Thank you very much.
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210 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 Could you state your name and spell it?
MS. JAMES: Yes, I will. My name is Pam James. This is totally not planned, so I promise to go under the three minute rule, unlike everyone else.
I would also ask for respect in what I say because I am on the other side of the fence tonight. I'm a Bayer employee's wife.
I am only here to support Nick Crosby and the plant. My husband has a chemical engineering degree. My husband is Rod James and I think I can pretty much say he's well respected in the plant by all employees that know him.
I have sent my husband to this plant for ten straight years. We're both born and raised in West Virginia. He was a chemical engineer. He was also on a nuclear-powered submarine as an officer, and those aren't safe either. There's lots of dangers in jobs.
But what I wanted to say tonight
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211 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 was I've also sent my daughter into the plant numerous times on Take Your Daughter to Work Day. These men and women don't go into this plant with unsafe environment. There are just all kinds of things that can happen in numerous jobs. Teachers have gotten shot in schools. There's things that happen.
I would also like to say that Barry Withrow -- and many of you don't know Barry Withrow and it really hurt me tonight -- everybody has their opinions. I'm here for Bayer -- but it really hurt me to night to hear the other side sit back here when Nick Crosby was talking or things were being said that went wrong that night. Things went wrong. Does everybody not agree?
Nick has admitted communication was a problem that night. What was so funny about that? Why do you take joy in lives that are lost? And that's how I took that sitting there. People laughing. Things went wrong. Let's move on. Let's learn from it.
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Barry Withrow was a personal friend of ours. We went to church together. I sit in church Sunday afer Sunday watching his wife cry. She misses him, but it could be a happy song. She's looking forward to going to heaven to meet Barry one day.
But this is what hurts me is that -
- let's work together as a community. Let's be
adult about this. I lost a friend that night. When I got up and was woken that there's been an accident. I may not have a job to go to tomorrow. That's what my husband told me.
I said what about Barry? That's the first thing I said when he said it might be the larvin unit. He said no, I think Barry has gone to a different unit. Well, Barry's wife was also at home thinking I might call Rob and see if he knows anything.
So you people that are here for the other side didn't know Barry. I didn't know Bill Oxley, but also know that my husband is well-respected. He's a smart man and he
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213 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 wouldn't go into an environment that's unsafe.
So I would just ask -- I don't know what the future holds for any of this, but I wanted to speak on behalf of Bayer and my husband because I trust my husband. I don't think -- I know that he wouldn't hide things and I would hope that he doesn't work for a company that does.
I don't know all the technical stuff about all this stuff that's gone on. I don't understand it. He tries to explain it to me, but again, I just wanted to say that lives were lost that night. It was sad and it was very disrespectful to me tonight to hear people laugh and carry on about this kind of stuff.
MR. BRESLAND: Thank you.
PASTOR LEWIS: Hello. My name is Jim Lewis and I'm an Episcopal minister and this is a real challenge to ask a preacher for three minutes.
I'm going to really try and do it
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214 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 in less than that. I've got a statement and I'll give it to you. The ending of the statement talks a little bit about something that's not been mentioned and that's the legislation that was just done here in West Virginia, the 15 minute rule. It was 10 minutes in Bhopal, the people were dead. We need something more than that, so I'll submit that.
I'm here, really, as a pastor because I serve a church in which about 3/4 of the people in that church live in Institute, Dunbar, South Charleston, and in this region here, Dunbar. I also am a part of the group that Maya represents here, People Concerned About MIC.
I'm a pastor in that church and Margo Holt -- the name hasn't been mentioned here tonight -- is also in that church. I mention her name and I want to thank the Charleston Gazette for making the Freedom of Information Act really work for us because in
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215 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 their article using the Freedom of Information Act, we were able to understand that this has been a public relations game with us. It's really a public relations game.
That report opened up to us exactly what's going on. Mr. Crosby, you said today or Mr. Crosby said here this evening that he wants dialogue with the community. Well, if he wants dialogue and his company wants dialogue with the community from all of us, every single one of us, then don't pit us against one another.
To pit Margo Holt against Maya Nye is not right. You won't get to the truth. Mr. Hendershot said that management needs to hear bad news and welcome it. We all need to get together and find good news and be able to look at some of the bad news.
To pit Mildred Holt as a longtime person here who wouldn't get real active about this like Maya Nye has -- it's a younger woman here -- is just no way to create dialogue in
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216 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 this community.
A report that came through from the Freedom of Information Act told us that the company is trying to marginalize those of us who are raising these difficult questions -- Maya and People Concerned About MIC. There will be no dialogue if we have that kind of attitude. We will not be marginalized.
I want to thank Maya for the inspiration and the work she's done for us. I came back to live here in my community, West Virginia, where I'd been away on 9-11.
When I came back here -- by the way, having worked in the Dunbar peninsula where Bayer was with antibiotics and chickens and to come here and find them here and to find the leadership that I find with Maya and this group of people who have been working for 25 years around this problem is real encouraging to me, an older guy.
Do not pit us against one another. That's no way for dialogue interviews his
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217 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 community. I tell you, Mildred Holt, a member of my parish, a black woman and Maya, a dear friend now, a new person -- a new person in my life -- was here. Those two people seem to me to have a great deal to contribute to this discussion. Do not pit us against one another, That's no way for dialogue.
Thank you all for coming down here. We really needed this kind of outside help to come in here and listen to us and give us this presence here tonight. Thanks a lot.
MR. BRESLAND: Thank you very much. Reverend Lewis.
MR. FOOCE: One more person.
MR. BRESLAND: Please state and spell your name.
MR. FOOCE: Kevin Fooce.
MR. BRESLAND: How do you spell your name?
MR. FOOCE: F-O-O-C-E.
MR. BRESLAND: Okay.
MR. FOOCE: I was on a phone
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218 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 conference one night and I got asked about this situation. Maya, I believe, was one of the ones asked. She didn't have any help. You all, all of a sudden, come to help these people.
The next day, I called OSHA to get
the report for what happened. I say that Bayer
I've taken people to the hospital before in these past two incidents. Bayer did not have protocols. They did not train their people. They did not give them safety equipment. They did not give them training on safety equipment, and they had been cited before for this problem.
This is the facts. This is what OSHA has cited for. Am I correct? This has not been brought up tonight, but this needs to be brought up.
It is because somebody willingly did not write the protocols, willingly did not train their people, and they created an
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219 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 accident. This accident could have been prevented. It should have been prevented, and these two people should have gone home to their families that night.
That is the whole point of this. Thank you.
MR. BRESLAND: Thank you very much. Please state your name and spelling.
MR. ANOPOLIS: Yes. My name is Doug Anopolis. I lived on campus when this happened. I'm not here to point any fingers. I don't know anything. I'm not that bright if a human being really -- well, okay.
But all joking aside, what's unfortunate to everybody here is you all became the faces of something bad that's happened. It's not every -- you can't point the fingers at one person. It's not everybody's fault.
Yes, I don't want people to lose jobs, but also, I don't want people to lose lives. I'm only 23 years old. That's pretty
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220 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 young, at least last time I checked. I just want people to get together and go, maybe we should try a little harder. I think there's a famous song -- I can't remember who did it -- but it goes this song is not about you.
This song is not about you guys. It's not about you guys. It's about us, students, workers, so please put petty things aside, both of you. Let's try to work something out so I can be really proud to be American again and be in the state of West Virginia.
That's all I ask. Thank you.
MR. BRESLAND: Thank you. Thank you very much. Do we have anyone else who would like to be part of the public comment period?
If not, I Thank all of you very much for your -- do we? Oh, here we go. Hold on. State your name and spell it, please.
MS. JACKSON: My name is Gertrue Jackson. G-E-R-T-R-U-E. I would just like to state that the night of the accident -- I live
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221 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 at 110 Vernon Street, which is at the end of the golf course in the little community of Institute.
I parked my car and I walked towards the steps and I witnessed the explosion, the noise, and then what looked like a mushroom cloud. I was out and we were trying to inquire whether or not it was any chemical leaks that night. I was out for about an hour close to the college campus.
We weren't told anything. My feelings are there wasn't a large staff available to give us any answers. I saw that you had a time frame of 10:39 --was that correct? When it happened? It actually happened 10:24 or 10:25, not 10:39 -- not that it makes any difference.
My heart goes out to the family of the men that were killed. I'm really saddened by that. I retired in -- I love to work out in the yard. I love my flowers and when I'm out there, I have such peace of mind -- at least,
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222 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 I did.
But this frightens me. I'm like this lady. I don't know if I want to live in Institute anymore and I constantly smell odors, constantly. So whatever it's worth, I felt led to say that. And the explosion was 10:24 or 10:25, not 10:39. CLOSING STATEMENT
MR. BRESLAND: Thank you very much. Going once? I think we're all out of speakers, so just let me make a few closing remarks.
I'd like to thank each of the board members and the investigation team for their participation. I'd like to thank the panel members again for their participation.
All of us share a strong interest in preventing these tragic explosions from occurring. Our hope is to make sure that workers, the community, and emergency response personnel are not forced to experience an instance similar to this one.
Our investigation is continuing and
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223 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 we expect to complete our final report with safety recommendations by the end of the year. The CSB plans to return to Institute to release its final report and recommendations.
I would like to thank all of today's participants. I'd like to thank the audience. You've been very, very patient. It's been a long evening. I'd like to thank you all, and you're now allowed to go home. Thank you very much.
(Whereupon, the hearing concluded at 10:36 p.m.)
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FD06422 | 2009_美国_CITGO_炼油厂_氢氟_Acid_泄漏_与火灾-_CITGO_Refinery_Hydrofluoric_Acid_Release_and_Fire__最终报告.pdf
分类:06_境外及港澳台调查报告 | 年份:2009 | 地域: | 严重程度: | 场所:化工/石化 | 起火原因:燃气/爆炸 | 来源格式:pdf
U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
Urgent Recommendations Whereas:
- On July 19, 2009 a hydrocarbon gas release occurred in the CITGO Corpus Christi East Refinery
hydrogen fluoride (HF) alkylation unit at 1802 Nueces Bay Boulevard, Corpus Christi, Texas. The release ignited causing extensive damage; the ensuing fire burned for several days.
The fire critically injured one CITGO employee. One other employee was treated for possible HF exposure during emergency response activities.
The incident occurred when violent shaking in the process recycle piping broke two threaded connections, releasing highly flammable hydrocarbons. The shaking was caused by nearly complete flow blockage, which occurred due to the sudden failure of a control valve.
The control valve failed when an internal plug unthreaded from the valve stem, closing the valve. The only existing bypass valve was manually operated and became inaccessible following the hydrocarbon release.
The cloud of releasing hydrocarbons reached an adjacent unit and ignited. The ensuing fire caused multiple failures, releasing HF.
CITGO reported to the Texas Commission on Environmental Quality that approximately 21 tons (42,000 pounds) of HF released from alkylation unit piping and equipment, but was captured by the HF water mitigation system. CITGO reported 30 pounds of HF were not captured by the mitigation system.
While scientific studies have shown water mitigation systems to be an effective method of airborne HF removal, these studies indicate that the highest possible removal efficiency is 95 percent. The highest expected efficiency of field systems like the one used by CITGO is likely 90 percent or less. Based on a 90 percent efficiency, the atmospheric release from the alkylation unit would have been about 2 tons (4,000 pounds).
Prevailing winds during the incident carried any HF not captured by the water mitigation system toward the Corpus Christi ship channel and Nueces Bay.
CITGO installed the HF water mitigation system after a release and fire in the alkylation unit had resulted in an uncontrolled release of HF from the refinery in April 1997.
HF is a corrosive, highly toxic chemical which boils at room temperature. Contact with HF liquid or vapor can severely burn skin, eyes, and other tissue. Burns from HF are particularly dangerous and require immediate and chemical-specific treatment by trained medical personnel.
Processes using 1,000 pounds or more of HF must comply with the Occupational Safety and Health Administration (OSHA) Process Safety Management Standard for Highly Hazardous Chemicals (29 CFR 1910.119) and the U.S. Environmental Protection Agency (EPA) Chemical
Accident Prevention Program (40 CFR 68). In addition, HF is listed as an extremely hazardous substance for the purposes of emergency planning under the EPA Emergency Planning and Community Right-to-Know Act.
The CITGO Alkylation Unit Process Hazard Analysis, conducted in accordance with the OSHA Process Safety Management Standard for Highly Hazardous Chemicals (29 CFR 1910.119) and the EPA Chemical Accident Prevention Program (40 CFR 68), assumes that the HF mitigation system is available to minimize the consequences of an HF release.
During this incident, CITGO nearly exhausted its stored water supply for fire suppression and HF mitigation on the first day of the multi-day incident response. About 11.5 hours after the initial release, before the water supply was completely exhausted, the Refinery Terminal Fire Company began pumping salt water from the Corpus Christi ship channel into the CITGO fire water system using a barge equipped for firefighting. Multiple failures occurred during the salt water transfer, including multiple ruptures of the barge-to-shore transfer hoses and two water pump engine failures.
CITGO impounded the salt water used for HF mitigation and fire suppression on-site. Chemical analysis indicates salt water captured some of the released HF.
In the event of HF release the water mitigation system provides the last defense against an HF release into the surrounding community.
CITGO’s PSM/RMP Incident Investigation Team Interim Recommendations (for the July19, 2009 HF alkylation unit release and fire) did not include any recommendations addressing the HF mitigation system water supply. On November 1, 2009, CITGO restarted the HF alkylation unit.
CITGO operates two US refineries with HF alkylation units, one in Corpus Christi, TX and one in Lemont, IL.
API Recommended Practice 751, Safe Operation of Hydrofluoric Acid Alkylation Units, recommends refineries audit the safety of HF alkylation operations every three years. API 751 details elements to be included as part of a comprehensive audit plan.
CITGO has never conducted a safety audit of HF alkylation operations at either of its US refineries equipped with HF alkylation units pursuant to recommendations of API Recommended Practice 751, Safe Operation of Hydrofluoric Acid Alkylation Units.
Under 42 U.S.C. §7412(r)(6)(C) (ii), the Board is charged with “recommending measures to reduce the likelihood or the consequences of accidental releases and proposing corrective steps to make chemical production, processing, handling and storage as safe and free from risk of injury as is possible …”
Board procedures authorize the issuance of an urgent safety recommendation before a final investigation report is completed where there is a safety issue considered an imminent hazard that has the potential to cause serious harm unless it is rectified in a short timeframe.
Accordingly: Pursuant to its authority under 42 U.S.C. §7412(r)(6)(C)(i) and (ii), and in the interest of promoting safer operations at U.S. facilities handling hazardous chemicals and protecting workers and communities from future accidents, the Board makes the following urgent safety recommendations:
To CITGO, Inc. 2009-14-I-TX-UR1 Within 30 days, develop and initiate actions to ensure adequate water supply to the CITGO HF mitigation system. Actions could include, but are not limited to, increasing onsite storage capacity, installing a permanent backup system, and developing procedures and training for water management in an emergency.
Every 30 days, report actions planned or completed to the Refinery Terminal Fire Company and Local Emergency Planning Committee. Continue the 30-day periodic reporting until all planned actions are fully implemented.
2009-14-I-TX-UR2 Within 60 days, complete a third-party audit of all (Corpus Christi, TX and Lemont, IL) CITGO HF alkylation unit operations in the United States as recommended by API Recommended Practice 751, Safe Operation of Hydrofluoric Acid Alkylation Units, Third Edition June 2007. The selected lead auditor shall have extensive knowledge of HF hazards, HF alkylation units, and API 751.
Consistent with the employee participation requirements of the Process Safety Management Standard for Highly Hazardous Chemicals (29 CFR 1910.119(c)), share all audit results and actions planned or completed to correct deficiencies in each refinery with all CITGO and contract employees whose work area includes that refinery’s alkylation unit.
FD06424 | 2009_美国_Kleen_Energy_Natural_气体爆炸-_Kleen_Energy_Natural_Gas_Explosion__最终报告.pdf
分类:06_境外及港澳台调查报告 | 年份:2009 | 地域: | 严重程度: | 场所: | 起火原因:燃气/爆炸 | 来源格式:pdf
U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD Urgent Recommendations
Summary of Board Actions:
On June 9, 2009, four workers were killed and 67 others were injured in a natural gas explosion at the ConAgra Foods Slim Jim™ meat processing facility in Garner, North Carolina. Less than eight months later, on February 7, 2010, six workers were killed and at least 50 others were injured in a natural gas explosion at the Kleen Energy power plant under construction in Middletown, Connecticut. Both incidents had the potential to cause even more severe damage and loss of life. The U.S. Chemical Safety Board investigated both incidents and reviewed the facts surrounding other serious fuel gas incidents in the United States in recent years.
Both the explosions at ConAgra Foods and Kleen Energy resulted from planned work activities that led to large releases of flammable natural gas in the presence of workers and ignition sources. The CSB determined that no specific federal workplace safety standards prohibit such intentional releases of natural gas into workplaces. The CSB also determined that feasible alternatives exist to the unsafe practices that led to the explosions at Kleen Energy and ConAgra Foods, and that many companies (though not all) use safer methods for handling or venting natural gas. The Board issues the following urgent safety recommendations to the U.S. Occupational Safety and Health Administration, the National Fire Protection Association, and other parties and votes to conclude its investigations of the ConAgra Foods and Kleen Energy incidents.
Whereas: Background and Findings
- On Sunday, February 7, 2010, Kleen Energy, a combined-cycle1 natural gas-
fueled power plant under construction in Middletown, Connecticut, experienced a catastrophic natural gas explosion that killed six and injured at least 50.2
- The incident occurred during the planned cleaning of fuel gas piping, part of the
commissioning and startup phase of the Kleen Energy project. At the time of the incident, workers were conducting a “gas blow,” whereby natural gas is forced through the piping at a high pressure and volume to remove debris. The natural
1 In a combined-cycle plant, power is generated by two different processes: in the first, a gas turbine (similar to a jet engine) drives an electric generator to produce electricity; the second uses the turbine exhaust heat to generate steam. The steam powers a turbine to drive a second electric generator. 2 The general contractor provided an evidentiary record indicating that 50 individuals were injured. Due to conflicting company reports, a more accurate number cannot be determined.
2 gas and debris are subsequently released directly to the atmosphere. At the Kleen Energy construction site, workers used natural gas at a pressure of approximately 650 pounds per square inch gauge (psig).
- A total of 15 natural gas blows were completed intermittently over approximately
4 hours through a number of open-ended pipes located less than 20 feet off the ground. These vents were adjacent to the south wall of the main power generation building at the site.
- On the day of the incident, the pipe cleaning crew did not have a safety meeting
that specifically discussed the hazards of natural gas blows, nor did they receive and review the natural gas blow procedure.
- At the time of the explosion, natural gas was being blown from an open-ended
pipe between two large structures, known as heat recovery steam generators (HRSGs), in an area immediately south of the power generation building. This location, while outdoors, was congested by the surrounding power generation equipment (Figure 1). The vent pipe itself was installed in a relatively horizontal orientation. Both the congested area and the orientation of the vent pipe likely adversely affected the dispersion of the natural gas.
Figure 1. The general location of open-ended pipe where natural gas was vented to the outdoors at time of incident (yellow oval). The actual vent piping is obscured by the structure and scaffolding.
- Efforts were made to eliminate or control potential ignition sources outside of the
power generation building. However, ignition sources remained outside and inside. The gas blows themselves could have been self-igniting due to expelled debris creating a spark or through static accumulation from the flow of the gas. Many ignition sources also existed inside the building: electrical power to the building was on, welders were actively working, and diesel-fueled heaters were running. 3
- Initial calculations by the CSB investigators revealed that approximately 480,000
standard cubic feet of natural gas were released outdoors near the building in the final 10 minutes before the blast. Just over 2 million standard cubic feet of natural gas were released in total over the course of the morning.3
- At approximately 11:15 a.m., the released natural gas found an ignition source
and exploded.
- Approximately 150 workers were at the construction site on Sunday, February 7,
the day of the explosion. Non-essential personnel were restricted from the area immediately south of the main power generation building during the gas blows. However, more than 50 people were working inside the power generation building at the time of the explosion; only about 15 of the 50 were actually involved in the natural gas blow activities.
- While some workers were informed that natural gas blows would be occurring on
February 7, others did not learn about the planned natural gas blows until they reported to work that morning. Some contractors were instructed to continue working inside the power generation building during the natural gas blow activities, while other groups were directed to leave while the work was being completed. A few individuals made the personal decision to vacate the building because they were alarmed by the smell of the natural gas odorant.
- The six individuals fatally injured were all within the power generation building
at the time of the explosion; five were involved with the natural gas blow activities and one was not.
Similar Natural Gas Blow Incidents
- A similar natural gas blow incident occurred on January 26, 2003, at Calpine’s
Wolfskill Energy Center natural gas power plant in Fairfield, California, during its pre-commissioning phase of construction (Figure 2). High-pressure natural gas at approximately 630 psig was vented through four-inch diameter piping directly to atmosphere to flush out debris.
3 Two million standard cubic feet of natural gas is more than two billion BTUs worth of gas – enough to fuel a typical American home every day for more than 25 years, assuming typical consumption of 77,900 standard cubic feet per year for a household. (Analogy provided by http://www.aga.org/Kc/aboutnaturalgas/additional/HowtoMeasureNaturalGas.htm, accessed June 23, 2010.)
4
Figure 2. The Calpine Wolfskill Energy Center gas blow incident
- The natural gas blow was performed in a congested area; the open-ended pipe was
located 10.5 feet off of the ground and situated approximately 10 feet from the gas turbine building. The pipe outlet was located near an overhang of the building that provided between 2,000 and 9,000 cubic feet of confined area in which the dispersed gas could accumulate to an explosive level. While the close proximity of these structures presented potential ignition sources, as their metal surfaces could have caused sparking from expelled debris,4 Calpine determined that the explosion was most likely ignited by static electricity generated from the natural gas flowing at a high velocity through ungrounded piping.
- Seven people were present, directing or observing the gas blows on January 26,
2003, including a representative from both the turbine manufacturer and the local fire department. They were standing in different locations, from 80 to 140 feet from the venting location, when the explosion occurred. The explosion was powerful enough to shatter windows a quarter of a mile away and was heard up to 10 miles from the site. When the explosion occurred, the debris was projected over the heads of those workers in the vicinity. No injuries were reported.
- Calpine’s investigation report of the Wolfskill incident identified several factors
determined to be causal to the explosion, including that safer alternative means of cleaning the fuel gas piping were not used. The report states: “Use of natural gas is convenient, but certainly is not the only method for cleaning the pipes. Other Calpine facilities do not allow the use of natural gas for such purposes and instead use compressed air.” 4 Lees, F.P. Loss Prevention in the Process Industries – Hazard Identification, Assessment and Control; Oxford, UK: Butterworth Heinemann, 1996; Vols. 1, 2, 3.
5
- Another natural gas blow incident occurred in October of 2001, during the
commissioning of fuel gas piping at a FirstEnergy power generation station in Lorain, Ohio. The fuel gas piping leading to the turbine was cleaned through the use of an air blow, pigging, and finally a high pressure natural gas blow. The incident report indicates that a relatively short, three-foot stack was installed to serve as the fuel gas outlet during the blow. Shortly after commencing the gas blow, the gas unexpectedly ignited, causing a flame to shoot approximately 30 to 40 feet into the air from the stack outlet. Personnel immediately shut off the gas flow to extinguish the fire. No injuries resulted, but the fire caused damage to nearby electrical cables. Investigators concluded that the gas was most likely ignited by a metal particle exiting the piping during the blow which impacted a nearby metal surface, causing a spark. Gas outlet stacks for subsequent blows were increased to 16 feet in height in order to rise above nearby metal structures.
Industry Practices and Safer Alternative Methodologies
- Natural gas power plants generate electricity with combustion turbines that use
natural gas as fuel. Piping from a natural gas supply line to the turbine must be installed as part of the construction process. When new piping is installed, debris such as rust, welding slag, or other foreign material that may have been introduced into the piping during construction can remain. Common practice is to clean the piping after it is installed to ensure that no significant debris remains that, upon startup, could damage the gas turbine (Figure 3).
Figure 3. The cleaning of fuel gas piping at the Kleen Energy site on January 30, 2010, one week prior to the incident; a “gas blow” method was used to remove debris from the piping. The brown cloud seen here is indicative of debris being blown from the line.
6
- Turbine manufacturers typically require power plants to meet fuel piping
cleanliness standards as part of the turbine warranty requirements. Cleanliness criteria are usually met by demonstrating that the number of impact marks made on a target placed in the flow of the natural gas blow by debris exiting the piping falls below pre-determined limits and sizes. The targets can be made of a variety of materials, including plywood or metal strips. Approximately half of power plants coming online between 2010 and 2015 have already reported the turbine manufacturers they intend to use.5 Six turbine manufacturers – General Electric (GE), Siemens, Solar, Mitsubishi Power Systems, Pratt & Whitney, and Rolls- Royce – are currently expected to supply 100 percent of the reported gas turbines.6
- In a recent industry survey conducted with the cooperation of the Combined
Cycle Users’ Group (CCUG) in April 2010, the CSB learned that half of the respondents substitute the use of gas blows with a variety of other techniques to clean newly installed fuel gas piping, including pigging7 with air or nitrogen, air blows, nitrogen blows, steam blows, water, and chemical cleaning. Although these alternative methodologies are inherently safer from a fire or explosion hazard perspective, use of a natural gas blow is reported by respondents as the primary method to clean newly installed fuel gas piping. At the Kleen Energy site, Siemens, the turbine manufacturer, recommended both natural gas and air blows as acceptable methods for the cleaning of fuel gas piping.
- About half of survey respondents have no technical basis for determining the
natural gas flow needed to adequately clean the piping during a natural gas blow. The lack of a technical evaluation can result in substantially greater quantities of released natural gas than major turbine manufacturers recommend to clean the piping.
- Companies that do a technical evaluation prior to cleaning newly installed fuel
gas piping commonly refer to a technical criterion called the Cleaning Force Ratio (CFR). The CFR is a ratio that expresses the momentum of the gas used to clean the piping with respect to the normal natural gas flow design conditions. The technical concept assumes that if the momentum of the cleaning gas used in a gas blow is greater than the momentum of the natural gas during normal operation, no debris should remain in the piping that could be picked up by the natural gas flow when the turbine is operating. Turbine manufacturers vary the recommended target for the CFR, but the CSB observed a range from 1.0 to 2.0.
5 Platts World Electric Power Plants Database, 2010. http://www.platts.com/Products.aspx?xmlFile=worldelectricpowerplantsdatabase.xml&commodityName =&category=PriceAssessmentIndices&productname=World%20Electric%20Power%20Plants%20Databa se. 6 Ibid 7 Pigging is a process where a device is propelled though a pipeline. The propelled device is commonly referred to as a “pig,” and the propellant is typically a gas or liquid. When the pig is used to mechanically scrape and clean the inside of the pipe, it is sometimes called a “cleaning pig.”
7
- Siemens provided a recommended CFR target of 2.0 in its requirement for the
fuel gas system, but no clear upper limit was specified. The natural gas flow data for the day of the incident indicate that the CFR target for the fuel gas piping at the Kleen Energy site was greatly exceeded and, as a result, significantly more natural gas was released than was actually needed to remove debris from the piping.8
- Air blows and nitrogen blows perform the same cleaning function as natural gas
blows. According to several major turbine manufacturers, the recommended CFR can easily be obtained using either air or nitrogen. However, the CSB notes that nitrogen can present an asphyxiation hazard.9 Both air and nitrogen blows have an inherent safety advantage in that no flammable gas cloud would be developed.
- Another cleaning method is pigging. While fuel gas can be used as the motive
fluid to force the pig through the piping, air or nitrogen is commonly used. This technique – when conducted with air or nitrogen – is inherently safer than fuel gas blows to prevent fires and explosions.
- Liquid cleaning with water or chemicals is also sometimes used to remove rust or
other debris from piping. These techniques do not necessarily remove the larger debris, and a fairly common practice is to follow a chemical or water cleaning with a natural gas, air, or nitrogen blow to satisfy the turbine manufacturer cleanliness particle impact testing.
- For the power plants being built between now and 2015 that have reported the
turbines they intend to use, GE will supply 63 percent of the gas turbines.10 GE has been an industry leader in moving to recommend air blows as a safer alternative method and states that natural gas blows are not the preferred method to clean fuel gas piping. Following the Kleen Energy tragedy, GE’s policy is to prohibit its employees from being onsite while a customer conducts a natural gas blow. The policy also states that GE itself will not conduct a natural gas blow unless no other satisfactory method is available. Exceptions to either aspect of this policy can be made only with approval of high-level GE management.
8 Determining the CFR of a piping system is complex. The calculated CFR for a given system will vary for a variety of reasons: the gas travels between different sized piping, the design flow rate changes, pressure drops, or the gas temperature changes. For the system at Kleen Energy just downstream of the isolation block valve where the gas was introduced, the CSB estimates a CFR of approximately 10. As the gas travels through the system towards the vent pipe, the CFR is expected to increase to values greater than
- To calculate the CFR used at Kleen on February 7, the CSB estimated an inlet pressure just
downstream of the isolation valve of 300 psig; the design flow rate changed from about 200,000 lbs/hr at the isolation block valve to approximately 72,000 lbs/hr just prior to the vent; the actual flow rate was approximately 470,000 lbs/hr; and the inlet gas temperature downstream of the isolation block valve was 18o F. 9 The CSB produced a Safety Bulletin and video on the hazards of nitrogen: http://www.csb.gov/investigations/detail.aspx?SID=77&Type=2&pg=1&F_InvestigationId=77. 10 Platts World Electric Power Plants Database, 2010. http://www.platts.com/Products.aspx?xmlFile=worldelectricpowerplantsdatabase.xml&commodityName= &category=PriceAssessmentIndices&productname=World%20Electric%20Power%20Plants%20Database
8
- The CSB has not identified a scenario where natural gas blows are necessary to
clean fuel gas piping.
- The independent, nonprofit Electric Power Research Institute, Inc. (EPRI)
conducts research and development relating to the generation, delivery, and use of electricity for public benefit.11 A review of publicly available technical documents from EPRI indicates that the organization does not provide guidance on safe methods to clean fuel gas piping.
Hazards of Releasing Natural Gas Near Work Areas
- Natural gas blows release large quantities of flammable gas near work areas,
which can pose significant safety risks to workers.
Methane, the primary component of natural gas, is extremely flammable with a National Fire Protection Association (NFPA) flammability rating of “4,” the designation indicating the highest degree of hazard. It has a lower explosive limit (LEL) of 4.4 volume percent and an upper explosive limit of 16.5 volume percent in air. Methane can readily form explosive mixtures that are easily ignited when mixed with air. Methane is also an asphyxiant and may displace oxygen.12
In any natural gas blow, flammable mixtures will unavoidably occur downstream of the vent outlet. To minimize the extent of the flammable atmosphere, a complex technical evaluation of various factors is necessary, including height, location and orientation of the vent pipe, velocity and density of the natural gas being discharged, potential sources of ignition, personnel location, wind speed, and a dispersion analysis to verify that the natural gas will rapidly dissipate. The complex requirements for discharge design support the use of safer methods to clean fuel gas piping.
The CSB has examined a number of natural gas blow procedures. Several serious deficiencies were noted that could result in unsafe work practices, including A lack of a technical evaluation of the vent piping to ensure adequate air mixing and that the release is directed to a safe location, Ill-defined instructions to control or eliminate potential ignition sources, and Failure to recognize that the natural gas blow itself may provide a source of ignition from a potential static charge accumulation in the vent pipe or from
11 EPRI brings together its scientists and engineers, as well as experts from academia and industry, to help address challenges in electricity, including reliability, efficiency, health, safety, and the environment. EPRI's members represent more than 90 percent of the electricity generated and delivered in the U.S. (www.epri.com) 12 Canadian Centre for Occupational Health and Safety. http://www.ccohs.ca/oshanswers/chemicals/chem_profiles/methane/working_met.html, (accessed June 3, 2010).
9 discharged debris sparking upon impact with objects downstream of the ejected natural gas.13
Well-recognized industry consensus safety guidelines emphasize the importance of eliminating hazards when feasible. The American National Standard for Occupational Health and Safety Management Systems, ANSI/AIHA Z10-2005, defines minimum requirements for safety management systems to reduce injuries and fatalities. The standard states “[w]hen controlling a hazard[,] the organization should first consider methods to eliminate the hazard or substitute a less hazardous method or process.” This basic process safety system concept is also well-established by the Center for Chemical Process Safety (CCPS) publications on inherent safety.14 The CCPS documents that Inherent Safety is an approach focused on eliminating or reducing the hazards associated with a set of conditions. A process is inherently safer if it reduces or eliminates hazards and if this reduction or elimination is permanent and inseparable. An inherently safer process should not be viewed as “absolutely safe,” as all processes have some element of risk. One important element of inherent safety is substitution, where a less hazardous material is substituted for a more hazardous material. In the case of natural gas blows, cleaning fuel gas piping can be made inherently safer by substituting the more hazardous natural gas with a less hazardous material, such as air, to eliminate the potential for fire and explosion.
The possibility of catastrophic consequences, a complex technical evaluation, the extreme difficulty in eliminating and controlling all ignition sources, and the common use of safer methods are compelling reasons to implement safer alternatives to flammable gas releases.
Codes and Standards
- The National Fire Protection Association (NFPA) and the American Gas
Association (AGA) have adopted fire safety consensus code requirements for installing fuel gas piping systems and natural gas usage equipment in National Fuel Gas Code (NFPA 54/ANSI Z223.1). The International Code Council (ICC) has adopted the same requirements in the International Fuel Gas Code. These requirements are commonly adopted as regulations by various state and local governmental entities throughout the U.S. More than 35 states have adopted NFPA 54, and Connecticut has adopted the 1996 version of NFPA 54.
- NFPA 54 and the International Fuel Gas Code broadly address fuel gas piping
system safety including requirements for design, installation, operations, and maintenance. The codes do not address safe practices for cleaning fuel gas piping.
13 Lees, F.P. Loss Prevention in the Process Industries – Hazard Identification, Assessment and Control; Oxford, UK: Butterworth Heinemann, Oxford, 1996; Vols. 1, 2, 3. 14 Center for Chemical Process Safety (CCPS). Inherently Safer Chemical Processes – A Life Cycle Approach; American Institute of Chemical Engineers (AIChE), 2009.
10 Moreover, the codes explicitly exempt from coverage fuel gas piping in power plants and piping operated at a pressure of more than 125 psig.
- NFPA 37, Standard for the Installation and Use of Stationary Combustion
Engines and Gas Turbines, establishes criteria for minimizing the hazards of fire while installing and operating stationary combustion engines and gas turbines. However, NFPA 37 provides no guidance about how to effectively clean new gas piping to gas turbines without creating a fire and explosion hazard and endangering workers. The NFPA’s internal interpretation of this standard is that it is not applicable to the type of piping that was being cleaned in the Kleen Energy incident.15
- American Society of Mechanical Engineers (ASME) Code B31.1-2007, Power
Piping, provides guidance for constructing the temporary piping used to clean or flush foreign material from piping systems. The standard references cleaning out piping by using air or steam but does not explicitly prohibit using natural gas. The standard offers no guidance about the technical or safety aspects for conducting natural gas blows.
- FM Global Property Loss Prevention Data Sheets for Power Generation include
document 7-54, “Natural Gas and Gas Piping.” This document calls for the use of air or inert gas to clean or test piping, but allows for the use of fuel gas when the pressure is 0.5 psig or less.
- NFPA 850, Recommended Practice for Fire Protection for Electric Generating
Plants and High Voltage Direct Current Converter Stations, provides fire hazard control recommendations for the safety of construction and operating personnel, the physical integrity of plant components, and the continuity of plant operations. Under NFPA 850, natural gas piping should comply with NFPA 54, National Fuel Gas Code; NFPA 55, Compressed and Cryogenic Gases; and ASME B31.1, Power Piping. NFPA 850 references NFPA 54 even though power plants have been exempted from that standard. NFPA 850 does not address safe practices for cleaning power plant fuel gas piping. As a recommended practice, the provisions of NFPA 850 are not safety requirements and are voluntary in all jurisdictions. Other Natural Gas Release Incidents
- There is an underlying common theme among the tragic incidents at Kleen
Energy, the ConAgra Foods Slim Jim™ plant explosion in North Carolina, and many other flammable gas-releasing incidents: companies should use safer methods and not release flammable gases in close proximity to ignition sources and workers.
15 The NFPA’s position is that NFPA 37 applies only to gas piping downstream of the final block valve before the gas turbine. At the time of the Kleen incident, the piping being cleaning and vented was upstream of the block valve. However, this distinction is not explicit in the standard.
11
- On June 9, 2009, the ConAgra Foods production facility in Garner, North
Carolina, experienced a catastrophic natural gas explosion that caused four deaths, three critical life-threatening burn injuries, an amputation, and other injuries that sent 67 people to the hospital. The explosion caused serious structural damage to the approximately 87,000 square foot south packaging and warehouse area of the Garner plant. The walls and roof collapsed and piping from the plant’s large ammonia-based refrigeration system was damaged, causing toxic anhydrous ammonia gas to be released to the atmosphere.
- At the time of the explosion, natural gas was being purged from a line connected
to a newly installed water heater within a central location of the ConAgra Foods facility. This was not a pipe cleaning activity, but parallels the Kleen Energy incident in that fuel gas piping was installed to supply new combustion equipment at both locations. Additionally, flammable natural gas was intentionally released to the atmosphere in the presence of ignition sources and workers.
- A number of other similar natural gas purging incidents have occurred: the
Dearborn, Michigan, Ford Rouge power plant explosion in 1999 (six fatalities); the San Diego, California, Hilton Hotel explosion in 2008 (14 injuries); and the Cheyenne, Wyoming, hotel construction explosion in 2007 (two severely burned).
- The CSB determined that the version of NFPA 54 that existed at the time of the
ConAgra explosion did not require fuel gas piping to be vented safely outdoors. As a result, the CSB made an Urgent Recommendation to NFPA and AGA to enact temporary and permanent changes to NFPA 54 to require that purged fuel gases be vented to a safe location outdoors away from personnel and ignition sources.
- In response to the CSB Urgent Recommendation addressing the history of serious
natural gas purging incidents, the full NFPA 54 committee voted unanimously in February 2010 to adopt stricter standards in the form of a Tentative Interim Amendment (TIA) requiring that larger fuel gas piping systems be purged directly to a safe location outdoors away from workers and sources of ignition. However, in April 2010, the full NFPA 54 committee failed to pass the TIA during a required second ballot. Recently in June 2010, a revised TIA passed. Further action by NFPA is expected in August 2010.
Regulatory Coverage
- The Occupational Safety and Health Administration (OSHA) has issued general
industry and construction regulations16 that address flammable gas safety, including standards on Hydrogen [1910.103]; Acetylene [1910.102]; and the
16 While the Kleen Energy incident occurred during construction activities, cleaning of power plant fuel gas piping can occur under circumstances that are regulated by either OSHA general industry or construction standards.
12 Storage and Handling of Liquefied Petroleum Gases [1910.110 and 1926.153]. However, OSHA has not issued a standard that addresses the safe handling of natural gas or the hazards of methane – the primary component of natural gas.
- The consumption of natural gas as a fuel in the U.S. far exceeds that of liquefied
petroleum gases (LPG) and ethane (Figure 4).17,18 Natural gas usage exceeds that of propane, the second most used fuel gas, fifteen times over; however, natural gas is one of only two fuel gases not regulated by OSHA (Figure 4).
Figure 4. Natural gas is used far more, then the regulated fuel gases shown here.
- The use of natural gas also far exceeds the use and/or production of other
flammable gases in the U.S., including hydrogen and acetylene. However, unlike hydrogen and acetylene, it remains unregulated by OSHA (Figure 5).19,20,21 Eighty percent of natural gas is used in sectors covered by OSHA; 49 percent is used in 17 Energy Information Administration (EIA). Office of Coal, Nuclear, Electric and Alternate Fuels. Natural Gas Consumption by End Use. May 2010. http://www.eia.doe.gov/dnav/ng/ng_cons_sum_dcu_nus_a.htm (accessed June 7, 2010). 18 EIA. Product Supplied. June 2009. http://www.eia.doe.gov/dnav/pet/pet_cons_psup_dc_nus_mbbl_a.htm (accessed June 7, 2010). 19 Ibid. footnotes 12 and 13. 20 EIA. The Impact of Increased Use of Hydrogen on Petroleum Consumption and Carbon Dioxide Emissions, SR/OIAF-CNEAF/2008-04, Aug. 2008. www.eia.doe.gov/oiaf/servicerpt/hydro/pdf/oiafcneaf(08)04.pdf, (accessed June 7, 2010). 21 Davis, S; Schlag, S.; Funada, C. Chemical Economics Handbook: SRI Consulting, 2008. http://www.sriconsulting.com. 0 5,000,000 10,000,000 15,000,000 20,000,000 25,000,000 Natural Gas Propane Ethane Butane Isobutane Billion BTU Annual U.S. Consumption of Fuel Gases (2008) Non-OSHA Regulated OSHA Regulated
*
13 industrial and commercial applications and 31 percent is used in power plants. The remaining 20 percent is residential.22
Figure 5. Fuel gas consumption and hydrogen and acetylene production
- The OSHA standard for LPG was based on the 1969 edition of NFPA 58. The
most recent (2008) edition of NFPA 58 contains safe venting provisions that are more protective than OSHA’s LPG Standard. These include additional provisions for safe purging of LPG vapor, requiring that vented product be conveyed outdoors “under conditions that result in rapid dispersion” or else combusted.
- OSHA has issued the Electric Power Generation, Transmission and Distribution
standard [1910.269(a)(1)(ii)(A)] that covers the operation and maintenance of electric power generation; however, the standard does not apply to the construction work being performed at Kleen Energy on the day of the incident.
- OSHA’s regulatory scheme provides requirements for controlling ignition sources
in hazardous locations that may have flammable atmospheres [e.g., 1910.307 Hazardous (classified) locations and 1910.252 Welding, Cutting and Brazing]. However, OSHA’s regulations that are otherwise applicable to this incident do not expressly prohibit the planned release of flammable gas in the vicinity of workers. OSHA’s Process Safety Management (PSM) Standard [1910.119 and 1926.64] addresses requirements for preventing the consequences of the catastrophic release of highly hazardous chemicals, including flammables. The PSM Standard, however, exempts flammable liquids or gases that are used solely for workplace 22 McDowell, B. “Natural Gas 101 & Current Industry Issues,” American Gas Association, http://www.aga.org/NR/rdonlyres/A66D328D-0D50-4770-BDFC-84D342207381/0/0605NG101.pdf , retrieved June 23, 2010.
0 5,000,000 10,000,000 15,000,000 20,000,000 25,000,000 Natural Gas Propane Hydrogen Ethane Butane Acetylene Isobutane Billion BTU Annual U.S. Production and Consumption of Flammable Gases (2008) Non-OSHA Regulated OSHA Regulated * *
- *
*
14 fuel consumption, which was the case at Kleen Energy, where the design intent was to use natural gas as a fuel.23
- The Connecticut Governor’s Commission investigating the Kleen Energy
explosion also found that, although the construction project was heavily regulated by a variety of agencies, no agency regulated the process used – or any process that might be used such as gas purging – to clean the natural gas pipeline that was the source of the explosion.
- Other U.S. and international workplace safety regulations not only require that
ignition sources in hazardous areas be eliminated, but also prohibit workers from being exposed to a work environment with a potential flammable atmosphere. California construction safety regulations24 require that “flammable vapors shall be controlled so as to avoid hazard to workers.” The California construction regulations define adequate ventilation for flammable gases as that which is sufficient to keep the concentration of flammable gas below 20 percent of the LEL.25 The majority of Canadian provinces prohibit work activity in an area if more than 20 percent of the LEL of a flammable is present in the atmosphere. OSHA has no similar general workplace requirements protecting workers from exposure to flammable atmospheres.
- At the Kleen Energy site, no safety meeting was conducted, nor was the gas blow
procedure reviewed, with the pipe cleaning crew before work began on February
- Safety meetings and procedural reviews provide personnel opportunities to
discuss potential safety risks involved in planned work and suggest safer alternatives. Presently, there are no OSHA regulatory requirements for workers to participate in developing procedures or training related to fuel gas safety.
- The Environmental Protection Agency (EPA) has reporting regulations for
hazardous substances that pose a potential threat to public health, welfare, and the environment, as listed in 40 CFR 302.4. The reportable quantities are based on several intrinsic characteristics, including ignitability; however, methane, which is highly flammable, does not appear in 40 CFR 302.4.
- Individual states can implement their own environmental reporting requirements
and at least two, Louisiana and Michigan, have specific rules concerning releases of natural gas. In Louisiana, releases greater than 1.0 but less than 2.5 million
23 The PSM standard requires that operating procedures such as those for start-up and temporary operations “provide clear instructions for safely conducting activities,” including hazards of the chemicals used in the process and “precautions necessary to prevent exposure.” Preliminary CSB analysis indicates that despite the occurrence of a catastrophic incident from the release of a highly hazardous chemical (flammable gas), the amount of flammable gas onsite in the piping would not have met the threshold quantity of 10,000 pounds that would trigger PSM coverage. However, a much larger quantity of flammable gas than 10,000 pounds was released to the atmosphere the morning of the incident. 24 California Code of Regulations, Title 8, Section 1534, Construction Safety Orders, Flammable Vapors. 25 The Lower Explosive Limit, LEL, is the concentration of a combustible material in air capable of propagating a flame in the presence of an ignition source (California Code of Regulations, Title 8, Section 1504, Construction Safety Orders, Application).
15 cubic feet in volume require a permit, but no controls. Releases greater than 2.5 million cubic feet require “flaring”26 the natural gas. In Michigan, when the release of natural gas exceeds 1.0 million cubic feet, “[t]he venting includes, at a minimum, measures to assure safety of employees and the public [and to] minimize impacts to the environment….” The 23 other states the CSB contacted indicated that they have no specific regulations concerning natural gas releases.
Standard and Basis for Urgent Recommendations
- Under 42 U.S.C. §7412(r)(6)(C)(ii), the U.S. Chemical Safety and Hazard
Investigation Board is charged with “recommending measures to reduce the likelihood or the consequences of incidental releases and proposing corrective steps to make chemical production, processing, handling and storage as safe and free from risk of injury as is possible ….”
- Board procedures authorize the development of an urgent safety recommendation
“if an issue is identified during the course of an investigation that is considered to be an imminent hazard and has the potential to cause serious harm unless it is rectified in a short timeframe, or a hazard is identified that is likely to exist in a large segment of industry such that the probability of an incident is significant.”
- General contracting companies and commissioning agents surveyed by the CSB
acknowledge that the most common practice to clean fuel gas piping is with natural gas. From a fire and explosion perspective, releasing large volumes of natural gas in the vicinity of workers or ignition sources is inherently unsafe.
- Approximately 125 power plants will commission new natural gas-fired
combustion turbines between 2010 and 2015.27 Figure 6 depicts the location density of these various plants across the U.S.
26 Flaring is a process by which combustible gas is directed to disposal equipment so that it may be destroyed by burning rather than being released to the atmosphere. 27 Platts World Electric Power Plants Database, 2010. http://www.platts.com/Products.aspx?xmlFile=worldelectricpowerplantsdatabase.xml&commodityName =&category=PriceAssessmentIndices&productname=World%20Electric%20Power%20Plants%20Databa se.
16
Figure 6. Location density of power plants with new natural gas-fueled combustion turbines (2010-2015)
- The CSB has documented previous incidents where flammable gas was released
in the vicinity of workers and ignition sources that led to serious fires and explosions.28
- Companies continue to conduct natural gas blows after the Kleen Energy
explosion. The CSB contacted 33 natural gas power generation plants currently under construction or planned to be constructed in the near future, and learned of two plants that have conducted a natural gas blow since the Kleen Energy incident and several others that are actively planning natural gas blows. Other plants the CSB contacted indicated that, because of the incident, they will not conduct a natural gas blow or will look into safer alternatives.
- Well-recognized safety guidance requires that safety hazards be eliminated where
feasible. Safer alternatives to natural gas blows, such as using air, nitrogen or pigging with air, are commonly practiced. GE and Siemens, two major turbine manufacturers, acknowledge that safer alternatives, such as using air, are just as effective as natural gas for cleaning fuel gas piping.
- The electric power generation sector and related industry associations do not
currently operate a safety standards development program or publish industry- recognized safety standards. No recognized good practice safety standards or technical guidelines address the conduct of cleaning power plant fuel gas piping. 28 Paragraphs 12, 16, 41, and 44 of this Urgent Recommendation document these releases.
17
- Although the use of natural gas far exceeds that of other regulated flammable
gases, OSHA has not issued a standard that addresses the safe handling of natural gas or that prohibits the release of fuel gas in the vicinity of workers and/or ignition sources.
Accordingly: Pursuant to its authority under 42 U.S.C. § 7412(r)(6)(C)(i) and (ii), and in the interest of preventing the serious harm that could result if the hazards underlying the explosions at Kleen Energy, ConAgra and other related incidents are not promptly rectified, the Board makes the following urgent safety recommendations:
Occupational Safety and Health Administration (OSHA) 2010-01-I-CT-UR1 Promulgate regulations that address fuel gas safety for both construction and general industry. At a minimum: a. Prohibit the release of flammable gas to the atmosphere for the purpose of cleaning fuel gas piping. b. Prohibit flammable gas venting or purging indoors. Prohibit venting or purging outdoors where fuel gas may form a flammable atmosphere in the vicinity of workers and/or ignition sources. c. Prohibit any work activity in areas where the concentration of flammable gas exceeds a fixed low percentage of the lower explosive limit (LEL) determined by appropriate combustible gas monitoring. d. Require that companies develop flammable gas safety procedures and training that involves contractors, workers, and their representatives in decision-making.
National Fire Protection Association (NFPA) 2010-01-I-CT-UR2 Enact a Tentative Interim Amendment and permanent changes to the National Fuel Gas Code (NFPA 54/ANSI Z223.1) that address the safe conduct of fuel gas piping cleaning operations. At a minimum:
18 a. Remove the existing NFPA 54 fuel gas piping exemptions for power plants and systems with an operating pressure of 125 pounds per square inch gauge (psig) or more. b. For cleaning methodology, require the use of inherently safer alternatives such as air blows or pigging with air in lieu of flammable gas.
American Society of Mechanical Engineers (ASME) 2010-01-I-CT-UR3 Make appropriate changes to the 2012 version of Power Piping, ASME B31.1, to require the use of inherently safer fuel gas piping cleaning methodologies rather than natural gas blows. At a minimum, for the cleaning or flushing methods discussed in B31.1 paragraph 122.10, require the use of inherently safer alternatives such as air blows and pigging with air as the motive force in lieu of flammable gas.
Major Gas Turbine Manufactures General Electric
2010-01-I-CT-UR4 Siemens
2010-01-I-CT-UR5
Solar
2010-01-I-CT-UR6
Mitsubishi Power Systems 2010-01-I-CT-UR7
Pratt & Whitney 2010-01-I-CT-UR8
Rolls-Royce 2010-01-I-CT-UR9
Provide to your customers:
a. Comprehensive technical guidance on inherently safer methods for cleaning fuel gas piping, such as the use of air or pigging with air.
b. Comprehensive Cleaning Force Ratio (CFR) guidelines, specifying both the upper and lower limits required to obtain satisfactory cleaning for the fuel gas piping for purposes of the warranties of the turbines.
c. Warnings against the use of fuel gas to clean pipes.
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General Electric
2010-01-I-CT-UR10 Solar
2010-01-I-CT-UR11
Siemens
2010-01-I-CT-UR12
Mitsubishi Power Systems 2010-01-I-CT-UR13
Pratt & Whitney 2010-01-I-CT-UR14
Rolls-Royce 2010-01-I-CT-UR15
Work with the Electric Power Research Institute to publish technical guidance addressing the safe cleaning of fuel gas piping supplying gas turbines. At minimum:
a. For cleaning methodology, require the use of inherently safer alternatives such as air blows and pigging with air in lieu of flammable gas.
b. Provide technical guidance for the safe and effective use of alternative methods for cleaning such as air and pigging with air.
The Governor and Legislature of the State of Connecticut
2010-01-I-CT-UR16 Enact legislation applicable to power plants in the state that prohibits the use of flammable gas that is released to the atmosphere to clean fuel gas piping.
2010-01-I-CT-UR17 Adopt the current version of NFPA 54 as amended pursuant to 2010-01-I-CT-R2.
The Board further authorizes and directs the chairperson to send correspondence to the governors of the other 49 states urging them to review the Board’s findings concerning the explosion at Kleen Energy, the Board’s recommendations to Connecticut, existing state regulations concerning natural gas safety, and to enact any necessary changes to state regulations and codes to prohibit the release of natural gas to the atmosphere during pipe cleaning operations at power plants and other similar facilities.
Electric Power Research Institute (EPRI)
2010-01-I-CT-UR18 Work with the six turbine manufacturers identified in this document – General Electric, Siemens, Solar, Mitsubishi Power Systems, Pratt & Whitney, and Rolls-Royce – to publish technical
20 guidance addressing the safe cleaning of fuel gas piping supplying gas turbines. At minimum:
a. For cleaning methodology, require the use of inherently safer alternatives such as air blows and pigging with air in lieu of flammable gas.
b. Provide comprehensive technical guidance on inherently safer methods for cleaning fuel gas piping, such as the use of air or pigging with air.
FD06425 | 2009_美国_veolia-environmental-services-flammable-vapor-explosion-and-fire.pdf
分类:06_境外及港澳台调查报告 | 年份:2009 | 地域: | 严重程度: | 场所: | 起火原因: | 来源格式:pdf
CASE STUDY Explosion and Fire in West Carrollton, Ohio (Four Workers Injured, Community Damage)
2009-10-I-OH JULY 21, 2010
Photo Courtesy of Ohio State Fire Marshal Veolia Technical Solutions, LLC
West Carrollton, Ohio
May 4, 2009
Key Issues: • Unsafe Building Siting • Atmospheric Relief Systems • Plant Emergency Procedures
This case study examines an explosion and fire at the Veolia ES Technical Solutions, LLC, facility in West Carrollton, Ohio, that severely injured two workers and slightly injured two others. Eight structures at the plant sustained damage, as did approximately 20 residences and businesses offsite.
INSIDE … Introduction Process Discussion The Incident Consequences Emergency Response Findings Analysis Recommendations
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2 1.0 Introduction At about 12:07 a.m. on May 4, 2009, highly flammable vapor, released from a waste recycling process, ignited and violently exploded, severely injuring two employees and slightly injuring two others at Veolia ES Technical Solutions, LLC. Multiple explosions afterward significantly damaged every structure on the site. Residences and businesses in the surrounding community also sustained considerable damage. The fire was declared under control by 10:38 a.m. that day. 1.1 Veolia Corporation The West Carrollton facility opened in 1979 as Solvent Resource Recovery and, after several name changes, became Chemical Waste Management (CWM) Resource Recovery in
- In 1999, Vivendi, a French company
purchased the facility as part of a larger acquisition and transferred the assets to Onyx Environmental Services, L.L.C. (OES). On July 1, 2006 the site was renamed Veolia ES Technical Solutions, L.L.C. (VESTS)—a subsidiary of Veolia Environmental Services North America Corp. (VESNA). VESNA is a publicly traded subsidiary of Veolia Environnement, which employs more than 300,000 worldwide.
- 2
Company Background1 The Veolia facility is approximately 7 miles southwest of Dayton, Ohio, and is located on Infirmary Road, 0.7 miles north of the intersection with Farmersville West Carrollton Road. The surrounding land is used for residential, industrial, and farming purposes.
The company provided hazardous waste services for industrial and municipal customers. The Veolia site, an estimated 20 acres, employed
1 Part of the facility is being rebuilt and some is still in operation, but for the sake of consistency, and to avoid confusion, past tense will be used throughout this document. about 72 workers on the day of the incident. Six employees were at work on the night of the incident. Veolia is a member of the Environmental Technology Council (ETC), a national trade association of commercial environmental firms that recycle, treat, and dispose of industrial and hazardous waste. The CSB issued two recommendations to ETC as the result of an investigation of a fire in 2006 at a hazardous waste facility located in Apex, North Carolina. ETC has not acted upon either of these recommendations to date.
Governed by U.S. Environmental Protection Agency (EPA) regulations authorized by the Resource Conservation and Recovery Act (RCRA), Veolia is a state-permitted treatment, storage, and disposal facility (TSDF). The site was subject to inspections by the Ohio EPA twice a year, and customers audited between 20 and 40 times a year. The site provided the following services to waste generators:
• Fuel Blending: Received flammable and combustible waste streams (liquids, solids, and sludge), consolidated them into marketable waste-derived fuels, and shipped them for burning in energy-recovering cement kilns. Bulk and containerized wastes arrived in liquid, solid, or sludge/slurry form. • Solvent Recovery: Distilled and reclaimed liquid waste solvents that arrived in loads. The facility had three distillation units that produced usable solvent from this waste material. • Waste Consolidation: Consolidated like materials into larger containers, usually 55- gallon drums. If possible, the consolidated material was blended or recovered onsite; otherwise, it was transported to other locations. • Waste Material Transfer: Received, stored, packaged, and transferred waste which did not require treatment, fuel blending, or disposal.
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3 Figure 1. Aerial view of the Veolia facility (Montgomery County, OH GIS Photo) 1.3 Facility Description Employees occupied a number of structures at the site depending on the time of day. The lab/operations building and the administration building were the two with the most employees. The lab/operations building was a multi-use structure that served as the primary workstation for lab technicians, lab managers, production clerks, plant operators, and supervisors. The building also housed a control room, break/dining area, laboratory, and locker rooms. Eight offices were contained within the building. Three boilers were located in the northwest section of the lab/operations building. The north wall of this building was less than 30 feet from the operating units. The administration building, located about 500 feet south of the operating plant, provided office and meeting space for plant management, technical, accounting, environmental health and safety, and other personnel. The remaining structures were the decant, drum storage, non-hazardous waste processing, and maintenance buildings. The processing area consisted of two tank farms and three solvent recovery units.
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4 2.0 Process Discussion 2.1 Solvent Recovery Process Description Veolia processed hazardous and non-hazardous waste products at the West Carrollton site. The facility received waste solvent in bulk tanker trucks and drums. The waste streams received for recovery were dirty or spent solvents from industrial generators. Typical solvent blends consisted of aliphatic hydrocarbons, chlorinated hydrocarbons, esters, ketones, and alcohols. The residue, or “still bottoms,” that remained after onsite distillation consisted of plasticizers, resins, pigments, and residual solvents. Tanker trucks were unloaded directly into bulk storage tanks (dirty tanks) at the trailer containment areas. Drums were unloaded into receiving areas for temporary staging. Waste was then decanted into bulk storage tanks or repackaged for shipment offsite. Veolia either returned clean solvent to the generator for reuse or sold the product to other industrial users after purifying it by distillation. Veolia also transported non-distillables to an offsite permitted hazardous waste facility for combustion either in a supplemental fuels program or in a hazardous waste incinerator for safe destruction.
Figure 2. Plot plan of Units 1, 3, and 4; clean and dirty tanks; and the lab/operations building (not to scale) Veolia recovered and recycled waste solvents to 95 to 99 percent concentration. Twenty-three carbon steel “dirty” tanks and 16 stainless steel “clean” tanks ranging in capacity from 8,000 to 20,000 gallons abutted Units 1, 3, and 4 to the east and west, respectively (Figure 2). Incoming solvents were unloaded into tanks in the dirty tank farm. Dirty tanks acted as feed tanks for the solvent recovery process, and clean tanks received and stored recovered product. A three-inch vapor-piping manifold, called the “vapor balance system,” equalized the gas
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5 pressure above the liquid contents when loading and unloading the tanks. The dirty tank farm and the clean tank farm had independent vapor balance pipe systems, though the dirty tank vapor balance system was connected to the molecular sieve unit and the drum disposal unit at the decant building.
Units 1, 3, and 4, the three distillation units, and one molecular sieve processed the dirty solvents. The molecular sieve removed water from certain solvent streams and was connected to the dirty tank vapor balance system. Processed solvents were then stored in stainless steel tanks in the clean tank farm. Units 1 and 3 operated continuously while Unit 4 used a batch process. Unit 1 was composed of a thin film evaporator and condenser.2 Unit 3 consisted of a wiped film evaporator, fractionating distillation column, and condenser.3 Unit 4 used a 12,000-gallon batch still, reboiler, fractionating distillation column, and condenser.4 Three natural gas-fired tube boilers produced 120-psig steam for both process use and building heat. A Therminol 55® hot oil unit provided process heat for evaporators in Units 1 and 3. The facility used nitrogen to regenerate the molecular sieve, blanket the hot oil unit, and purge the drum disposal unit. One operator was responsible for operating all units under the direction of a shift supervisor and a reclaim supervisor. The units operated 24 hours a day, seven days a week as needed to meet production demands.
2 Thin film evaporators heat the raw material on the internal surface of a heated tube until the lower boiling component starts to evaporate. 3 Wiped film evaporators increase evaporation or separation of heat-sensitive liquids. Feed flows down the inside of a cylindrical vessel wall, while rotating wiper blades spread the material across the wall and maintains a uniform film of the material. 4 OSHA Process Safety Management (PSM) covered process. 3.0 The Incident The incident occurred at about 12:07 a.m. on May 4, 2009, when highly flammable vapor released from a waste recycling processing area in the dirty tank farm ignited and violently exploded, severely injuring two Veolia employees. One employee suffered first-degree burns and a second broke his pelvis. Multiple explosions ensued, significantly damaging a majority of the facility, surrounding businesses and residences. The two most severely injured were both in the lab/operations building at the time of the incident. One worker was in the control room, located about 25 feet from the operating unit, when the escaping vapor ignited. He reported being enveloped “[in a] fireball that…went through the building [and that] seemed to stop as fast as it started.” Shortly after the first series of explosions, this worker was seen exiting the area to a pre-arranged assembly point at the main gate. West Carrollton Fire Department (WCFD) Emergency Medical Services (EMS) immediately transported him to Miami Valley Hospital. WCFD EMS examined two other Veolia employees. One, whose hands were cut after he jumped a fence topped with barbed wire, was treated and released. The second, who experienced breathing difficulties, was treated with a nebulizer and released. One severely injured employee heard the sound of a release and detected a very strong odor as he left for a meal break in the area south of the lab/operations building about three minutes before the explosion occurred. He saw a white vapor cloud in the dirty tank farm advancing toward the lab/operations building. He returned to the lab/operations building to notify the shift supervisor and other personnel, and to retrieve a respirator. When the vapor ignited, a bank of personnel lockers fell over, briefly pinning the employee and breaking his pelvis. Unable to walk, the worker sought shelter underneath a tractor-trailer after he dragged himself out of the southwest door of the lab/operations building. When he saw flames
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6 advancing toward him, he continued his egress along the property fence-line on the southwest portion of the facility until he found help near the administration building about two hours after the incident. An employee standing at the northwest corner of the lab/operations building reported that the sound of the release subsided noticeably just before the first explosion. He then saw the double-doors of the room housing three natural gas-fired boilers blow open. (Two of the boilers were in service at that time.) A few seconds after the first event, he saw a subsequent, larger explosion that appeared to originate in the dirty tank farm. The worker saw a flame-front that extended to the north wall of the drum storage building, which exhibited extensive damage during post-incident inspections. Neighboring property security/surveillance media recorded multiple explosions after the initial event. These recorded events proceeded for roughly 45 minutes after the initial explosion. 3.1 Operations at Time of Incident The plant operators worked 12-hour shifts; day shifts started at 5:00 am and night shifts started at 5:00 p.m. At shift change before the incident, the dayshift operator told the nightshift operator that something had dislodged in the Unit 3 evaporator, causing an intermittent rattle in the sludge pump during his shift.5
When the day shift operator noticed the unusual sound, he contacted the reclaim supervisor by phone at home, who advised him to continue operating Unit 3 as outlined in the operating plan unless the pump was disrupting plant operation.
5 The CSB investigators discovered that the cause of the rattling was a sheared bolt used to secure a blade in the evaporator. To demonstrate the rattle to the nightshift operator coming on shift, the dayshift operator pressured nitrogen back through the pump suction to the vessel serving as the source of material to the pump.
Immediately prior to the release that led to the explosion, the unit operator had commenced the shutdown of a tetrahydrofuran (THF) solvent recovery process on Unit 3 when test results indicated that the material had reached the desired azeotropic6
state. Unit 3 was processing a THF and water mixture that was stored in dirty tank 14 (D-14). The intent was to recover THF from the mixture for a customer. The THF was transferred to a mixing tank in the clean tank farm where fresh water was added re-dilute the mixture to 20 percent THF and 80 percent water. The THF and water mixture was decanted back to D-14 for processing in Unit 3. When the THF and water mixture reached its azeotrope of 5.3 percent water in THF, further distillation was no longer effective in Unit 3 and the recovery process was transferred to the molecular sieve to break the azeotrope and dry the THF to a water content of 0.03 percent
6 An azeotrope is the threshold ratio of two or more liquids (chemicals) such that simple distillation cannot further change their composition. When two substances reach azeotrope, the boiled vapor has the same ratio of constituents as the original mixture.
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Figure 3. Dirty tank, manifold, and relief systems
After completing the run, the Unit 3 shutdown process required clearing the pipe of remaining process materials. This was accomplished by back-blowing nitrogen through the circulation piping into the dirty tank prior to closing valves to isolate the tank from the operating unit. The vapor release occurred shortly after the unit operator started the flow of nitrogen back to the dirty tank. Employees present at the time of the incident reported that, about two minutes before the explosion, they heard a loud vapor release. Some also recalled a very strong THF odor and reported the source of the release to be in the dirty tank area, which is about 80 feet northeast of the three natural gas-fired boilers located in the lab/operations building. In addition, they reported the vapor drifting back to ground level made normal breathing difficult for them. The overpowering odor knocked several employees to their knees. 3.2 THF Characteristics THF, a general purpose, flammable, organic solvent, is a colorless, water-miscible, stable liquid. THF reacts readily with oxygen (e.g., on contact with air) to form unstable peroxides (predominantly hydroperoxides). Adding certain stabilizers inhibits the formation of peroxides. THF has a flammability rating of 3 in accordance with NFPA 704, and is a class 1B flammable liquid.
A solution of THF in water is flammable in concentrations of only 0.3 percent. Escaping vapors can flow along surfaces to distant ignition sources and result in a flashback fire.
THF vapors form an explosive concentration in air between 2.3 and 11.8 percent at 20 °C (68 °F). As a liquid, THF is less dense than water, and THF vapors are heavier than air.
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8 Transportation, handling, and storage precautions for THF urge the exclusion of atmospheric oxygen. THF guidance also suggests that reducing water content from THF or THF mixtures can leave behind high-boiling inhibitors and concentrated peroxides, which increase the possibility of violent explosions. Many incidents associated with the distillations of peroxidizable materials occur when peroxides become concentrated in distillation residue. However, dilution, frequent peroxide testing, and nitrogen flushing reduce the hazards.7 Veolia procedures for THF recovery in Unit 4 included safeguards to prevent peroxide formation such as purging with nitrogen, testing for peroxides every two hours, and adding inhibitor as needed. Pure processed THF was stored in a clean tank and could be isolated with valves from the vapor balance line. Under normal operations, the water concentration in Unit 3 could not drop below the azeotrope of 5.3 percent water. Given that the THF was not concentrated beyond the azeotrope during this distillation phase, precautions for peroxide formation were not included in the Unit 3 operating procedure.
- 3
Relief Systems The U.S. Chemical Safety Board (CSB) concluded that uncontrolled venting allowed vapors to accumulate to explosive concentrations outside process equipment. Relief valves and rupture disks protected equipment in Units 1, 3, and 4 and relieved to the atmosphere. A two-inch pressure/vacuum vent relief device provided protection for “normal breathing” when pressure exceeded 0.5 psig or vacuum exceeded 1.55 mmHg for each tank in the dirty and clean tank farms. This device relieved pressure whenever an unbalanced transfer occurred or brought in ambient air to avoid tank collapse under negative pressure. On the dirty
7 BASF. “Tetrahydrofuran (THF) Storage and Handling,” BASF Corporation Chemicals Division, 1998. tanks, 18-inch "long-bolt" manways8
provided emergency venting. The weight of the manway cover kept the opening sealed against the gasket. When pressure developed to lift the cover, the bolts allowed the cover to lift at least 1.5 inches. Both of these relief devices vented directly to the atmosphere. All relief valves and rupture disks for pressure vessels relieved directly to the atmosphere. Units 3 and 4 rupture disks were oriented upward toward the north while the relief valves vented to the east or the north. Tanks and vessels that suffered the most severe damage were located near the D-14 tank that served as the source of feed to Unit 3. The unit operator blew nitrogen into this tank just prior to the release.
8 A manway is a large opening at the top of the tank to allow access.
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9 4.0 Consequences 4.1 Onsite Damage Most of the buildings on the site were constructed of steel frames with metal siding. Overpressure damage to these buildings was extensive, most notably to the decant building, located about 75 feet due east of the likely source of the release. Overpressure forces hit the steel frames on the western side of this building with such force that their anchoring tore loose from the foundation and deflected to the east. The explosion and fire damaged all buildings and operating units at the site. These areas included the administration, drum storage, decant storage, maintenance, and non-hazardous waste processing buildings, and Units 1, 3 and 4, where several dirty tanks were destroyed. The tops of two stainless steel clean tanks also blew off during the incident. Solvent mixtures spilled from the damaged tanks and pooled under the dirty tanks. Tank legs in the area immediately east of Unit 3 sagged from the intense heat generated by the pool fire that erupted after the flammable vapor ignited. Several tanks appear to have toppled due to the intense heat. When falling over they released material that fueled a pool fire, which extended the burn time of the fire. The lab/operations building, which is likely the point of origin for the initial ignition of flammable vapor, was also severely damaged. The interior of the structure displayed minimal fire damage based on post-incident inspection; however, the masonry block, drywall, and doors in the boiler room deflected in an outward direction from the center of the room (Figure 4). Walls throughout the structure were similarly oriented outward, including most of the exterior south wall of the lab/operations building. Roof panels above the boiler area blew upward. The north side of the building, directly facing the operating plant, remained intact with the exception of the northeast corner, which was due south of the suspected source of the release (Figure 2). The Veolia facility has a water storage tank intended for use during a fire, which normally contains about 500,000 gallons of water. Rendered inoperative due to ruptured pipes, the system failed to suppress the fires
Figure 4. Boiler and locker room damage 4.2 Community Damage The West Carrollton Code Enforcement Officer and company records estimate that about 20 residences sustained damage from the explosion. Residents reported broken windows, bent garage doors, and chimney detachment. The Code Enforcement Officer condemned the garage of one residence. About five neighboring businesses also sustained damage. One local business less than a quarter-mile away suffered extensive damage, including cracked masonry block walls, broken windows, cracked walls, misaligned doors, broken ceiling light fixtures, foundation shift, bent steel framing, and fallen ductwork. Some offices displayed damage, suggesting workers may have been injured had they been present at the time of the explosion. Preliminary estimates, including lost production, property damage, and business disruption, place total costs at about $27 million.
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Figure 6. Neighboring business office damage
Figure 5. Residential damage 5.0 Emergency Response The WCFD dispatch center received the first 9-1-1 calls at 12:07 a.m. on Monday, May 4,
- Engine and truck companies from the
WCFD were the first to respond. Upon arrival, WCFD officers immediately activated the National Incident Command System (NIMS) and assigned roles and responsibilities to manage the incident. All responding jurisdictions were conversant and compliant with NIMS, and all facets of the response were conducted through a multi-jurisdictional Unified Command Structure with no reported logistical, jurisdictional, or communication issues. Shortly after their arrival, West Carrollton responders directed a request to the Montgomery County Sheriff’s Office Foam Bank9 Mutual aid response to the incident included: to help extinguish the fire in the dirty tank area. Based on air sampling and observations, responders did not issue a shelter-in-place during the response to this incident. • Miami Township Fire Department • Moraine Fire Department • Miamisburg Fire Department • Dayton Regional Hazardous Material (HazMat) trailer and foam truck
9 A foam bank is a storage system that maintains a supply of fire-fighting foam intended for use by a network of firefighting agencies. Other responding agencies included • U.S. EPA • Ohio State EPA • Ohio State Fire Marshal • Occupational Safety and Health Administration (OSHA) • U.S. Department of Homeland Security • Department of Power and Light • Vectren (gas supplier) • Jefferson Regional Water Due to environmental concerns, responders allowed the fires on the Veolia property to burn without applying water because of the proximity of the facility to a nearby creek and the high area water table. Firefighters applied foam at about 10:00 a.m. the next day to extinguish the remaining fires in the dirty tank farm.10 The EPA, notified by the National Response Center, deployed a trailer to sample the air around the perimeter of the plant, and found no hazardous concentrations of toxins.
10 Ohio State Fire Marshal’s Office report.
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11 6.0 OSHA PSM Standard In a post-incident inspection, OSHA issued citations for numerous violations of the Process Safety Management (PSM)11 The citations alleged that the company failed to conduct compliance audits every three years to ensure that policies and procedures were in place for the handling of flammable liquids. They also cited worker training deficiencies, inadequate testing and inspections of piping and processes, a lack of written standards for operating procedures, maintaining mechanical integrity of equipment, and other items involving process safety. Standard. The OSHA PSM Standard (29 CFR 1910.119) requires employers to prevent or minimize the consequences of catastrophic release of highly hazardous chemicals as well as flammable liquids and gases. Hexane and acetone are listed chemicals, and Unit 4 processed more than the threshold quantity so the PSM standard applied.
11 Process Safety Management is a regulation promulgated by the U.S Occupational Safety and Health Administration (OSHA). A process is any activity or combination of activities including any use, storage, manufacturing, handling or the on-site movement of Highly Hazardous Chemicals (HHCs) as defined by OSHA and the Environmental Protection Agency. 7.0 Findings 7.1 Veolia • The vent devices were not designed to contain or control hazardous and/or toxic vapor. • Two natural gas-fired boilers were in service in the lab/operations building at the time of the incident and most likely provided the ignition source. • The lab/operations building, which housed the source of the ignition, was located about 30 feet south of the operating plant and served as a mixed-use structure, which was occupied primarily by non-essential personnel throughout the day shift. • The operating plant had an electrical classification of Class 1, Division 112 • No record existed of a process hazard analysis (PHA) to evaluate the siting of the lab/operations building so close to the operating units. and was compliant with electrical code requirements. However, the lab/operations building was not classified under the National Electrical Code (NFPA 70). • The two most seriously injured workers were in the lab/operations building at the time of incident. While one worker was attempting to mitigate the vapor release in the plant, the second was donning personal protective equipment (PPE) to assist in the effort.
12 NFPA 70, National Fire Protection Association National Electric Code designation for the location and necessary protection of electrical equipment in areas where flammables are likely to exist.
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Figure 7. Roof and north wall of lab/operations building and boiler room 8.0 Analysis 8.1 Overpressure Event The CSB was unable to determine conclusively the cause of the overpressure event due to the extensive damage in the process area. Based on employee observations and the characteristics of the materials being processed, two possible scenarios could have resulted in a release of flammable vapor during the nitrogen blowback process: • Accumulated THF residue containing peroxides suddenly became active when exposed to oxygen through the vacuum breaker or long-bolt manway. • The line to the dirty tank was inadvertently mis-manifolded prior to the nitrogen blowback, resulting in the pressurization of a nearby dirty tank containing unprocessed, flammable, or peroxide-containing liquid. 8.2 NFPA The National Fire Protection Association (NFPA) is an international, nonprofit organization that develops, publishes, and disseminates more than 300 consensus codes and standards intended to minimize the possibility and effects of fire and other similar risks. NFPA also provides research, training, and education and has a membership of over 75,000 individuals around the world.
NFPA codes and standards are widely adopted because they are developed using an open, consensus-based process, in accordance with American National Standards Institute standard development process. Volunteer committee members, with a wide range of professional expertise develop and review all NFPA codes and standards.
Currently, there are no industry standards available to TSDF owners, permitting agencies, and local fire officials to establish safety requirements addressing fire and similar risks. While the NFPA does publish occupancy standards for many industrial facility types (e.g., NFPA 820, Standard for Fire Protection in Wastewater Treatment and Collection Facilities), there is no standard specific to TSDFs. NFPA 30, Combustible Liquids Code, applies to the storage, handling, and use of flammable and combustible liquids. As defined by NFPA Section 3.3.6.1, Veolia considered the lab/operations structure an “important building.” An important building is an occupied structure where egress within two minutes cannot be reasonably expected, or process control buildings that require skilled personnel for the orderly shutdown of important or hazardous processes.13 • Once the unit operator discovered the release, he began efforts to mitigate the leak by approaching shut-off valves located in the plant, but could not because of the overpowering odor of the released material. If the lab/operations building had a centralized shutdown capability and was located farther away from the operating plant, the unit operator would have been
13 NFPA 30, Flammable and Combustible Liquids Code, Annex A.
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13 able to conduct a safe and orderly shutdown of the plant. NFPA 30, Section 22.4.1.1, guidance for control room location, allows for siting as close as 10 feet to an operating unit processing “stable combustible liquids.” • While Veolia appeared to be compliant with NFPA guidance for stable combustible liquids using Class 1, Division 1 guidance for the operating units, the location of the electrically unclassified lab/operations building less than 30 feet away provided multiple potential ignition sources (including three-fired boilers) for any released material. 8.3 Center for Chemical Process Safety (CCPS) The Center for Chemical Process Safety (CCPS)is a division/directorate of the American Institute of Chemical Engineers, which is a 501 (c)(3) not for profit educational organization. The organization identifies and addresses process safety needs within the chemical, pharmaceutical, and petroleum industries through the development of best practice guidelines to prevent or mitigate catastrophic chemical releases. The CCPS publication, “Guidelines for Evaluating Process Plant Buildings for External Explosions and Fires,” provides guidance for siting buildings in areas processing Class 1B liquids. All criteria listed in an example for Class 1B liquids would have been met by Veolia under the summary statement that “a long and successful operating history exists to support the low explosion potential of NFPA Class 1B flammable liquids when handled under the conditions indicated.”14
These criteria state that explosions are extremely unlikely because:
14 Center for Chemical Process Safety, Evaluating Process Plant Buildings for External Explosions and Fires, New York, 1996.
• Potential for a vapor cloud explosion (VCE) is low due to the inherent properties of Class 1B liquids under storage and release conditions (lack of confinement, congestion, and release of material under low pressure). – However, at the West Carrollton facility, considerable congestion and confinement was created by tanks, pumps, and related equipment. • The material being released has no potential for chemical reactions or for condensed- phase explosions. – However, the materials processed at the West Carrollton facility sometimes had the potential for chemical reaction. • In addressing the fact that the potential for explosions cannot be entirely eliminated, a reliance on alarms and operating procedures along with procedures to minimize potential ignition sources was considered sufficient. – However, the electrically unclassified lab/operations building was close enough to the plant to provide the initial source of ignition for the incident.
Veolia ES Technical Solutions, L.L.C. Case Study
JULY 2010
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Veolia ES Technical Solutions 2009-10-I-OH-R1 During the rebuild of the plant, revise policy to restrict occupancy of non-essential personnel in buildings in close proximity to operating plants. 2009-10-I-OH-R2 During the rebuild, design and install a closed relief system and develop a policy for safe venting (e.g., use of a flare) for relief systems to the atmosphere. 2009-10-I-OH-R3 Conduct a process hazard analysis on all OSHA Process Safety Management covered processes to ensure all buildings and structures at the West Carrollton facility are located and designed in accordance with electrical classification and spacing as defined in NFPA 70. 9.2 NFPA 2009-10-I-OH-R4 Revise NFPA 30, Chapter 17, to include a section requiring a written engineering analysis to determine the safe separation distance for occupied buildings, control rooms, and operating areas. The analysis must be acceptable to the authority having jurisdiction.
- 3
Center for Chemical Process Safety (CCPS) 2009-10-I-OH-R5 Revise control room siting guidelines to reflect the diversity of characteristics that Class 1B flammable liquids can exhibit (e.g., heavy vapor, and plant areas that provide congestion and confinement). 9.4 Environmental Technology Council 2009-10-I-OH-R6 (Supersedes 2007·01·I·NC·R2)
Petition the National Fire Protection Association, following the guidelines of their "Codes and Standards Development Process" (www.nfpa.org), to develop an occupancy standard specific to hazardous waste treatment, storage, and disposal facilities. The purpose of the standard would be to prescribe technical requirements for the safety to life and property from fire, explosion, and release; and to minimize the resulting damage from a fire, explosion, and release. At a minimum, but not limited to, the standard should address:
• Hazard Identification • Chemical Fire and Release Protection and Prevention • Facility and Systems Design • Employee Training and Procedures • Inspection and Maintenance 2009-10-I-OH-R7 (Supersedes 2007·01·I·NC·R3) Develop and issue standardized guidance for the processing, handling and storage of hazardous waste to reduce the likelihood of fires, explosions, and releases at hazardous waste treatment storage and disposal facilities. Include the incident findings, consequences, conclusions, and recommendations from the CSB investigations of the Environmental Quality facility and the Veolia ES Technical Solutions.
Veolia ES Technical Solutions, L.L.C. Case Study
JULY 2010
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The U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board (CSB) is an independent Federal agency whose mission is to ensure the safety of workers, the public, and the environment by investigating and preventing chemical incidents. The CSB is a scientific investigative organization; it is not an enforcement or regulatory body. Established by the Clean Air Act Amendments of 1990, the CSB is responsible for determining the root and contributing causes of accidents, issuing safety recommendations, studying chemical safety issues, and evaluating the effectiveness of other government agencies involved in chemical safety. No part of the conclusions, findings, or recommendations of the CSB relating to any chemical accident may be admitted as evidence or used in any action or suit for damages. See 42 U.S.C. § 7412(r)(6)(G). The CSB makes public its actions and decisions through investigation reports, summary reports, safety bulletins, safety recommendations, case studies, incident digests, special technical publications, and statistical reviews. More information about the CSB is available at www.csb.gov. CSB publications can be downloaded at www.csb.gov or obtained by contacting: U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board Office of Congressional, Public, and Board Affairs 2175 K Street NW, Suite 400 Washington, DC 20037-1848 (202) 261-7600 CSB Investigation Reports are formal, detailed reports on significant chemical accidents and include key findings, root causes, and safety recommendations. CSB Hazard Investigations are broader studies of significant chemical hazards. CSB Safety Bulletins are short, general-interest publications that provide new or noteworthy information on preventing chemical accidents. CSB Case Studies are short reports on specific accidents and include a discussion of relevant prevention practices. All reports may include safety recommendations when appropriate. CSB Investigation Digests are plain-language summaries of Investigation Reports.
FD06426 | 2010_CSB_2010_Kleen_Energy_ConAgra_Gas_Blow_Explosion_Urgent_Recommendation.pdf
分类:06_境外及港澳台调查报告 | 年份:2010 | 地域: | 严重程度: | 场所: | 起火原因: | 来源格式:pdf
U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD Urgent Recommendations
Summary of Board Actions:
On June 9, 2009, four workers were killed and 67 others were injured in a natural gas explosion at the ConAgra Foods Slim Jim™ meat processing facility in Garner, North Carolina. Less than eight months later, on February 7, 2010, six workers were killed and at least 50 others were injured in a natural gas explosion at the Kleen Energy power plant under construction in Middletown, Connecticut. Both incidents had the potential to cause even more severe damage and loss of life. The U.S. Chemical Safety Board investigated both incidents and reviewed the facts surrounding other serious fuel gas incidents in the United States in recent years.
Both the explosions at ConAgra Foods and Kleen Energy resulted from planned work activities that led to large releases of flammable natural gas in the presence of workers and ignition sources. The CSB determined that no specific federal workplace safety standards prohibit such intentional releases of natural gas into workplaces. The CSB also determined that feasible alternatives exist to the unsafe practices that led to the explosions at Kleen Energy and ConAgra Foods, and that many companies (though not all) use safer methods for handling or venting natural gas. The Board issues the following urgent safety recommendations to the U.S. Occupational Safety and Health Administration, the National Fire Protection Association, and other parties and votes to conclude its investigations of the ConAgra Foods and Kleen Energy incidents.
Whereas: Background and Findings
- On Sunday, February 7, 2010, Kleen Energy, a combined-cycle1 natural gas-
fueled power plant under construction in Middletown, Connecticut, experienced a catastrophic natural gas explosion that killed six and injured at least 50.2
- The incident occurred during the planned cleaning of fuel gas piping, part of the
commissioning and startup phase of the Kleen Energy project. At the time of the incident, workers were conducting a “gas blow,” whereby natural gas is forced through the piping at a high pressure and volume to remove debris. The natural
1 In a combined-cycle plant, power is generated by two different processes: in the first, a gas turbine (similar to a jet engine) drives an electric generator to produce electricity; the second uses the turbine exhaust heat to generate steam. The steam powers a turbine to drive a second electric generator. 2 The general contractor provided an evidentiary record indicating that 50 individuals were injured. Due to conflicting company reports, a more accurate number cannot be determined.
2 gas and debris are subsequently released directly to the atmosphere. At the Kleen Energy construction site, workers used natural gas at a pressure of approximately 650 pounds per square inch gauge (psig).
- A total of 15 natural gas blows were completed intermittently over approximately
4 hours through a number of open-ended pipes located less than 20 feet off the ground. These vents were adjacent to the south wall of the main power generation building at the site.
- On the day of the incident, the pipe cleaning crew did not have a safety meeting
that specifically discussed the hazards of natural gas blows, nor did they receive and review the natural gas blow procedure.
- At the time of the explosion, natural gas was being blown from an open-ended
pipe between two large structures, known as heat recovery steam generators (HRSGs), in an area immediately south of the power generation building. This location, while outdoors, was congested by the surrounding power generation equipment (Figure 1). The vent pipe itself was installed in a relatively horizontal orientation. Both the congested area and the orientation of the vent pipe likely adversely affected the dispersion of the natural gas.
Figure 1. The general location of open-ended pipe where natural gas was vented to the outdoors at time of incident (yellow oval). The actual vent piping is obscured by the structure and scaffolding.
- Efforts were made to eliminate or control potential ignition sources outside of the
power generation building. However, ignition sources remained outside and inside. The gas blows themselves could have been self-igniting due to expelled debris creating a spark or through static accumulation from the flow of the gas. Many ignition sources also existed inside the building: electrical power to the building was on, welders were actively working, and diesel-fueled heaters were running. 3
- Initial calculations by the CSB investigators revealed that approximately 480,000
standard cubic feet of natural gas were released outdoors near the building in the final 10 minutes before the blast. Just over 2 million standard cubic feet of natural gas were released in total over the course of the morning.3
- At approximately 11:15 a.m., the released natural gas found an ignition source
and exploded.
- Approximately 150 workers were at the construction site on Sunday, February 7,
the day of the explosion. Non-essential personnel were restricted from the area immediately south of the main power generation building during the gas blows. However, more than 50 people were working inside the power generation building at the time of the explosion; only about 15 of the 50 were actually involved in the natural gas blow activities.
- While some workers were informed that natural gas blows would be occurring on
February 7, others did not learn about the planned natural gas blows until they reported to work that morning. Some contractors were instructed to continue working inside the power generation building during the natural gas blow activities, while other groups were directed to leave while the work was being completed. A few individuals made the personal decision to vacate the building because they were alarmed by the smell of the natural gas odorant.
- The six individuals fatally injured were all within the power generation building
at the time of the explosion; five were involved with the natural gas blow activities and one was not.
Similar Natural Gas Blow Incidents
- A similar natural gas blow incident occurred on January 26, 2003, at Calpine’s
Wolfskill Energy Center natural gas power plant in Fairfield, California, during its pre-commissioning phase of construction (Figure 2). High-pressure natural gas at approximately 630 psig was vented through four-inch diameter piping directly to atmosphere to flush out debris.
3 Two million standard cubic feet of natural gas is more than two billion BTUs worth of gas – enough to fuel a typical American home every day for more than 25 years, assuming typical consumption of 77,900 standard cubic feet per year for a household. (Analogy provided by http://www.aga.org/Kc/aboutnaturalgas/additional/HowtoMeasureNaturalGas.htm, accessed June 23, 2010.)
4
Figure 2. The Calpine Wolfskill Energy Center gas blow incident
- The natural gas blow was performed in a congested area; the open-ended pipe was
located 10.5 feet off of the ground and situated approximately 10 feet from the gas turbine building. The pipe outlet was located near an overhang of the building that provided between 2,000 and 9,000 cubic feet of confined area in which the dispersed gas could accumulate to an explosive level. While the close proximity of these structures presented potential ignition sources, as their metal surfaces could have caused sparking from expelled debris,4 Calpine determined that the explosion was most likely ignited by static electricity generated from the natural gas flowing at a high velocity through ungrounded piping.
- Seven people were present, directing or observing the gas blows on January 26,
2003, including a representative from both the turbine manufacturer and the local fire department. They were standing in different locations, from 80 to 140 feet from the venting location, when the explosion occurred. The explosion was powerful enough to shatter windows a quarter of a mile away and was heard up to 10 miles from the site. When the explosion occurred, the debris was projected over the heads of those workers in the vicinity. No injuries were reported.
- Calpine’s investigation report of the Wolfskill incident identified several factors
determined to be causal to the explosion, including that safer alternative means of cleaning the fuel gas piping were not used. The report states: “Use of natural gas is convenient, but certainly is not the only method for cleaning the pipes. Other Calpine facilities do not allow the use of natural gas for such purposes and instead use compressed air.” 4 Lees, F.P. Loss Prevention in the Process Industries – Hazard Identification, Assessment and Control; Oxford, UK: Butterworth Heinemann, 1996; Vols. 1, 2, 3.
5
- Another natural gas blow incident occurred in October of 2001, during the
commissioning of fuel gas piping at a FirstEnergy power generation station in Lorain, Ohio. The fuel gas piping leading to the turbine was cleaned through the use of an air blow, pigging, and finally a high pressure natural gas blow. The incident report indicates that a relatively short, three-foot stack was installed to serve as the fuel gas outlet during the blow. Shortly after commencing the gas blow, the gas unexpectedly ignited, causing a flame to shoot approximately 30 to 40 feet into the air from the stack outlet. Personnel immediately shut off the gas flow to extinguish the fire. No injuries resulted, but the fire caused damage to nearby electrical cables. Investigators concluded that the gas was most likely ignited by a metal particle exiting the piping during the blow which impacted a nearby metal surface, causing a spark. Gas outlet stacks for subsequent blows were increased to 16 feet in height in order to rise above nearby metal structures.
Industry Practices and Safer Alternative Methodologies
- Natural gas power plants generate electricity with combustion turbines that use
natural gas as fuel. Piping from a natural gas supply line to the turbine must be installed as part of the construction process. When new piping is installed, debris such as rust, welding slag, or other foreign material that may have been introduced into the piping during construction can remain. Common practice is to clean the piping after it is installed to ensure that no significant debris remains that, upon startup, could damage the gas turbine (Figure 3).
Figure 3. The cleaning of fuel gas piping at the Kleen Energy site on January 30, 2010, one week prior to the incident; a “gas blow” method was used to remove debris from the piping. The brown cloud seen here is indicative of debris being blown from the line.
6
- Turbine manufacturers typically require power plants to meet fuel piping
cleanliness standards as part of the turbine warranty requirements. Cleanliness criteria are usually met by demonstrating that the number of impact marks made on a target placed in the flow of the natural gas blow by debris exiting the piping falls below pre-determined limits and sizes. The targets can be made of a variety of materials, including plywood or metal strips. Approximately half of power plants coming online between 2010 and 2015 have already reported the turbine manufacturers they intend to use.5 Six turbine manufacturers – General Electric (GE), Siemens, Solar, Mitsubishi Power Systems, Pratt & Whitney, and Rolls- Royce – are currently expected to supply 100 percent of the reported gas turbines.6
- In a recent industry survey conducted with the cooperation of the Combined
Cycle Users’ Group (CCUG) in April 2010, the CSB learned that half of the respondents substitute the use of gas blows with a variety of other techniques to clean newly installed fuel gas piping, including pigging7 with air or nitrogen, air blows, nitrogen blows, steam blows, water, and chemical cleaning. Although these alternative methodologies are inherently safer from a fire or explosion hazard perspective, use of a natural gas blow is reported by respondents as the primary method to clean newly installed fuel gas piping. At the Kleen Energy site, Siemens, the turbine manufacturer, recommended both natural gas and air blows as acceptable methods for the cleaning of fuel gas piping.
- About half of survey respondents have no technical basis for determining the
natural gas flow needed to adequately clean the piping during a natural gas blow. The lack of a technical evaluation can result in substantially greater quantities of released natural gas than major turbine manufacturers recommend to clean the piping.
- Companies that do a technical evaluation prior to cleaning newly installed fuel
gas piping commonly refer to a technical criterion called the Cleaning Force Ratio (CFR). The CFR is a ratio that expresses the momentum of the gas used to clean the piping with respect to the normal natural gas flow design conditions. The technical concept assumes that if the momentum of the cleaning gas used in a gas blow is greater than the momentum of the natural gas during normal operation, no debris should remain in the piping that could be picked up by the natural gas flow when the turbine is operating. Turbine manufacturers vary the recommended target for the CFR, but the CSB observed a range from 1.0 to 2.0.
5 Platts World Electric Power Plants Database, 2010. http://www.platts.com/Products.aspx?xmlFile=worldelectricpowerplantsdatabase.xml&commodityName =&category=PriceAssessmentIndices&productname=World%20Electric%20Power%20Plants%20Databa se. 6 Ibid 7 Pigging is a process where a device is propelled though a pipeline. The propelled device is commonly referred to as a “pig,” and the propellant is typically a gas or liquid. When the pig is used to mechanically scrape and clean the inside of the pipe, it is sometimes called a “cleaning pig.”
7
- Siemens provided a recommended CFR target of 2.0 in its requirement for the
fuel gas system, but no clear upper limit was specified. The natural gas flow data for the day of the incident indicate that the CFR target for the fuel gas piping at the Kleen Energy site was greatly exceeded and, as a result, significantly more natural gas was released than was actually needed to remove debris from the piping.8
- Air blows and nitrogen blows perform the same cleaning function as natural gas
blows. According to several major turbine manufacturers, the recommended CFR can easily be obtained using either air or nitrogen. However, the CSB notes that nitrogen can present an asphyxiation hazard.9 Both air and nitrogen blows have an inherent safety advantage in that no flammable gas cloud would be developed.
- Another cleaning method is pigging. While fuel gas can be used as the motive
fluid to force the pig through the piping, air or nitrogen is commonly used. This technique – when conducted with air or nitrogen – is inherently safer than fuel gas blows to prevent fires and explosions.
- Liquid cleaning with water or chemicals is also sometimes used to remove rust or
other debris from piping. These techniques do not necessarily remove the larger debris, and a fairly common practice is to follow a chemical or water cleaning with a natural gas, air, or nitrogen blow to satisfy the turbine manufacturer cleanliness particle impact testing.
- For the power plants being built between now and 2015 that have reported the
turbines they intend to use, GE will supply 63 percent of the gas turbines.10 GE has been an industry leader in moving to recommend air blows as a safer alternative method and states that natural gas blows are not the preferred method to clean fuel gas piping. Following the Kleen Energy tragedy, GE’s policy is to prohibit its employees from being onsite while a customer conducts a natural gas blow. The policy also states that GE itself will not conduct a natural gas blow unless no other satisfactory method is available. Exceptions to either aspect of this policy can be made only with approval of high-level GE management.
8 Determining the CFR of a piping system is complex. The calculated CFR for a given system will vary for a variety of reasons: the gas travels between different sized piping, the design flow rate changes, pressure drops, or the gas temperature changes. For the system at Kleen Energy just downstream of the isolation block valve where the gas was introduced, the CSB estimates a CFR of approximately 10. As the gas travels through the system towards the vent pipe, the CFR is expected to increase to values greater than
- To calculate the CFR used at Kleen on February 7, the CSB estimated an inlet pressure just
downstream of the isolation valve of 300 psig; the design flow rate changed from about 200,000 lbs/hr at the isolation block valve to approximately 72,000 lbs/hr just prior to the vent; the actual flow rate was approximately 470,000 lbs/hr; and the inlet gas temperature downstream of the isolation block valve was 18o F. 9 The CSB produced a Safety Bulletin and video on the hazards of nitrogen: http://www.csb.gov/investigations/detail.aspx?SID=77&Type=2&pg=1&F_InvestigationId=77. 10 Platts World Electric Power Plants Database, 2010. http://www.platts.com/Products.aspx?xmlFile=worldelectricpowerplantsdatabase.xml&commodityName= &category=PriceAssessmentIndices&productname=World%20Electric%20Power%20Plants%20Database
8
- The CSB has not identified a scenario where natural gas blows are necessary to
clean fuel gas piping.
- The independent, nonprofit Electric Power Research Institute, Inc. (EPRI)
conducts research and development relating to the generation, delivery, and use of electricity for public benefit.11 A review of publicly available technical documents from EPRI indicates that the organization does not provide guidance on safe methods to clean fuel gas piping.
Hazards of Releasing Natural Gas Near Work Areas
- Natural gas blows release large quantities of flammable gas near work areas,
which can pose significant safety risks to workers.
Methane, the primary component of natural gas, is extremely flammable with a National Fire Protection Association (NFPA) flammability rating of “4,” the designation indicating the highest degree of hazard. It has a lower explosive limit (LEL) of 4.4 volume percent and an upper explosive limit of 16.5 volume percent in air. Methane can readily form explosive mixtures that are easily ignited when mixed with air. Methane is also an asphyxiant and may displace oxygen.12
In any natural gas blow, flammable mixtures will unavoidably occur downstream of the vent outlet. To minimize the extent of the flammable atmosphere, a complex technical evaluation of various factors is necessary, including height, location and orientation of the vent pipe, velocity and density of the natural gas being discharged, potential sources of ignition, personnel location, wind speed, and a dispersion analysis to verify that the natural gas will rapidly dissipate. The complex requirements for discharge design support the use of safer methods to clean fuel gas piping.
The CSB has examined a number of natural gas blow procedures. Several serious deficiencies were noted that could result in unsafe work practices, including A lack of a technical evaluation of the vent piping to ensure adequate air mixing and that the release is directed to a safe location, Ill-defined instructions to control or eliminate potential ignition sources, and Failure to recognize that the natural gas blow itself may provide a source of ignition from a potential static charge accumulation in the vent pipe or from
11 EPRI brings together its scientists and engineers, as well as experts from academia and industry, to help address challenges in electricity, including reliability, efficiency, health, safety, and the environment. EPRI's members represent more than 90 percent of the electricity generated and delivered in the U.S. (www.epri.com) 12 Canadian Centre for Occupational Health and Safety. http://www.ccohs.ca/oshanswers/chemicals/chem_profiles/methane/working_met.html, (accessed June 3, 2010).
9 discharged debris sparking upon impact with objects downstream of the ejected natural gas.13
Well-recognized industry consensus safety guidelines emphasize the importance of eliminating hazards when feasible. The American National Standard for Occupational Health and Safety Management Systems, ANSI/AIHA Z10-2005, defines minimum requirements for safety management systems to reduce injuries and fatalities. The standard states “[w]hen controlling a hazard[,] the organization should first consider methods to eliminate the hazard or substitute a less hazardous method or process.” This basic process safety system concept is also well-established by the Center for Chemical Process Safety (CCPS) publications on inherent safety.14 The CCPS documents that Inherent Safety is an approach focused on eliminating or reducing the hazards associated with a set of conditions. A process is inherently safer if it reduces or eliminates hazards and if this reduction or elimination is permanent and inseparable. An inherently safer process should not be viewed as “absolutely safe,” as all processes have some element of risk. One important element of inherent safety is substitution, where a less hazardous material is substituted for a more hazardous material. In the case of natural gas blows, cleaning fuel gas piping can be made inherently safer by substituting the more hazardous natural gas with a less hazardous material, such as air, to eliminate the potential for fire and explosion.
The possibility of catastrophic consequences, a complex technical evaluation, the extreme difficulty in eliminating and controlling all ignition sources, and the common use of safer methods are compelling reasons to implement safer alternatives to flammable gas releases.
Codes and Standards
- The National Fire Protection Association (NFPA) and the American Gas
Association (AGA) have adopted fire safety consensus code requirements for installing fuel gas piping systems and natural gas usage equipment in National Fuel Gas Code (NFPA 54/ANSI Z223.1). The International Code Council (ICC) has adopted the same requirements in the International Fuel Gas Code. These requirements are commonly adopted as regulations by various state and local governmental entities throughout the U.S. More than 35 states have adopted NFPA 54, and Connecticut has adopted the 1996 version of NFPA 54.
- NFPA 54 and the International Fuel Gas Code broadly address fuel gas piping
system safety including requirements for design, installation, operations, and maintenance. The codes do not address safe practices for cleaning fuel gas piping.
13 Lees, F.P. Loss Prevention in the Process Industries – Hazard Identification, Assessment and Control; Oxford, UK: Butterworth Heinemann, Oxford, 1996; Vols. 1, 2, 3. 14 Center for Chemical Process Safety (CCPS). Inherently Safer Chemical Processes – A Life Cycle Approach; American Institute of Chemical Engineers (AIChE), 2009.
10 Moreover, the codes explicitly exempt from coverage fuel gas piping in power plants and piping operated at a pressure of more than 125 psig.
- NFPA 37, Standard for the Installation and Use of Stationary Combustion
Engines and Gas Turbines, establishes criteria for minimizing the hazards of fire while installing and operating stationary combustion engines and gas turbines. However, NFPA 37 provides no guidance about how to effectively clean new gas piping to gas turbines without creating a fire and explosion hazard and endangering workers. The NFPA’s internal interpretation of this standard is that it is not applicable to the type of piping that was being cleaned in the Kleen Energy incident.15
- American Society of Mechanical Engineers (ASME) Code B31.1-2007, Power
Piping, provides guidance for constructing the temporary piping used to clean or flush foreign material from piping systems. The standard references cleaning out piping by using air or steam but does not explicitly prohibit using natural gas. The standard offers no guidance about the technical or safety aspects for conducting natural gas blows.
- FM Global Property Loss Prevention Data Sheets for Power Generation include
document 7-54, “Natural Gas and Gas Piping.” This document calls for the use of air or inert gas to clean or test piping, but allows for the use of fuel gas when the pressure is 0.5 psig or less.
- NFPA 850, Recommended Practice for Fire Protection for Electric Generating
Plants and High Voltage Direct Current Converter Stations, provides fire hazard control recommendations for the safety of construction and operating personnel, the physical integrity of plant components, and the continuity of plant operations. Under NFPA 850, natural gas piping should comply with NFPA 54, National Fuel Gas Code; NFPA 55, Compressed and Cryogenic Gases; and ASME B31.1, Power Piping. NFPA 850 references NFPA 54 even though power plants have been exempted from that standard. NFPA 850 does not address safe practices for cleaning power plant fuel gas piping. As a recommended practice, the provisions of NFPA 850 are not safety requirements and are voluntary in all jurisdictions. Other Natural Gas Release Incidents
- There is an underlying common theme among the tragic incidents at Kleen
Energy, the ConAgra Foods Slim Jim™ plant explosion in North Carolina, and many other flammable gas-releasing incidents: companies should use safer methods and not release flammable gases in close proximity to ignition sources and workers.
15 The NFPA’s position is that NFPA 37 applies only to gas piping downstream of the final block valve before the gas turbine. At the time of the Kleen incident, the piping being cleaning and vented was upstream of the block valve. However, this distinction is not explicit in the standard.
11
- On June 9, 2009, the ConAgra Foods production facility in Garner, North
Carolina, experienced a catastrophic natural gas explosion that caused four deaths, three critical life-threatening burn injuries, an amputation, and other injuries that sent 67 people to the hospital. The explosion caused serious structural damage to the approximately 87,000 square foot south packaging and warehouse area of the Garner plant. The walls and roof collapsed and piping from the plant’s large ammonia-based refrigeration system was damaged, causing toxic anhydrous ammonia gas to be released to the atmosphere.
- At the time of the explosion, natural gas was being purged from a line connected
to a newly installed water heater within a central location of the ConAgra Foods facility. This was not a pipe cleaning activity, but parallels the Kleen Energy incident in that fuel gas piping was installed to supply new combustion equipment at both locations. Additionally, flammable natural gas was intentionally released to the atmosphere in the presence of ignition sources and workers.
- A number of other similar natural gas purging incidents have occurred: the
Dearborn, Michigan, Ford Rouge power plant explosion in 1999 (six fatalities); the San Diego, California, Hilton Hotel explosion in 2008 (14 injuries); and the Cheyenne, Wyoming, hotel construction explosion in 2007 (two severely burned).
- The CSB determined that the version of NFPA 54 that existed at the time of the
ConAgra explosion did not require fuel gas piping to be vented safely outdoors. As a result, the CSB made an Urgent Recommendation to NFPA and AGA to enact temporary and permanent changes to NFPA 54 to require that purged fuel gases be vented to a safe location outdoors away from personnel and ignition sources.
- In response to the CSB Urgent Recommendation addressing the history of serious
natural gas purging incidents, the full NFPA 54 committee voted unanimously in February 2010 to adopt stricter standards in the form of a Tentative Interim Amendment (TIA) requiring that larger fuel gas piping systems be purged directly to a safe location outdoors away from workers and sources of ignition. However, in April 2010, the full NFPA 54 committee failed to pass the TIA during a required second ballot. Recently in June 2010, a revised TIA passed. Further action by NFPA is expected in August 2010.
Regulatory Coverage
- The Occupational Safety and Health Administration (OSHA) has issued general
industry and construction regulations16 that address flammable gas safety, including standards on Hydrogen [1910.103]; Acetylene [1910.102]; and the
16 While the Kleen Energy incident occurred during construction activities, cleaning of power plant fuel gas piping can occur under circumstances that are regulated by either OSHA general industry or construction standards.
12 Storage and Handling of Liquefied Petroleum Gases [1910.110 and 1926.153]. However, OSHA has not issued a standard that addresses the safe handling of natural gas or the hazards of methane – the primary component of natural gas.
- The consumption of natural gas as a fuel in the U.S. far exceeds that of liquefied
petroleum gases (LPG) and ethane (Figure 4).17,18 Natural gas usage exceeds that of propane, the second most used fuel gas, fifteen times over; however, natural gas is one of only two fuel gases not regulated by OSHA (Figure 4).
Figure 4. Natural gas is used far more, then the regulated fuel gases shown here.
- The use of natural gas also far exceeds the use and/or production of other
flammable gases in the U.S., including hydrogen and acetylene. However, unlike hydrogen and acetylene, it remains unregulated by OSHA (Figure 5).19,20,21 Eighty percent of natural gas is used in sectors covered by OSHA; 49 percent is used in 17 Energy Information Administration (EIA). Office of Coal, Nuclear, Electric and Alternate Fuels. Natural Gas Consumption by End Use. May 2010. http://www.eia.doe.gov/dnav/ng/ng_cons_sum_dcu_nus_a.htm (accessed June 7, 2010). 18 EIA. Product Supplied. June 2009. http://www.eia.doe.gov/dnav/pet/pet_cons_psup_dc_nus_mbbl_a.htm (accessed June 7, 2010). 19 Ibid. footnotes 12 and 13. 20 EIA. The Impact of Increased Use of Hydrogen on Petroleum Consumption and Carbon Dioxide Emissions, SR/OIAF-CNEAF/2008-04, Aug. 2008. www.eia.doe.gov/oiaf/servicerpt/hydro/pdf/oiafcneaf(08)04.pdf, (accessed June 7, 2010). 21 Davis, S; Schlag, S.; Funada, C. Chemical Economics Handbook: SRI Consulting, 2008. http://www.sriconsulting.com. 0 5,000,000 10,000,000 15,000,000 20,000,000 25,000,000 Natural Gas Propane Ethane Butane Isobutane Billion BTU Annual U.S. Consumption of Fuel Gases (2008) Non-OSHA Regulated OSHA Regulated
*
13 industrial and commercial applications and 31 percent is used in power plants. The remaining 20 percent is residential.22
Figure 5. Fuel gas consumption and hydrogen and acetylene production
- The OSHA standard for LPG was based on the 1969 edition of NFPA 58. The
most recent (2008) edition of NFPA 58 contains safe venting provisions that are more protective than OSHA’s LPG Standard. These include additional provisions for safe purging of LPG vapor, requiring that vented product be conveyed outdoors “under conditions that result in rapid dispersion” or else combusted.
- OSHA has issued the Electric Power Generation, Transmission and Distribution
standard [1910.269(a)(1)(ii)(A)] that covers the operation and maintenance of electric power generation; however, the standard does not apply to the construction work being performed at Kleen Energy on the day of the incident.
- OSHA’s regulatory scheme provides requirements for controlling ignition sources
in hazardous locations that may have flammable atmospheres [e.g., 1910.307 Hazardous (classified) locations and 1910.252 Welding, Cutting and Brazing]. However, OSHA’s regulations that are otherwise applicable to this incident do not expressly prohibit the planned release of flammable gas in the vicinity of workers. OSHA’s Process Safety Management (PSM) Standard [1910.119 and 1926.64] addresses requirements for preventing the consequences of the catastrophic release of highly hazardous chemicals, including flammables. The PSM Standard, however, exempts flammable liquids or gases that are used solely for workplace 22 McDowell, B. “Natural Gas 101 & Current Industry Issues,” American Gas Association, http://www.aga.org/NR/rdonlyres/A66D328D-0D50-4770-BDFC-84D342207381/0/0605NG101.pdf , retrieved June 23, 2010.
0 5,000,000 10,000,000 15,000,000 20,000,000 25,000,000 Natural Gas Propane Hydrogen Ethane Butane Acetylene Isobutane Billion BTU Annual U.S. Production and Consumption of Flammable Gases (2008) Non-OSHA Regulated OSHA Regulated * *
- *
*
14 fuel consumption, which was the case at Kleen Energy, where the design intent was to use natural gas as a fuel.23
- The Connecticut Governor’s Commission investigating the Kleen Energy
explosion also found that, although the construction project was heavily regulated by a variety of agencies, no agency regulated the process used – or any process that might be used such as gas purging – to clean the natural gas pipeline that was the source of the explosion.
- Other U.S. and international workplace safety regulations not only require that
ignition sources in hazardous areas be eliminated, but also prohibit workers from being exposed to a work environment with a potential flammable atmosphere. California construction safety regulations24 require that “flammable vapors shall be controlled so as to avoid hazard to workers.” The California construction regulations define adequate ventilation for flammable gases as that which is sufficient to keep the concentration of flammable gas below 20 percent of the LEL.25 The majority of Canadian provinces prohibit work activity in an area if more than 20 percent of the LEL of a flammable is present in the atmosphere. OSHA has no similar general workplace requirements protecting workers from exposure to flammable atmospheres.
- At the Kleen Energy site, no safety meeting was conducted, nor was the gas blow
procedure reviewed, with the pipe cleaning crew before work began on February
- Safety meetings and procedural reviews provide personnel opportunities to
discuss potential safety risks involved in planned work and suggest safer alternatives. Presently, there are no OSHA regulatory requirements for workers to participate in developing procedures or training related to fuel gas safety.
- The Environmental Protection Agency (EPA) has reporting regulations for
hazardous substances that pose a potential threat to public health, welfare, and the environment, as listed in 40 CFR 302.4. The reportable quantities are based on several intrinsic characteristics, including ignitability; however, methane, which is highly flammable, does not appear in 40 CFR 302.4.
- Individual states can implement their own environmental reporting requirements
and at least two, Louisiana and Michigan, have specific rules concerning releases of natural gas. In Louisiana, releases greater than 1.0 but less than 2.5 million
23 The PSM standard requires that operating procedures such as those for start-up and temporary operations “provide clear instructions for safely conducting activities,” including hazards of the chemicals used in the process and “precautions necessary to prevent exposure.” Preliminary CSB analysis indicates that despite the occurrence of a catastrophic incident from the release of a highly hazardous chemical (flammable gas), the amount of flammable gas onsite in the piping would not have met the threshold quantity of 10,000 pounds that would trigger PSM coverage. However, a much larger quantity of flammable gas than 10,000 pounds was released to the atmosphere the morning of the incident. 24 California Code of Regulations, Title 8, Section 1534, Construction Safety Orders, Flammable Vapors. 25 The Lower Explosive Limit, LEL, is the concentration of a combustible material in air capable of propagating a flame in the presence of an ignition source (California Code of Regulations, Title 8, Section 1504, Construction Safety Orders, Application).
15 cubic feet in volume require a permit, but no controls. Releases greater than 2.5 million cubic feet require “flaring”26 the natural gas. In Michigan, when the release of natural gas exceeds 1.0 million cubic feet, “[t]he venting includes, at a minimum, measures to assure safety of employees and the public [and to] minimize impacts to the environment….” The 23 other states the CSB contacted indicated that they have no specific regulations concerning natural gas releases.
Standard and Basis for Urgent Recommendations
- Under 42 U.S.C. §7412(r)(6)(C)(ii), the U.S. Chemical Safety and Hazard
Investigation Board is charged with “recommending measures to reduce the likelihood or the consequences of incidental releases and proposing corrective steps to make chemical production, processing, handling and storage as safe and free from risk of injury as is possible ….”
- Board procedures authorize the development of an urgent safety recommendation
“if an issue is identified during the course of an investigation that is considered to be an imminent hazard and has the potential to cause serious harm unless it is rectified in a short timeframe, or a hazard is identified that is likely to exist in a large segment of industry such that the probability of an incident is significant.”
- General contracting companies and commissioning agents surveyed by the CSB
acknowledge that the most common practice to clean fuel gas piping is with natural gas. From a fire and explosion perspective, releasing large volumes of natural gas in the vicinity of workers or ignition sources is inherently unsafe.
- Approximately 125 power plants will commission new natural gas-fired
combustion turbines between 2010 and 2015.27 Figure 6 depicts the location density of these various plants across the U.S.
26 Flaring is a process by which combustible gas is directed to disposal equipment so that it may be destroyed by burning rather than being released to the atmosphere. 27 Platts World Electric Power Plants Database, 2010. http://www.platts.com/Products.aspx?xmlFile=worldelectricpowerplantsdatabase.xml&commodityName =&category=PriceAssessmentIndices&productname=World%20Electric%20Power%20Plants%20Databa se.
16
Figure 6. Location density of power plants with new natural gas-fueled combustion turbines (2010-2015)
- The CSB has documented previous incidents where flammable gas was released
in the vicinity of workers and ignition sources that led to serious fires and explosions.28
- Companies continue to conduct natural gas blows after the Kleen Energy
explosion. The CSB contacted 33 natural gas power generation plants currently under construction or planned to be constructed in the near future, and learned of two plants that have conducted a natural gas blow since the Kleen Energy incident and several others that are actively planning natural gas blows. Other plants the CSB contacted indicated that, because of the incident, they will not conduct a natural gas blow or will look into safer alternatives.
- Well-recognized safety guidance requires that safety hazards be eliminated where
feasible. Safer alternatives to natural gas blows, such as using air, nitrogen or pigging with air, are commonly practiced. GE and Siemens, two major turbine manufacturers, acknowledge that safer alternatives, such as using air, are just as effective as natural gas for cleaning fuel gas piping.
- The electric power generation sector and related industry associations do not
currently operate a safety standards development program or publish industry- recognized safety standards. No recognized good practice safety standards or technical guidelines address the conduct of cleaning power plant fuel gas piping. 28 Paragraphs 12, 16, 41, and 44 of this Urgent Recommendation document these releases.
17
- Although the use of natural gas far exceeds that of other regulated flammable
gases, OSHA has not issued a standard that addresses the safe handling of natural gas or that prohibits the release of fuel gas in the vicinity of workers and/or ignition sources.
Accordingly: Pursuant to its authority under 42 U.S.C. § 7412(r)(6)(C)(i) and (ii), and in the interest of preventing the serious harm that could result if the hazards underlying the explosions at Kleen Energy, ConAgra and other related incidents are not promptly rectified, the Board makes the following urgent safety recommendations:
Occupational Safety and Health Administration (OSHA) 2010-01-I-CT-UR1 Promulgate regulations that address fuel gas safety for both construction and general industry. At a minimum: a. Prohibit the release of flammable gas to the atmosphere for the purpose of cleaning fuel gas piping. b. Prohibit flammable gas venting or purging indoors. Prohibit venting or purging outdoors where fuel gas may form a flammable atmosphere in the vicinity of workers and/or ignition sources. c. Prohibit any work activity in areas where the concentration of flammable gas exceeds a fixed low percentage of the lower explosive limit (LEL) determined by appropriate combustible gas monitoring. d. Require that companies develop flammable gas safety procedures and training that involves contractors, workers, and their representatives in decision-making.
National Fire Protection Association (NFPA) 2010-01-I-CT-UR2 Enact a Tentative Interim Amendment and permanent changes to the National Fuel Gas Code (NFPA 54/ANSI Z223.1) that address the safe conduct of fuel gas piping cleaning operations. At a minimum:
18 a. Remove the existing NFPA 54 fuel gas piping exemptions for power plants and systems with an operating pressure of 125 pounds per square inch gauge (psig) or more. b. For cleaning methodology, require the use of inherently safer alternatives such as air blows or pigging with air in lieu of flammable gas.
American Society of Mechanical Engineers (ASME) 2010-01-I-CT-UR3 Make appropriate changes to the 2012 version of Power Piping, ASME B31.1, to require the use of inherently safer fuel gas piping cleaning methodologies rather than natural gas blows. At a minimum, for the cleaning or flushing methods discussed in B31.1 paragraph 122.10, require the use of inherently safer alternatives such as air blows and pigging with air as the motive force in lieu of flammable gas.
Major Gas Turbine Manufactures General Electric
2010-01-I-CT-UR4 Siemens
2010-01-I-CT-UR5
Solar
2010-01-I-CT-UR6
Mitsubishi Power Systems 2010-01-I-CT-UR7
Pratt & Whitney 2010-01-I-CT-UR8
Rolls-Royce 2010-01-I-CT-UR9
Provide to your customers:
a. Comprehensive technical guidance on inherently safer methods for cleaning fuel gas piping, such as the use of air or pigging with air.
b. Comprehensive Cleaning Force Ratio (CFR) guidelines, specifying both the upper and lower limits required to obtain satisfactory cleaning for the fuel gas piping for purposes of the warranties of the turbines.
c. Warnings against the use of fuel gas to clean pipes.
19
General Electric
2010-01-I-CT-UR10 Solar
2010-01-I-CT-UR11
Siemens
2010-01-I-CT-UR12
Mitsubishi Power Systems 2010-01-I-CT-UR13
Pratt & Whitney 2010-01-I-CT-UR14
Rolls-Royce 2010-01-I-CT-UR15
Work with the Electric Power Research Institute to publish technical guidance addressing the safe cleaning of fuel gas piping supplying gas turbines. At minimum:
a. For cleaning methodology, require the use of inherently safer alternatives such as air blows and pigging with air in lieu of flammable gas.
b. Provide technical guidance for the safe and effective use of alternative methods for cleaning such as air and pigging with air.
The Governor and Legislature of the State of Connecticut
2010-01-I-CT-UR16 Enact legislation applicable to power plants in the state that prohibits the use of flammable gas that is released to the atmosphere to clean fuel gas piping.
2010-01-I-CT-UR17 Adopt the current version of NFPA 54 as amended pursuant to 2010-01-I-CT-R2.
The Board further authorizes and directs the chairperson to send correspondence to the governors of the other 49 states urging them to review the Board’s findings concerning the explosion at Kleen Energy, the Board’s recommendations to Connecticut, existing state regulations concerning natural gas safety, and to enact any necessary changes to state regulations and codes to prohibit the release of natural gas to the atmosphere during pipe cleaning operations at power plants and other similar facilities.
Electric Power Research Institute (EPRI)
2010-01-I-CT-UR18 Work with the six turbine manufacturers identified in this document – General Electric, Siemens, Solar, Mitsubishi Power Systems, Pratt & Whitney, and Rolls-Royce – to publish technical
20 guidance addressing the safe cleaning of fuel gas piping supplying gas turbines. At minimum:
a. For cleaning methodology, require the use of inherently safer alternatives such as air blows and pigging with air in lieu of flammable gas.
b. Provide comprehensive technical guidance on inherently safer methods for cleaning fuel gas piping, such as the use of air or pigging with air.
FD06427 | 2010_美国_BP America ( Texas City ) 炼油厂 爆炸 - BP America (Texas City) Refinery Explosion__最终报告_3.pdf
分类:06_境外及港澳台调查报告 | 年份:2010 | 地域: | 严重程度: | 场所:化工/石化 | 起火原因:燃气/爆炸 | 来源格式:pdf
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1 U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
BP AMERICAN REFINERY EXPLOSION
PUBLIC MEETING
Wings of Heritage Room 2010 5th Avenue North Texas City, Texas
Tuesday, March 20, 2007
The above-entitled meeting came to order,
pursuant to notice, at 6:00 p.m.
BOARD MEMBERS:
CAROLYN W. MERRITT, Chairman
JOHN S. BRESLAND
GARY L. VISSCHER
WILLIAM B. WARK
WILLIAM E. WRIGHT
STAFF PRESENT:
CHRISTOPHER WARNER, General Counsel
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2
I N D E X
AGENDA ITEM PAGE
Opening statements:
Ms. Carolyn Merritt .......................... 3
Investigation Report
Don Holmstrom ................................ 9
Mark Kaszniak ............................... 17
Cheryl MacKenzie ............................ 21
Recommendations
Donald Holmstrom ............................ 72
Public Comment
Brent Coon .................................. 77
Eva Rowe .................................... 79
Roby Plemons ................................ 80
Majm Meshkati ............................... 82
Scott Berger ................................ 84
Kim Nibarger ................................ 86
Lee Medley .................................. 88
David Wilson ................................ 90
Kevin Yackly ................................ 91
Jimmy Easter ................................ 93
Lloyd Jewell ................................ 95
Tim Webster ................................. 98
Shon Jones ................................. 100
James Dallas ............................... 102
Mark Shalkowski ............................ 105
Gary Beevers ............................... 106
Nara Wilson ................................ 107
Discussion and vote Amendment to Report ........................... 112
Discussion and Vote CSB Investigative Report ...................... 113
Closing Remarks .................................. 115
Adjourn .......................................... 117
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3
P R O C E E D I N G S 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25
MS. MERRITT: Good evening, and welcome to this public meeting of the United States Chemical Safety Board, the CSB. I'm Carolyn Merritt; I'm chairman and chief executive officer of the board. With me this evening are board members Gary Visscher, John Bresland, William Wright at the end and William Work, and next to me, on my left, is general counsel, Chris Warner, and members of the CSB staff.
Before we begin, let me draw your attention to the emergency exits from this room, should that be necessary. The doors in the back are exits to the outside, as well as doors marked exit on each side. As a courtesy to the audience and to the presenters, I would ask that you turn off or mute your telephones; if you would please do that now. Everyone -- somebody always forgets, so if you would check and do that now, I would appreciate it.
I'd like to thank Mayor Doyle for the use of this outstanding facility, and would like to acknowledge the many distinguished guests in the audience here tonight, and we appreciate your presence here.
For the past five years, it has been my privilege and honor to serve as a leader of the
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4 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 Chemical Safety Board. I can tell you that there is no more dedicated group of public servants than the people of this small agency and they have put absolutely everything they have to give into this investigation that we will discuss here tonight. Tonight the CSB presents its final report on the worst industrial accident in this country since 1990, the explosion at the BP Texas City refinery just a short distance from this auditorium. Fifteen workers died and 180 others were injured and Texas City found itself the site of grief and mourning. Many of you here tonight had family members or co-workers who were victims of this explosion, which occurred two years ago this Friday. To all of you I express my deepest condolences and sincere wishes that society never allows another accident like this to occur.
I believe that BP will be forever changed by what happened here on March 23, 2005. BP has committed itself to sweeping changes and investments throughout the U.S. and overseas. I commend BP for these actions and I urge BP to establish itself as an international leader on process safety issues. It is an essential part of being a green and socially responsible corporation. I urge other oil and chemical companies to respond right now to what BP has
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5 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 endured over the last two years. Companies and boards of directors need to pay the closest attention to maintaining and monitoring safe process systems. There needs to be a chain of accountability from the board of directors right to the shop floor. Companies should use appropriate leading indicators to identify emerging catastrophic threats before lives are lost and families are shattered.
The CSB involvement here in Texas City community dates from March 2004 -- I'm sorry March 24, 2005, when our investigative team began the long process of understanding the root causes of what happened to cause so much suffering and destruction. Under the leadership of investigations manager Bill Hoyle and supervisory investigator Don Holmstrom, the team conducted our longest field investigation ever, lasting well into the summer of this year.
During that period, we discovered a number of things that gravely concerned us. First, we found that key alarms and instruments that should have warned BP operators of dangerous conditions during unit start-up were unreliable and failed to work. Second, we found, along with the rest of the community, that this facility continued to have serious safety problems. On July 28 and August 10 of
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6 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 that year, other serious process accidents occurred at the refinery. In fact, I understand that this very building where we meet tonight was used as a shelter by some community members from the smoke that billowed from the plant.
On August 17, 2005, the CSB issued the first urgent safety recommendation in its eight year history, calling on BP to establish an independent safety panel to examine the company's culture and safety management at its five U.S. refineries. BP immediately accepted this recommendation, promised its cooperation and put great thought and substantial resources into making this panel a reality and a success.
Eleven distinguished panelists were appointed, including former Secretary of State James Baker as chairman.
The panel's final report, issued on January 16 of this year, made stark conclusions about BP's culture and governance. It found what it termed material deficiency in the safety of all five of BP's U.S. refineries. This report is a landmark effort, which will, I believe, shape the actions of corporate boards and executives in positive ways for years to come.
One week ago, the Chemical Safety Board voted to
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7 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 designate its urgent safety recommendations as closed acceptable actions.
We look forward to BP's implementation of the ten major corporate recommendations of the panel. They'll make BP a stronger and safer company. I should emphasize that the Baker panel report and our report, although they reached some similar conclusions, have very different methods and objectives. The Baker panel report presented a detailed picture of BP's culture across all of its North American refining operations. Our investigation is a deep analysis of the root causes of the March 23 accident in Texas City.
Our recommendations, as provided by statute, are broadly directed at a national level. The purpose of our report is not to affix blame or apportion responsibility for this tragedy. It's rather to inform all of industry about how to avoid similar disasters and to produce new safety recommendations that will make such accidents less likely in the future.
Because of the importance of this case, the Chemical Safety Board issued a number of early recommendations before the report was even completed. In October of 2005, we called upon the American Petroleum Institute to develop a new recommended
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8 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 practice to insure that occupied trailers are not placed in hazardous areas of petrochemical facilities. In October 2006, we recommended API and the Occupational Safety and Health Administration (OSHA), to take steps to eliminate unsafe atmospheric relief systems from refineries and chemical plants. Although these recommendations are now in progress and will not be the focus of tonight's meeting, they are important to safety and I urge all stakeholders to pay close attention to the progress of these initiatives.
I'd now like to introduce the members of the investigative team, who will present the new findings, root causes, and recommendations contained in the final report.
Following the investigators' presentation, there will be a period for the board to ask questions of the investigators. We'll take a short break at that time, and then we will take comments, but not questions, from the public and proceed to consider the report for approval. If you have not yet signed up, and you would like to offer a spoken comment of two minutes or less, please register at the sign-in table sometime in the next 90 minutes.
I'll now recognize supervisory investigator, Mr. Don Holmstrom, who led the team. Mr. Holmstrom has a
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9 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 natural science degree from Stanford University and a law degree from the University of Colorado. In addition, he spent a number of years in the oil refining industry as a chief operator. He has led many important projects for the CSB since 1998, including our investigation of the Tosco refinery fire in Northern California. Accompanying Mr. Holmstrom is Mr. Mark Kaszniak, who is a graduate of the University of Illinois in chemical engineering and a certified fire and explosion investigator. Beside him is Mrs. Cheryl MacKenzie, a specialist in the analysis of human factors, a masters graduate of Cornell University. At that point, I would -- and then, of course, Bill Hoyle, who is the leader of all of them. At this point, I would ask Mr. Holmstrom to please take the floor and proceed.
MR. HOLMSTROM: Thank you, Madam chairman. I want to thank you, the board, and CSB managers for the tremendous support and leadership you have provided in this extensive two-year investigation. I especially want to thank the members of the CSB investigation team for their hard work and dedication to this project.
The CSB approached the investigation of the BP Texas City incident in a manner to that used by the
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10 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 Columbia accident investigation board in its probe of the loss of the space shuttle. Using this model, the CSB examined both the technical and organizational causes of the incident. We determined, as did the Baker panel, that a positive safety culture is important for good process safety performance and is an important analysis tool. In this regard, our approach is much broader than past CSB investigations. As you will see in our presentation, we took this approach because of the compelling findings of both organizational and technical deficiencies.
On March 23, 2005, the BP Texas City refinery experienced a severe explosion and fire. This was caused by the release of flammable hydrocarbons and resulted in 15 deaths, 180 injuries, many of them serious, and significant economic losses.
The accident was the worst U.S. industrial accident since 1990.
In brief, here is what happened. The accident occurred during the start-up of a tower called the raffinate splitter that processes large quantities of flammable hydrocarbons. This tower is in the Isomerization, or ISOM, Unit, that increases the octane of blended gasoline. Starting up such a unit is one of the most potentially dangerous events in an
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11 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 oil refinery.
During start-up, this tower and associated piping were overfilled and overpressured. This resulted in flammable liquid venting from the tower to a piece of equipment called a blowdown drum with a tall stack that is open to the atmosphere. The blowdown drum and stack are shown here in the photo. This blowdown drum completely filled with flammable liquid.
A geyser-like release erupted out of the top of the stack. A large flammable vapor cloud developed at ground level, drifting toward and underneath the unprotected trailers which housed contract workers. The trailers had been placed close to the blowdown drum. The vapor cloud exploded and killed 15 workers in and around these trailers.
The CSB investigation into the causes of the BP refinery accident is the largest and most far-reaching investigation in the agency's history. The CSB team has examined the immediate causes, safety system deficiencies, corporate oversight and, for the first time, the role of safety culture in causing a major chemical accident.
We looked at the safety management systems of both Amoco, which formerly owned the refinery and BP.
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12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 The two companies merged in 1999. The team has conducted 370 interviews; reviewed over 30,000 documents; conducted equipment, instrumentation, and chemical testing; and worked with a variety of technical experts in refinery process modeling, relief system design, blast modeling, instrumentation, safety culture, and human factors.
In this presentation, we will show an animation of the immediate sequence of events that led to the accident, including an analysis of the vapor cloud explosion and how it became so large and catastrophic.
We will explain how and why the refinery distillation tower was overfilled, why that led to the release of flammable liquid to the atmosphere, and why there were occupied trailers sited so close to the hazardous process area.
All three of these events were necessary for the vapor cloud explosion to lead to the 15 fatalities. We will explain that all three events involved procedures that were not followed and mistakes that were made. But this does not explain why these events occurred.
In the word of safety expert, Sidney Decker, human error becomes the starting point, not a conclusion. The investigation examined the human
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13 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 factors, the underlying work environment that influenced human behavior, and the safety system deficiencies, such as previous blowdown drum releases that went unreported or uncorrected.
The CSB investigation examined how it was possible that there was a history of fatality incidents and how they continued and to what degree the corporation intervened to correct the problems. We examined the safety culture and issues of corporate governance that contributed to the accident. We also examined the role of OSHA enforcement and the adequacy of its safety regulations that cover high hazard facilities.
Finally, we will present proposed recommendations to prevent similar tragedies from occurring in the future.
We will now show a video that details the immediate sequence of events that led to the release of flammable liquid and the ISOM explosion.
(Video playing)
NARRATOR: At about 2:00 a.m. on March 23, 2005, Isomerization Unit operators began introducing highly flammable liquid hydrocarbons into the raffinate splitter tower. In normal operations, only about 6- 1/2 feet of liquid should be present in the bottom of
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A high level alarm activated and sounded in the control room when the tower overfilled, but a second redundant alarm failed to activate. By 3:30 a.m., the feed was stopped and the level indicator showed that the liquid had filled the bottom ten feet of the tower. We now know that this indicator was not providing accurate readings. We calculate that the tower was actually filled above the range of the indicator to a height of about 13 feet.
At about 9:50 a.m., operators began circulating the liquid feed and adding more liquid to the already full tower. Even though the liquid was going into the tower, there was no flow out, as specified in the start-up procedures. The valve that controlled the liquid flow out of the tower was left closed. Ten minutes later, at about 10:00 a.m., operators lit burners on the furnace to begin heating up the feed, part of the normal process. Unknown to operators, the
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Around 12:40 p.m., a high pressure alarm was activated. Two burners were turned off in the furnace to lower the temperature. The valve specified in the procedures for controlling pressure didn't work, so an operator used a manual chain valve to vent gases to the blowdown drum and into the atmosphere.
At about 1:00 p.m., operators opened the valve to send liquid from the bottom of the tower to storage tanks. This should have improved conditions inside the flooded tower, but the liquid at the bottom of the tower was very hot and, as it exited through the heat exchanger, it suddenly raised the temperature of the feed going into the tower by over 150 degrees. By 1:05 p.m., the liquid entering the tower was beginning to boil and expand, causing the level inside the tower to increase further. At 1:10 p.m., the tower began overflowing liquid into the piping off the top of the tower. Liquid built up in this vertical piping and exerted great pressure on the emergency relief valve 150 feet below. At 1:14 p.m., the three emergency
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At 1:20 p.m., the cloud ignited, causing a series of explosions. The CSB believes the vapor cloud was most likely ignited by a diesel pick-up truck parked about 25 feet from the blowdown drum.
The next computer simulation shows how the blast pressure wave is predicted to have moved after the cloud was ignited. The blast pressure wave is accelerating as it moves through the ISOM Unit, causing heavy destruction and igniting more fires. This is the area where two trailers were destroyed, fatally injuring 15 contract workers.
This videotape, shot by Houston station KHOU, shows the ISOM Unit as fires continue to burn after
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The Chemical Safety Board's investigation to determine the root causes of the tragedy began the following day.
(End of video)
MR. HOLMSTROM: I will now introduce Mr. Mark Kaszniak, who will present the explosion analysis.
MR. KASZNIAK: Thank you, Mr. Holmstrom. As you just saw in the animation, a flammable hydrocarbon liquid was released off the top of the blowdown drum stack. We used a computer program to help us understand this event and to calculate the total amount of liquid released out the stack.
First, the team calculated that approximately 51,900 gallons of hydrocarbon liquid flowed through the safety relief valves of the raffinate splitter tower in just over six minutes. Next, the team calculated that it took 31,130 gallons of hydrocarbon liquid about 4.2 minutes to fill the downstream piping and the blowdown drum and stack. Then, as the
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Finally, the team was able to calculate that approximately 7600 gallons of flammable hydrocarbon liquid was released at the top of the blowdown drum stack in about 1.8 minutes before the safety relief valves closed. This is nearly a full load for a gasoline tanker truck that you have undoubtedly seen traveling down the highway.
In order to understand how the vapor cloud grew so large prior to the explosion, the CSB investigation team used another computer dispersion model, configured for liquid release. As the hydrocarbon liquid ejected from the blowdown stack was below its normal boiling point, only about half of this liquid vaporizes as it dispersed in the wind and fell to the ground. About one-third of the falling liquid splashed onto elevated ISOM Unit process equipment that surrounded the blowdown drum, producing multiple smaller drops and sprays which then vaporized.
The falling liquid that reached the ground formed an ever-widening pool at the base of the blowdown drum, which then began to vaporize due to the
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The CSB has now concluded that the ignition source was a diesel truck as shown in the photo at the right. It was parked and idling about 25 feet from the blowdown drum. The CSB previously reported that eyewitnesses saw and heard the engine over-revving and backfiring sparks that ignited the flammable vapor cloud. The diesel truck is the only identified ignition source that is consistent with the observed structural damage which has been verified by the computer blast model that we have run.
This slide shows a blast over-pressure map of the ISOM Unit and the areas immediately surrounding it. Notice the parallel lines running vertically near the center of the slide. These represent the ground level pipework that ran between the ISOM Unit and the trailer area. Locations of portable trailers are shown by red rectangles in this drawing. The numbers near the circle indicate explosion overpressured in pounds per square inch. The three smaller diameter circles with numbers inside them, near the center of the slide, are called intense pressure regions. They occurred when the flame front accelerated when it reached congested or confined areas as it burned through the flammable vapor cloud. When a flame front
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To give you a sense of the destructive potential of explosion overpressure, a 2.5 overpressure is capable of cracking a concrete or cinder block wall and can totally destroy a wall constructed of wood.
An intense pressure region occurred between the pipe rack and the trailer area. Here the vapor cloud was confined by the pipe rack and the trailers. Portions of the vapor cloud also spread underneath the trailers, which were supported on concrete blocks or by stands.
The overpressure created by the accelerating flame front in this area was sufficient to destroy the trailers. This is the area where 15 fatalities occurred and a number of workers were seriously injured.
We focused our analysis on the trailers because all the fatalities and a number of serious injuries occurred inside or nearby them. Over 40 trailers were damaged in the vapor cloud explosion. Some examples are shown in the photos on the right, and 13 trailers were totally destroyed. Occupants were injured inside trailers as far as 479 feet from the blowdown drum. We noted damage in trailers almost 1,000 feet from the blowdown drum and, although the explosion overpressure
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I will now turn the presentation over to Ms. MacKenzie to discuss the human factors portion of the investigation.
MS. MACKENZIE: Thank you, Mr. Kaszniak. Human factors played an important role in the March 23 incident. Human factors are the environmental, organizational and job-related factors that influence behavior at work and can impact safety performance.
I'm now going to discuss human factors and safety system deficiencies in the ISOM incident that led to the troubled start-up and the overfilling of the raffinate splitter tower.
As was stated in the introduction of this presentation, errors and procedural deviations occurred in the start-up that led to the overfilling of the tower for three hours; however, it is important to recognize that individuals do not plan to make mistakes. They are doing what makes sense to them at the time, given the work environment, the organization's goals and other job-related factors. Errors are actually symptoms of underlying problems in the workplace. For this reason, the investigation
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Renowned process safety expert, Trevor Kletz puts it plainly: "To say accidents are due to human failings is like saying falls are due to gravity. Though it may be true, it does not help us prevent them."
With this in mind, one must ask, why did those individuals take the actions that they did. Understanding and correcting the factors in the work environment that are conducive to human error will help prevent not just the same incident from recurring but will have a much greater impact in the industry overall.
The investigation team found numerous underlying conditions and safety system deficiencies that influenced operators' decision making and actions leading up to the March 23rd incident.
Specifically, the CSB found that there were procedural deviations, ineffective communication between shifts, operator fatigue, inadequate power instrumentation, insufficient staffing and supervision, ineffective training, and poor design of the control board display.
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Contrary to the start-up procedures, the valve that lets liquid hydrocarbon out of the tower was left closed and in manual mode. In our investigation we asked, why did the board operator make these decisions. The answer began to unfold as we looked at data from 19 raffinate splitter tower start-ups. We found that the actions taken by the board operator on the day of the incident were actually common in past start-ups. This led us to another question. Why was there a long history of procedural deviations during start-up? In examining the 19 raffinate splitter tower start-ups, we found that in 15 of the 19 start- ups, the tower level was filled above the range of the level transmitter. When this occurred, operators have no means to determine how much liquid is in the tower. This makes overfilling the tower much more likely, and in 18 of the 19 start-ups, the tower demonstrated experienced dramatic swings in liquid levels, which made controlling the tower start-up much more difficult. Operators knew that the swings in levels could result in a loss of flow at the bottom of the tower. This loss of flow could damage the furnace tubes and potentially result in an emergency shut-down of the unit. Operators ran the tower level higher than called for in the procedures because doing so
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Despite these recurring procedural deviations and abnormal tower levels, none of the start-ups were investigated to correct the underlying problems.
BP management did not update the start-up procedures or correct the operational problems that led to the dramatic swings in level during start-ups. Other major accident investigations have revealed that workers often adjust practices to suit actual operating conditions that are not addressed in formal procedures.
The American Petroleum Institute Safety Guidance on Human Factors states that when operators are not -- excuse me -- when operating procedures are not updated or correct, "workers will create their own unofficial procedures that may not adequately address safety issues."
The procedural deviations from the last 19 start-ups were not typically subjected to any management of change review, which was contrary to BP's own policy. Procedural workarounds were accepted as normal. The ISOM start-up procedures provided inadequate instructions by not describing the serious safety implications of failing to control tower
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Communication between operations personnel was ineffective, leading to several critical miscommunications. Prior to the start-up, the control board operator thought he had been instructed to close the level control valve and not send any heavy raffinate liquid from the bottom of the tower to storage.
Other operators believed they were instructed not to send any light raffinate liquid to storage tanks. Consequently, the board operator closed the level control valve and no liquid was sent to storage.
The board operator received his instructions over the phone. The instructions were never contained in the log book or in the start-up procedure prior to the start-up.
Additionally, the condition of the equipment was not communicated between operators, because there was no face-to-face discussions between the night operator who filled the tower and the day board operator.
BP had no policy for effective communication between operations personnel or requirements for shift
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One important reason was that malfunctioning tower instruments influenced operators' decision making during the three-hour start-up.
The level transmitter was mis-calibrated and provided false readings to operators that the tower level was less than nine feet and declining during start-up.
The level was actually increasing dramatically, reaching 158 feet at 1:00 p.m., about 20 minutes prior to the explosion.
The tower had a sight glass on the outside, but it was dirty and unreadable. It could not be used as a visual check of the accuracy of the level transmitter.
While one tower high-level alarm associated with the level transmitter went off during the prior shift and remained in alarm state throughout start-up, a separate redundant high-level alarm failed to sound. No other level indicator, such as a bottom pressure indicator, that could signal a level increase in the tower, was available to the operators.
The investigation team found that the tower level transmitter was giving faulty readings because
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As the temperature of the liquid increases, its specific gravity decreases; therefore, it's important to calibrate the type of level transmitter at the liquid's normal operating temperature. We found that the specific gravity setting for the transmitter was incorrectly set at 0.8, as you can see here in the photo. The actual specific gravity of the liquid in the bottom of the tower at normal operating temperatures is very different, 0.55 as shown in green.
The incorrect setting was likely due to using instrumentation data sheets that hadn't been updated since 1975, 30 years prior to the incident. At that time, in 1975, the tower was part of a completely different refinery process with a different specific gravity.
Even though the level indicators were faulty, it is still curious that the tower was left filling for three hours with no liquid being removed. Why didn't the board operator or crew realize that something was wrong? One reason is that operators were likely fatigued. The ISOM operators were working seven days
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We noted in our investigation that BP has no fatigue prevention policy. In fact, there are no widely used or accepted fatigue prevention guidelines or restrictions on hours and days of work throughout the refining industry, even though fatigue is recognized as a serious safety issue in other hazardous sectors like transportation, health care and the nuclear industry.
In addition to fatigue, supervisor and operator staffing was insufficient. As we have stated, unit start-up is especially hazardous. The Center for Chemical Process Safety reports that process safety incidents are five times more likely during start-up than normal operations. BP recognized this fact and
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BP Texas City's 1999 business strategy calls for a 25 percent reduction in fixed costs, including reduced staffing. In that year, there was a consolidation made in the ISOM area control room that reduced two board operators to one. Then, in 2003, a third process unit was added to the responsibility of the one remaining ISOM board operator.
A 2003 hazard review recommended that during all start-ups in the ISOM area, a second board operator should be present, but this recommendation was never fully implemented.
We found that BP's operator training was also ineffective, especially for abnormal conditions such as start-up and process upsets. Prior to the incident, numerous audits and reports identified deficiencies in operator competency and training. In spite of this, Texas City managers reported to the chief executive of refining and marketing in 2004 that they had adopted a compliant strategy of relying more
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Additionally, operator training was not effective because it relied almost exclusively on computer training modules and testing, without an effective mechanism to gauge operator performance and ability.
BP's centralized training department, budget and personnel were reduced significantly from 1999 to
- Several cost reduction actions were implemented
in response to BP London's instruction in 1999 to cut costs 25 percent.
Simulators, which can provide operators with realistic training on how to handle abnormal situations and scenarios, were not made available for operations personnel, even though their use had been recommended by a 2003 Texas City refinery incident investigation. The head of the Texas City centralized training department stated that efforts to utilize simulators prior to the March incident had been turned down for cost reasons.
Another human factor that likely impacted the board operator was the design of the control board display, which provided insufficient data to the board
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This is an actual display screen from the ISOM unit control board in Texas City. Using this screen, the operator could have only determined how much liquid was leaving the unit, outlined here in the red square on the right, but there is no indication of how much liquid was entering the unit. This data was listed on another screen. Neither screen highlighted the importance of such information during start-up, although the display screen could have been configured to do so.
The flows of liquid into and out of a unit are critical and inter-related information used to assist the board operator in understanding how much liquid is in the unit, particularly the tower throughout the start-up process. This was found to be a significant human factors issue in another major accident investigation. The Milford-Haven incident at the Texaco plant in the UK experienced a hydrocarbon overfill of process equipment, leading to explosion and fire. Similar to the BP incident, at the Texaco facility, the control board screens did not provide an overview display of the process with all critical information, including how much liquid was entering
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I am now going to turn the presentation back over the Mark Kaszniak, who will discuss process safety deficiencies at the refinery.
MR. KASZNIAK: The ISOM unit was covered under the OSHA process safety management standard, which is the primary federal safety regulation to protect workplaces from catastrophic chemical hazards. This standard requires that refineries and chemical plants implement 14 specific management systems to identify and control process hazards.
We reviewed the implementation of the PSM standard at the BP Texas City refinery and found a number of deficiencies.
If the process safety management standard had been thoroughly implemented at the refinery, as required by the federal regulation, this accident likely would not have occurred. I will now discuss
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First, BP Texas City incident investigations were ineffective. The CSB investigation team found evidence to document eight serious ISOM blowdown incidents from 1994 to 2004. In six, the blowdown system released flammable hydrocarbons vapors that resulted in vapor clouds forming at ground level and the ignition of such vapor clouds could have resulted in an explosion or a fire. In two other cases, released flammable vapors did ignite, causing small fires. While the incidents were early warnings of serious hazards with the ISOM blowdown system, only three of the incidents were investigated by the refinery.
Furthermore, when the team looked to see if corrective action from these investigations had been implemented, we could not verify that all the action items had been resolved. For example, a corrective action item to verify the adequacy of the ISOM Unit blowdown drum after one incident in the early 1990s was never addressed; however, BP's problems with incident investigations were not isolated to the ISOM Unit. External audits conducted by BP at the refinery in 2003 and 2004 also uncovered problems. For
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Second, tower indication was poorly designed. None of the instruments showing the levels in the tower were working properly on March 23, 2005, as shown in the animation earlier and as further explained in the human factors discussion.
In 1994, we found there was a previous ISOM incident involving a different ISOM tower that was overfilled with liquid due to blockage in the bottom pump. In this case, the tower was also overfilled with liquid, but large amounts of vapor were released from the safety release valve into the blowdown stack. Like the 2005 explosion, a malfunctioning level transmitter misled operators about the liquid level in the tower. In fact, faulty level measurement and control has been determined to be the primary causes of high level events in distillation towers, based on public case history by Henry Kister of 900 tower malfunctions over a 20-year period in the petroleum and petrochemical processing industry. BP relied on
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Failures with potentially severe consequences, such as overfilling a distillation tower with flammable liquids, should require multiple redundant active safeguards such as safety shutdown systems or interlocks, based on Instrument Society of America guidelines. These automatic systems could stop the feed or shut down the tower in case of a high liquid level.
Third, the pressure relief piping and disposal systems for the raffinate splitter tower were inadequately designed. While examining the design basis of this equipment, the investigation team found that both the blowdown drum and the relief valve disposal piping were undersized. All credible release scenarios were not identified and the release flow rates were not calculated.
Amoco and BP did not follow several internal safety and engineering standards for the placement and safe design of blowdown drums. These standards stipulated that the blowdown drum should have been
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Over the 15 years prior to the March 25 explosion, several previous attempts to remove blowdown drums in the refinery were canceled as a result of cost consideration and production pressures. For example, a 2002 -- in 2002, an option to convert the ISOM unit blowdown drum into a flare knockout drum and reroute the discharge to a flare, as part of an environmental initiative, was not done because it was believed that there was not sufficient time to complete the relief valve and header study before the
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Later, as the project costs of this environmental initiative soared, this project was canceled in the ISOM Unit totally.
Fourth, the siting of trailers was unsafe. Office and equipment trailers shown by the red rectangles in the drawing on the right were sited in the unoccupied area adjacent to the ISOM Unit just north of the catalyst warehouse, primarily for reasons of convenience. The area was selected because trailers were being used by contractors to perform maintenance turnaround work in the Ultra cracker unit, which is located just across Avenue F as shown in the drawing. This area had been used as a location to site turnaround trailers for years. In fact, support utilities specifically for use by trailers had been installed in this area in 2002.
The refinery's management of change procedures were also not followed. These procedures required that a hazard analysis be conducted for siting trailers closer than 350 feet from a process unit. The first trailer placed in this area in preparation for the Ultra cracker turnaround, the large double- wide trailer shown in the diagram, was sited within 121 feet of the ISOM Unit blowdown drum because the
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Upon further investigation, the CSB investigation team also determined that the methodology used by the refinery was also flawed, as it was actually less protected than the industry consensus standard upon which it was based.
Moreover, the CSB has now determined that the siting method used by BP at the refinery and the industry consensus standard, the American Petroleum Institute, the API, recommended practice 752 were not adequate to protect personnel in trailers.
The actual damage to trailers in the March 23, 2005 explosion was worse than predicted by either siting method. This is illustrated by the graph shown on this slide for single wood-frame trailers, the most common type of trailers damaged during the explosion.
This graph plots vulnerability, which is the percentage this trailer occupants killed or seriously injured inside a trailer against increasing explosion overpressure in pounds per square inch. When compared against the vulnerability data from the actual
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In light of these findings, and because API -- because the API 752 method is used for siting in many industries, the CSB issued an urgent recommendation to API regarding trailer sitings, that was discussed earlier by chairman Merritt. In December of 2005, BP announced a new trailer siting policy that provides exclusion zones around refinery process units, where trailers are now not permitted.
Fifth, the maintenance program at the ISOM Unit in the refinery was found to be deficient. The goal of a refinery -- of a maintenance program is to insure that all instrumentation equipment and systems function as intended to prevent release of dangerous material, to insure equipment operates reliably; however, when the raffinate splitter section of the ISOM Unit was being started up on March 23, 2005, six instruments were not working.
As the CSB determined that four of the malfunctioning instruments were causally related to the explosion, the team examined the maintenance program and identified a number of problems. The level indicator on the raffinate splitter tower was
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Formal testing and maintenance procedures were not established for all critical pieces of equipment. For example, the instrument data sheet for the high level alarm on the blowdown drum did not contain a method for testing it. As you may recall, this is the high level indicator that failed when the blowdown drum filled up. Maintenance personnel typically tested it by manually moving its float. This test method can produce -- potentially damage the float and is not recommended by the equipment manufacturer.
Also the refinery had created, but never fully implemented, a computerized maintenance management system. As a result, the work order process did not require verification that scheduled maintenance work had actually been completed. Consequently, work orders could be closed, even if no work had been done.
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The investigation team also identified problems in a number of other process safety areas that I will now briefly discuss, regarding process hazard analyses. A review of the process hazard analysis conducted in the ISOM Unit prior to the explosion revealed that serious fire and explosion risks were not identified, such as the consequences of high level and pressure in the raffinate splitter tower and high level in the blowdown drum. Also, previous incidents with catastrophic potential were not examined. For example, a hydrocarbon release that occurred in 1994 and another one that occurred in 1999 were not part of the hazard analysis.
The next area was management of change. The refinery made numerous changes to processes, equipment, procedures, buildings, and personnel that were not reviewed for the impact of health and safety. Examples include siting trailers and changing operating procedures in the ISOM Unit without conducting a management of change review.
The next area is with regard to audit. Many process safety problems were identified by BP's internal audit for the process safety management program conducted in 2001 and 2004, but most of these issues were not resolved. For example, the 2001 audit
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The 2004 PSM audit found that the design calculations for many relief valves did not exist. The audit noted that this was a long-term problem that had existed nearly ten years at the refinery. In other areas with regard to prestart-up safety reviews, no prestart-up safety review was conducted in the ISOM Unit prior to the March 2005 start-up. If this review had been done per BP procedures, it would have required that non-essential personnel be removed from the ISOM and neighboring units.
Finally, is in the area of vehicle traffic control. The vehicle traffic control policy prepared for the Ultra cracker turnaround did not address the use of parking of vehicles adjacent to process units. Furthermore, the prohibitions against parking on either side of Avenue F, along the ISOM Unit, were not being enforced.
I will now turn the discussion back to lead investigator Holmstrom to discuss the safety culture of the BP explosion.
MR. HOLMSTROM: Thank you, Mr. Kaszniak. As the
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The March 2005 ISOM disaster was an organizational disaster. The BP Texas City tragedy is an accident with organizational causes embedded in the refinery's history and culture. Causes extended beyond the ISOM Unit to actions of people at all levels of the corporation.
Our investigation found multiple, often systematic, safety deficiencies. We found also a history of fatal incidents at the facility. Our safety culture examination, first we looked at BP's approach to safety; second mounting safety -- process safety problems at Texas City prior to the incident; and third, organizational deficiencies and corporate
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In the 30 years prior to the ISOM incident, the Texas City site suffered 23 fatalities, not counting the 15 deaths on March 23rd. In 2004 alone, three major incidents caused three fatalities. There were four major mechanical integrity incidents at the refinery from 2004 to 2005, two of which occurred after the ISOM incident. This series of safety failures led the investigation team to examine the deeper organizational and cultural problems, both at the plant and the corporation.
Many of the safety problems that led to the March 23, 2005 incident were recurring problems that had been previously identified in audits, reports, and investigations.
The graphics displayed here identifies a number of key events that described or influenced the safety culture at the Texas City site.
Our findings showed that BP group executives and Texas City managers became aware of serious process safety problems at the refinery, starting in 2002, continuing through 2005.
These executives and managers were attempting to make improvements during this period, but they were largely focused on personal safety issues, such as slips, trips, and falls, rather than placing additional emphasis on process safety
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In 2000, three incidents at BP's Grangemouth Refinery in Scotland, included a large process unit fire and two serious upsets. The UK Health and Safety Executive, which is similar to OSHA in the United States, investigated the causes of the incident and released a major report in 2003. A BP investigation task force published lessons learned on the incident, as well. The Health and Safety Executive and BP task force stated that one key lesson for industry was that preventing major incidents requires a specific focus on process safety management over and above conventional safety management, and they recommended the company develop key performance indicators for major hazards, to provide an early warning system for safety deficiencies.
Process safety indicators, such as PSM action item closure or equipment inspection, completed by the target date, can provide a check of system functioning prior to an incident. The Health and Safety Executive's report found that BP's decentralized
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BP's own task force determined that "cost targets" played a role in the incident, stating, "There was too much emphasis on short-term cost reductions, reinforced by key performance indicators and performance contracts, and not enough longer term investments for the future. Health and safety was unofficially sacrificed to cost reductions and cost pressures inhibited the staff from asking the right questions. Eventually, staff stopped asking." We found these lessons from Grangemouth were similar to causal issues in the ISOM incident, but needed changes had not been effectively implemented at the Texas City refinery.
In 2002, a new site director was appointed at Texas City and observed that the infrastructure and equipment were "in complete decline." In response, the director ordered a study that looked at the site's conditions and economic opportunities. The study, which was shared with BP executive managers, concluded
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The BP refining vice president of the group suggested a follow-up inquiry asking, "How has Texas City gotten into such a poor state?" A follow-up report was issued later in 2002 that found, "The current integrity and reliability issues at the Texas City refinery are clearly linked to the reduction in maintenance spending over the last decade." The report stated that from 1992 to 2000, capital spending was reduced 84 percent and maintenance spending was reduced 41 percent. Additionally, the refinery was to accept cost -- excuse me. Additionally, the report stated that "the prevailing culture at the Texas City refinery was to accept cost reductions without challenge and not to raise concerns when operational integrity was compromised."
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The 2002 report was seen by executive managers, including the group chief executive for refining and marketing and the group vice president for refining.
Now let's move to the following year. In 2003, BP's Texas City managers conducted a refinery maintenance study, which concluded that maintenance and mechanical integrity problems persisted at Texas City. The assessments concluded that scores were "fairly low for all areas." The ISOM area scored low, and the report stated that "cost-cutting measures have intervened with the group's work to get things right; usually reliability improvements are cut."
Also in 2003, an external safety audit required by BP's group safety management system called Getting Health and Safety Right found inadequate training, a large number of overdue action items and a concern about "insufficient resources to achieve all commitments." The report also found that "the condition of the infrastructure and assets is poor."
Another year passes. In 2004, BP Texas City refinery process safety performance was declining. There were three major accidents and three fatalities at the refinery, two of which were process-safety related, including the $30 million fire pictured here in the Ultraformer number four process unit. In
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The site also had serious problems with unresolved PSM action items. The target for closing these action items was 90 percent, but in 2004, the closure rate was only 79 percent. This was down from 95 percent in 2002. The PSM manager stated that the closure rate had fallen since 2003 because the PSM indicator was removed from the formula for calculating employees' bonuses.
In 2004, BP's internal audit group in London reviewed the company's own health and safety audit for 2003, and found a number of serious safety deficiencies common throughout the corporation. The BP auditors reviewed the 35 units that included Texas City. The audit report, released in March of 2004, found significant common problems, including widespread tolerance for non-compliance with basic health and safety rules, core implementation of health and safety management systems, and a lack of leadership competence and understanding to effectively manage all aspects of HSE. This report was seen by
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In 2004, BP documents do show that maintenance spending increased, but we found that the increases were largely due to environmental compliance requirements and responding to major incidents and outages related to equipment failures, including the 2004 Ultraformer fire. The focus was still not on preventative maintenance before incidents occurred.
Despite recognized problems in the condition and maintenance of the Texas City refinery, BP group refining executives ordered a 25 percent reduction challenge for the 2005 budget. The Texas City business unit leader objected and was able to partially restore some of the maintenance funds; however, he stated that plant morale was negatively impacted, with employees believing that the leadership was not really serious about cultural change.
Warnings about the risks of a serious incident continued in 2005. The Refinery Safety Business Plan developed for site leadership before the ISOM incident listed the key -- the following key risks: mechanical integrity, operator competency, and, disturbingly, the possibility that "Texas City kills someone in the next 12 to 18 months."
In late 2004, the site performed a safety
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"Production and budget compliance gets rewarded before anything else" and "pressure for production, time pressure, and under staffing are the major causes of incidents. "Leadership commitment" is undermined by the lack of resources to address severe hazards."
The CSB investigation found that these organizational problems provide an underlying link to numerous safety system failures throughout the Texas City refinery.
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We will now discuss our analysis of the organizational causes of the March 2005 incident. The Center for Chemical Process Safety's guidelines for investigating chemical process incidents notes that almost all serious accidents are typically foreshadowed by earlier warning signs, such as near misses in similar events. Safety authority James Reason explained that an effective safety culture avoids incidents by being informed. We found that BP Texas City lacked a recording and learning culture to keep personnel informed of emerging safety problems. Reporting bad news was not encouraged, and often, Texas City managers did not effectively investigate incidents or take appropriate corrective actions.
Although the BP safety policies required that organizational changes be managed to insure continued safe operations, these policies and procedures were generally not followed. Poorly managed corporate mergers, leadership and organizational changes, and budget cuts greatly increased the risk of catastrophic incidents.
BP executives and Texas City managers did not effectively evaluate the safety implications of major organizational, personnel, or policy changes. Some examples of changes that lacked a safety review and
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From 1998 to 2004, a series of leadership changes occurred at the Texas City site. The Baker report concluded that the Texas City refinery senior leadership turnover had been high, with nine different plant managers since 1997, five just from 2001 to
- The authors of the Telos report concluded that
they had never seen such a history of leadership changes. This organizational instability made the establishment of effective process safety systems difficult.
BP's senior executives did not adequately control the risk of major incidents. BP executives primarily paid attention to, measured, and rewarded personal safety. Reliance on low personal injury rates at Texas City, as a safety indicator, failed to provide a true picture of process safety performance. BP executives and managers did not effectively implement the lessons of Grangemouth that addressed
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In response to reports of safety problems, executives oversimplified the risks. For example, maintenance spending was increased to address integrity deficiencies in the plant infrastructure, such as tanks and docks, but did not provide sufficient funds to effectively correct the same issues in the process unit. As a result, in 2004 to 2005, there were four major mechanical integrity- related incidents in the refinery's process units.
BP board of directors did not effectively monitor and control major accident risks. Due to BP's decentralized structure of safety management, organizational safety and process safety management were largely delegated to the business unit level, with no effective oversight at the executive or board level to address major accident risk. The Baker report similarly reported that BP's board of directors had not insured, as a best practice, effective implementation of process safety.
The Financial Reporting Counsel, the UK's independent regulator for corporate reporting and governance, has adopted guidance for directors of corporate boards, commonly referred to as the Turnbull guidance. The Turnbull guidance recommends the United
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Additionally, as we have discussed, BP executives did not effectively respond to reports detailing critical PSM problems.
In conclusion, the investigation found that BP executives made spending cuts without assessing the safety impact of those decisions. The Center for Chemical Process Safety, CCPS, of which BP is a member, developed 12 essential process safety management elements in 1992.
The first element is accountability. CCPS highlights the "management dilemma" of "production versus process safety." The guidelines emphasize that to resolve this dilemma, process safety systems "must be adequately resourced and properly financed. This
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Audits and studies show that spending cuts and production pressures impaired process safety performance in areas such as mechanical integrity and training.
The response to those identified deficiencies was neither timely nor sufficient.
So far, we have talked about deficiency of BP safety systems and safety cultures that led to the ISOM incident. Now, we're going to discuss the role of the Occupational Safety and Health Administration or OSHA. OSHA's mission is to assure the safety and health of America's workers, in part by setting and enforcing workplace standards. The purpose of OSHA's process safety management standards is to prevent catastrophic releases of hazardous chemicals from process plants. Given the history of major accidents and fatalities at the Texas City refinery, the investigation examined OSHA's PSM standards and its enforcement. In the 20 years prior to the ISOM incident, OSHA records show ten incidents at the site resulting in ten fatalities. Although three workers died in 2004, OSHA did not conduct any planned inspections that year. Prior to the March 23, 2005 incident, OSHA had conducted only one planned PSM
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The 1998 planned inspection was related to a local emphasis program. All other Texas City inspections were unplanned, the result of an accident, complaint, or referral from another agency or an inspection of another company, such as a BP contractor. During the 20-year period OSHA issued citations resulting in proposed penalties of $270,000, of which $77,000 was paid in negotiated settlements.
In 1992, OSHA cited and fined Amoco on the hazardous design at a similar blowdown drum and stack at the Texas City refinery, alleging that nine relief valves did not discharge to a safe place, and exposed employees to flammable and toxic vapors. The abatement method, suggested by OSHA, was to reroute the discharges to a closed system with a flare.
In 1994, OSHA and Amoco reached a settlement agreement regarding the citation. As part of that settlement, OSHA agreed to withdraw the citation and Amoco stipulated that the blowdown drum met industry safety guidelines, citing API recommended practice 521, Guide for Pressure Reliving and Depressuring
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After the settlement, the refinery continued to use blowdown drums in stacks without flares and blowdown drum incidents continued to occur.
The PSM standards contain broad requirements to implement management systems, identify and control hazards, and prevent catastrophic releases of highly hazardous chemicals. After the deadly explosion of the Phillips Chemical Plant in Pasadena, Texas that killed 23 in 1989, OSHA issued a report that recognized the importance of a different type of inspection priority system, other than one based on industry injury rates.
The agency proposed that "OSHA will revise its current systems for setting agency priorities to identify and include the risk of catastrophic events in the petrochemical industry."
OSHA established an enforcement program for preventing these accidents that required planned, comprehensive compliance inspections in facilities with accident histories or other indications of a risk of a catastrophic incident; however, such a program has never been fully implemented.
OSHA's primary enforcement program for the PSM standards states that "the primary enforcement model
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OSHA's PSM enforcement program states that "it is anticipated that PQV inspections will be highly resource intensive."
The directive describes a PQV inspection as "a large and complex undertaking" and states that a PQV inspection is "long-term, possibly several weeks or months." They are to be conducted by a "select, well- trained and experienced team."
The ten OSHA regions each are directed to submit five candidate facilities drawn from eight targeted sectors with the greatest number of accidents. The positive sectors include oil refining. The table shown here looked at PQV inspections from 1995 to March 2005 by federal OSHA and by 26 states that run their own safety and health programs. The data shows that OSHA has conducted few planned PQV inspections.
Federal OSHA conducted nine planned PQV inspections in targeted industries from March -- excuse me, from 1995 to March 2005, while OSHA' state- plan jurisdictions conducted 48.
Federal OSHA conducted no planned PQV inspections in oil refineries during this period. During the same period, federal OSHA conducted 77 unplanned PQV inspections and state
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Unplanned inspections are typically narrow in scope, shorter, and limited to possible regulatory violations raised from accidents, complaints, or referrals from another regulatory agency.
OSHA's compliance directive for the PSM standard, states that the main vehicle for enforcements are the planned, comprehensive inspections; however, the data show that these PQV inspections are infrequent. Over time, OSHA has adjusted enforcement priorities to reflect new workplace data in enforcement initiatives.
For example, during the 1990s, OSHA began collecting site-specific injury data, which allowed adjusted targeting of planned inspections, and likely, had the effect of putting greater emphasis on injury rates and overall inspection priorities; however, the workplaces that have catastrophic risks often have high personal injury rates. The March 2005 incident underscores the need for OSHA to refocus resources on preventing catastrophic accidents to greater PSM enforcement.
We have been discussing OSHA's PSM enforcement. Now we will examine the provisions of the OSHA PSM standard, specifically management of change, or MOC.
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Audits and other assessments found that the MOC program ineffectively reviewed organizational and personal change. The OSHA PSM standard requires that, at a minimum, a company's MOC policy apply to "process chemicals, technology, equipment and procedures and changes to facilities." Industry's own good practice guidelines, such as those from the American Chemistry Council, recommend that MOC apply also to organizational, personnel, and policy changes that could affect process safety. OSHA does not require employers to evaluate these types of changes.
If BP had reviewed the safety implications of changes to personnel, policy, and organization, the March 23rd disaster would have been less likely to occur.
In addition, adoption of broader MOC requirements by OSHA would help companies like BP avoid catastrophic events.
Madam Chairman, now in summary, we will present the root and contributing causes. Root causes are the underlying prime reason why an incident occurred. Contributing causes made the incident more likely to
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Root causes: first, BP board did not provide effective oversight of major accident prevention; second, BP senior executives focused, measured, and rewarded mostly personal safety performance, but not process safety. Additionally, BP senior executives did not provide adequate resources to prevent major accidents. BP senior executives did not insure a safety review of organizational, personnel, or policy changes.
Additional root causes: BP Texas City managers did not create an effective reporting and learning culture. They did not follow and enforce up-to-date procedures.
BP Texas City managers did not incorporate good practice, equipment design, and they did not effectively incorporate human factors into their process safety programs.
Contributing causes: Texas City managers lacked an effective, mechanical integrity program. The managers did not have an effective policy to control vehicular traffic near hazardous process areas. Texas City managers did not effectively implement their prestart-up safety review policy to remove non- essential personnel during start-up. Finally, Texas City managers' policy for siting trailers was not
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That concludes our presentation.
Madam chairman, we'll now take questions from the board.
MS. MERRITT: Thank you, Mr. Holmstrom. We feel like we need to breathe after that, don't we?
At this time, I'd like to open the floor for comments or questions from board members. Is there anybody who has any questions? Mr. Wark.
MR. WARK: Thank you, Madam chair. I would like to ask a question of the staff as to how you determined that the operator was likely fatigued, the operator in question. Was the BP management aware of the long hours that the operators were working, and did fatigue, in your judgment, play a role in the lack of critical communications during the shift change?
MS. MACKENZIE: We used the methodology that NTSB uses in its investigation of aviation accidents. It calculates fatigue by examining the physiological aspects of an individual's sleep wake cycle. Basically, these aspects -- they call them fatigue factors -- such as how much sleep you had in a 24-hour period, or over a period of time, like a week. I used -- and then we find evidence, if evidence is there, that suggests that those fatigue factors affected human performance in some way.
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In this case, we found that cognitive fixation and impaired judgment likely was the result of fatigue, affecting operators' performance.
I didn't catch the second part of your question, how it relates to --
MR. WARK: -- the shift change.
MR. HOLMSTROM: Yeah, there were three critical miscommunications that occurred during shift change. Number one, during the shift change, there was a miscommunication about the state of the equipment, what equipment had been filled and which equipment hadn't been filled.
Second, there was a miscommunication about whether the -- which raffinate was supposed to run down to storage and which wasn't. The board operator understood that the heavy raffinate was not to go to storage and other operators were informed light raffinate was not to go to storage.
And finally, there was a miscommunication in the shift directors' meeting. There was an understanding at the end of the meeting that the ISOM Unit was not to be started up; however, the supervisor from the ISOM area attended that meeting; when he returned to the ISOM area, did not communicate that fact to the supervisors and operators in that area. The reason
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MS. MERRITT: Mr. Wright.
MR. WRIGHT: Thank you, Madam chairman. I was wondering if you could tell me who authorized the start-up on that date and why it continued, if they were -- if they found equipment not working properly.
MR. HOLMSTROM: Well, the first question of who authorized the start-up, the CSB was only able to determine that shift supervisors, front-line supervisors, authorized the start-up; however, we believe that, in typical refinery practice, units do not start up based on instructions from the front-line supervisors.
Second, there was an instruction that, due to the tanks filling up, that it was understood that the unit would not start up that day; however, that was not effectively communicated to the area.
And the last part of your question, Mr. Wright?
MR. WRIGHT: Why did they continue the start-up when they found equipment not working properly?
MR. HOLMSTROM: Well, the level transmitter, as
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MS. MERRITT: Mr. Visscher.
MR. VISSCHER: Thank you, Madam chairman. My questions are kind of follow up with what Mr. Wark and Mr. Wright have asked. First of all, with regard to the fatigue issue, you indicated that the methodology used is one that was developed by the NTSB. Does that estimate the degree of reduction in performance of -- tied to how much fatigue there is, or is it just a kind of a general finding of -- that it was more likely than not fatigue? In other words, is there an ability to estimate a 20 percent decrease in functionality for example, anything with that precision?
MS. MACKENZIE: The way the methodology works is that there are several fatigue factors that keep -- that recur in incidents, where the findings are that people have fallen asleep at the wheel or -- in a plane, and these fatigue factors, such as how much
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Then we look at how the incident unfolded and what the -- in this case, operators, were thinking and doing at that time and had their decisions -- would they have been different had they had sleep or not. And --
MR. HOLMSTROM: I think, to add to that answer, the NTSB methodology doesn't calculate a percentage of fatigue, but it's if -- whether or not fatigue factors are present that led to the effect on the behavior of the worker. In this case, the evidence that was calculated from the NTSB methodology is those fatigue factors were present and had an effect on issues like cognitive fixation, which would, in this particular case, allow the operator to just focus on the level in the transmitter, rather than, additionally, looking at other operational parameters like the feed coming into the tower and the feed leaving the tower and piecing together that the tower had been filling for three hours and was likely filling up, and fatigue would impair that cognitive ability.
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MR. VISSCHER: Have a method of matching likely -- the likely result of being fatigued with the indicators that were present in that situation, yeah. When did the operators sort of recognize that there was a problem?
MR. HOLMSTROM: There was a high pressure excursion that took place after one o'clock and the operators reacted to that high pressure; however, they did not diagnose the fact that the high pressure was due to the building level within the raffinate splitter tower; rather, they believed that either the bottoms had over-heated or there was a lack of reflux, and so they responded by cutting the heater and also by starting reflux, but none of the operators understood at that point that the tower was over- filling and that was leading to the rapidly rising pressure that they were observing.
MR. VISSCHER: You mentioned in the presentation that swings in the level in the tower were kind of normal. Even though the procedures didn't anticipate it, but it was normal in terms of the experience of the start-up. Was there a particular reason for that in this particular unit, or is that a common occurrence in refining towers of this sort? Was there a problem that was never diagnosed or was there a
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MR. HOLMSTROM: Well, the swing that occurred during -- well, it was dramatic that occurred -- in most of the start-ups, is a condition that can exist during start-up, when you have a more unstable feed going to the tower and you're possibly going to have swings in the level. The operators reacted to that, because a loss of flow out the bottom could possibly damage equipment such as the associated heater to the tower. They reacted to that by running a higher level, typically as we saw, from the previous 18 previous start-ups, 19 start-ups in total, by running it above the level of the transmitter. The problem with running it above the level of the transmitter is you don't know where the level is at, and it makes over-filling the tower much more likely.
MR. VISSCHER: You may have mentioned the redundant high level alarm in the tower not functioning, had that been noted before the start-up or not?
MR. HOLMSTROM: No, it hadn't been noted before the start-up.
MR. VISSCHER: Okay. Thank you.
MS. MERRITT: Are there any other questions?
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MR. BRESLAND: Getting back to the fatigue issue that some of the other board members have talked about, what was the -- what is the normal shift rotation at the BP refinery?
MR. HOLMSTROM: Normal shift rotation is 12-hour shifts, rotational shifts for operations.
MR. BRESLAND: And in the days and weeks and almost a month leading up to the incident, people were working 12-hour shifts every day as opposed to two or three or four days a week?
MR. HOLMSTROM: That's correct.
MR. BRESLAND: Yeah. Now was this done -- who decides whether you're going to work 29 days in a row, 12-hour shifts? Is that done voluntarily on the worker's side or is it done by edict from the company's side?
MR. HOLMSTROM: Our understanding that it was required, during the turnaround, to work that schedule of continuous 12-hour shifts.
MR. BRESLAND:
Question about the instrumentation: what type of instrumentation would have worked better to give them an indication of the fact that the level in the distillation column was well above the indicated level using the one measuring
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MR. HOLMSTROM: Well, we determined in this case that this particular instrument was sensitive to the specific gravity of the processed hydrocarbon that was in the tower, and if it had been properly calibrated, it would have indicated 100 percent; however, because it was mis-calibrated, as the tower heated up, it showed the level declining from about 99 percent at the beginning of the start-up to 78 percent at the time of the incident, which the operator believed and relied upon.
As stated in our report, there are other additional indications of levels that can give operators additional information. One example is a bottom pressure indicator, which will increase -- show an increase in pressure if the level is rapidly increasing. Another example that's discussed in our report that's actually been suggested by an expert in distillation, Henry Kitster, is an additional level indicator above the existing range of level indication that would provide indication -- if the bottom level indicator failed -- would provide additional indication that the level was rising in the tower higher than the normal range of the lower transmitter.
MR. BRESLAND: Do you know if, in the work that
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MR. HOLMSTROM: Well, we understand that BP has been reviewing both its design and instrumentation, as well as their mechanical integrity programs. We know, from an incident that occurred after this incident in another refinery of BP's in North America, where there was a similar overfill incident, there was a recommendation in that incident for additional indicators of level in the tower, including an additional level transmitter and additional pressure indicators on the tower, as well as an automatic safety shut-off, which was discussed by Mr. Kaszniak.
MR. BRESLAND: Okay, thank you.
MS. MERRITT: Are there any other questions? Mr. Wark?
MR. WARK: I have one more, Madam chair. You said that BP relied too heavily on injury rates and not enough on process safety indicators. Could you provide us an example of such a process safety indicator and how it might be used?
MR. HOLMSTROM: Well, process safety indicators give an early warning that your process safety systems aren't functioning appropriately. Some examples of
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MR. WARK: Thank you.
MS. MERRITT: Thank you. If there are no other questions, I know everybody will be glad to know we're going to take a 15 minute recess and we'll reconvene here at ten minutes after -- ten minutes after the hour, and please be prompt, so that we can resume our proceedings. (15 minute recess) (Back on the record at 8:10 p.m.)
MS. MERRITT: We're going to begin in a few minutes, so please have your -- take your seats.
If I could have your attention, how we're going to proceed is I'm asking the investigative team to present now their recommendations and then we will
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We have quite a number of people who want to be heard, and we encourage you to speak. We would ask you to keep your comments to two minutes, so that everybody gets a chance to have their turn, and to be ready to come up when I call your name.
So, with that, I'd like to turn the floor back over to Don Holmstrom, for the recommendations.
MR. HOLMSTROM: Madam chairman, the team will now present a summary of the recommendations. Board members, the complete text of the recommendation is in your binder.
The first recommendation is to the American Petroleum Institute and the United Steelworkers Union. The recommendation is to create two new consensus standards for refining and petrochemical industry. The first standard is performance indicators for process safety and the second standard is fatigue prevention guidelines.
The next recommendation is to OSHA, which reads, strengthen enforcement of the planned comprehensive PSM inspections.
An additional recommendation to OSHA is amend the proper safety standard to require a management of
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The next recommendation is to the Center for Chemical Process Safety. Issue guidelines for the safe management of major organizational, personnel, and policy changes.
Recommendations to the BP board of directors. Appoint an additional non-executive member of the board of directors with expertise in refining operations and process safety.
The second recommendation to the board of directors is insure and monitor an incident investigation program at all of your refineries.
Another recommendation is insure and monitor the use of leading and lagging indicators at all of your refineries.
Recommendation to BP Texas City. Evaluate all process units to insure critical process equipment is safely designed, including multiple level indicators, automatic controls, clear indication of material balance on process control systems.
Another recommendation to BP Texas City. Insure all instrumentation and process equipment necessary for safe operations is maintained and tested.
A recommendation to BP Texas City and United
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Additional recommendations for BP Texas City. Improve training with face-to-face instruction and simulation technology.
BP Texas City require additional board operator staffing during times of start-up, shutdown, and abnormal conditions.
BP Texas City insure that all procedures are updated and reflect actual process conditions.
BP Texas City require knowledgeable supervisors or other technically trained personnel be present during hazardous operation phases, such as units start-up.
That concludes the recommendations we have presented to the board, Madam chairman.
MS. MERRITT: Thank you. As you probably are aware, these are the summaries of the recommendations, and the wording for the exact recommendations can be found in the report, if you would like to review that.
With that, we would like to go to public comment. What I'm going to do is call names, two at a time, so that you will be ready when the microphone is open, and the first two people I would like to call
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MR. COON: Good evening, Madam chairman. Brent Coon, B-R-E-N-T C-O-O-N and Eva Rowe.
MS. ROWE: E-V-A R-O-W-E.
MR. COON: Madam chairman, members of the CSB team, I am the regional general counsel for the United Steelworkers. I'm personal trial counsel to over 200 of the injured workers from this explosion. I'm personal trial counsel to Eva Rowe, who lost both of her parents in this explosion. I'm lead counsel for the civil litigation pending in Galveston and liaison to the investigative agencies, including the Department of Justice and the CSB. I've had the pleasure of working with Mr. Holmstrom and their investigative team.
Our legal team has reviewed over 7 million documents in this case in the civil litigation and have taken over 100,000 pages of deposition testimony of BP personnel and executives in Galveston, Houston, Chicago, and London.
It's been our contention since the early months of discovery that this tragedy was unnecessary, avoidable, and sadly, even predicted, predicted many times over a number of years. From 1977, when process
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Budget cuts, which reduced staffing, training, technology, and maintenance caused this explosion. The Texas City facility made a profit of a billion dollars in 2004, only to be told to cut their budget more in 2005. We're pleased to see that the CSB has dedicated its full resources to this investigation and that your report concurs with us. We hope that not only BP, but the entire petrochemical industry, embraces your recommendations. But if they don't, we've drafted legislation which has sponsors in Texas and in Washington, D.C.; drafts can be found at rememberthe15.com.
We have also placed much of the discovery that we have obtained in this litigation in the website texascityexplosion.com to enable the media, legislators, industry influencers, and the public to
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Our discovery and other efforts continue and we appreciate very much the work product put forth by the CSB tonight, which will hopefully make our plants a better and safer place to work. Eva and I will be in Washington, D.C. Thursday to speak to the Congressional Labor and Education Committee and to Austin Friday, to memorialize the second anniversary of this explosion and to promote the legislation being presented there.
We thank you again for your dedication and efforts, which will certainly help us in these efforts. And in closing, it is our belief that our society should not embrace the concept that going to work at a refinery is a game of Russian roulette. Plants can and should be made safe to work at, first by regulations, but then by severe criminal penalties if necessary.
Thank you, Madam.
MS. MERRITT: Thank you. Ms. Rowe, would you say your name again and spell it for our recorder?
MS. ROWE: Eva Rowe, E-V-A R-O-W-E. Hello, my name is Eva Rowe. Both of my parents, James and Linda Rowe, were murdered on March 23, 2005. I was driving
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At first, I did not understand and I was just sad. As I found out more, I got mad. I do not believe this was an accident. How could BP ignore all the warnings? Why have trailers there? Why have a blowdown drum instead of flares? Why reduce training for workers? Why cut staff on units? Why let the plant run down? Why not tell the non-essential personnel to evacuate the area? Had this been done, my parents would not have been murdered that day. We know why -- money, money and profit. I have dedicated myself to changing these things so this never happens again. Thank you for your report. It will help us greatly.
MS. MERRITT: Thank you.
MS. ROWE: Thank you.
MS. MERRITT: We're going to get them to move the microphone. Those spotlights are blinding the board. Could you move the mic to right in the center here, maybe?
I'd like to announce the next two people. That's a little better. Roby Plemons and Najm Meshkati. Thank you.
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MR. PLEMONS: Roby Plemons. R-O-B-Y P-L-E-M-O- N-S. I'd like to thank the investigation board and the CSB for the work they've done on this investigation. I've worked in this industry for almost 30 years now, and in order to make these plants safer -- I'm talking about all these plants in the oil industry and the chemical industry that's on this channel in the state of Texas -- it's going to take the Justice Department to come in. They're not going to do it on their own. You don't climb the corporate ladder by spending money on safety. You climb the corporate ladder by reducing budgets and increasing production. People's lives are being lost every day. I'm afraid this board will stay very busy until this happens. It's going to take these managers at these plants to be held accountable, much like Enron was held accountable. That's what it's going to take to change these plants.
These plants are being understaffed; training's being cut, all in the name of the budget. Production's being run when they know there's safety problems in these units.
We need to change what we're doing today. They're making record profits, as Mr. Brent Coon's pointed out. It's not a money issue. They need to spend the money on safety and protecting people's
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MS. MERRITT: Thank you.
MR. MESHKATI: Good evening. My name is Najm, N-A-J-M, last name Meshkati, M-E-S-H-K-A-T-I. I'm a professor of civil environmental engineering and industrial and systems engineering at the University of Southern California-Los Angeles.
I would like to commend this staff and the distinguished board members and you, especially, Ms. Merritt, for excellent investigation that you conducted on this case. I have been conducting research in the area of nuclear, petrochemical, and aviation safety for the last 25 years. I have been to many accident sites, including Chernobyl in 1997. Some of my students, they ask me did I look this shiny before going to Chernobyl or after coming back from Chernobyl. I tell them, no, I looked always like this.
Ms. Rowe, my heart goes for you, and as I mentioned to you during the break, I showed the tape of the 60 Minutes interview that you and Ms. Merritt were there, to all my classes. You both ladies; I'm very proud of your performance.
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However, I would like to suggest the board, please let's think about to move on. What should we do after -- after this great work that you and the Baker panel did. I always remember a beautiful quote from the very great American philosopher and psychologist, William James. William James said, "Great emergency and crisis show us how much greater our wider resources are than we had supposed." Great dimensions in crisis show us how much greater our wider resources are than we had supposed.
I think we have a great resource in the board. We have a great resource in this excellent report. We have also a great resource in the Baker panel. I think what you have done will not only impact the safety of petrochemical industry in this country, but I venture to say, transportation industry, because of the issue of the cumulative fatigue Ms. MacKenzie, and also nuclear industry, nuclear power plants, and also health care industry. Please don't stop here. Please carry on the ball and please go for codifying this recommendation into better OSHA C.F.R. 1910(1.119), Cost of Safety Management, and also better regulation for other industries. I want really to commend, and I think the board and the staff, they both get an A from me. Thank you.
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MS. MERRITT: Thank you. Our next two are Scott Berger and Kim Nibarger.
MR. BERGER: Hello, I'm Scott Berger. That's B- E-R-G-E-R.
MS. MERRITT: You have to tip that up to your mouth, I think, Scott. Thank you.
MR. BERGER: Okay, thank you. So, good evening, Madam chairman. I am the director of the Center for Chemical Process Safety, which was mentioned during the report earlier this evening, CCPS. CCPS is a global organization that's organized under the American Institute of Chemical Engineers, which has 90 corporate members, both in the U.S. and around the world. And, on behalf of the CCPS, we will be taking the findings and the recommendations from this evening very, very seriously. CCPS is dedicated to advancing technologies and management practices for process safety, and we're grateful for the existence of the Chemical Safety Board for investigating incidents of this nature, and for communicating them to the industry and to the public, to everybody who needs to know.
Over the past eight years, CCPS has been following your work very carefully. We've learned a lot from your investigations, and it's really helped
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So, on behalf of CCPS, I accept the recommendations that were made to us by the board this evening, regarding the guidelines for development of management of change. In June of this year, we will publish about half of that recommendation in a new guideline, a management of change. We've recently started a new guideline on process safety as it relates to mergers and acquisitions, so that is also in progress.
I think the previous speaker made the point about we have to turn forward and that's what we're doing here at CCPS. We do -- we have taken the lessons learned from CSB investigations and for other investigations that have been shared with us, and started in 2004 a project to rewrite the guidelines on process safety that were mentioned earlier, as well, in this report. And, during the development of this book, we did take advantage of all the material that was being shared by the CSB, by BP, by the Baker panel and tried to build this into our new guidelines for risk-based process safety, which will be released on March 30th. So we're very pleased to have that; I
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We do want to publicly acknowledge the openness of BP in publishing their internal findings. I know it must have been difficult for them to allow the CSB, to allow the Baker panel to look so deeply into their organization, and it's only providing value to the rest of industry to learn these lessons and so I have to offer my acknowledgment to BP for this. Obviously, that doesn't excuse what happened; it just -- just the acknowledgment of what happened afterwards.
So I'd like to conclude by thanking the board, by thanking the investigators for the hard work that you did, and offer my support as we go forward. Thank you.
MS. MERRITT: Thank you.
MR. NIBARGER: My name is Kim Nibarger. K-I-M N-I-B-A-R-G-E-R. I work for the United Steelworkers Health, Safety and Environment Department. Madam chair, members of the board, we want to first thank the board for dedicating the time and resources necessary to undertake an investigation of this magnitude, and our thanks to the investigators involved, for all their hard work.
We would like to convey to the board, the
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We welcome the opportunity to be a party to work on developing new industry standards and to see that they are meaningful enough to make a real difference in the workplace.
We need a tool that can tell us if we are spending our money in the areas that will allow us to operate in the safest manner possible, and we need to be able, to the extent possible, to see the future. We know what the results are when we depend on history to teach us.
It is our hope that the petrochemical industry as a whole takes a serious look at the findings in your report and that if any one company sees anything that looks a little familiar, they do not delay in acting to fix the problem. And if we get into something every once in a while that could have lasted a month or two longer, isn't that better than being one second too late? Thank you.
MS. MERRITT: Thank you so much. The next two people I would like to call are Gary Kenney and Charles Osbonna, O-S-B-O-N-N-A. Are they here? No. Okay, Joe McCalty, Lee Medley? David Wilson? Please
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MR. MEDLEY: Lee Medley, L-E-E M-E-D-L-E-Y. I'm the president of the Galveston County Central Labor Council. My family has been here in Texas City in Galveston County since the explosion in the '40s in Texas City. Both my grandfathers, my father, me and my brother worked in all these refineries and all that.
This problem began a long time ago, and it began with doing away with the proprietary jobs that we have and contracting out our missions, everything from our training, inspection, all that, we continue to contract those out just to save a buck. And we were contracting them out to trained people; now we're contracting them out to anybody that'll take the job. We have -- we hear, every time they have a turnaround, they have trouble getting qualified people to do these jobs, but yet we have a pipefitters' hall full of journeymen that can't get a job in Texas City.
I'll also say that BP just drew the short straw. This could have happened in any one of these refineries or chemical plants from Brownsville all the way to Pensacola, Florida. I mean, we see the same thing in every one you work at. It's shortcuts; it's job consolidation; we've got to get to the Solomon
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But it comes down to corporate greed. We continue to live in these communities. The managers don't live here. I mean, my in-laws live within a quarter mile of Dow now; it used to be Carbide. We live in here; we appreciate everything y'all have done.
We hope they go forward with these recommendations. I guess I'm going to have to take a wait and see.
As brother Coon said earlier, they're going to ask for legislation. I hope the Texas legislature doesn't do its general rollover and die act when industry asks it to. We need to, in Galveston County, hold our state legislators and federal legislators accountable for their votes on this very issue. We need to have Mr. Ireland and Mr. Taylor stand up and say, yes, my members work in these facilities; they go there every day and they come home every day from there, and we will support you. So I hope they're listening tonight and they hear what we're saying,
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MS. MERRITT: Thank you.
MR. WILSON: My name is David Wilson. D-A-V-I-D W-I-L-S-O-N. Excuse me. First of all, I'd like to congratulate you on your findings and diligent look into the blast at the refinery. I do agree with a lot of points. I do like the fact -- and I was here for the last meeting -- that you did bring up more of the human factor this time. The one thing I do disagree; I don't think they should be recommendations; I think they should be requirements of the industry. They need to look at it, if you put all this stuff into a pot and stir it, it still comes up the money, and they're always going to put money ahead of lives in this industry. The reason that we work 12-hour shifts, 7 days a week, it's cheaper than three shifts. They're always going to do that; it's always going to follow the money, and as long as we have groups out there that are going to keep an eye on this and make sure that -- I mean, they're making plenty of profit in the oil industry, and it's costing some lives, and if we can look at that, maybe we can prevent something like this from happening in the future. Thank you.
MS. MERRITT: Thank you. Mr. Kevin Yackly and
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MR. YACKLY: Thank you. Madam Chairman, first of all, from a local person like I am, I want to welcome you to Texas City. We wish you could be here under better circumstances.
BP, I think, as they said from the union, drew the small straw. It's very important that you make sure for industry standards that we build more refineries. I've been in business in Texas City for about 20 years, and I don't believe it's a culture of deception. I believe that we all work together and we're all a family. If you could please make sure in Washington that we build three more refineries in Texas City and hire local people, the problems would disappear.
The problem that I can see is consumption. We all want to get as much gasoline as we can get our hands on, and that's what keeps our economy strong, but what we need is for people like yourselves to make sure that new permits are given out, so we can build more refineries which will take over and have less -- we'd have more oil, and that means that the stress of each individual plant wouldn't be so high. The people
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The problem is over-working people, but we have to have more -- my question to you is where were you- all before it happened, you know? If this would have been oversight and would have been noticed, then maybe -- we're paying taxes. We want to make sure that you-all are doing your job and making sure that these plants follow the rules, and they do. But we just need more plants, more, more, then problems would go away, because we'd have new environment, policies, but the most important to us, then we'd have more gasoline and a safer environment for everybody that works here in Texas City.
We are, I think we produce 5 percent, but when these people that are most -- if you ask how many
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But what I'm asking for you-all is to please go to Washington, get us more plants, because we need more oil. It's not going to go away. You can tell us we can have wind, we can have nuclear, but we want to start our automobiles, and somehow or another, with your help, that we'll be able to have more gasoline available, which would relieve these plants from having to run 24, and keeping all the workers working hard. Thank you.
MS. MERRITT: Thank you.
MR. EASTER: My name is Jimmy Easter, and you spell it J-I-M-M-Y E-A-S-T-E-R. I've worked in the chemical industry here for 15 to 20 years now. I appreciate very much the work that this panel has put together. There's no way that we can comprehend the hours that has gone into the labor that is here, and by the same token, unless you have been in our plants, not after, but during the time of these explosions, which many of us have been, then you, yourselves, may
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Where OSHA is concerned, and on your recommendations, I fully hope and trust that your recommendations are pointed toward getting OSHA the funding to be there. OSHA has been a friend of mine, and I have appreciated the work and the hard labor, and many times they've responded to us when we have called. The thing that we, I feel like they need more help in, is that they get more resources and more people, because I know they are challenged as to what their resources are. The other end of that is that their solicitors stand behind them and work with them diligently, to the point that where a citation is issued that it has every chance to stand up against high dollar corporate attorneys that are ready to take it to task and go somewhere and do something with it. We need that support for them. I don't want it if it's not right, but when it's right, there shouldn't
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MS. MERRITT: Thank you. Lloyd Jewell and Jim or Tim Webster.
MR. JEWELL: My name is Lloyd Jewell, L-L-O-Y-D J-E-W-E-L-L, and I'm probably going to be less politically correct than some of the people have been before me, but I'm a machinist and a union steward at the ISOM complex. Some of my friends are no longer with us, because of BP's arrogance and stupidity. Really and truly, if you look at what went on here tonight, your opening remarks were asking people to turn off their cell phones, and when Mr. Holmstrom was finishing up his remarks, somebody's cell phone rang in the back. I think right there is the root cause of everything. Nobody listens; nobody pays attention. I can tell you that unless you act upon it, then nothing is going to change. I mean, you told people to turn their cell phones off, and you still hear cell phones ringing in here. Why is that? It's not because people are stupid; it's because they won't listen.
A lot has changed at BP since the ISOM incident. We're spending a butt-load of money. I've never seen money being slung around like it is now. You need equipment, tools, if you see something, they are doing
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We lost something when we gave up the chief operator and I'm sure that conversation probably came up with these guys. The chief operator has cost us a bunch of heartache and a bunch of pain. Used to, we had -- a gentleman had time or knew the unit well, they'd put these young operators under his wing, and of course, obviously when I hired in, things weren't so politically correct. If you were sitting in there with your feet up on the desk, playing solitaire, that chief operator was going to chastise you and you were not going to be doing that. You better be out tracing lines.
I guess BP has gotten, in my opinion, probably a little bit slack, and it may not be the popular thing for a union person to say, but I think BP really doesn't take the job serious. When I hired in out there 24 years ago, I was expected to do a job and
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Our maintenance crew -- I saw some comments in here about staffing, operations staffing, I'm assuming is where that's going. Nine years ago, when I went back to the ISOM complex for my second tour of duty down there, we had 12 people in our maintenance crew. And we lost two when we give up the builders, but we still had a crew of ten. We have a crew of three to five on our unit on a daily basis, and I cover three units. I cover AU2, MDU, and ARU, which is basically like the equivalent of two units. We used to have the ISOM in the mix, but we still have three units that we have to cover, do turnaround work on, and running
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I've been fortunate enough to be in -- and stuff here the last couple days and I saw things that we were a few moments away from ripping up a set of blades and expanded metal, because, we're not there. There's not enough of us to be out there all the time.
We've had no pipefitters for four weeks. We haven't had one single pipefitter on our unit, in our complex of three units, in four weeks, due to retirements, due to people that were hurt during the incident, other people on just sick leave, vacation. We haven't had one pipefitter in four weeks. We've had one pipefitter, at best, for seven weeks. Now what's wrong with that picture?
I compliment the CSB on their report, but I think we've really missed a lot of things that we shouldn't have. There's a lot of equipment that is out of date, that was designed for a Ultraformer process, not for an Isomerization process. I know for a fact that management had warnings about these, and they didn't listen. Until we learn to listen to each other, nothing's going to change.
MS. MERRITT: Thank you.
MR. WEBSTER: Yes, my name's Tim Webster, T-I-M
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I would like to thank the board and the investigation team for the many hours of hard work that you've put forth in this investigation. You were very thorough, and I commend you for that.
I noticed that the team addressed the staffing levels during the start-up of the unit in this tragedy, but I would like to address the staffing levels as is related to operational units on a day-in and day-out basis. This is, seemingly, becoming an ever-growing issue at my facility and, from what I understand, at other facilities up and down the Houston ship channel.
Current PSM requirements in regard to emergency response requires that facilities have in place emergency response procedures, but it does not address minimum day-in and day-out staffing requirements to appropriately and safely respond to unplanned unit upsets. Industry management is keenly aware that there are no regulatory requirements in this area and view these staffing reductions as easily achievable cost-cutting measures.
What I thought I heard the investigation team
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My question to be considered is how, exactly, would this be achieved? Would that be by reopening the PSM standard, or by some other means? By reopening the standard, would it be appropriate to have industry comments in that area?
And I would like for this to be looked at as covering normal operational staffing levels, as well as start-up and shutdown scenarios. I don't know if y'all were considering that or not, just start-up and shutdown or day-in and day-out operations? Thank you.
MS. MERRITT: Thank you. Shon Jones and Jim Dallas.
MR. JONES: My name is Shon Jones, S-H-O-N Jones, and I don't have any formal speech. I just came here and wanted to hear y'all's remarks and then give my comments, and I'm a little tired because I got forced last night to work overtime. That was one of the issues that I'm seeing in our industry. I've been in -- I'd like to back up. I've been a millwright for 26 years in this industry. I've worked hard all my life. I've watched our skills get diminished through attrition and retirements. We have no training
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The other topic I'd like to touch on is the forced overtime. It is -- you know, several of you had questions about that. I will tell you that we are forced every other day and sometimes 18 hours a day. I'm a union guy; we have a contract language that prevents some of that, but it still does not prevent all of it. We do get forced a lot of overtime, and yes, it does play a factor, in the fatigue factor that you mentioned, and it's because we are forced to work. And, in saying that, I mean I like y'all's recommendation and I hope we move forward with this. And I would like to add one recommendation that I'd like y'all to consider is to look into the mechanical industry -- I mean the mechanics in the industry, and
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MS. MERRITT: Thank you.
MR. DALLAS: Good evening. My name is James Dallas, J-A-M-E-S D-A-L-L-A-S. I'm here tonight as a student. I'm a third year law student at the University of Houston, in the energy environmental program there. I'm writing a paper currently about BP's corporate culture with regards to their pipeline program up in Alaska, and so I thought tonight's meeting would be interesting for me. But in listening to the presentation and in reading over the materials, I've recognized that there are some things that I would like to bring to the board's attention.
First, I would like to praise the staff for looking at the Columbia accident investigation board. I'm currently a volunteer at NASA's Johnson Space Center, and I have to say that that report has had a tremendous effect on us, and I think that it was a good place for y'all to start.
Secondly, I would like to briefly touch upon the inter-relationship between safety and environmental
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Although I think the discussion could have gone a little bit farther, the report as it's been stated, talks fairly extensively about the problems with OSHA's regulatory scheme. They don't have entirely sensible rules; they don't do enough inspections; they don't have a workforce to do enough inspections, and I think the same arguments could be made, to a large extent, about federal, state, and local environmental regulators, the EPA, the TCQ, as well as Galveston County and whatever health and safety program the Texas City government may have.
I had the honor of working for six months last year for the City of Houston's city attorney's office, the land use division. The City of Houston has an aggressive environmental enforcement program, and our
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I would argue, though, that we need to increase environmental inspections, because there are extra boots on the ground. There are extra people that can look at problems; they can refer problems to OSHA, because OSHA can't put their own boots on the ground for it.
And I think that if we increased environmental inspections and aggressively enforced the federal and state clean air acts, we would probably have fewer industrial problems. Thank you very much.
MS. MERRITT: Thank you. Mr. Joe Bicancicy.B-I- C-A-N-C-I-C-Y. Thank you. Luis Aguils? A-G-U-I-L-S. Miss Irene Jones? George T. Jones? Mark Shalkowski? Bill Phillips? Joe Bilant? Larry Burnweild? I
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MR. SHALKOWSKI: Mark Shalkowski, M-A-R-K S-H- A-L-K-O-W-S-K-I. Back in the early '90s when I was in college, I worked at this refinery in the Safety Department. I'm a licensed safety engineer, board certified safety professional, with about 15 years safety experience. I work in the petrochemical industry. I like all the recommendations that you had, but I think there's one thing that I'd like you to consider. I'd like you to think about going to ABET, the American Board of Engineering and Technology and, as a requirement for engineering schools to maintain their ABET accreditation, I think all engineers should receive some fundamental training in process safety, because these concepts apply to manufacturing environments, wherever engineers work, because the vast majority of the technical people in the refineries are engineers, and so I got my masters degree in safety engineering from one of the few engineering programs at Texas A&M, and I know Dr. Manning's working on that at Texas A&M with the chemical engineering students, but most of the other disciplines don't have that. So I would think all
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MS. MERRITT: Thank you very much. At this time, this concludes our public comments period. I'm sorry. Yes, we have one more. I'm sorry.
MR. BEEVERS: Gary Beevers, G-A-R-Y B-E-E-V-E- R-S. I'm the international vice president with United Steelworkers. My primary responsibility is the oil segment, and I guess I'm probably the ranking officer from our union at this hearing tonight.
I want to start off, Madam chairman, members of the board, certainly the investigators, on behalf of Leo Girard and the entire executive board of our union, thank you for the work you did, the quantity, and certainly the quality of this investigation.
I do want to point out, as others did, that it just happened to happen in Texas City, Texas. This is not an issue with just BP; this is an issue with the entire oil industry, and we've taken steps and immediately after this meeting, we're going to have communications and discussions with this industry. This should be the benchmark, and we're going to move forward from tonight with this industry.
So thank you very much for the report and for the work you did. We agree with the recommendations.
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On behalf of 30-plus-thousand oil workers, the members of this community, this young lady sitting over here, I urge this board, this full board to vote unanimously to adopt these recommendations. Thank you.
MS. MERRITT: Thank you. We have one more name, Randy Fredrick?
(Pause.)
MS. MERRITT: If there are no other comments, oh, I'm sorry. Yes, ma'am? We're in the light and we're blinded by that.
MS. WILSON: Thank you. My name is Nara Wilson, N-A-R-A W-I-L-S-O-N. What I would like to say is, I've been working on the field for 12 years. I'm a boilermaker, and one thing that is really scaring me today about refineries is the fact, the inability to communicate. There is a reason that we all use the same kind of signals towards a crane when you're flying something, because you must speak the same
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MS. MERRITT: Thank you very much. At this time, are there any other comments? Then I would close the floor for public comments.
At this time, I would like to open the floor to the board members if they have any comments that they would like to make at this time. Yes, Mr. Visscher --
MR. VISSCHER: Madam chairman, is this the right time to offer an amendment?
MS. MERRITT: No.
MR. VISSCHER: Okay.
MS. MERRITT: Do you have any other comments? Do you have any comments? Yes, Mr. Wright.
MR. WRIGHT: Thank you, Madam chairman. I would just like to echo the condolences expressed by the chairman earlier to the families and the victims of the events that occurred here. I would also like to thank the staff for all their hard work. I think this is going to be a historic document, not only from the
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MS. MERRITT: Thank you, Mr. Wright. Is there any other -- Mr. Wark?
MR. WARK: Thank you Madam chairman. I would like to echo the sentiments also, add condolences to the friends and families of the people who perished or were injured in this terrible tragedy. I have every belief, and I'm sure most of us here do, that the lessons learned from this tragedy will serve to save lives for the years to come, and that is the wonderful legacy that we can look forward to as far as our safety recommendations are concerned, and I also would like to thank the investigative board, the investigators, for the wonderful job that they've done, and it's been a benchmark, I think, and a touchstone for this board, and one that may not be duplicated in a long time. Thank you.
(Applause.)
MS. MERRITT: Thank you. Mr. Bresland.
MR. BRESLAND: I also would like to commend the
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Back, about a year ago, I did a presentation for a group of industry folks in Illinois, and I made the comment that when you're running large complex operations like an oil refinery, the model you should follow is: the price of success is constant diligence. You can't afford to run these places sloppily one day and carefully the next day. You have to run them carefully day-in, day-out and if you don't do that, you can see the results, unfortunately.
The day after I did the presentation, I went to tour the facility, and one of the people who had been at that meeting had taken my little few words and had put it on the notice board as you arrive into the plant, the price of success is constant diligence, and I think that's a lesson that the whole industry should learn, the fact that day-in and day-out we need to run these operations as safely as possible to avoid the tragedy that we've seen here in Texas City.
MS. MERRITT: Thank you. At this time, I'd like
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MR. VISSCHER: Madam chair, since I was leaning forward towards the microphone, let me just add to what my fellow board members say, ditto, but since we've been here so long, but I do appreciate the work that's gone in and wanted to add that to -- if I may, I would like to move for a small amendment to recommendation 1.b, it's recommendation 1.b to the Occupational Safety and Health Administration, to amend that recommendation by asserting, or cause to be conducted, after conduct, so that the revised recommendation 1.b would read in its entirety, , "Conduct or cause to be conducted comprehensive inspections, such as those under the Program Quality Verification (PQV) program at facilities identified as presenting greatest risk."
MS. MERRITT: Is there a second to that motion?
MR. WARK: Yes, Madam chairman, I second that motion.
MS. MERRITT: Okay. There is a motion on the floor, and I would open the comments first for, Mr. Visscher, do you want to explain that?
MR. VISSCHER: Just very briefly. I think the
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- some new approach is tried. It encourages OSHA to
think about new approaches, if those make sense, and so it adds that to our recommendation. Thank you.
MS. MERRITT: Is there any other comment?
MR. WRIGHT: Yes, one comment.
MS. MERRITT: Yes, Mr. Wright.
MR. WRIGHT: Thank you, chairman Merritt. I think that the amended recommendation will assist OSHA, rather than limiting them in the approaches they can take in trying to improve process safety management here, and that's why I second that motion. Thank you.
MS. MERRITT: Is there any other discussion on this? Then I would call for the vote on the amendment, and I'll read it again. Recommendation 1.b to the Occupational Safety and Health Administration (OSHA) amend by inserting ",or cause to be conducted,"
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Conduct, or cause to be conducted, comprehensive inspections such as those under the Program Quality Verification (PQV) program at facilities identified as presenting the greatest risk.
So, at this time, I'd like to call for a vote. Mr. Bresland?
MR. BRESLAND: Yes.
MS. MERRITT: Mr. Visscher?
MR. VISSCHER: Yes.
MS. MERRITT: Mr. Wark?
MR. WARK: Yes.
MS. MERRITT: Mr. Wright?
MR. WRIGHT: Yes.
MS. MERRITT: I vote no, and the amendment passes. And then I would like to call for a motion to accept the report and the recommendations as written, as amended. I'll get it right, as amended.
MR. WARK: Thank you, Madam chairman. I would like to move that the board approve this CSB investigation report number 2005-04-I-TX, as amended by the board and at the public meeting on March 20, 2007, regarding the agency's investigation into the refinery explosion and fire that occurred on March 23,
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114 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 2005 at the BP Texas City refinery in Texas City, Texas.
MS. MERRITT: Call for a second.
MR. WRIGHT: I second.
MS. MERRITT: Seconded by Mr. Wright. At this time, I'd like to reread the amendment and then take the vote.
Approve the CSB investigative report number 2005-04-I-Texas City as amended by the board at the public meeting on March 20, 2007, regarding the agency's investigation into the refinery explosion and fire that occurred on March 23, 2005 at the BP Texas City refinery in Texas City, Texas.
I call for a vote with member of the board Bresland.
MR. BRESLAND: Yes.
MS. MERRITT: Member Visscher?
MR. VISSCHER: Yes.
MS. MERRITT: Member Wark?
MR. WARK: Yes.
MS. MERRITT: Member Wright?
MR. WRIGHT: Yes.
MS. MERRITT: And I vote yes. The motion is carried unanimously.
(Applause.)
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MS. MERRITT: And I thank the board for your efforts with regard to this report.
With that vote tonight, we embark on seeking the most significant chemical safety improvements ever pursued by this agency. Although the BP Texas City investigation is now complete, the CSB will continue to play a very active role in following up on all the recommendations that we approved this evening. This activity will go on for months and, indeed, for years to come, until we see these safety measures adopted.
The 15 men and women who died here two years ago must not be allowed to perish in vain. Their lives, their dreams, and their hopes, and the manner in which they lost them must never be forgotten. I implore every company that handles hazardous substances to learn from what happened here on March 23, 2005.
Read our report, which will be posted on the csb.gov within the next week. Read the Baker panel report, available on our website as well. Do not be lulled into complacency. A low injury rate is no proof that tomorrow you will not experience a disaster. Protect your personnel and your facilities to a rigorous process safety program, and measure its effectiveness constantly, using appropriate indicators. Do not allow any other families to suffer
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116 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 as so many here in Texas City have.
I want to thank the CSB investigative team for their phenomenal creativity, insights, and diligence over the past 24 long months. As I have traveled around, meeting with industry audiences, not a day goes by but I hear of the tremendous impact this investigation is already having among business throughout the country and around the world.
I would like to acknowledge many other CSB staff who contributed to this project, but who are not here tonight, including Mr. Steve Selk, Mr. John Bordebrugen, Jim Lay, Angela Blair, Francisco Altamirano, Johnny Banks, and Ray Perfery, just to name a few.
I want to thank each and every one of my fellow board members. Each of you has worked for months, studying the issues in this report, to assure the best possible product from this agency. All of that effort has resulted in a stronger report.
Finally, I would like to offer one special word of thanks. Don, why don't you stand up for a moment?
(Applause.)
MR. HOLMSTROM: Thank you.
MS. MERRITT: In April 2005, Don Holmstrom rejoined the agency after a two years' absence with a
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From a modest office in Washington, he has amassed what must be one of the most voluminous files in the history of chemical safety investigations, and somehow he seems to know everything written on every one of those 30,000 documents that have been reviewed.
He led his team with great skill and deftness to produce a true gemstone of a report, and it is a gem with many facets.
Don, on behalf of the board and the agency and everyone who has been seeking answers as to what happened here in Texas City two years ago, and why, I offer our deepest thanks. Thank you.
MR. HOLMSTROM: Thank you very much.
(Applause.)
MR. HOLMSTROM: Thanks a lot.
MS. MERRITT: And with that, the proceedings are adjourned.
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(Whereupon, at 9:20 p.m., the meeting was concluded.)
FD06431 | 2010_美国_E_I_DuPont_De_Nemours_公司_Fatal_Hotwork爆炸-_E._I._DuPont_De_Nemours_Co._Fatal_Hotwork_Expl.pdf
分类:06_境外及港澳台调查报告 | 年份:2010 | 地域: | 严重程度: | 场所: | 起火原因:燃气/爆炸 | 来源格式:pdf
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 1 UNITED STATES OF AMERICA CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
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E.I. DuPONT DE NEMOURS and CO., INC., FLAMMABLE VAPOR EXPLOSION DuPONT YERKES PLANT TONAWANDA, NY NOVEMBER 9th, 2010
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PUBLIC MEETING
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THURSDAY APRIL 19th, 2012
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6:00 P.M. BOARD MEMBERS: RAFAEL MOURE-ERASO, Chairman JOHN S. BRESLAND MARK GRIFFON CHRISTOPHER WARNER, General Counsel INVESTIGATIVE TEAM: JOHNNIE A. BANKS, CFEI MARK WINGARD, CFEI CHRISTINA MORGAN, MPH
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 2 C-O-N-T-E-N-T-S Introduction. . . . . . . . . . . . . . . . . .3 Presentation by Investigative Team. . . . . . 11 Board Member questions to the Investigative Team. . . . . . . . . . . . . . 35 Public Comments . . . . . . . . . . . . . . . 57 Discussion of the Strategic Plan of the Chemical Safety Board . . . . . . . . . . . . 95
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 3 1 P-R-O-C-E-E-D-I-N-G-S 2 MR. MOURE-ERASO: Good evening and 3 welcome to this public meeting of the U.S. 4 Chemical Safety Board, the CSB. Everybody 5 please take a seat and everybody, I think 6 there are enough seats here in the front if 7 somebody wants to, okay. 8 My name is Rafael Moure-Eraso. I 9 am the Chairperson of the CSB Board and with 10 me today are Board Members John Bresland and 11 Mr. Mark Griffon. And also joining me here on 12 the table is our General Counsel, Chris 13 Warner. On the other table are the CSB staff 14 members, Johnnie Banks, which is the team 15 leader for this investigation. Mark Wingard 16 one of the investigators. And also we have 17 with us Christina Morgan, who is a Senior 18 Member of our Recommendations Department. 19 The CSB is an independent non 20 regulatory Federal Agency that investigates 21 serious chemical accidents. The 22 investigations examine all aspects of chemical
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 4 1 accidents, including physical causes related 2 to equipment design as well as inadequacies in 3 regulations, industry standards and safety 4 management systems. 5 Ultimately, we issue safety 6 recommendations which are designed to prevent 7 similar accidents in the future. The purpose 8 of today's meeting is to present the 9 Investigation Team's findings and draft safety 10 recommendations into a November 9, 2010 hot 11 work accident at the DuPont facility here in 12 Buffalo, New York. 13 I would like to start with a brief 14 moment of silence to acknowledge the victims 15 of this accident, Richard Folaron, who was 16 fatally injured in the incident, and William 17 Freeburg, who was injured as a result of the 18 accident. So please stand with me. 19 (Whereupon, a moment of silence 20 was observed.) 21 MR. MOURE-ERASO: Thank you very 22 much. The accident occurred as a result of
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 5 1 sparks or heat produced from hot water 2 igniting the vapors within the tank. As you 3 will hear this evening, the CSB found that the 4 primary cause of the blast was the failure of 5 the company to require the interior of the 6 storage tanks, in which hot work is to be 7 performed, to be constantly monitored for 8 flammable vapor. 9 As we are a safety agency, before 10 we begin, I'd like to point out some safety 11 information from the facilities here. If 12 everything is normal and there is not an 13 emergency, you will exit through the same door 14 that you entered into the room. If however, 15 there is a fire or an earthquake or a tornado 16 or other emergency, please take a moment to 17 notice the additional exits, there are two 18 other exits on the side which you can use also 19 to get out. So that's the safety part from 20 the physical premises here. I also would ask 21 you to mute your cell phones so that these 22 proceedings are not disturbed, starting with
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 6 1 mine, that just came with a call. 2 I would like to acknowledge first 3 the CSB Investigation Team, who will be 4 presenting their draft report to us today. 5 They will describe their findings on the 6 incident and propose safer recommendations for 7 preventing future accidents. 8 As an introduction, in 2010, the 9 CSB issued a safety bulletin on the dangers of 10 hot work. This bulletin could be found on our 11 website, Hot Work Quality. That summarizes 12 eleven accidents that occurred during hot work 13 on or in the vicinity of chemical tanks. I 14 find it tragic that we continue to see life 15 lost from this hot work accident, which 16 continue occurring all too frequently, despite 17 long known procedures that we know that exist 18 that can prevent them. 19 Facility monitors have an 20 obligation to assure the absence of any 21 flammable vapor in areas where hot work is to 22 take place. Explosion hazards can be
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 7 1 minimized by testing inside tanks as well as 2 in areas around them. 3 Following the Team's presentation, 4 there will be an opportunity for myself and my 5 fellow Board Members to ask questions to the 6 Investigative Team on the recommendations they 7 are making for us to vote. Then we'll be -- 8 we'll be opening the floor for public 9 comments. If anyone in the audience wishes to 10 comment publically, please sign at the tables 11 in the adjacent area so that we can be calling 12 them during the public period. 13 Please note that we will have a 14 limit on public comments to five minutes per 15 person. And if you take more than five 16 minutes, you are going to be taking the time 17 of the person next to you, so keep that in 18 mind. So please keep to the time limits. At 19 the conclusion of the public comments, the 20 Board will formally take a vote on the final 21 report and then the vote. The report will be 22 put on the website and also the video that
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 8 1 describes the visuals of this accident will 2 also appear on the website and will be 3 available for viewing and for downloading if 4 you would like to use it. 5 After that, we are going to have a 6 session in which, you know, after we finish 7 the part of the -- upon investigation, we are 8 going to have a brief meeting that is also a 9 public meeting, in which we are going to be 10 presented for the public or draft for the next 11 five years, the Strategic Plan of the Chemical 12 Safety Board and I will be telling you about 13 this once we finish the business of the DuPont 14 investigation. 15 I would not like to continue 16 without saying, that I -- that we thank the 17 DuPont Buffalo Investigation Team for their 18 strong commitment and dedication to their work 19 and I would also like to thank the audience 20 for being proactively interested in a common 21 hazard that can result in deadly consequences 22 if the hazards are not truly assessed.
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 9 1 I would now recognize my fellow 2 Board Members for any words that they have as 3 an opening statement. Mr. Bresland. 4 MR. BRESLAND: Thank you, Mr. 5 Chairman. I don't have very much to say this 6 evening as part of an opening statement, but 7 I -- it is distressing though on a regular 8 basis we do see accidents similar to this 9 where a flammable material is being used on 10 welding and burning is taking place close by. 11 Unfortunately, either through ignorance in 12 some cases that we have seen or through just 13 lack of diligence that these terrible 14 accidents occur. 15 And I have always felt as someone 16 who used to work in the industry, that there 17 are a couple of ways to get yourself killed in 18 -- if you're working in the chemical industry. 19 One is confined space, entering a tank. And 20 the other is burning and welding in a 21 flammable area. And unfortunately this 22 accident happened in -- above a tank where
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 10 1 burning and welding was taking place and a 2 flammable vapor was inside the tank, resulting 3 in the terrible tragedy that we're here to 4 talk about this evening. 5 I certainly look forward to 6 hearing from the Team and hearing what their, 7 the results of their investigation and what 8 their recommendations are. 9 MR. MOURE-ERASO: Thank you, Mr. 10 Bresland. Mr. Griffon. 11 MR. GRIFFON: Thank you. I would 12 first like to also offer my condolences to the 13 friends and families of Mr. Richard Folaron 14 and Mr. William Freeburg. I should note, 15 unfortunately, most of our investigations are 16 these types of accidents that result in 17 fatalities. It's the nature of our work. 18 This is yet another case, I feel, that 19 something that was highly preventable and yet 20 resulted in a fatality. 21 I also wanted to reflect on the 22 fact that we're here one week before Workers'
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 11 1 Memorial Day, April 28th, which is a day of 2 remembrance for workers killed on the job. 3 And I think the current numbers are 4 approximately 12 workers dying a day at the 5 job, which I think our message is clear and 6 we, as a global we, I think have to do much 7 better. And we're hoping that we can do a 8 small part in that with our findings and our 9 recommendations and our work on the Chemical 10 Safety Board. Thank you 11 MR. MOURE-ERASO: Thank you, Mr. 12 Griffon. At this time I would like to 13 introduce the CSB Lead Investigator of this 14 investigation, Mr. Johnnie Banks. Johnnie. 15 MR. BANKS: Mr. Chairman, Board 16 Member Bresland, Board Member Griffon and Mr. 17 Warner, ladies and gentlemen, good evening. 18 The DuPont Yerkes Investigative 19 Team is prepared to present our findings from 20 our investigation of a flammable vapor 21 explosion, which occurred at the DuPont Yerkes 22 facility in Tonawanda, New York. This
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 12 1 incident occurred on November 9th, 2010 and 2 resulted in the death of a contract worker and 3 the serious injury to another. 4 I'd like to take this opportunity 5 to provide an overview of the agenda for 6 tonight's proceedings. We'll begin with the 7 Team's presentation of investigation findings. 8 I will move from there to entertain questions 9 from the Board. The public will be invited to 10 offer comments. The Board Members will then 11 vote on the Team's proposed findings and 12 recommendations. And finally we'll have a 13 closing comment from the Chair. 14 Before I start, I'd like to take a 15 moment to also introduce the members of the 16 Team. To my immediate left, Mr. Mark Wingard, 17 CSB Investigator. And from our 18 Recommendations Group, our Recommendations 19 Specialist, Ms. Christina Morgan. Also, an 20 investigator who participated in that 21 investigation, who unfortunately can't join us 22 tonight, is Ms. Lucy Sciallo-Tyler.
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 13 1 Continue with the presentation of 2 tonight's agenda. We'll move to an overview of 3 the DuPont facility followed by a brief 4 description of the process. We'll illustrate 5 this with a presentation of a video animation 6 of the process and the chain of events that 7 led to this tragic incident. We will then 8 proceed from there to our investigation 9 findings and the key learnings and finally, 10 the proposed recommendations. 11 In taking a look at the company 12 overview, DuPont Corporation is headquartered 13 in Wilmington, Delaware. It operates in more 14 than 90 countries worldwide and has more than 15 60,000 employees globally. In 2011, generated 16 revenue in excess of 32.7 billion dollars and 17 is the second largest chemical company in 18 revenues globally. It provides -- also 19 provides safety consulting services to the 20 industry. 21 The DuPont Yerkes facility is 22 located in Tonawanda, New York, right outside
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 14 1 of Buffalo and is the site of a 100 acre 2 facility that employees approximately 600 3 workers. DuPont has operated the facility 4 since 1921. 5 The facility manufacturers 6 polymers and surface materials such as Tedlar 7 or polyvinyl fluoride or PVF, the chemical 8 process involved in this incident. PVF is 9 used in a variety of applications as a film or 10 a surface protector due to its resistance to 11 weathering and flammability lowering 12 properties. 13 The Tedlar process converts 14 flammable vinyl fluoride gas to PVF, a polymer 15 in water slurry. The PVF slurry passes to 16 insulated holding tanks and PVF -- PVF is 17 pumped from those tanks for further 18 processing. Now in this diagram here, which 19 is a simplified diagram of the process, vinyl 20 fluoride from storage on site is mixed with 21 water and is routed to a reactor, where from 22 there it proceeds to a separator where un-reg
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 15 1 vinyl fluoride is recycled through a 2 compressor back to the reactor and a solution 3 of PVF slurry is routed through piping with 4 steam injection into the slurry tank area. 5 Prior to entering the slurry tank 6 area, there is a flash tank where steam and 7 vinyl fluoride vent into the atmosphere. The 8 material is then, proceeds into one of three 9 slurry tanks, or at the time of the incident, 10 three slurry tanks. That's important to note 11 that since this incident occurred, slurry tank 12 number one has been removed and is no longer 13 part of the process. 14 There is an overflow seal loop, U 15 tube, right there that's depicted in slurry 16 tank number two. And once the material 17 settles into the tanks, it is routed to drying 18 and packaging via pumping on the bottoms of 19 those tanks. 20 The three-foot diameter flash tank 21 vents small concentrations of flammable vapor 22 directly into the ambient atmosphere, so the
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 16 1 area is equipped with a flammable vapor air 2 monitoring device to notify personnel when 3 explosion hazards are present. Continuous air 4 monitors are located on the cat walk near the 5 slurry tank three and on the flash tank vent 6 pipe. 7 Here's a photo of some equipment 8 directly involved in the incident. Slurry 9 tank number three. Here's slurry tank number 10 two. And as I mentioned earlier, slurry tank 11 one, which was in place at the time of the 12 incident, but which has since been removed. 13 You have an overflow line that connects all 14 three tanks. And here we have the slurry 15 flash tank overflow line. 16 The slurry tanks are eleven feet 17 in diameter, 19 feet tall and have a capacity 18 of about 10,800 gallons. The tanks shell and 19 top are one-quarter inch thick stainless 20 steel. Each tank has a hinge, unsealed steel 21 cover. The non combustible PVF slurry passes 22 to one of three insulted slurry holding tanks
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 17 1 numbered one, two, or three. These are in the 2 tank form. 3 Under normal operating conditions, 4 slurry was pumped to slurry tank three. 5 Slurry tanks two and one were used as overflow 6 storage space in the event slurry tank three 7 was filled. Slurry tank one was generally 8 kept empty of slurry. The slurry tank feed and 9 drain lines were equipped with isolation 10 valves. Slurry tanks have a common equalizer 11 line near -- attached near the tops of the 12 tanks and blind flanges are installed in the 13 equalizer line to isolate one tank from 14 another if one of two tanks are operating 15 while the third is undergoing maintenance. 16 Looking at the properties of VF's, 17 it is a colorless gas. It is highly flammable 18 in ambient conditions with an ether like odor. 19 VF vapors are heavier than the air and will 20 accumulate in low areas. VF is classified as 21 a reasonably anticipated human carcinogen by 22 the National Institute of Environmental Health
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 18 1 Science Toxicology Program. 2 The maintenance contract for the 3 work that was ongoing at the time of the 4 incident was Mollenberg-Betz. DuPont hired 5 Mollenberg-Betz, a third-party contractor, to 6 do work on the SJ support. Mollenberg-Betz 7 operates a large steel fabrication facility in 8 Buffalo and has provided skill and maintenance 9 services to DuPont in the past. 10 The contract welder performed, 11 with welding experience, completed the work on 12 tank two, but delayed repairs on tank one as 13 necessary repair materials were not available. 14 Tank one work was scheduled for November 9th, 15 2010, after the unit restart. DuPont 16 engineers determined it was safe for the 17 slurry tank one to be completed after the 18 process restarted. 19 In the next portion of the 20 presentation, we'll present a series of 21 animation videos that will take you through 22 the chain of events that led to the incident
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 19 1 and that portion will be conducted by my 2 colleague, Mr. Wingard. 3 (Whereupon, a video was played.) 4 MR. WINGARD: The video you just 5 saw was only an excerpt of the full video that 6 was produced as part of this investigation. 7 Pending approval of the report tonight, the 8 full video will be available for viewing on 9 the CSB website tomorrow, at WWW.CSB.GOV. I 10 recommend you all go and watch the video to 11 get a better idea of the investigation. 12 Also, this presentation goes 13 through the report but the full report is also 14 out on the table and pending approval, will be 15 on our website as well. I recommend you all 16 go and read that to get a better understanding 17 of the case. 18 As the animation shows, this 19 incident occurred during hot work activities 20 at DuPont. Hot work is any flame or spark 21 producing operation, including welding, 22 grinding and cutting. By definition, hot work
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 20 1 generates multiple ignition sources. If these 2 ignition sources can reach combustible dusts 3 or flammable gases, they can ignite, leading 4 to fire and explosions, which can cause injury 5 or death. 6 Anytime hot work is going to be 7 performed, certain precautions need to be 8 taken to assure that it's carried out safely 9 and no injuries occur. 10 Unfortunately, CSB has 11 investigated hot work many times in the past. 12 In March of 2010, the CSB released a safety 13 bulletin which discussed the dangers 14 associated with hot work. This bulletin can 15 also be found on the CSB website. This safety 16 bulletin identified 60 facilities caused by 17 hot work in the years from 1990 to 2010. 18 The bulletin went into depth and 19 summarized eleven hot work incidents, nine of 20 which the CSB had investigated. From these 21 eleven incidents, seven key lessons were 22 taken. These key lessons, if followed, will
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 21 1 help reduce the likelihood of hot work 2 incidents. 3 Two of the key lessons from CSB 4 hot work bulletin point out failures which 5 occurred, which contributed to the incident at 6 DuPont. One of these key lessons, to monitor 7 the atmosphere, read: In the safety bulletin, 8 conduct effective gas monitoring in the work 9 area using a combustible gas detector prior to 10 and during hot work activities, even in areas 11 where a flammable atmosphere is not 12 anticipated. 13 Another key lesson, test the area. 14 Reads: When welding on or in the vicinity of 15 storage tanks, properly test and if necessary, 16 continuously monitor all surrounding tanks or 17 adjacent tasks. 18 If these key lessons had been 19 applied at DuPont on the day of the incident, 20 it is likely that the disaster would have been 21 averted. 22 How to safely conduct hot work is
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 22 1 generally well understood, however, power 2 incidents continue to occur with alarming 3 frequency. As a result of the continued 4 occurrence of hot work incidents, the CSB 5 continues to investigate this practice and 6 anticipates releasing a hot work product in 7 the future, which will include a large scale 8 recommendation. 9 The CSB is currently looking at 10 government regulations and industry standards, 11 which could be improved or implemented to 12 prevent hot work accidents, such as this, from 13 occurring again. 14 Effective air monitoring is vital 15 to safely conducting hot work. As the video 16 showed, on the day of the incident, DuPont 17 technicians monitored the air above the tanks 18 where hot work was to be performed but no 19 monitoring was done of the atmosphere inside 20 of tanks one, two or three. Had the inside of 21 these tanks been monitored prior or during hot 22 work, the contractors could have been warned
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 23 1 of the dangerous atmosphere inside the tanks 2 and would not have created the ignition 3 sources which led to the explosion. 4 When performing hot work, permits 5 are needed to ensure that hot work is done 6 safely and all precautions are taken care of 7 before the work begins. On the day of the 8 incident, the contractor foremen filled out 9 the hot work permit and had it signed off by 10 DuPont personnel as he was instructed to do. 11 However, the DuPont individuals who signed off 12 on the permit, had limited knowledge of the 13 Tedlar units in the slurry tanks. The 14 individuals who signed off on the permits, 15 were not aware of the crack in the seal loop. 16 They also would not have been aware of what 17 affect this would have inside the atmosphere 18 of the slurry tanks. 19 They also would not have been 20 aware of the loss of the compressor, which 21 increased the amount of vinyl fluoride going 22 into the slurry flash tank, which, the crack
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 24 1 in the seal loop, would increase the amount of 2 flammable vapor inside the slurry tanks. 3 Had the appropriate people signed 4 off on the hot work permit, they may have 5 insisted on increased precautions that could 6 have prevented this incident. 7 Process Hazard Analysis, or PHA, 8 is one element of OSHA's Process Safety 9 Management Program, which is a regulation that 10 covers chemical processes containing highly 11 hazardous chemicals or large quantities of 12 flammables, as discussed in this presentation. 13 PHAs, using several methodologies, 14 systematically assess a chemical process for 15 potential hazards and evaluate safeguards to 16 prevent incidents. PHAs are generally 17 performed by a team of experts and employees 18 who are familiar with the process. They are 19 required to be updated every five years. The 20 PHA's are a vital part of any safety program 21 at a plant or facility. 22 Although the slurry tanks were not
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 25 1 covered under DuPont's PSM coverage, they were 2 included in DuPont's PHA. A PHA performed by 3 DuPont personnel prior to the incident 4 determined that vinyl fluoride could not reach 5 the dangerous levels in the slurry tanks. The 6 consideration of vinyl fluoride reaching the 7 slurry tanks creating a flammable atmosphere 8 was not considered. 9 I will now go through some 10 industry codes and standards that give 11 guidance on how to safely conduct hot work. 12 The National Fire Protection 13 Association is an industry consistent 14 organization that develops and maintains 15 standards and codes related to fire prevention 16 and response. Various federal, state and local 17 authorities have adopted NFPA codes and 18 standards. 19 As with any consistent standard, 20 when a particular standard is not a regulatory 21 requirement, individual companies can adopt 22 the standard as part of their own policies and
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 26 1 procedures. This is frequently in the best 2 practice in the industry. 3 The FPA 51B, titled Fire 4 Prevention, during welding, cutting and other 5 hot work gives general guidance for 6 contractors and property managers who manage, 7 supervise and perform hot work. 8 The NFPA standard is not intended 9 to contain all necessary safety precautions 10 and work practices involved in job specific 11 work such as hot work on atmospheric tanks. 12 The NFPA 51B, recommends purging 13 containers of flammable liquids and vapors 14 prior to initiating hot work. It also gives 15 sample hot work permits. It talks about how 16 to appropriately fill out and get clearance 17 for doing hot work. 18 NFPA 326, safeguarding tanks and 19 containers for entry, cleaning or repair, give 20 precautions specific to hot work performed on 21 storage tanks, like the tanks involved in this 22 incident. 326 states, that work on tanks or
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 27 1 containers, shall be permitted only after the 2 characteristics of the atmosphere within the 3 tank or container have been determined. 4 It also recommends isolating any 5 tank vents prior to initiating hot work. The 6 Occupational Safety and Health Administration, 7 or OSHA, issues and enforces standards and 8 programs for workplace safety and health. 9 OSHA Regulation 1910.252 regulates 10 hot work. It is titled: Welding, Cutting and 11 Brazing General Requirements. This document 12 provides industry requirements for performing 13 hot work. 252 prohibits cutting or welding in 14 the presence of flammable atmospheres and 15 requires all lines or connections to pipes or 16 vessels to be disconnected or blanked prior to 17 starting hot work. 18 The OSHA standard also 19 incorporates the 1962 Edition of NFPA 51B by 20 reference. After the incident, OSHA inspected 21 the DuPont facility and cited them for failing 22 to comply with Regulation 1910.252. This
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 28 1 regulation does not require companies to 2 monitor the inside of tanks prior to work, 3 doing hot work. 4 Process Safety Management, or PSM, 5 is an OSHA regulation which contains 6 requirements for preventing or minimizing the 7 consequences of catastrophic releases of toxic 8 reactive flammable or explosive chemicals. 9 Though enacted in 1992, vinyl fluoride is a 10 flammable glass, it is covered under PSM 11 anytime a process contains more than 10,000 12 pounds, such as the Tedlar process. 13 DuPont considered the Tedlar 14 process PSM covered up to the slurry flash 15 tank, however that was the end of their PSM 16 coverage for that section. They did not 17 consider the slurry tanks covered under PSM. 18 The CSB investigation, concluded 19 at the time of the incident, the slurry tanks 20 should have been PSM covered. Had the slurry 21 tanks been included in DuPont's PSM coverage, 22 management of change would have likely been
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 29 1 done on the failed seal loop. This would have 2 forced DuPont to analyze how operating with 3 this broken loop would affect the safety of 4 the system. 5 Mechanical integrity inspections 6 likely would have identified this failed 7 sealed loop and the tank corrosion earlier. 8 Now I'll go through a summary of 9 the findings the Investigation Team had in 10 this investigation. Number one, DuPont PHA's 11 made the incorrect assumption that vinyl 12 fluorides in the Tedlar process could not 13 reach flammable levels in the slurry tanks. 14 Number two, DuPont restarted the 15 unit after incorrectly concluding that the 16 defective seal loop did not increase the risk 17 of vinyl fluoride vapor transfer into tank 18 two. Flammable vinyl fluoride vapor flowed 19 directly from the flash tank into tank two. 20 Number three, DuPont did not 21 properly isolate and lockout tank one from 22 inservice tanks two and three prior to
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 30 1 authorizing hot work on tank one. 2 Consequently flammable vinyl fluoride vapor 3 passed directly from tank two into tank one 4 through the overflow line that accumulated to 5 a concentration above the lower explosive 6 limit. 7 Number four, the DuPont hot work 8 permit procedure did not require testing the 9 atmosphere inside tank one for flammable vapor 10 even though the work required welding directly 11 to the tank top. 12 Number five, the individuals who 13 signed off on the hot work permit, were not 14 knowledgeable in the operations and hazards of 15 the Tedlar process. 16 Number six, the repair work 17 created several ignition sources which most 18 likely ignited the flammable vapor. Welding 19 and grinding increased the metal temperature 20 significantly above the vinyl fluoride vapor 21 above the ignition temperature and generated 22 hot sparks
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 31 1 And finally number seven, OSHA's 2 hot work standard did not specifically require 3 gas monitoring inside containers intended for 4 hot work, even though it is recommended by 5 industry safety practice guidelines. 6 Now the following are key lessons 7 the Investigation Team hopes industry will 8 take away from this investigation. There a 9 three of these. Number one, welding to the 10 outside surface of a tank or container 11 generate heat and sparks near the weld area. 12 The extreme temperatures and sparks will 13 likely ignite flammable materials present 14 inside the equipment. 15 Number two, before starting hot 16 work activities, all process connections on 17 tanks and similar containers should be 18 completely isolated by closing valves, 19 installing blanks and disconnecting pipes to 20 ensure that all possible and known sources of 21 flammable materials cannot enter the 22 containers at anytime.
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 32 1 And number three, the atmosphere 2 inside any container previously containing 3 flammables, regardless of size, should be 4 tested before authorizing any hot work 5 involving grinding, cutting or welding on the 6 outside surface and the atmosphere must be 7 continuously monitored during the work. 8 Thank you. We'll now have 9 Christine Morgan go through our proposed 10 recommendations for this case. 11 MS. MORGAN: I want to begin with 12 a brief overview of the CSB's Safety 13 Recommendations, which we issue to protect 14 workers, the public and the environment. 15 Recommendations are the agency's 16 primary tool for effecting widespread and 17 lasting safety improvements. Recipients of CSB 18 recommendations include local, federal and 19 state governments with the ability to approve 20 laws and regulations and to enhance regulatory 21 enforcement activity, professional 22 organizations and trade associations which
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 33 1 issue voluntary consent standards, best 2 practice guides and industry safety alerts and 3 corporations and facilities that may improve 4 safety management systems to prevent the 5 occurrence of incidents. 6 Our recommendations are formulated 7 to specifically address the findings of CSB 8 investigations and studies and they focus on 9 system or management level improvements 10 necessary to prevent future accidents. 11 CSB's Office of Recommendations 12 follows up with the recipients of all CSB 13 recommendations and posts their status on line 14 at CSB.gov/recommendations. 15 With that, I will introduce the 16 four recommendations which the Investigation 17 Team are proposing to the Board for approval. 18 Although the CSB continues to review best 19 practices for hot work operations, this 20 evening the Team is proposing four 21 recommendations to the DuPont Corporation. 22 Recommendation 1 reads as follows:
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 34 1 Develop and enforce a corporate quality 2 control policy and procedure to require that 3 all DuPont facilities audit their hot work 4 permitting systems to ensure that all 5 potential explosion hazards associated with 6 hot work activities are identified and 7 mitigated before hot work is started. All 8 relevant forms required for permits are 9 complete in accordance with corporate policies 10 and industry standards, including NFPA 326 and 11 NFPA 51B, before hot work is started and that 12 appropriate DuPont personnel officially 13 approve hot work permits by signature or 14 equivalent consistent with DuPont's policies 15 before hot work is started. 16 R2 reads as follows: Revise 17 corporate policies and procedures to require 18 all process piping, vent piping or similar 19 connections to be positively isolated using 20 closed valves, blind flanges or pancake blanks 21 before authorizing any hot work. 22 R3: Revise corporate policies and
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 35 1 procedures to require that the atmosphere 2 inside a container be monitored for flammable 3 vapor prior to performing any welding, cutting 4 or grinding on the container surface 5 And finally R4: Revise corporate 6 policies and procedures to require air 7 monitoring for flammable vapor inside the 8 container for the duration of the hot work 9 consistent with industry standards NFPA 326 10 and NFPA 51B. Create a policy for determining 11 criteria for requiring continuous or periodic 12 testing for the duration of hot work. 13 And with that, I will turn it over 14 to the Board for questions to the 15 Investigation Team. Thank you. 16 MR. MOURE-ERASO: Thank you very 17 much, Christina. Following this formal 18 presentation from the Investigators, the Board 19 will ask questions on the investigation from 20 the Investigative Team. So I will ask first, 21 Mr. Bresland, if you have any questions? 22 MR. BRESLAND: Thank you. Thank
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 36 1 you, Chairman Moure. I have several questions 2 and maybe I'll ask one or two to start with 3 and then you can come back to me later. One 4 question I have that in thinking about your 5 presentation this evening that I find quite 6 puzzling, is the OSHA regulation on burning 7 and welding. What slide number is that, Mr. 8 Banks? I think this is the 20 -- 28, yes. 9 Where it says OSHA does not require internal 10 monitoring for hot work. 11 And in thinking about this, I 12 guess I just don't -- I don't understand why 13 that would be the case. And I would assume as 14 we go through this process in the months 15 ahead, that we'll have a recommendation coming 16 out of this to OSHA because most of the 17 incidents that we see involving hot work 18 involve tanks that are blowing up. It doesn't 19 seem logical that they wouldn't have a 20 requirement for monitoring inside the tanks, 21 although I am sure that most companies who are 22 doing hot work, would be monitoring inside
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 37 1 their tanks to make sure there isn't any 2 flammable materials. 3 But in the cases that we have 4 investigated, that has been a failing. Any 5 idea why that would have been left out of the 6 OSHA requirements or the current OSHA 7 standards? 8 MR. WINGARD: No, I mean, we 9 agree, we think it's an issue that bears 10 further investigation and recommendations. 11 We'll say that the OSHA regulations seems to 12 be outdated based on the 1960, on the NFPA 13 work, so it could be that if we learn more 14 about hot work, OSHA is just not changing 15 their regulations to keep up with the times. 16 I agree with you. 17 MR. BANKS: And also, as was 18 discussed earlier today at a press conference, 19 there is an ongoing discussion and study of 20 hot work incidents throughout the country 21 where we have developed more expansive 22 recommendations to address those perceived
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 38 1 shortcomings. 2 MR. BRESLAND: In this particular 3 incident, at the -- had there been a 4 requirement at the DuPont plant for monitoring 5 inside the tank, how would that have -- what 6 -- how would that have taken place? What 7 would they have done or what should they have 8 done? 9 MR. BANKS: I think prudence would 10 have dictated that some type of gas testing 11 internal to the tank to determine absolutely 12 that there were no flammable materials in that 13 tank. And if there were say some structure to 14 doing that where it was done every time, we 15 presume it would have been done. And in the 16 incident that we have coming through our 17 screening service on a routine basis, there's 18 a lack of that adherence to absolutely 19 determining that the tank or equipment that's 20 being welded on or hot work is ongoing, that 21 there is an internal check to absolutely 22 determine there are no flammable material
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 39 1 inside. 2 MR. BRESLAND: But it's not a 3 difficult procedure to carry out, if you 4 connect a piece of hose to the measuring 5 device, drop a hose into the -- or a piece of 6 tygon tubing. 7 MR. BANKS: Yeah, there are 8 devices that can be used to make that 9 determination. They can be operated by plant 10 personnel, by plant fire department personnel, 11 to evaluate the amount of flammable 12 concentrations in the tank, if they need the 13 oxygen content. If there's any other toxic 14 material such as H2S, that would be in the 15 tank as well. 16 MR. BRESLAND: I'll pass for now 17 but I'd like to come back. 18 MR. MOURE-ERASO: You wanted to 19 add something, Mark. 20 MR. WINGARD: I would say that for 21 confined spaces, this is frequently, they do 22 these tests inside tanks, so, I mean, the
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 40 1 technology is there and it's easy to 2 implement, so just say expanding that to do 3 the hot work as well would be a very simple 4 way to make a very strong change for safety. 5 MR. MOURE-ERASO: Thank you, John. 6 We'll ask Mark, if you have any particular 7 questions. 8 MR. GRIFFON: Sure. Just to stay 9 on the OSHA permit theme, can you tell me, 10 just to clarify, I think you noted in the 11 presentation in the report, that a procedure 12 and permit in this case were not followed or 13 -- and that resulted in the problems and the 14 incident. But did you also examine the 15 procedure and the permit, you know, as it 16 existed and whether it complied with OSHA 17 requirements, with other requirements? 18 MR. BANKS: Yes. 19 MR. GRIFFON: And what did you 20 find, I guess, is the question? 21 MR. WINGARD: Sure. In looking at 22 DuPont's corporate hot work permitting policy,
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 41 1 it seems to follow 51B pretty well. If they 2 had done as the policy calls correctly, it 3 seems like they could have caught this. 4 Whether or not they would have evaluated the 5 seal loop crack effectively and said that we 6 shouldn't do this hot work due to the 7 possibility of vinyl fluoride, is hard to say 8 with any certainty. 9 But it really was the practice of 10 signing off on the permits and getting the 11 affected people. So the structure was there 12 to do it correctly based on the regulations 13 and standards that exist. It was just 14 actually doing it where they failed. 15 MR. GRIFFON: And just to 16 follow-up on that, along those same lines, did 17 -- in the sign off, I think this is of a 18 particular interest to me, the supervisor 19 signing off on the permit, apparently didn't 20 have a working knowledge of this operation. 21 Is that fair -- fair to say? And my question 22 would be, why was this person signing off?
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 42 1 Why was this person the designated person to 2 sign off on the hot work permit? 3 MR. WINGARD: Well, for the hot 4 work done that day, he should not have been 5 the person to sign it. The department that 6 signed off, where individuals signed it off 7 from, having worked with these contractors, as 8 they did work in a different area, that they 9 were allowed to sign off hot work permits. So 10 the contractors believed that this was the 11 appropriate person to get the signatures from. 12 And so when they went there, the person should 13 have realized it was work outside the -- or 14 should have -- DuPont should have not allowed 15 him sign off on those. 16 MR. GRIFFON: I think, I am not 17 trying to focus on the individual either. I 18 think the individual thought he was approving 19 the work to move ahead, authorizing the work, 20 not necessarily signing off on the hazards 21 that they might face. But I guess my question 22 is, how could that system have -- have -- it
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 43 1 seems like that system was broken. 2 MR. BANKS: I guess as best we can 3 make out, because there was an ongoing working 4 relationship between the gentleman that had 5 signed off and the group that was doing work 6 on work that was in another area, they felt 7 comfortable going to sign off on work. That's 8 how team events occurred, just one worker 9 trying to help folks get the job done. 10 MR. GRIFFON: And just the last 11 and then I'll let Rafael go. 12 MR. MOURE-ERASO: We'll have 13 another round. 14 MR. GRIFFON: Yeah, one more 15 follow-up on this line of questioning. Just 16 on the permit, I noticed and I -- in the 17 report it mentions that there was someone 18 monitoring the area, not inside the tank but 19 monitoring the area at some point in the job. 20 And in reading the procedure, my understanding 21 was for this type of area, monitoring wouldn't 22 have been required by DuPont's procedures. So
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 44 1 I am wondering why -- why was this person even 2 monitoring for this work? They didn't expect 3 flammables to be in this particular tank, so 4 why was the monitoring being done at all and 5 was it under the direction of the Health and 6 Safety group or -- or who was -- who sort of 7 authorized this to go ahead? 8 MR. WINGARD: Well, the 9 information we gained from talking to 10 individuals at DuPont, was that at the 11 facility, anytime any hot work is done, no 12 matter where it is, the technician comes out 13 to test, to do the air monitoring to make sure 14 that there's no flammables present. 15 So it's unfortunate that although 16 they have this, and they go above and beyond 17 when hot work is done, there is no policy 18 requiring them to do the same for inside 19 containers or tanks. But anytime, from what 20 we gained, anytime any sparks was done 21 anywhere in the plant, there was a lab 22 technician out there to make sure there was no
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 45 1 flammables. 2 MR. GRIFFON: Does that lab 3 technician report through the Health and 4 Safety sort of chain or are they, do you know, 5 I don't know if you know? 6 MR. WINGARD: I can't say off the 7 top of my head, I don't know 8 MR. GRIFFON: Okay. I will turn 9 it over to Rafael. 10 MR. MOURE-ERASO: Thank you. I 11 have a kind of a simple technical question 12 that I am trying to understand about the chain 13 of events. They -- you -- you put in the 14 graphics and it was also in the video, a crack 15 seal loop, I guess, in tank number two, and I 16 am not clear about what role that cracked seal 17 loop have in the accident? 18 MR. BANKS: Well, we surmise that 19 the crack occurred when material in the pipe 20 froze and fractured it. Unbeknownst to the 21 operating crews, there was -- the expectation 22 there would be a seal that would prevent
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 46 1 vapors from migrating from one tank to 2 another. 3 Once that fracture occurred, the 4 liquid seal was lost, and so vapor was allowed 5 to -- VF vapor was allowed to migrate over 6 into tank one. 7 MR. MOURE-ERASO: It first 8 accumulated in tank two and from there it 9 migrated to tank one? 10 MR. BANKS: Yes, sir. 11 MR. MOURE-ERASO: Okay. You have 12 another question, John. 13 MR. BRESLAND: Getting back to 14 this issue of who signed off on the permits. 15 It's always been my experience if you're 16 signing a safety permit, you're really signing 17 to protect somebody's life and make sure that 18 nothing bad happens. And I am just really 19 puzzled as to how someone at this facility, 20 and I visited the facility several months ago, 21 and I saw this sort of geographical distance 22 between where the accident took place and
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 47 1 where the person who was or one of the people 2 who was signing off on the permit was located 3 and it was, geographically, it was quite a 4 long distance away. 5 I am just puzzled as to how 6 someone could sign off on a permit without 7 understanding what the hazards were. That 8 just doesn't -- doesn't make sense to me that 9 that would be allowed to happen. Do you have 10 any -- maybe I am not asking the right people 11 to explain this to me. 12 MR. BANKS: I think that there was 13 an honest expectation that there would not be 14 flammables in the tank to begin with. I think 15 that's -- you can, just point one. As I said 16 earlier, just point two, is that they had 17 relied on individuals to sign off and give 18 them access to equipment in the past without 19 incident. And those are the pieces of 20 evidence that we found that -- that kind of 21 point in the direction of how things, you 22 know, evolved the way that they did. And if
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 48 1 -- do you have anything to add? 2 MR. WINGARD: I mean, I'll say 3 you're right, that the person not involved in 4 the unit shouldn't -- shouldn't sign off on 5 hot work in that unit. It just seemed that 6 the practice at DuPont had, the individual who 7 signed off, didn't -- didn't think of it that 8 way or hadn't been taught to view it like the 9 way you said you would view it if you were 10 signing hot work permits. I think it shows a 11 failing more on DuPont's part than the 12 individual's part. 13 But in the past there was really 14 no -- no one came through to check on this 15 person signing off on hot work permits and 16 saying this is appropriate and this isn't. So 17 I believe he was just signing off for them to 18 go do their work. He didn't view it as him 19 being responsible for their safety, which 20 wasn't communicated to him. 21 MR. BRESLAND: No more questions. 22 MR. MOURE-ERASO: Thank you, John.
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 49 1 Mark, do you have another question? 2 MR. GRIFFON: Yeah, just another 3 one on this question of the sign off, I don't 4 want to harp on this for too long, but my 5 understanding was that this wasn't the first 6 -- I mean, this person had been signing off on 7 other projects where -- where -- we he -- was 8 that appropriate in the other cases or was it 9 equally inappropriate, and just that no 10 accidents happened? 11 MR. BANKS: I think the area that 12 he was working on was in, I believe the 13 utilities were, piping that wasn't likely to 14 be involved with material that was volatile as 15 was involved in this case and that became part 16 of the way they were signing off on the -- on 17 the hot work. 18 MR. GRIFFON: And -- and does 19 anybody review these works, these hot work 20 permits? Do they go somewhere into the Health 21 and Safety System? Does someone do a quality 22 review on these things and is there at some
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 50 1 point that somebody that looks at several of 2 these that are signed off by an individual 3 that might not have been appropriately signing 4 off and, you know, is there a mechanism to 5 catch this sort of thing, I guess is what I am 6 asking? 7 MR. WINGARD: I will say not that 8 we have seen. Doesn't mean completely that 9 there isn't one but, I mean, there does not 10 seem to be one in the permits that we checked. 11 MR. GRIFFON: Let me switch gears 12 for one more question. Question on management 13 of change, I know you brought that up and -- 14 and I guess my question is that when they 15 identified, in this work they identified the 16 defective seal loop, loss of the compressor 17 and also they had removed insulation from the 18 tanks, was there -- I know there wasn't a 19 formal management of change process, I think 20 because it wasn't identified as a PSM area, 21 but was there any kind of -- did you find any 22 -- I can't imagine that they wouldn't have
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 51 1 stopped the work and said wait a second, we 2 got some -- we got some changes here. We need 3 to reassess. Was there any informal 4 reassessment and did you -- did you look at 5 what they -- what they reviewed and how they 6 came to the conclusion that it was okay to 7 proceed? 8 MR. WINGARD: So the information 9 we have is that when they saw the seal loop, 10 it was cracked and the group who looked at it 11 and discussed it, realized that it was a non 12 insulated line. It wasn't electrical trades, 13 so they determined that it must have cracked 14 the first winter it froze and so when it was 15 installed it must have been cracked and that 16 it had been operating in this condition for 17 some numbers of years and so just they didn't 18 consider the hazard that this crack was a 19 safety interlock with a slurry flash tank 20 above, so they figured it was there for years, 21 so they could continue to operate and wait 22 until next turn around and get the unit
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 52 1 restarted. 2 But they discussed it and 3 determined that it had been there for so long 4 that it was probably not a new hazard and it 5 didn't pose a hazard, which obviously proved 6 to be incorrect. 7 MR. GRIFFON: And you said they 8 figured that it was there, I mean, wasn't 9 there a question as to when the seal loop was 10 put in and why it was put in? I mean, did 11 they even know why the seal loop was -- this 12 was a modification to the original design, 13 wasn't it? I mean, did they even know why it 14 was put in? 15 MR. WINGARD: It does not seem to 16 be that they knew why it was put in. And the 17 PN -- PNID's for the unit actually don't 18 indicate that seal is there. 19 MR. GRIFFON: Okay, I will turn it 20 over to the Chairman. 21 MR. MOURE-ERASO: Thank you, Mark. 22 I have just one last question, I guess. I
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 53 1 understand that there was an OSHA inspection 2 after the accident, and I would like to -- to, 3 if you could describe what was -- what were 4 the OSHA citations and also, why do you think 5 that OSHA didn't site this particular 6 procedure under PSM? 7 MR. BANKS: Well, there were, I 8 believe nine citations and most of them were 9 for failure to make the workers aware of the 10 hazards. The fines totaled 61 -- 61,000 11 dollars in fines for the -- for the breach. 12 MR. MOURE-ERASO: And why did was 13 not considered PSM operation? 14 MR. WINGARD: You have to talk to 15 the OSHA investigator inspectors. We 16 determined that it should have been PSM 17 covered. So if they went in and only focused 18 on the failure of the lockout tag out and the 19 hot work, which were a number of the citations 20 and just didn't focus on that aspect, you'd 21 have to talk with them. 22 MR. MOURE-ERASO: Okay. All
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 54 1 right. Well, if there's no more questions 2 from the Board. 3 MR. GRIFFON: Can I? 4 MR. MOURE-ERASO: Yes, one more 5 follow-up. 6 MR. GRIFFON: Yeah. Yeah. Just 7 on one final topic, I promise. The last 8 section 4.9 I think it is in the full report, 9 on the audits, you noted in that section that 10 DuPont internally, I am not sure if it was 11 corporate level audits or if it was site level 12 audits, but that they had -- had scored very 13 highly in two previous audits in 2006 and 14 2010, and actually I want to got the words 15 that were used, the audit report stated that 16 the PHAs were, quote, "very well managed and 17 executed" and are of, quote, "consistently 18 high quality". 19 And these were done I believe in 20 -- in 2009 and 2006, I think. I may not have 21 that right, I guess I am asking, did the team 22 review these audits and do they agree with
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 55 1 these conclusions? 2 MR. BANKS: Well, we did review 3 them and we felt that there was -- that they 4 didn't measure up to the assessment of these 5 -- these PHAs indicated. 6 MR. GRIFFON: So you agree with 7 their conclusion? 8 MR. BANKS: No, we did not agree 9 that they measured up to these conclusions 10 that were captured in this assessment. 11 MR. GRIFFON: Okay. 12 MR. BANKS: In the PHA. 13 MR. GRIFFON: And can you point to 14 any, I know it's not in the report, but you 15 say they missed, you feel they missed many 16 deficiencies that were brought out in this 17 investigation. Can you give me an example of 18 some deficiencies. I guess the PHA for this 19 process line would be one, or I don't know. 20 MR. WINGARD: Well, I mean, you 21 and I can say the PHAs don't consider the seal 22 loop consideration at all. And it's an
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 56 1 interlock controlling a flammable from a PSM 2 process to an area where they don't expect 3 flammables to ever be. And this isn't 4 discussed in the PHAs at all, even though its 5 failure obviously let flammables get to an 6 area that they classified as no flammables 7 being in. 8 MR. GRIFFON: Can I just, I mean, 9 I guess I just wanted to make one last 10 statement before we move onto voting on the 11 report or -- but I mean, I view this -- this 12 investigation in this incident as a little bit 13 more than just a hot work incident. I mean, 14 I think it, you know, you touched on many 15 questionable decisions and activities that 16 were leading up to the incident and I think 17 some of these suggest a failure in safety 18 systems, management safety systems and I guess 19 I just would -- I urge all of us going forward 20 internally to being more rigorous at 21 identifying and investigating these higher 22 level issues because I -- I note that our
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 57 1 recommendations don't go in that direction but 2 I think, you know, these higher level findings 3 on management systems can have serious and 4 important impacts on not only this local 5 DuPont Yerkes facility, but broader 6 industries, other industries and nationally. 7 So I think -- I just think that 8 there, at least there's some questions that I 9 have on the organizational issues and the 10 management of safety at this facility. But I 11 agree with the decision not to include that in 12 this report because we didn't quite pull the 13 strings far enough to identify some of those. 14 But I urge us in the future to -- to consider 15 that seriously. Thank you. 16 MR. MOURE-ERASO: Thank you, Mark. 17 At this time, we're going to 18 proceed to public comments. We have a list of 19 people that signed up for public comment and 20 I am going to start first with the person that 21 signed first. That doesn't mean that anybody 22 from the public, when we go through the list
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 58 1 afterwards, also could approach the microphone 2 and have their five minutes of comments. 3 I will start to ask that the 4 person that goes to the microphone, spell 5 their name and please spell it so that the 6 person taking records can get it exactly. And 7 also describe their organization that they're 8 representing or, you know, and also, as I 9 mentioned before, please limit the -- the 10 comments to five minutes. 11 So the first person that I have in 12 the list is, I guess, Mr. Gary Guralny. So if 13 Gary could please do better work than I did, 14 spelling your name, please. 15 MR. GURALNY: It's Gary Guralny, 16 G-A-R-Y G-U-R-A-L-N-Y. I am President of the 17 Local Union at the Yerkes facility and I am 18 also President of Council of Unions within the 19 USW Steel Workers Union. And I have contact 20 with other workers within DuPont as well. 21 I had a question, if I could ask, 22 was there any consideration given to the fact
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 59 1 that with the October shut down, the vent line 2 that ultimately allowed the vapors to cross 3 across all three tanks, had been totally 4 disconnected and the maintenance department 5 was directed to reconnect that vent line, and 6 the -- there was some mechanics that 7 questioned the rationale with that, given the 8 fact that they knew the work wasn't done on 9 tank one, did that ever come out in your 10 overall investigation or was it considered at 11 all? 12 MR. BANKS: It did not come up in 13 our investigation, no. 14 MR. GURALNY: Pardon me? 15 MR. BANKS: It did not come up in 16 our investigation. 17 MR. GURALNY: Okay. And one other 18 thing, I was there that day and it has 19 affected my life and I feel for the people 20 that knew both individuals, Mr. Folaron and 21 Mr. Freeburg, and my condolences once again on 22 behalf of my local to those people. And I
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 60 1 just -- I can't say enough about how badly the 2 people that work at my place felt about 3 everything that happened. Thank you. 4 MR. MOURE-ERASO: Thank you very 5 much, Mr. Guralny. The next person is Mr. 6 James Valenti. 7 MR. VALENTI: Yes, thank you, Mr. 8 Chairman. My name is James Valenti, V as in 9 Victor, A-L-E-N-T-I. I am an International 10 Representative with the United Steel Workers 11 of America, District 4 Safety, Health and 12 Environmental Coordinator. 13 We're here today to comment on the 14 U.S. Chemical Safety Hazard Investigation's 15 Board Case Study of the November 9th, 2010 16 explosion at the Yerkes DuPont facility in 17 Buffalo, New York that killed one worker and 18 injured another. 19 In May of 2011 OSHA fined DuPont 20 61,000 and cited them for nine violations 21 related to this explosion. In January of this 22 year, OSHA has opened yet another
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 61 1 investigation in its plant regarding workers' 2 health. That's an ongoing issue. 3 Those who follow the workings of 4 the Chemical Safety Board know that last 5 September the Board approved its 173 page 6 investigative report into a series of three 7 chemical releases that occurred over a 33 hour 8 period on August 22nd and 23rd, 2010 at the 9 DuPont Corporation's Belle, West Virginia 10 Chemical Manufacturing Plant. 11 One of these releases was a deadly 12 phosphine gas and it took the life of one 13 worker and others were exposed as well. OSHA 14 fined DuPont 43,000 dollars related to these 15 releases, including serious violations for not 16 performing a thorough process hazard analysis 17 for its phosphine operation, and not training 18 workers to properly work with chemical and 19 installing energized electrical conductors. 20 In addition, OSHA cited DuPont for 21 failing to properly record workers' injuries 22 and illnesses. Last fall, OSHA again was
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 62 1 called to this facility to investigate 2 occupational illnesses of three workers. Last 3 month OSHA again cited the facility, this time 4 for violations of hazard communication 5 standard that requires employers to provide 6 health and safety information about hazardous 7 chemicals to its workforce. 8 Some have expressed surprise that 9 the company involved in all of these incidents 10 is DuPont, after all, DuPont touts a very low 11 injury and illness rate and even has one 12 facility that claims to have gone 60 years 13 without an OSHA loss work day injury. 14 DuPont has devoted part of its 15 business to consulting other companies on 16 process safety and occupational risk 17 management. And in their literature they 18 quote "drawing on over 30 years of real world 19 DuPont experience." Our expert consultants 20 help protect our organizations, people and 21 assets from process dangers, operational risks 22 and potential cause of hazard industrial
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 63 1 processes. 2 DuPont was awarded the National 3 Safety Councils Green Cross Safety award in 4
- And just this week, 17 DuPont
5 manufacturing facilities across the U.S. were 6 awarded CSX transportation's 18th annual 7 Chemical Safety Excellence award. One of 8 those 17 plants was the DuPont Yerkes facility 9 here in New York. 10 One recent headline wrote quote 11 "Even best in safety had bad days". DuPont 12 has long been praised for what has been seen 13 as its safety accomplishments. In the 2004 14 American Society of Safety Engineering 15 Symposium entitled Achieving World Class 16 Safety, Samuel Gowardo, MACSP, stated this, 17 quote, "companies who have exceptional safety 18 management processes in place utilized line 19 management as the foundation for their 20 success". 21 DuPont used this concept while 22 operating black powder mills in Brandywine
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 64 1 River in Delaware over 200 years ago. Not 2 only were line managers personally responsible 3 for the start up operations at these mills, 4 but their families were required to live 5 adjacent to them. They learned the concept of 6 line safety management ownership and 7 accountability from a self preservation 8 perspective. 9 Two hundred years later, it 10 remains the primary reason DuPont has been 11 consistently recognized as one of the safest, 12 if not the safest, company in the world. That 13 article, by the way failed, to mention that in 14 1818, 40 workers were killed in an explosion 15 at the same DuPont Brandywine, Delaware 16 gunpowder manager facility. 17 The fact is, between the 1818 18 explosion at the DuPont facility in Delaware 19 that took the lives of 40 workers and today's 20 hearing focusing on the explosion that took a 21 worker's life at the DuPont facility in New 22 York in 2010, there has been a history of
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 65 1 worker injury, illness, death, as well as 2 community, environmental and public health 3 harm, all related to DuPont. 4 In addition to the most recent 5 tragedy at DuPont's Belle and Yerkes facility, 6 the following examples from this history: 7 1997, DuPont settled a lawsuit with more than 8 400 residents of New Jersey for 38.5 million 9 dollars regarding lead, mercury, arsenic and 10 chemical solvent contamination from the 11 munitions plant in Pompton Lakes, New Jersey. 12 In 2003, DuPont agreed to provide lifetime 13 medical monitoring for 15 hundred current and 14 former residents. 15 February 1999, DuPont agreed to 16 pay a $70,000 penalty to OSHA for failing to 17 record 117 occupational injury and illness 18 cases in '97 and '98 at its Seaford, Delaware 19 plant. 20 2005, more than 75 residents, 21 including police, fire and ambulance crews 22 near a DuPont plant in Northeastern Kentucky
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 66 1 filed a lawsuit over their exposure to an 2 October 2004 chemical leak of sulfuric acid. 3 DuPont had created a new warning 4 system for notifying people in a ten county 5 area of any problems at their Greenup County 6 plant as part of an agreement with PA after 7 the previous leak. But the system was not 8 used on the afternoon of October 11th, 2004 9 when a break in a pipe released hundreds of 10 pounds of sulfuric acid onto the ground, air 11 and water around the plant. 179 residents 12 eventually sued DuPont over this incident. In 13 July of 19 -- of 2009, a jury returned a 14 verdict of over 1.25 million for six of those 15 who sued. In October 2011, all of the 16 litigation regarding the October 2004 chemical 17 -- chemical release, was officially settled in 18 U.S. District Court for an undisclosed amount. 19 December 2005, DuPont settled an 20 EPA case paying 16.5 million regarding 21 accusations that the company had concealed 22 information about the dangers of a chemical
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 67 1 used to make Teflon. The agreement presented 2 the largest civil administrative penalty to 3 date reached under federal environmental laws. 4 2007, DuPont agreed to pay 70 5 million dollars in penalties and 6 recommendations to resolve air pollution 7 claims against four of its sulfuric acid 8 plants in four states. 9 June 2010, EPA ordered DuPont to 10 pay 59,000 dollars for the discharge of 11 pollutants in violation of Clean Water Act in 12 its polymer fiber facility -- manufacturing 13 facility in Kingston, North Carolina. 14 December 2010, DuPont agreed to 15 pay a 3.3 million dollar fine to EPA for 16 failing to report possible health risks 17 involving its chemicals. This agreement 18 settled 57 toxic substance violations dating 19 back before May 2006. 20 November 2011, former DuPont 21 chemical plant worker won $500,000 in a 22 whistle blower retaliation lawsuit. The New
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 68 1 Jersey Superior Court Appellate Division 2 upheld the lower court's decision to award 3 500,00 to a former DuPont chambers works New 4 Jersey employee who said he was retaliated 5 against for filing an OSHA complaint. He had 6 raised concerns about what he believed to be 7 potential public safety hazards in a phosgene 8 reactor. 9 While the CSB's case study 10 regarding DuPont Yerkes plant here in Buffalo 11 has identified some of the specific 12 attributing factors to the November 9th, 2010 13 explosion, what has yet to be undertaken is an 14 analysis of why this company is again the 15 subject of a CSB report for workplace fatality 16 less than a year after another CSB report 17 detail chemical releases in a fatality at yet 18 another DuPont plant. 19 When faced with such devastating 20 history of injury, illness, loss of life and 21 environmental danger year after year after 22 year, we do not believe that the tragedies at
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 69 1 DuPont Yerkes and Belle plants can be viewed 2 in isolation from each other, from this longer 3 history of serious and ongoing harm regarding 4 occupational and environmental health and 5 safety. 6 In order to determine what has 7 gone so wrong in DuPont's corporate culture to 8 allow for this history of harm, we strongly 9 recommend that an in depth study be taken to 10 identify underlining or root causes that are 11 responsible for multiple and continual and 12 devastating programs and policies that are 13 greatly in need of correction. 14 Until or unless this is carried 15 out, we fear that tragedies will continue and 16 we will be at yet another hearing regarding 17 CSB reporting concerning a DuPont facility in 18 the not so distant future. If the CSB does 19 not have adequate funds to support such in 20 depth corporate culture investigation, we 21 recommend that an independent panel be created 22 similar to the Baker panel following the BP
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 70 1 Texas explosion in 2005. 2 The CSB could be very helpful in 3 selecting independent voices for this panel. 4 The United Steel Workers International and the 5 members of our USW Local at Yerkes DuPont 6 appreciate the efforts of the investigators 7 and the Board relative to this tragedy at this 8 plant. 9 Our members at DuPont expect their 10 employees to live up to its reputation of 11 being the best. They deserve no less, lives 12 and livelihoods are at stake. Thank you 13 MR. MOURE-ERASO: Thank you very 14 much, Mr. Valenti. We appreciate it. I would 15 like to say that we acknowledge your request 16 and that the Board will deliberate and listen 17 to it and will listen very carefully. 18 MR. VALENTI: Thank you, Mr. 19 Chairman. 20 MR. MOURE-ERASO: The next person 21 that we have is John Scardella. 22 MR. SCARDELLA: Thank you, Mr.
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 71 1 Chairman. My name is John Scardella, 2 S-C-A-R-D-E-L-L-A. I am the Program 3 Administrator for the United Steel Workers 4 Charitable and Educational Organization and 5 was the assigned investigator for the USW and 6 with the Local investigating this accident. 7 In promotional materials produced 8 for DuPont's sustainable solution documents in 9 2011, DuPont asserts that they can help your 10 business in providing ways to prevent process 11 related injuries and accidents achieved, 12 sustainable improvements in business 13 continuity and assessed productivity, among 14 other business attributes. 15 This can be done by using DuPont's 16 collaborative approach to process safety and 17 operational risk management using world class 18 process safety performance. Quote, "Achieving 19 a competitive edge, also requires a system 20 that drives continuous improvement and 21 protects the companies, employees, its 22 surrounding community, the environment and its
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 72 1 profits". DuPont believes that sustainable 2 safety performance requires a robust PSM 3 system driven by operational discipline, in 4 addition to occupational and behavioral safety 5 management systems. 6 Equally important, DuPont 7 contends, focus on both the cultural aspects 8 of an organization, the technical elements 9 will help your business sustain improved 10 process safety management performance. 11 I raise these points from their 12 promotional material to illustrate stark 13 differences from what they say and what they 14 practiced on November 9th, 2010. 15 I'd like to walk through the case 16 study to illustrate the ineffectiveness of 17 DuPont's process safety in this accident while 18 keeping in mind that these significant errors 19 are related to the corporate culture of safety 20 that works its way down to the local level. 21 In Section 2.3 of the case study, 22 it states that Mollenberg-Betz was selected to
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 73 1 repair the heavily corroded agitator support 2 due to their availability on site. This 3 raises the question of how such prior planning 4 for this repair was done, because the 5 contractor was already on site and available. 6 I think Mr. Banks had said it was basically 7 get the job done. 8 In Section 3.1, the study 9 indicates that the engineers concluded the 10 slurry tank could be returned to service 11 without repairing the split in the U leg seal 12 loop. DuPont engineers believed that its 13 likely purpose was to limit steam in the flash 14 tank from flowing into the slurry tank, as 15 Dennis Hendershot demonstrates, not 16 understanding the engineering intent of 17 systems can result in catastrophic events. 18 Further, no management of change 19 was carried out for the process to continue 20 with this compromised seal loop, which is 21 required under the PSM standard. Further, the 22 studies state that on November 8th a
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 74 1 compressor within the Tedlar unit 2 malfunctioned and a unit was restarted without 3 the compressor, significantly increasing the 4 VF vapor present in the PFS slurry flow, 5 flowing into the slurry flash tank. Again, 6 this was done without management of change. 7 And Section 3.2, on the morning of 8 November 9th, the contractors completed a hot 9 work permit. The contractors did not check 10 out the valves on the slurry tank with any 11 DuPont employee prior to starting the hot 12 work, a failure of their own hot work 13 practices. 14 4.1 reiterates the importance the 15 management change that was not done in the 16 previous section cited. The DuPont have 17 document -- documented -- documented analysis 18 of the potential of VF in the tank given these 19 changes within the system. 20 They proceeded with a defective 21 seal loop and the compressor out of service, 22 so who deemed this safe? As stated in the
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 75 1 Section 4.3, the hot work procedure was within 2 the guidelines set forth in NFPA 51B. This 3 procedure recognized that the contractor may 4 be -- may be unfamiliar with process safety or 5 activities in the area that would be 6 performing work and does require a 7 construction field engineer in an area 8 proprietor responsible for assuring that the 9 contractor understood the potential hazardous 10 conditions. The permit was designed primarily 11 for contractor use, and the contractor is 12 required to complete the Safety Task 13 Assignment, STA, to address potential hazards 14 in the hot work area. All employees doing the 15 hot work were required to read this STA and 16 sign and then -- read it and then sign it. 17 The question that must be asked at 18 this juncture is, how are they trained to 19 recognize these hazards? We see none from the 20 report. What were the hazards that were 21 identified in that STA prior to the accident. 22 DuPont determined that the construction field
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 76 1 engineer in that area propriety would be 2 responsible for helping the contractors 3 understand the potential hazardous conditions. 4 The contractor did not know what 5 the -- what the flash tank was or which 6 chemicals were present inside it, again, 7 raising the question of the training for the 8 project and the hazards associated with 9 welding and grinding. 10 Lastly, the construction 11 supervisor and construction field engineer 12 completed the hot work permit without 13 answering the questions. They were left 14 blank, according to the report. Are chemicals 15 present? What chemicals and flammables, 16 combustibles present? They were left blank on 17 the permit. If a permit has blanks, does 18 DuPont deem the permit complete? On November 19 9th, DuPont violated its own process safety 20 procedures by allowing a construction engineer 21 to sign the permit who had no work knowledge 22 of the Tedlar process.
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 77 1 Further, the construction engineer 2 obtained the proprietor's signature from 3 someone in the service department. I believe 4 Board Member Griffon asked a significant 5 number of questions about this. The service 6 department is responsible for mail, yardwork 7 and related tasks. It was not located near 8 nor was it related to the Tedlar process. 9 DuPont's policy clearly states that the 10 proprietor should be knowledgeable about the 11 area they are signing off on, and that the 12 proprietor should walk down the area where the 13 hot work is being done. This was also not 14 done. 15 In Section 4.5 concerning the 16 lockout procedure, clearly states that 17 isolating piping systems and hazardous 18 processes should include blocked valves and/or 19 a blind flange. The issue here is what is the 20 best industry practice, especially from a 21 world class leader in PSM, that isolating a 22 piping system and hazardous processes, must be
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 78 1 blocked or blind flanged. 2 In Section 4.7.3, states that if 3 DuPont had included the slurry tank and slurry 4 tank flash tank overflow line in their PSM 5 program, they would have been required to fix 6 the cracked loop seal before starting the unit 7 or ensuring that the cracked seal loop poses 8 no safety hazard. 9 DuPont concluded that OSHA's PSM 10 coverage did not extend to the slurry tanks, 11 despite the CSB's safety bulletin of 2010 on 12 hot work permit and its safety bulletin in 13 2001 on management of change. Yet this is a 14 world class leader. 15 Section 4.9 states: a corporate 16 audit in 2006 that performed an audit -- 17 MR. MOURE-ERASO: Mr. Scardella, 18 one minute. 19 MR. SCARDELLA: Yes. 20 MR. MOURE-ERASO: One minute. 21 MR. SCARDELLA: Oh, I am sorry. 22 4.9 states the corporate audit in 2006 that
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 79 1 performed -- performed an audit of PSM system 2 in the Buffalo facility but it did not include 3 the contractors. Again, this was raised by 4 the Board. 5 All of these issues listed above 6 are from the company that searched the 7 collaborative approach to process safety and 8 operational risk management using world class 9 process safety. 10 Lastly, the United Steel Workers 11 would like to request further investigation 12 into the safety practices of DuPont from a 13 corporate perspective. This request is based 14 upon the facts repeated herein since DuPont is 15 instructing other corporations in world class 16 process safety performance, we believe these 17 institutional concerns should be investigated 18 at the corporate level, faulty and fatal 19 practices and the instructions of those 20 practices and process safety should be a 21 concern of this Board. Thank you. 22 MR. MOURE-ERASO: Thank you, Mr.
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 80 1 Scardella. The next person on the list is Ms. 2 Erin Heaney. 3 MS. HEANEY: Heaney. 4 MR. MOURE-ERASO: I am sorry, 5 please, you can spell your name and identify 6 your organization. 7 MS. HEANEY: My name is Erin 8 Heaney, E-R-I-N, H-E-A-N-E-Y. I am the 9 Director of the Clean Air Coalition of Western 10 New York. We are a grass-roots environmental 11 health and justice organization that represent 12 the folks who live up against the DuPont plant 13 and the surrounding neighborhood. Several of 14 our member are here tonight. 15 I was going to make a very similar 16 argument that Jim Valenti made earlier, that 17 DuPont aspires or claims that they have an 18 incredible commitment to sustainability, and 19 yet their track record over and over again, 20 much like the workers safety track record, 21 shows that that is not the case, but I won't 22 bore everybody with detail. There's just a
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 81 1 few things I want to point out. 2 DuPont has consistently been named 3 one of the dirty dozen by PERK organizations 4 because DuPont puts over nine million 5 residents in potential danger if a chemical 6 catastrophe were to occur. DuPont has over 20 7 super fund sites. It is the number one 8 producer of dioxin in the United States 9 according to the EPA TRI, and has been sued 10 several times by the EPA for withholding 11 evidence showing harmful affects of its Teflon 12 chemical. 13 In Tonawanda, DuPont has been out 14 of compliance with the DEC for the last three 15 years. DuPont emits 21 percent of the 16 emissions for all of Erie County. And DuPont 17 emits several things into the air that our 18 residents are exposed to day in and day out. 19 So I just have a few things to 20 say. I find it extremely mind boggling that 21 there are no air monitoring being done when -- 22 when this incident happened. Air monitoring
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 82 1 is something that the residents have pushed 2 for in the neighborhood surrounding the plant 3 for years and we're glad that it's part of 4 recommendations tonight. 5 We would also encourage this 6 Chemical Safety Board to push the 7 Environmental Protection Agency to use the 8 general duty clause of the Clean Air Act to -- 9 to force facilities like DuPont and many other 10 large Title 5 facilities, to actually 11 substitute out chemicals like vinyl fluoride, 12 vinyl fluoride from the manufacturing process 13 to begin with. 14 There's over 100 labor unions and 15 environmental organizations that have asked 16 President Obama to direct EPA Administrator 17 Leader, Lisa Jackson, to use the General Duty 18 Clause to help phase out the toxic chemicals 19 that are also highly flammable. 20 This is very important because the 21 chemicals that exploded or caused the 22 explosion is a known human carcinogenic highly
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 83 1 flammable. DuPont said it was at safe levels. 2 There's no amount of -- there's no safe level 3 of a human carcinogenic for workers or for 4 communities. And so we would wonder, can 5 DuPont be using a less toxic substance to 6 begin with or something that is less flammable 7 to begin with. 8 We would also recommend that 9 DuPont, in future accidents, you know, heaven 10 forbid there ever be them, communicate with 11 residents in the neighborhood. Residents who 12 live close to the plant, were not notified 13 except through the general media, like over, 14 you know, the mainstream media, that DuPont be 15 in communication with residents. 16 In this case, the residents were 17 not exposed to anything harmful, but that 18 could easily happen in the future 19 And then finally, we would just 20 lift up with what the steel workers are 21 calling for today, calling for a further 22 investigation into the root cause of these --
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 84 1 these accidents that happen that really we 2 believe stem from a corporate culture. This 3 is not just the one isolated incident. It's 4 part of the corporate culture at DuPont. 5 That's all. 6 MR. MOURE-ERASO: Thank you very 7 much. Are there anymore statements? 8 MR. COOK: I'll be very brief. 9 Roger, R-O-G-E-R, C-O-O-K, former Director of 10 the Western New York Council of Occupational 11 Safety and Health, and a member of the 12 Advisory Board of the New York State Pollution 13 Prevention Institute in Rochester. 14 I think most of the concerns I 15 have, have been raised, but one of the 16 gentleman on the Board did say that he felt 17 that this was a failure of management safety 18 systems and has real questions of 19 organizational issues to the extent that your 20 investigatory team has not raised that and it 21 seems to me that the report is incomplete and 22 that we should have a total investigation of
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 85 1 the entire system that failed here and I would 2 hope that you would consider -- the Board 3 would consider that we go back to the drawing 4 board on that issue, particularly because the 5 amount of vinyl fluoride that is stored on 6 site. 7 The fact that there are releases, 8 we don't know how much is getting into the 9 air. We don't know how much worker exposure 10 there is. We do know that it's a carcinogen, 11 and -- or a suspected carcinogen. And 12 further, when it, of course when there's -- 13 when there's a flame involved, it turns into 14 hydrogen fluoride and we have acute exposures. 15 I think those broader issues 16 should be part of the mandate of this 17 investigation and I would just urge that the 18 Board consider the report incomplete and that 19 a total report be issued that would address 20 the larger organizational systems failures as 21 others have raised. Thank you. 22 And I would say the Advisory -- I
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 86 1 will report to the Advisory Board of the New 2 York State Coalition Institute on this, if 3 there is ways you can see some collaboration, 4 as Ms. Heaney mentioned, if there are 5 substitute products or things like that, I 6 think that we need to begin to investigate. 7 That's an awful lot of vinyl fluoride and that 8 -- that potentially could cause a catastrophic 9 situation. I think just as we deal with near 10 misses in the workplace, maybe we ought to -- 11 the investigation ought to look at what if 12 this thing went even larger than it did. What 13 are the worst case possible scenarios? I 14 think that community and those workers deserve 15 nothing less, so thank you. 16 MR. MOURE-ERASO: Thank you. 17 There's another. 18 MR. PACE: My name is Keith Pace, 19 I'm -- that's K-E-I-T-H, P-A-C-E. I am not 20 affiliated with any of the parties involved in 21 this. I am here as a private citizen here 22 tonight.
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 87 1 I have a couple questions for the 2 Investigative Team. One, because I didn't 3 hear it come out, was the permit for the other 4 tank that was repaired during the shut down, 5 was that permit signed off by the same 6 department or by a different department within 7 DuPont? 8 MR. WINGARD: The -- in the tank, 9 slurry tank two, the appropriate person signed 10 off on the -- 11 MR. PACE: So it was a different 12 department that signed that. Thank you. And 13 then in your key lesson number three on -- on 14 slide 43, it was very specific that flam -- 15 vessels that had been involved in flammable 16 service should have certain things done. In 17 the recommendations you have launched, any 18 reference to vessels that have been involved 19 in flammable service and that's all very 20 generic to all vessels, which to me seems to 21 dilute the focus on the areas where the 22 highest hazard is, which is areas that are
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 88 1 known to have handled or potentially have 2 handled flammables. 3 In this case, one might imply you 4 should treat a tank which had been in nitrogen 5 service or water service, the same as one 6 which had been in gasoline or toluene service, 7 is there a reason for that, the loss of that 8 focus? 9 MR. MOURE-ERASO: Well, if I might 10 say, you know, in our process, the public 11 doesn't -- the director, they are questions to 12 the -- and you know, like, we'll take your 13 questions into consideration and try to answer
14
15 MR. PACE: Okay. 16 MR. MOURE-ERASO: -- directly but, 17 you know, we wouldn't like to on the specifics 18 of the findings of the report with the -- with 19 the investigators. We will very glad consider 20 your question and try to answer on that 21 specific, you know. 22 MR. PACE: Okay.
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 89 1 MR. MOURE-ERASO: I would like to 2 put that in the record. 3 MR. PACE: Thank you. 4 MR. MOURE-ERASO: Is there 5 anything else? 6 MR. PACE: No, that's it, thank 7 you. 8 MR. MOURE-ERASO: Okay. You gave 9 us your name and -- 10 MR. PACE: Yes. 11 MR. MOURE-ERASO: -- we need your 12 address and some additional information. 13 MR. PACE: I can fill it out. 14 MR. MOURE-ERASO: Another comment. 15 A lot of comments. Two comments. 16 MR. ELOPHANT: Good evening. My 17 name is Bruce Elophant. I am with the New 18 York State Office of Fire Prevent -- sorry, 19 Fire Prevention and Control and the Hazardous 20 Material Bureau. I was on the scene the day 21 of the accident. I just -- I had -- while I am 22 not refuting the causation or finding of
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 90 1 anything of the Investigative Team, it's more 2 of a technical question about the slide show. 3 Does the slide presentation become part of the 4 record on the website of public viewing as 5 well as that video or is it just the report? 6 Give me -- give me -- give me two minutes -- 7 give me one minute here and I will explain why 8 I am questioning this. I am going back to 9 slide -- 10 MR. MOURE-ERASO: Your question 11 from counsel here is that what goes in the 12 website is the report and the video. 13 MR. ELOPHANT: Okay, let me just
14
15 MR. MOURE-ERASO: This is just an 16 aid for the report. 17 MR. ELOPHANT: Okay. Relative to 18 slide 28 that was mentioned earlier, slide 28 19 was -- was about, does not require internal 20 monitoring for hot work relative to 1910 252. 21 In 252, just to be clear, that doesn't give 22 the wrong inference, it states that -- that
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 91 1 when the nature of the work can be performed 2 falls within the scope of -- of a previous 3 paragraph, which refers to not being able to 4 move that area or put up proper further 5 guards, certain additional precautions may be 6 necessary. 7 Further, it goes on, that in the 8 presence of explosive atmospheres, mixtures of 9 flammable gases, vapors, liquids or dust with 10 air, more explosive atmosphere, a chemistry 11 that may develop inside uncleaned or 12 improperly prepared tanks or equipment which 13 had previously contained such materials or 14 that develop in areas with an accumulation of 15 combustible dust. 16 So what this is saying is that 17 certain additional precautions may be 18 necessary and if the workers have been trained 19 to monitor accordingly, they should use those 20 tools. But it doesn't specifically say what 21 wrench to use either. But I believe that is 22 inferring that further monitoring should be
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 92 1 done based on your environment. I just wanted 2 to point -- 3 MR. MOURE-ERASO: I am sorry, you 4 are -- you are referring to the slide 28? 5 MR. ELOPHANT: Slide 28. 6 MR. MOURE-ERASO: Slide 28, where 7 you were reading from is the OSHA standard? 8 MR. ELOPHANT: Is the OSHA 9 standard, CFR 1910 252. Specifically it was 10 1910 252 A2, which is special precautions. And 11 then the subsection I was referring to beyond 12 that is 1910 252 A2 6 VI, subsection C beyond 13 that. So A2 VI and then C, I just wanted to 14 point that out, okay. Thank you. 15 MR. MOURE-ERASO: Thank you. 16 MS. MAJEROWSKI: Good evening. My 17 name is Karen Majerowksi, M-A-J-E-R-O-W-S-K-I. 18 I am a member of the Clean Air Coalition and 19 a concerned citizen. I do not live far from 20 DuPont. Last year I was involved in a 21 chemical incident that left us breathing in 22 toxic chemicals for over 23 hours. And I can
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 93 1 tell you, I can smell different toxins coming 2 from the industry, you know, the different 3 companies and industries within the 4 neighborhood I live in. 5 You know, safety is first. Safety 6 for their employees. Safety for the 7 community. There's no communication within 8 any of the companies within the Tonawanda area 9 that when there's an incident involved, that 10 they notify the community and I think that 11 should be DuPont's number one issue, is safety 12 for their employees and the people who live 13 around their community. That's all I have. 14 Thank you. 15 MR. MOURE-ERASO: Thank you very 16 much. Any other statements? Yes, please. 17 MR. CARIDI: My name is Joel 18 Caridi, C-A-R-I-D-I District 4, Local 2777 19 with the USW. I have just got one question, 20 maybe for the Investigative Team or the people 21 here from DuPont. Do you have any records 22 that those tanks periodically, maybe once a
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 94 1 year, are entered and checked for broken 2 agitator blades, excessive wear on the side 3 walls? Did you see any of that in your 4 investigation? Thank you. 5 MR. MOURE-ERASO: I think probably 6 you should ask that question directly to -- I 7 mean we wouldn't have any -- any -- anyway to 8 know of those specifics to the company itself, 9 to DuPont, unless you have information? 10 MR. BANKS: We don't have any 11 direct knowledge. 12 MR. CARIDI: You don't have 13 anything like that. Okay, thank you. 14 MR. MOURE-ERASO: All right. Any 15 other comments? Board Member Griffon has some 16 comments to make on the -- go ahead. 17 MR. GRIFFON: Yes, I just wanted 18 to follow-up on Mr. Valenti's comment and 19 request I guess to the Board and several 20 commenters brought up this -- the question of 21 safety culture and I just -- I just thought 22 it's worth while pointing out that this --
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 95 1 this question of safety culture is not a new 2 one. I mean, it's come up from investigations 3 back to Three Mile Island and Chernobyl and in 4 our own investigation of PB Texas City in 5 2005, it certainly was a finding there. 6 And I just wanted to point out, 7 sort of to reinforce what Chairman Moure-Eraso 8 said, that -- that we, in our Strategic Plan 9 that we're going to discuss after a little 10 break here, we are, in our draft anyway, we 11 are making a proposal to further study this 12 question of safety culture. I think we want 13 to study what it means. How people define it. 14 How do you measure it. How do you know if you 15 have a good safety culture or not and how do 16 you, to sort of bench mark it, how do you 17 compare yourself across the industry. 18 I think there's a lot of important 19 issues to discuss under that and, you know, 20 it's not just something that comes from this 21 investigation, it's -- it's certainly been 22 brought up in several of our investigations
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 96 1 and across industry sectors, so we think it's 2 an important issue and it's in one of our 3 goals and our Strategic Plan is to look into 4 that further. So I just wanted to make that 5 point. Thank you for the comments. 6 MR. MOURE-ERASO: Okay. Is there 7 any more discussions from the public? All 8 right, before proceeding to -- to the process 9 of the vote, I would like to thank very much 10 the institutions and the persons that have 11 participated in the public session and I know 12 it takes a lot of effort to prepare and to 13 stand up and to give us input of your ideas on 14 this issue and I would like to thank everybody 15 that make any statement today. I would like 16 to make that clear. We will follow down the 17 process of voting on the report, so. 18 MR. GRIFFON: Well, I can offer a 19 motion. 20 MR. MOURE-ERASO: Yes, yes, the 21 first thing is -- the first part of the 22 process is that one of the Board Members offer
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 97 1 a motion of our report. 2 MR. GRIFFON: Yes, I'd like to 3 offer a motion, Mr. Chairman, a motion to 4 approve the CSB Case Study and Recommendations 5 Report Number 2011-01-5-NY regarding the 6 Agency's investigation into a hot work 7 incident that occurred at the DuPont Yerkes 8 plant in Tonawanda, New York on November 9th, 9 2010. 10 MR. MOURE-ERASO: A motion has 11 been made and we need somebody from the Board 12 to second it. 13 MR. BRESLAND: Mr. Chairman, Mr. 14 Chairman, I will second it. I also would like 15 the opportunity before the final vote to make 16 a statement. 17 MR. MOURE-ERASO: Please proceed. 18 MR. BRESLAND: This is the second 19 DuPont incident that we have investigated and 20 had a public hearing on within the last year. 21 And by way of full disclosure, I used to work 22 for DuPont, it was 50 years ago. I was a lab
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 98 1 technician at a DuPont facility in Northern 2 Ireland. And I left that two year experience 3 with DuPont having a very --- having a -- as 4 a 20 year old, having a very strong sense of 5 DuPont's attitude, very positive attitude 6 towards safety, so. 7 And I have always, when I have 8 done presentations around the country, I have 9 always used DuPont as an example of a company 10 that has a strong safety culture and strong 11 safety programs. However, that -- that 12 confidence has been somewhat disturbed by what 13 I have seen in the -- in our investigation of 14 -- of the Belle plant and of the Yerkes plant. 15 I'd just like to quote from a statement that 16 I made at the Belle public meeting quoting, 17 this is me speaking, "these findings, the 18 findings that we found at Belle, would cause 19 us great concern in any chemical plant, but 20 particularly in DuPont with its historically 21 strong work and safety culture. I hope that 22 DuPont officials are examining their safety
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 99 1 culture throughout the company and throughout 2 the company worldwide". 3 That's what I said at the Belle, 4 West Virginia public meeting and I'd like to 5 reiterate that -- that statement this evening. 6 I am not going to repeat it again but 7 certainly I feel that we need to -- DuPont 8 does need to take a hard look at their safety 9 programs based on what we have seen in the 10 these two incidents. 11 MR. MOURE-ERASO: Thank you, John. 12 Are there any more comments for the Board 13 members in the discussion of the motion? 14 MR. GRIFFON: No. 15 MR. MOURE-ERASO: I don't have any 16 comments either. Okay, we have a motion on the 17 floor, the motion say to approve the CSB Case 18 Study and Recommendations, and recommendations 19 in the report 2010 011 New York regarding the 20 Agency's investigations into a hot work 21 incident that occurred at the AEI DuPont and 22 Company Yerkes plant in Tonawanda, New York
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 100 1 November 9, 2010. That's the motion. So I 2 would like to ask for the votes. Board Member 3 Bresland, what is your vote? 4 MR. BRESLAND: I approve. 5 MR. MOURE-ERASO: Board Member 6 Mark Griffon? 7 MR. GRIFFON: I approve. 8 MR. MOURE-ERASO: And my vote also 9 is that I approve. So we have unanimously 10 approved the report. Thank you very much for 11 all the presence here, for all the people that 12 participated. We are going to proceed now to 13 additional Board business in reference to our 14 Strategic Plan and we are going to take a five 15 minute break to make the transition, so thank 16 you very much. 17 (Whereupon, the above-entitled 18 matter briefly went off the record.) 19 MR. MOURE-ERASO: Okay, we are 20 proceeding with additional CSB Board business. 21 At this time we will be presenting the CSB 22 Draft Strategic Plan for the years from 2012
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 101 1 for, to 2016. We are required by statute to 2 prepare a Strategic Plan every five years and 3 this is for this period of the next five 4 years. 5 We have a policy draft of the 6 Strategic Plan in our website. It has been 7 there for about a month, a couple weeks. For 8 two weeks. We have received a number of 9 public comments in our -- in our website, the 10 Strategic Plan and we wanted to have this 11 opportunity to have a public meeting here to 12 get additional public comments on it. 13 So I would like to invite the 14 Deputy Manager Director of the Chemical Safety 15 Board, John Lowe, to provide a brief overview 16 of the Strategic Plan. Mr. Lowe has been one 17 of the persons that have worked the hardest on 18 this for -- has been an effort of almost a 19 half a year and I -- I thank Mr. Lowe for the 20 efforts and the preparation of the draft of 21 this Strategic Plan. So Mr. Lowe, please 22 proceed with the presentation.
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 102 1 MR. LOWE: Thank you, Chairman. I 2 want to thank you for giving me this time 3 slot, right before dinner, so I know what I am 4 standing between, so I will try to keep it 5 succinct as possible. 6 First of all, this has been an 7 extended process that we have gone through, 8 that we started last spring. We have -- we 9 have decided to do a lot of research on how 10 other agencies were approaching Strategic 11 Planning. In particular, we looked at NTSB, 12 which people may know, that CSB was modeled 13 after the NTSB's model, how they were -- how 14 they were developed. 15 As a matter of fact, we identified 16 a person over at NTSB that came over and 17 worked with us for about eight months to help 18 us develop a structure of how to do this plan. 19 And part of that structure was, we took the 20 time to interview a number of our internal 21 employees and we also went out and met 22 face-to-face with a number of stakeholders.
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 103 1 As a matter of fact, I think we met with about 2 15 to 20 stakeholders one-on-one to get their 3 input before we even started writing or 4 thinking about where we should head. That 5 also included a survey of the employees. 6 And then after the survey was 7 done, we went into drafting the plan. And the 8 plan was drafted and completed last month and 9 then put onto our public -- onto our website 10 for public comment and that's where we are 11 today and now we're at the public meeting 12 section. 13 So some of the findings, I just 14 wanted to share with -- with the Board from 15 our interviews with our stakeholders, in 16 particular was that universally, across the 17 board, whether it was they represented 18 industry workers, environmental groups, we 19 heard loud and clear what the CSB does, 20 matters and is valued. They appreciate what 21 we do. They understand the value that we 22 bring to the table.
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 104 1 All our stakeholders told us that 2 they use our reports and recommendations, 3 videos, to help prevent future accidents. And 4 so I think we have to remember that and what 5 our focus should be in terms of developing the 6 plan. 7 Now, when looking at the mission 8 of the CSB, we -- we stated the mission this 9 way for the coming year, for the coming five 10 years, to independently investigate 11 significant chemical accidents and hazards and 12 effectively advocate the implementation of the 13 resulting recommendations to protect the 14 workers and the public and the environment. 15 I think this is pretty much 16 similar to what we had before, but there -- we 17 did try to focus more on the implementation of 18 the recommendations, part of the statement. 19 We, this year we have gone to three goals. In 20 our previous Strategic Plan we had five and we 21 have combined some of five that were are still 22 doing the same amount of things, but we have
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 105 1 combined some of them to be more effective in 2 the way we measure and look at things. 3 Goal one really focuses on the 4 conducting of incident investigations and 5 safety studies that involve accident releases 6 or potential releases of hazardous chemical 7 substances. So goal one really is focusing on 8 all the work we do on the investigations, from 9 start to finish, from the -- from the time we 10 deploy to the time we develop recommendations 11 during -- during the investigation to the 12 final public meeting that we come here, like 13 we did here today. 14 Goal two focuses on improved 15 safety environment protection by ensuring that 16 the CSB's recommendations are implemented and 17 broadly disseminated, the CSB findings, 18 through advocacy and outreach. And this 19 really focuses on making sure that the 20 recommendations like we -- like we had today 21 are not just words on a paper, but we go and 22 make sure that they're truly implemented by
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 106 1 companies, organizations, federal agencies and 2 so forth, whoever we make it to, through 3 advocacy and outreach. 4 And one of the newer sections of 5 this will be focusing on a most wanted 6 program, which will be something that is an 7 important goal for us that is similar to what 8 NTSB does, if you're familiar with them, they 9 have a most wanted program of open 10 recommendations that they focus on and help 11 them determine what incidents to go to and so 12 forth. So that is something that is going to 13 be accomplished underneath this goal. 14 The final goal is to preserve the 15 public trust by maintaining and improving 16 organizational excellence. This is an 17 infrastructure goal to make sure that we do 18 all the things that we need to do to keeping 19 the agency running. 20 When you look at the stakeholder 21 feedback that we received from the public 22 comments that have been up on the website, I'd
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 107 1 like to talk about the themes they have seen 2 so far. One of the things that they have 3 asked is to define the potential releases and 4 what we meant by that. So we're going to look 5 at the wording and give some wording changes 6 to that so it's more specific in terms of 7 potential catastrophic releases. We're 8 looking at some of that, some of those, some 9 of those kind of -- some of that kind of 10 language. 11 We're also looking at the 12 timeliness of the investigations and 13 recommendation responses. And with this, we 14 have heard from the stakeholders that, you 15 know, they want the investigations to get done 16 in a timely way, because they want to learn 17 from what the accidents that occurred. And we 18 will, in the new Strategic Plan, have a metric 19 that will follow this to make sure that the 20 investigations, you know, stay on track. 21 In addition, also recommendations 22 response, looking at ways to measure how
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 108 1 quickly people respond to that and how quickly 2 we respond to the folks that send in their 3 response to the investigation, which is also 4 important. 5 Next, there was some talk about 6 investigations versus studies, the 7 stakeholders told us that it was important 8 that the investigations are still done and 9 done in a timely way, but they also see the 10 value in our studies. The dust study is an 11 example. The study that we have done that has 12 had a lot of impact. It's created a lot of 13 awareness, and so they have asked us to look 14 at the resources we have and try to figure out 15 which -- where to spend our money and time. 16 Safety culture was one I think that Mark 17 brought up previously. 18 Also, some of it got cut off, here 19 but communication with the stakeholders. We 20 heard consistently across the board that we 21 need to improve our communication with 22 stakeholders and make sure that they're not
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 109 1 just in the loop at the beginning but they're 2 in the loop through the whole process. And 3 they know where we are in the process and so 4 forth, and so that's something else that we're 5 going to work on through this -- through these 6 next four years. 7 And then the final one was just 8 tightening up the wording and making the 9 document more -- more concise. So just kind 10 of the timeline of where we're at, we have the 11 public meeting about the plan today. Between 12 now and the 30th we'll be still reviewing the 13 comments and happy to sit down individually 14 with anybody as we get back to the office and 15 so forth, to go through any comments that you 16 want to. And then our plan is by April 30th 17 to present a revised plan to the Board for 18 consideration and adoption. That's it. Any 19 questions? 20 MR. MOURE-ERASO: Thank you very 21 much, Mr. Lowe. And the objective of this -- 22 of this session is to get input from the
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 110 1 public, from the list of people that signed, 2 we have Mr. Scardella from the United Steel 3 Workers first, so if you will please proceed 4 to the microphone. 5 MR. SCARDELLA: Thank you, Mr. 6 Chairman. John Scardella, S-C-A-R-D-E-L-L-A, 7 Program Administrator for the Steel Workers 8 Charitable and Educational Organization. The 9 United Steel Workers would like to comment on 10 the upcoming Strategic Plan for 2012 to 2016. 11 The USW is very supportive of the CSB 12 continuing to conduct in depth investigation 13 and focusing on identifying root causes and 14 making recommendations for prevention of 15 industrial incidents in the future. 16 The USW is concerned that while 17 taking on such an important mission, the CSB 18 remains to have very limited funding. We urge 19 congress to increasing funding in the future. 20 USW believes that it is vitally 21 important to have an independent federal 22 agency non regulatory focusing on identifying
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 111 1 root causes for the purpose of improving 2 safety, the CSB provides a great service for 3 all stakeholders. 4 The USW is in support of more CSB 5 studies, safety studies. This will allow the 6 CSB to investigate reoccurring issues that 7 they have identified in other investigations 8 but do not necessarily have the time to 9 investigate in depth and each individual 10 investigation. 11 A safety study allows the CSB to 12 better leverage with their limited resources. 13 Several of those issue are very important to 14 the USW and cut across several different 15 industrial sectors and therefore can be very 16 valuable in effecting safety change on a 17 broader level. 18 The USW strongly supports further 19 study of the impact of HF, of echolocation 20 units in the refinery sector and possible 21 alternatives. The USW has studied the impact 22 of HF in our refineries, representative
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 112 1 refinery locations and have a number of 2 concerns not only on the workers of these 3 locations, but the communities in which these 4 refineries are located. 5 The USW strongly supports further 6 work on performance indicators. The PB Texas 7 City incident resulted in preliminary changes 8 in this area but we believe more discussion 9 and analysis would be useful in identifying 10 most appropriate leading legging indicators, 11 reporting of data collected from these 12 performance measures, use of data at the 13 local, corporate, national level to improve 14 safety and reduce the potential for high 15 consequence low probability accidents. 16 USW also supports the further 17 study of -- or a public hearing on safety 18 culture. We believe this is a term that has 19 come to have many different interpretations, 20 including some which we feel are not 21 appropriate and not helpful in approving the 22 safety. We believe that the CSB is uniquely
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 113 1 positioned to study this issue and to conduct 2 public meetings on this issue. 3 USW strongly supports the CSB 4 looking further at the future of PSM, 5 including an assessment of other possible 6 regulatory models. The PSM rule has been in 7 place for 20 years. And over the last 12 8 years, the CSB has pointed out many of the 9 shortcomings of the CSB PSM rule. While we 10 believe it has been a ground breaking 11 regulation at the time, we feel that it is 12 certainly time for reconsideration, what 13 worked, what needs to be updated, et cetera. 14 Thank you. 15 MR. MOURE-ERASO: Thank you very 16 much, Mr. Scardella. Is there other public 17 comment? Yes. 18 MR. COOK: Yes, I think just -- 19 MR. MOURE-ERASO: Wait. 20 MR. COOK: R-O-G-E-R, C-O-O-K. 21 MR. MOURE-ERASO: Okay, give us 22 your name again on the record and your
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 114 1 organization. 2 MR. COOK: Former Director of the 3 Western New York Council on Occupational 4 Safety and Health and still a consultant and 5 serve on the Advisory Board of the New York 6 State Pollution Prevention Institute. 7 I think the only -- well, I think 8 when we look at the DuPont issue, we're really 9 looking at a company that has used what we 10 called behavior based safety and the onus is 11 usually put on the worker and I think that 12 you, I don't know your name, sir, but on the 13 Board here, raised a fundamental issue here 14 that it's about organizational systems and 15 putting, having the right systems in place 16 that really is what leads to prevention of 17 these things. 18 And I guess my only question is 19 that in your, I guess in the investigation, 20 that really doesn't seem to get addressed. 21 Does that go beyond the mandate then, you are 22 just restricted to only speak to the specific
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 115 1 incident, you can't broaden that to talk about 2 the failure of the system itself in the report 3 and/or do you have to do that independently as 4 a kind of lessons learned from the industry, 5 I guess? 6 I mean, one of your stakeholders 7 said the what if scenario, it just seems to 8 me, at least in traumatic, in the traumatic 9 areas of injury, we use the near miss thing. 10 This thing could have gone even wider, it 11 seems to me. The community was very, very 12 concerned about that. They have still got all 13 that vinyl fluoride on site and what's -- what 14 do we know, you know, how are we going to 15 prevent this kind of stuff from happening 16 again. 17 So, I was just a little 18 disappointed that the investigation didn't 19 report on that broader, kind of near miss 20 catastrophic kind of scenario. 21 MR. MOURE-ERASO: Thank you very 22 much. I really appreciate your comments.
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 116 1 Also the comments of Mr. Scardella is there 2 any other comments? I would like to ask if 3 the Board members would like to make some 4 comments on this. Start with Mr. Bresland. 5 MR. BRESLAND: No comments. I 6 have read, obviously I have read the draft 7 report and I have read the comments that we 8 have received from our stakeholders as well. 9 Are those on -- are the public comments on our 10 website? Will they be on our website? 11 MR. LOWE: Not yet. We're still 12 working through that. 13 MR. BRESLAND: Okay. But apart 14 from that, I would like to commend Mr. Lowe 15 and his colleagues on an excellent job putting 16 all this together. I know it was a six month 17 effort and it looks like it's going to be a 18 very well used effort in the future. So thank 19 you. 20 MR. LOWE: Thank you. 21 MR. MOURE-ERASO: Thank you, Mr. 22 Bresland. Mr. Griffon.
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 117 1 MR. GRIFFON: Yes, no, I agree 2 with great efforts on all the members of the 3 team putting this product together. I know it 4 took quite a while to construct. I would ask 5 more, just a process question I guess, I am 6 assuming that we, as a Board, will have in the 7 near future, according to John's timeline, an 8 opportunity to deliberate on some of the 9 public comments we received. I know we 10 received quite a few written comments and 11 some, I mean, I have done some preliminary 12 review on them, but certainly not equipped to 13 discuss tonight and it's just getting a little 14 late, as you pointed out, but I assume we're 15 going to have a future opportunity to 16 deliberate as a Board on this plan. 17 MR. MOURE-ERASO: Thank you, Mr. 18 Griffon. Yes, I would like to say that -- 19 that we're going to take very much into 20 account the written comments that we have 21 received in the website and we are going to 22 deliberate on them. And also we especially
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 118 1 appreciate the comments of the -- that have 2 been presented here by Mr. Scardella, Roger, 3 I am sorry your name again, I think those are 4 important things that are on the record and 5 that we would like include also in our 6 deliberations. After we get all this input, 7 we are going to have a vote on approving the 8 Strategic Plan and that will happen, according 9 with your timeline, very near, in the very 10 near future. I guess, we, according with what 11 we have promised our Inspector General, I 12 guess it's going to be in a month, a couple 13 months, so, you know, we are going to be 14 moving with due speed on this. 15 So thank you very much to 16 everybody that participated in this meeting. 17 We appreciate your attendance and we 18 appreciate your -- your -- your involvement 19 and concern with the CSB investigation and the 20 fatal hot work accident at the DuPont 21 facility. And thanks again to the Team for 22 their very informative presentation. And
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 119 1 thank you all who attended this evening. So 2 I always wanted to do this, you know, with 3 that, these proceedings are adjourned. 4 (Whereupon, the above-entitled 5 matter was concluded.) 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22
202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. 202-234-4433 Neal R. Gross & Co., Inc. Page 120 A ability 32:19 able 91:3 above-entitled 100:17 119:4 absence 6:20 absolutely 38:11,18 38:21 access 47:18 accident 4:11,15,18 4:22 6:15 8:1 9:22 45:17 46:22 53:2 71:6 72:17 75:21 89:21 105:5 118:20 accidents 3:21 4:1 4:7 6:7,12 9:8,14 10:16 22:12 33:10 49:10 71:11 83:9 84:1 104:3,11 107:17 112:15 accomplished 106:13 accomplishments 63:13 account 117:20 accountability 64:7 accumulate 17:20 accumulated 30:4 46:8 accumulation 91:14 accusations 66:21 achieved 71:11 Achieving 63:15 71:18 acid 66:2,10 67:7 acknowledge 4:14 6:2 70:15 acre 14:1 Act 67:11 82:8 activities 19:19 21:10 31:16 34:6 56:15 75:5 activity 32:21 acute 85:14 add 39:19 48:1 addition 61:20 65:4 72:4 107:21 additional 5:17 89:12 91:5,17 100:13,20 101:12 address 33:7 37:22 75:13 85:19 89:12 addressed 114:20 adequate 69:19 adherence 38:18 adjacent 7:11 21:17 64:5 adjourned 119:3 Administration 27:6 administrative 67:2 Administrator 71:3 82:16 110:7 adopt 25:21 adopted 25:17 adoption 109:18 Advisory 84:12 85:22 86:1 114:5 advocacy 105:18 106:3 advocate 104:12 AEI 99:21 affect 23:17 29:3 affiliated 86:20 afternoon 66:8 agencies 102:10 106:1 agency 3:20 5:9 82:7 106:19 110:22 agency's 32:15 97:6 99:20 agenda 12:5 13:2 agitator 73:1 94:2 ago 46:20 64:1 97:22 agree 37:9,16 54:22 55:6,8 57:11 117:1 agreed 65:12,15 67:4,14 agreement 66:6 67:1,17 ahead 36:15 42:19 44:7 94:16 aid 90:16 air 16:1,3 17:19 22:14,17 35:6 44:13 66:10 67:6 80:9 81:17,21,22 82:8 85:9 91:10 92:18 alarming 22:2 alerts 33:2 allow 69:8 111:5 allowed 42:9,14 46:4,5 47:9 59:2 allowing 76:20 allows 111:11 alternatives 111:21 ambient 15:22 17:18 ambulance 65:21 America 1:1 60:11 American 63:14 amount 23:21 24:1 39:11 66:18 83:2 85:5 104:22 analysis 24:7 61:16 68:14 74:17 112:9 analyze 29:2 and/or 77:18 115:3 animation 13:5 18:21 19:18 annual 63:6 answer 88:13,20 answering 76:13 anticipated 17:21 21:12 anticipates 22:6 anybody 49:19 57:21 109:14 anymore 84:7 anytime 20:6 28:11 31:22 44:11,19,20 anyway 94:7 95:10 apart 116:13 apparently 41:19 appear 8:2 Appellate 68:1 applications 14:9 applied 21:19 appreciate 70:6,14 103:20 115:22 118:1,17,18 approach 58:1 71:16 79:7 approaching 102:10 appropriate 24:3 34:12 42:11 48:16 49:8 87:9 112:10 112:21 appropriately 26:16 50:3 approval 19:7,14 33:17 approve 32:19 34:13 97:4 99:17 100:4,7,9 approved 61:5 100:10 approving 42:18 112:21 118:7 approximately 11:4 14:2 April 1:11 11:1 109:16 area 7:11 9:21 15:4 15:6 16:1 21:9,13 31:11 42:8 43:6 43:18,19,21 49:11 50:20 56:2,6 66:5 75:5,7,14 76:1 77:11,12 91:4 93:8 112:8 areas 6:21 7:2 17:20 21:10 87:21 87:22 91:14 115:9 argument 80:16 arsenic 65:9 article 64:13 asked 75:17 77:4 82:15 107:3 108:13 asking 47:10 50:6 54:21 aspect 53:20 aspects 3:22 72:7 aspires 80:17 asserts 71:9 assess 24:14 assessed 8:22 71:13 assessment 55:4,10 113:5 assets 62:21 assigned 71:5 Assignment 75:13 associated 20:14 34:5 76:8 Association 25:13 associations 32:22 assume 36:13 117:14 assuming 117:6 assumption 29:11 assure 6:20 20:8 assuring 75:8 atmosphere 15:7 15:22 21:7,11 22:19 23:1,17 25:7 27:2 30:9 32:1,6 35:1 91:10 atmospheres 27:14 91:8 atmospheric 26:11 attached 17:11 attendance 118:17 attended 119:1 attitude 98:5,5 attributes 71:14 attributing 68:12 audience 7:9 8:19 audit 34:3 54:15 78:16,16,22 79:1 audits 54:9,11,12 54:13,22 August 61:8 authorities 25:17 authorized 44:7 authorizing 30:1 32:4 34:21 42:19
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NEAL R. GROSS COURT REPORTERS AND TRANSCRIBERS 1323 RHODE ISLAND AVE., N.W. (202) 234-4433 WASHINGTON, D.C. 20005-3701 www.nealrgross.com
C E R T I F I C A T E
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Court Reporter 138 Explosion at DuPont Yerkes Plant US CSHIB 04-19-12 Buffalo, NY
FD06432 | 2010_美国_Horsehead_Holding_公司_Fatal_爆炸_与火灾-_Horsehead_Holding_Company_Fatal_Explosion_and_Fire__最.pdf
分类:06_境外及港澳台调查报告 | 年份:2010 | 地域: | 严重程度: | 场所: | 起火原因:燃气/爆炸 | 来源格式:pdf
Monaca Fatal Explosion and Fire Prepared by William H Hunter MA MIMMM CEng
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ANALYSIS OF HORSEHEAD CORPORATION MONACA REFINERY FATAL EXPLOSION AND FIRE JULY 22, 2010 Prepared for the US Chemical Safety Board (CSB) By William H Hunter MA MIMMM CEng. Metallurgical Consultant. Final - 9 March 2015 – Bristol UK
References are provided in Section VIII and marked [Ref:…] in the text.
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This document is intended to be read as a whole and not taken out of context. 550 575 600 625 650 675 700 900 950 1000 1050 1100 1150 1200 14:20:07 14:22:37 14:25:07 14:27:37 14:30:07 14:32:37 14:35:07 14:37:37 14:40:07 14:42:37 14:45:07 14:47:37 14:50:07 14:52:37 14:55:07 14:57:38 15:00:08 15:02:38 15:05:08 15:07:38 15:10:08 15:12:38 15:15:08 15:17:38 15:20:08 15:22:38 15:25:08 15:27:38 15:30:08 15:32:38 15:35:08 15:37:38 15:40:08 15:42:38 15:45:08 15:47:38 15:50:08 15:52:38 15:55:08 15:57:38 16:00:08 16:02:38 16:05:08 16:07:38 16:10:08 16:12:38 16:15:08 16:17:38 Temperature deg C Reflux Temperature deg C Column & Waste Gas COLUMN B 22/07/10 14.20 to 16.19 Temperatures COLUMN AVERAGE TOPS & MIDDLES AVERAGE BOTTOMS AVERAGE WASTE GAS AVERAGE REFLUX TOWER
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Page 2 INDEX ABSTRACT 3 I. INTRODUCTION 4 II. ZINC SMELTING OVERVIEW IN RELATION TO FACILITIES AT HORSEHEAD MONACA AT THE TIME OF THE ACCIDENT. 5 II.I. ZINC SMELTING 5 II.II. REFINING 6 III. SEVERE ACCIDENTS IN ZINC REFINERIES 12 IV. DISCUSSION OF WHAT HAPPENED AT HORSEHEAD MONACA ON 22 JULY 2010 15 IV.I. EXAMINATION OF DATA 15 IV.I.I. The Timeline 17 IV.I.II. The Log Sheets 18 IV.I.III. The Feed Arrangement and Sump on Column B 19 IV.I.IV. The Temperature Charts Created from Ref [10][11] 23 IV.II. ANALYSIS OF THE DATA AND CAUSES OF THE EXPLOSION 28 IV.III. WHAT ALTERNATIVE SCENARIOS COULD HAVE CAUSED THE EXPLOSION 31 V. PROCESS MANAGEMENT 32 VI. CONCLUSIONS 33 VII. PREVENTION OF “PRESSURE COOKER EXPLOSIONS” 35 VII.I. DISADVANTAGES OF THE PROCESS 35 VII.II. PHYSICAL IMPROVEMENTS 35 VII.III. PROCESS MANAGEMENT IMPROVEMENTS 36 VIII. REFERENCES 37 IX. APPENDICES 38
I. Column Heat-Up Log 38
II. Run-off/Utility and Ladle Operator Shift Reports (examples) 41
III. 2007 Refinery Column Safety Survey 48
IV. Comments on Draft Report - Horsehead Corporation 52
V. Comments on Draft Report - USW Local 8183 56
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Page 3 ABSTRACT
Horsehead Corporation operated a zinc smelter using secondary (i.e. recycled) materials at Monaca, PA. Part of the metallic crude zinc was refined using the New Jersey distillation process. Distillation columns are each constructed from around 48-60 silicon carbide trays stacked one above the other to a height of some 40 ft (13 m) using mortar joints between trays. The bottom half was heated and the top half allowed fractionation before vapour exit and further processing. The column internals were sealed from the outside using liquid zinc seals.
In the initial stage of the distillation process cadmium was removed in “cadmium” columns. The zinc flowing from the bottom was now free of cadmium but still contained lead and iron impurities. This zinc was then processed in “zinc oxide” columns, where refined zinc was recovered from the column top and was burnt to a zinc oxide product, the remaining impurities being removed in the column bottom product for further processing.
This investigation and analysis shows that the sump at the bottom of the column partially blocked, allowing liquid zinc to “back-fill,” flooding trays up the column. This caused the column to act like a pressure cooker and unstable energy store. With a specific gravity close to 7 the pressure within the liquid zinc would reach one atmosphere at a depth of just 1.5 m (7 trays flooded) and the boiling point would rise from 907ºC to 980ºC, with higher figures for increasing numbers of flooded trays. At the same time the high pressure reduced the ability of the column to allow vapour to pass upwards as normal and any boiling that did occur would create pressure surges within the flooded trays.
Eventually the tray wall(s) failed, releasing a surge of vapour that blew out the combustion chamber wall, the vapour and liquid zinc igniting and throwing a flame across the workplace. The rapid surge of vapour resulted from the liquid zinc in the column, now being at atmospheric pressure, cooling back to 907ºC in the only way possible, by part of it instantaneously evaporating. This is best described as an “explosive decompression.”
In my professional opinion: The physical causes of the accident were a sump design with restricted clearance, known to have contributed to previous accidents and a poorly executed column commissioning, allowing the formation of a sticky zinc oxide dross/liquid zinc emulsion that is known to promote blockages. These factors were aggravated by a high and increasing rate of zinc throughput. Human factors played a dominant role. The process is not easy to instrument and awareness of what is happening is vital. Key indications of developing problems in the hours before the accident were not observed and acted upon. In short, because of a history of column blockages and explosions at the Monaca facility, hazardous conditions had been “normalised.” The scenario described above is the only one that is fully consistent with the witness statements, with control system data from the plant, from information from past incidents and from an understanding of zinc and its properties and behaviour.
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Page 4 I. INTRODUCTION
a On 22 July 2010, the Horsehead zinc plant at Monaca suffered a fatal “explosion and fire.” The incident occurred on one of the “New Jersey” zinc refining columns. It was investigated by OSHA and CSB. The refinery was closed, but the remainder of the site remained operational, the electrothermic furnaces (ETFs) producing unrefined Prime Western zinc (PW). In January 2011, it was announced that the plant had restarted operations, following the investment of $15M in rebuilding and safety improvements. In April 2014, it was announced that the complete Monaca smelter had been permanently closed, to be replaced by already-planned new facilities constructed at Mooresboro, NC. b My first contact with CSB, who requested a review of its evidence collected and draft conclusions, was in September 2014. This brief was further expanded in October 2014 to establish a clear cause for the explosion. c My qualifications for the task are as follows:
- Graduate of Cambridge University, UK in Natural Sciences, specialising in
Metallurgy.
- A 30 year career in operational management of zinc smelters, all of which including
a zinc refinery similar to that at Monaca. This career commenced as a shift manager on the zinc refinery.
- A member of the international team to investigate in 1994 the causes of two fatal
accidents involving the zinc refinery distillation columns at Noyelles-Godault, France that occurred in July 1993 and January 1994.
- Involvement as an expert witness in the corporate manslaughter trial of two former
directors of Metaleurop, the owner of the Noyelles-Godault smelter.
- Co-chair of a conference hosted by ISP, UK in late 1994 to share knowledge gained
by the French investigation and other experiences amongst other users of the process; this conference included staff from Horsehead-Monaca, who contributed significantly to participants’ knowledge and understanding.
- 15 years as a freelance consultant whose prime client was Brook Hunt (now owned
by Wood McKenzie), being responsible for its global zinc smelter study, covering technical, costs and commercial analysis, which brought me into contact with many operators of the zinc distillation process, including Horsehead Monaca, as did other freelance work for other clients. My last Horsehead Monaca visit was in 2003, but I was involved in other work for Horsehead Corporation up to 2007.
- Up to retirement in 2010 a UK registered expert witness.
d. This investigation and report has been an independent desk study based on evidence provided by the Chemical Safety Board and from my own records. The evidence includes Horsehead Monaca computer data, drawings and log sheets; CSB internal memos, two CSB expert reports and CSB and OSHA witness interviews; my own copy of the Zinc Refinery Technical Committee report 1994 (relating to two French explosions) and the Meeting on Refinery Safety and Technology 1994 (meeting held in UK to share knowledge following the French explosions); and my personal knowledge and private communications. I did not have the opportunity to visit the Monaca site after the incident.
Had more information been available, for example operating data prior to and information from the previous B column premature shutdown, process control assays, a report on the materials found in the throat and sump of B column, information on zinc metal flow rates
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Page 5 to the columns, a full account of the heat-up of column B including the difficulties at the sump and inadequate sump temperatures and an explanation of excessive liquation pot temperatures, the report would have been more complete; the analysis of the events leading to the explosion, however, would not have changed. e. The final draft of this report was sent to Horsehead Corporation and the employee union (USW) for comment and their responses are included as Appendices IV and V respectively. Horsehead does not offer any evidence to contradict the reported facts and evidence, but some small requested clarifications have been made in this final version; USW comments reinforce the report.
II. ZINC SMELTING OVERVIEW IN RELATION TO FACILITIES AT HORSEHEAD MONACA AT THE TIME OF THE ACCIDENT
II.I ZINC SMELTING
There are two process routes for zinc production, hydrometallurgical (largely conducted in aqueous solution) and pyrometallurgical (largely conducted using high temperature processes generating zinc in liquid form). The hydrometallurgical route is frequently called the electrolytic process. Zinc is a highly reactive metal and, whichever route is used, a large quantity of energy is required.
Process Stages in the Production of Zinc Process Stage Electrolytic Imperial Smelting Electrothermic Vertical Retort Oxidation Roasting Sintering Roasting Roasting
Leaching
(and/or Sintering)
Refining
Solution Purification
Reduction Electrolysis Blast Furnace Electric Shaft Vertical Retort
(or Electric Arc)
Refining
Distillation Distillation Distillation
Natural Product Special High Grade (SHG) Prime Western (PW) Prime Western (PW) 99.5% “Crude” Zinc Residue Leach Residue Slag Slag Retort Residue
Both process routes in general require an oxidation stage (roasting or sintering) to remove the sulphur present in sulphide raw materials, a reduction stage (electrolysis, blast furnace, electrothermic furnace or vertical retort) to reduce the oxide phases to the metallic form, and a refining stage to remove impurities. These stages and their order are shown above.
The refining stage in the electrolytic route precedes reduction because of the sensitivity of electrolysis to the presence of even very small amounts of impurities, whereas it takes place after reduction to crude zinc in most pyrometallurgical processes. This means that the natural product of the electrolytic process is Special High Grade (SHG) zinc, which is pure, and the natural product of most pyrometallurgical processes is Prime Western (PW) zinc, which contains some impurities, principally lead. PW is a general term used in particular in the USA for zinc containing a minimum 98.0% zinc.
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The Horsehead Monaca smelter used the Electrothermic Process, a pyrometallurgical process requiring a distillation plant for refining. The refinery was also used for zinc oxide production. The plant had seven electrothermic furnaces, of which five or six were normally operating. It was principally the high cost of the Electrothermic Process that resulted in the relocation of smelting facilities to Mooresboro and the closure of Monaca. Mooresboro uses the Electrolytic Process and, initially at least, there are no facilities to produce zinc oxide.
At Monaca, sinter and pea coke were preheated to around 500ºC in drums fired with electrothermic furnace off gas, and charged to the electrothermic furnace by means of rotary distributors. Lumpy feed, including metallic drosses, were added direct. An electrothermic furnace is a vertical cylinder, 2-3 m in diameter and 12-14 m high. Two sets of graphite electrodes, typically 300 mm in diameter, protrude through the wall of the furnace, one set being located near the top of the furnace and the other near the bottom. There are 6 to 9 electrodes in each set. Electricity is passed between the two sets of electrodes, the coke acting as the principal conductor. Typically, the power applied to the furnace is in the range 6 to 9 MW giving a furnace production capacity of 45-65 t/d zinc.
Some 50% of the zinc from the electrothermic furnaces (ETFs) was cast directly to meet Prime Western (PW) quality requirements. The remainder was refined and combusted to zinc oxide, with a small production of SHG.
II.II REFINING
Refining of the remaining 50% ETF zinc at Monaca was carried out by the traditional New Jersey distillation method in columns fitted with silicon carbide trays. Heat was provided by a mixture of Low Calorific Value (LCV) gas that was a by-product of the smelting furnaces, and natural gas.
Different plants have different layouts according to the products to be produced and a schematic layout of the Monaca plant is shown in the first figure below.
Distillation columns for zinc refining, whether called “cadmium” or “lead” (generally producing zinc oxide in the case of Monaca) are similar. A cadmium column, similar to those at Monaca, is shown in the second figure below, together with a description.
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Page 7 MONACA ZINC REFINERY SCHEMATIC CASTING ZINC FOR SALE 3 Linear Casting for 25kg 1 Linear Casting for 250kg 1 Manual Jumbo 1.09t SHG ZINC 7 Units @ 8.5MW Furnace Zinc PW, SHG & OXIDE WAREHOUSE Crude Zinc for PW SHIP ROAD RAIL Zinc Oxide ELECTROTHERMIC FURNACE Zinc Metal Product ZINC REFINERY 2/3 Cadmium Columns ZINC REFINERY 7/6 Lead Columns (Zinc Oxide) 1 Lead Column for SHG StripMetal Cadmium/Zinc Alloy UTILITY BAG FILTER Zinc Oxide LIQUATION POTS Run Off Zincy Lead Hard Zinc Recycle BY- PRODUCT
Source: French Ministry of Environment 2008 – Explosion in a zinc refinery In a zinc distillation column the lower half of the column, the boiling section, is situated in the combustion or heating chamber and operates at 1,150-1,200ºC. The upper half, the reflux section, is not heated but is insulated to varying degrees and works to rectify and refine the rising vapour. Condensate not making the condenser (i.e. reflux) flows back down to the boiling section. In a lead or zinc oxide column most of the zinc boiled passes to the condenser (or blow-box in the case of a zinc oxide unit), but in a cadmium column most is refluxed to ensure that the condensate reaching the condenser is as rich in cadmium as possible. There are two main types of silicon carbide tray used in a column, boiling or “W” trays in the combustion chamber and “flat” trays in the upper section. Each tray floor has a lip so that it holds some liquid zinc and an orifice (at alternate ends in adjacent trays) in the floor that permits zinc to overflow to the next tray down. Rising zinc vapour can also pass unhindered up to the next tray.
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The tray design allows liquid/vapour interaction to be maximised, just like on chemical and oil industry rectification columns for separating completely miscible components possessing differing boiling points. The zinc flowing down the column increases in temperature as it moves down, but cannot go above its boiling point (907ºC) so that, once it reaches that, further energy input causes boiling with vapour being released upwards, in increasing quantities as the heat input from the combustion chamber increases. The act of boiling absorbs much energy (the latent heat of vaporisation). The liquid zinc that finally passes to the sump at the bottom will be close to boiling point. A little heat loss will take place in the sump (depending on the rate of flow) whereupon the zinc exits through the seal into the workplace.
At the Monaca facility, first cadmium was stripped out of the furnace zinc in cadmium columns, typically fed at 75-125 st/d, with about 2 st/d of condensate cadmium/zinc alloy being removed, leaving de-cadmiumised furnace zinc (called strip metal) as run-off. This strip metal then passed to zinc oxide columns (often called lead columns), where the zinc vapour was burnt to zinc oxide in “blow-boxes” – basically boxes with a big zinc fire raging. Often one lead column was reserved at Monaca for making SHG zinc. The run-off zinc – the volume being one quarter to one fifth of the run-off on cadmium columns was liquated (cooled) to a target maximum 450ºC in liquation pots (one per column) to drop out a substantial proportion of the heavy impurities (as explained below) and it was then fed back around to the feed of the zinc oxide columns (augmented by “new” strip metal from the cadmium columns). In effect the recycle of run-off is to make up for the feed that did not end up going to the blow-box.
Just by cooling of the run-off, lead separates from the zinc to about 1% and is tapped separately (called zincy lead because it is mainly lead with a small amount of dissolved zinc) from the liquation pot and other impurities are skimmed from the interface between the lead and the cooled zinc. This product is called hard zinc – often called “bottom dross” by galvanisers and “Fe dross” at Monaca. Hard zinc is heavier than zinc.
Whilst the column that exploded at Monaca in 2010 was a cadmium column and hard zinc formation is more likely to occur on lead (zinc oxide) columns, it is appropriate to examine the formation of hard zinc in more detail. Many previous incidents at Monaca had been on the latter type and the cadmium column that exploded had been operating as a zinc oxide column in its previous campaign. The solubility of iron in zinc is shown for various temperatures in the table below, 419ºC being zinc’s freezing point. The changing solubility with temperature is used to separate iron as hard zinc; but it also can create problems if hot liquid zinc containing high levels of dissolved iron cools down and deposits hard zinc in an undesired location, such as inside a column sump.
Temperature ºC 419 450 460 480 500 550 580 Solubility % Fe 0.02 0.035 0.04 0.07 0.1 0.3 0.5
Hard zinc has a typical chemical formula of FeZn13, and assays 3-4 % iron (Fe) with the remainder zinc (Zn). One unit of iron takes with it between 25 and 40 units of zinc by weight. Thus a small amount of iron makes a large amount of hard zinc, which is a viscous semi-solid, except when it freezes when it is like concrete - hence the term (hard) zinc.
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Page 9 In the passage of zinc through a column, the iron will all pass to the run-off and its concentration will therefore increase in the ratio of feed rate to run-off rate. Of course the run-off will exit the column at a reasonably high temperature, but there can still be a risk that it may be low enough to precipitate out hard zinc. If, for example, the feed to a lead (zinc oxide) column is 60 t/d and is saturated with iron at its last liquation (say 0.03% Fe), and if the run-off is 25 t/d, the composition of the run-off recycle will be 0.072% Fe. This level should be acceptable but iron could quite easily precipitate as hard zinc before it exits the column sump if the temperature is not high enough or if the feed rate drops off. This might then cause an obstruction in the sump. The column operating regime should be set to avoid this.
If, for example, the liquation pot was being operated at an excessive 550ºC, the run-off recycle would contain 0.3% Fe. The subsequent run-off could then, with the “new” iron from new strip metal, contain 0.34% Fe. The sump temperature could now easily be low enough to allow clogging with hard metal.
Lead will also concentrate and come out of solution on cooling, but is less likely to be a problem since it is compact and remains liquid down to 327ºC. At zinc’s melting point, 419ºC, the solubility of lead in zinc is 0.9% and at 450 ºC it is 1.4%.
A column is designed to be air tight, having liquid zinc metal seals at its three orifices, feed box, sump (and condenser sump on a lead or cadmium column). These consist of an underflow/overflow, like a drain trap, and would have a seal of around 3-4 inches (75-100 mm) of liquid zinc. The seal at the Monaca column sumps was 37/8 inches. Liquid zinc has a specific gravity of 6.57 at its melting point and a little lower at higher temperatures. Since the column operates internally at low pressure, this seal would require an internal pressure of just 0.066 bar (atmosphere) or 25 inches water gauge to blow it. This would only happen in extreme circumstances, because the normal internal pressure is still lower.
The most problematical seal is at the feedbox, shown below at Horsehead Monaca (from Horsehead drawing #26046-12). It relies on a good seal on the feedbox cover tile. If heating input or feed rate varies the column, until it settles out under the new regime, will undergo internal pressure or suction changes (the former for lower feed/higher heat input and the latter for the reverse). Under suction, which is hard to detect, air may be drawn in if the cover tile seal is not absolutely perfect. Any leakage here renders the liquid metal seal ineffective, and air ingress will be a cause of dross (zinc oxide) formation, and moisture in the air can make the dross sticky; ultimately any dross formed must be able to exit the sump. Steady feed and firing minimises such disturbances.
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One important clearance in the sump to avoid blockages is the minimum vertical depth below the underflow and is, at most plants, 130-180 mm (“two bricks” or more). The depth is not only important to allow passage of zinc and associated debris (dross, little bits of brick and mortar) but the act of sweeping the sump clear (called “strapping” by Horsehead) is like carrying out keyhole surgery at the end of a 3.5 m long bendy bar. In this case it is without a camera and it is easy to miss the underflow.
As mentioned, the boiling trays are shaped as an elongated W, meaning that there is a deep channel around the perimeter in order to increase the surface area of liquid zinc in contact with the wall, since heat transfer from the combustion chamber to the zinc in the boiling zone can only occur through the side walls. As it takes four to six hours on column commissioning for feed metal, at say 30t/h, to reach the sump, it follows that the column contains some four to seven tonnes of molten zinc (as working inventory) when operating normally.
A column in which zinc is refined by distillation has a finite life. The life is dependent on a number of factors, including the quality of the silicon carbide trays from which it was constructed, how smoothly it has been operated (to avoid thermal stress) and the level of iron impurity in the zinc being refined (because this can react with silicon carbide, particularly as its concentration increases in the lower trays). Typically the life of a column will be between 24 and 48 months. Silicon carbide, whilst physically strong, suffers damage from thermal shock and, as an example of the care required, commissioning of a column can take around a week, since the heating schedule will often be conducted at a rate as low as 4ºC per hour.
Through the life of a column, leaks develop and require patching, using crude brushes and mortar or a slurry blown onto the leak using a blowpipe. Leaks occur usually as a result of unintended thermal stress. Panels of soft bricks, sealed using soft mortar “B-mix”, are left in the combustion chamber wall to allow easy access for patching. Since the columns are arranged in a line side by side, and the recuperator, which utilises heat from the waste gases to preheat combustion air, blocks the “rear” wall, the only access is through the “front” wall.
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Page 11 Leakage of zinc from a column is normal and usually increases if it suffers a history of undesirable deviations from steady operations, mainly feed or firing. Leakage from the upper section can be captured at the combustion chamber roof, although some often bypasses collection. The presence of liquid zinc in the combustion chamber, whilst undesirable, is not abnormal and, in the above circumstances, is a benign nuisance. It does not cause explosions. The zinc burns to zinc oxide and, over time, it blocks exit ports and the recuperator, which require cleaning (Horsehead employees call it “Column Work”). Burning liquid zinc tends to cover itself with a layer of oxide which makes the zinc surface less available to any air for further combustion and zinc oxide is only commercially produced thermally from vapour form.
In past times the columns were typically drafted directly to a chimney, the natural draft being sufficient to keep the process going. Few workers on the plant would not glance at the chimneys on their way into work to assess the zinc “plume” and gather a feel of how the day would be. Increasing environmental legislation has meant that bag filters with induced draft ventilation have had to be installed at many plants. This was the case at Monaca. It means that leakage could not so easily be assessed by “a glance at the chimneys.” On the other hand, patching work can continue without concerns over environmental impact.
When a column fails, the heating of the column is turned off, as is the feed of zinc. After cooling, the column is demolished and then rebuilt using a fresh supply of silicon carbide trays. Mortar is used to seal the joints with the trays above and below. Since it is difficult to clean off “squeezed out” mortar from the internals of each tray (the only cleaning access is downwards through the vapour hole at one end), inevitably there will be left some small pieces of debris, which the column must be able to tolerate in operation without blocking at the sump. Monaca aims for a joint thickness of 1/8 inch [Ref: Int. 1]; this is thicker than at many plants, the German smelter reporting [Ref: 9, p. 18] just 0-1.5 mm (0-1/16 inch).
In my professional opinion the thin joints and recognition of point contact at the German smelter, is correct and common practice. With the quality of machine grinding achievable, there will be point contact in many places, so that mortar will be present only in small amounts and sufficient only to provide a seal – there is no purpose in having more. Indeed, the worry with a thick joint would be that significant internal pressure could “blow” it. A nominal allowance for joints may be made on the assembly drawing, but this is to ensure that, when building the column, the position of the feed tray is such as to ensure that feed could flow down- not up-hill.
Trays are typically laid on the basis of just 7-8 per day [Ref: 9, p. 18], since the entire column is resting solely on the sump, is not supported at the sides and must rise straight up for some 40 feet (13 m). Horsehead Monaca reports around 20/day [Ref: Int. 2]. Following a slow heating procedure the rebuilt column can be brought back into service. Typically the time from “offline” to “online” is four to six weeks.
Operation of a zinc refinery requires steady conditions of feed and firing. The operators controlling the column and its feed, firing, condenser and run-off need to operate a system of “check this, check that, anticipate and clean and poke” in order to stay steady and avoid upsets. Steady operation is a reflection of good design and competent and systematic attention to operating detail.
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Page 12 III SEVERE ACCIDENTS IN ZINC REFINERIES
Zinc refining by New Jersey distillation is a process in which major accidents have occurred, and this was brought to a head at Noyelles-Godault France in 1993 and 1994, when two major “explosions” occurred, resulting in 11 fatalities and many injuries from severe burns. Following the second accident an international team was formed to investigate. On investigation it was found that the same sequence of events must have occurred in up to ten other major incidents elsewhere in the world, although at the time it had not been suspected. The cause was found to be a sequence of events starting with a partial blockage of a column sump, followed by back filling of the column with liquid zinc. The submerged boiling, during which the zinc vapour would have difficulty in escaping, caused vibrations and ultimate failure of the tray(s) by fatigue at high pressure. The rapid outflow of zinc vapour and droplets of superheated liquid immediately ignited causing a pressure surge that destroyed the combustion chamber wall and created a major conflagration in the workplace [Ref: 1; 2; 9, p. 5]. Zinc is a highly reactive metal, particularly in vapour form.
An Australian zinc smelter suffered a blocked sump in 1973 [Ref: 1; 9 p. 10]. The foreman went to clear it by “rodding.” In this case the blockage was cleared but this action released large quantities of zinc vapour and superheated liquid zinc directly at the foreman, who could not escape and was burned to death. It was calculated that the column was flooded to at least the ninth tray. Once the blockage had been cleared, it was possible for the high column internal pressure to cause the metal seal at the sump to be blown, releasing high pressure zinc vapour and liquid. The sump area is hazardous and the design of the complete column/recuperator structure limits good access and escape routes.
The FYR of Macedonia smelter suffered a similar accident in 1994 [Ref: 9, p. 8] following a sump blockage. On releasing the blockage, 1.5 t of zinc came out which killed the worker. In 1993, an Indian smelter suffered an explosion [Ref: 9, p. 10] that blew out the combustion chamber and killed one operator.
The Horsehead Monaca smelter itself has suffered numerous major incidents, although it was not, from available data, until 2010 when fatalities and major injuries occurred. In December 1993 a lead column exploded [Ref: 9, p. 9]. In July 1994, a badly leaking column was shutdown prematurely due to safety concerns [Ref: Int. 3], and this incident was reported in October 1994 to the UK-hosted conference [Ref: 9, p. 9] to which representatives of Monaca were invited, and attended. It was absolutely clear that the column was at least partially blocked from the sump upwards and that a major accident had been imminent but was fortuitously averted. The fact that, in this case, the column was not destroyed provided useful knowledge to all the conference participants, some of whom had not previously believed that columns could back-fill in this way. In particular, parts of the floor of tray #6 were found in tray #14, and they could only have gotten there by floating up the column, which must therefore have been flooded. Spongy material was found in the sump, from which liquid zinc continuously drained for four hours after shut down as if the feed had not been stopped.
A list of five Horsehead explosions is provided [Ref: 3], many of which have sump blockages as features, two of which were in 1997 and 2007. All were on zinc oxide columns. A Horsehead interview [Ref: Int. 4] recognises the risk of massive loss of molten zinc into the heating chamber.
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Page 13 Other operators of the process have also reported incidents of partial blocking since the French accidents. Although there were a number of Western World pyrometallurgical smelters with zinc distillation refineries up to the early 2000s, many have closed for economic reasons, but China is still a major producer of pyrometallurgical zinc, which is refined by distillation.
This type of incident involving restriction in the sump resulting in backfilling of trays could be named the “Pressure Cooker Explosion,” having the features: a. Partial or complete restriction of run-off flow at the sump, b. A gradual build-up of liquid zinc (backfill) in the column. At this point the chain of events leading to disaster has started, but is recoverable. c. Backfilling continues until some trays are full of liquid zinc. Liquid zinc is still trying to boil and this, together with pressure surges as vapour tries to escape, will put the walls and floors of the trays under increased internal pressure. Some vibrations may occur. The column is now operating outside its design conditions. d. Just 1.5 m (liquid zinc has a specific gravity of 6-6.5 depending on temperature) of backfill (just 7.5 trays) will increase the internal hydrostatic pressure at the bottom by one bar (atmosphere). The increased pressure will increase the boiling point of zinc (from 907ºC to 980ºC) [Ref: 4] and create superheated zinc. The zinc boiling point for two bar pressure is 1027ºC. As explained earlier, the internal column temperature in this area will be at this (increased) boiling point of zinc. The column is operating as a pressure cooker. In a kitchen pressure cooker, typically at 1 bar (atmosphere), the boiling point of water increases from 100ºC to 120ºC. e. The raised boiling point of zinc raises the operating temperature within the column and this is reflected in gradually rising lower combustion chamber and waste gas temperatures. And the pressurised zinc may reduce the production of vapour at the condenser (vacuum distillation is used to enhance distillation, but under pressure the opposite occurs). f. Depending on the duration of abnormal conditions and other factors, including the effect of fatigue on the trays, at some point one or more tray walls will fail outwards unless the backfilling condition is reversed, releasing accumulated zinc vapour plus spontaneous “flash” vapour created from the superheated zinc, together with liquid zinc, probably as a spray. All of these will exit at pressure. Total control of the process has now been lost. g. This zinc release will ignite, and consume free oxygen in the combustion chamber. h. The combustion chamber wall will explode due to the increased pressure, the explosion panels not taking much over-pressure to blow them out. i. Zinc vapour and superheated zinc spray exiting from the combustion chamber immediately ignites when it meets workplace air, throwing a flame directly out from the combustion chamber wall causing major damage and injury, often fatal. j. How much vapour and liquid zinc is released and how big the explosive flame will be depends on how much liquid zinc has backfilled the trays.
In my opinion, a “Pressure Cooker Explosion” constitutes the major life-threatening hazard of the New Jersey process, since vapour from boiling is not able to take the normal easy way out, up the column and away. Risk management has to be directed at preventing sump restrictions and identifying those that do occur early enough to take remedial action. The principal steps for achieving this are as follows: Best practice standards of management. Best practice standards of training and awareness and good operator plant information systems.
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Page 14 Taking all possible steps to prevent the ingress of air to the column – i.e. at the feed point, at the condenser and at the sump. Air plus zinc makes zinc oxide; zinc oxide is a solid and can contribute to blockages and, if coated on an internal wall, can reduce heat transfer; the 80% of remaining nitrogen in the column can itself cause unstable operation. Good dross (zinc oxide) separation at the feedbox. Note that dross floats on zinc, but sometimes “mushy dross” is formed which appears to be fine dross and entrained liquid zinc existing as a combined emulsion layer on top of the liquid zinc [Ref: 2]. Constant checking that the column sump is running normally, i.e. preventing any possible accumulation of liquid zinc in the column. Design clearances that are adequate to allow the passage of inevitable small amounts of solids with the zinc. An avoidance of too low a “run-off” operating regime, in order that any solids such as zinc- iron compounds (hard zinc) are preferably not formed, but if they are, can be easily flushed away.
This is the background to the assessment of the 22 July 2010 Fatal Accident and Fire at Horsehead Monaca.
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Page 15 IV DISCUSSION OF WHAT HAPPENED AT HORSEHEAD MONACA ON 22 JULY 2010
IV.I EXAMINATION OF DATA
An aerial view of the Horsehead Monaca facility is shown below, with the red box outlining the refinery building.
This photograph shows a typical scene within the plant after the explosion and fire. It is a general view showing damaged plant and equipment, all covered with a zinc oxide ash.
The general photographs of the plant are similar to the scene at Noyelles-Godault France after the 1994 explosion at that plant. Bricks were blown everywhere and there was damage to steelwork, but the building structure and much of the equipment was largely intact.
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This photograph shows the combustion chamber wall of column B, and the site of the explosion, the pressure relief panels being blown out into the workplace.
This photograph shows the reflux tower after the explosion. The trays in the combustion chamber have collapsed but the reflux tower is largely undamaged, having dropped a few feet such that the framework for the reflux section insulation was sitting on the combustion chamber roof.
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Page 17 IV.I.I The Timeline
The headline report of the explosion concentrates on the 10 minutes between the first alarm for temperature rate of change and the explosion. These incidents generally have a much longer timescale and the column timeline from warm up to the explosion is shown below [Ref: 5].
The most important facts are as follows: Although the timeline shows the sump burner being lit on 2 July, the Column Heat-Up log [Ref: 6 and shown in Appendix I] shows the sump temperature well below target; this continued right through the warm-up with the highest temperature recorded being 380ºC on 6 July; temperatures well below the target of 650ºC continued for the last few days before feed. The sump burner is the means to warm the column from the inside and to dry any mortar in the sump or under tray #1. Witness interviews referred to bricklayers “working in the sump” and to the sump burner not being present [Ref: Int. 5]. One of the operators referred specifically to the fact that the sump burner flame (when the burner was present) was not being pulled into the sump, even with the cover tiles off, and thought that there was a problem with the sump. Column feed was put to the column on 10 July (and the log sheets show the first cadmium-zinc alloy condensate was tapped on 12 July) – perfectly normal. The timeline shows B sump leaking (suggesting blockage) being strapped on 14 July and an air Corporatio n
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Page 18 lance being applied to the sump. Leaks occurred again on 15 July. Further strapping took place on 19 July when the sump leaked. Clearly there were continuing problems with the sump. On the basis of the ladle logs, the feed rate to column B was being increased over this period; more feed means more run-off (strip metal) needing to exit the sump. What is not shown on the timeline was a finding by a feed operator [Ref: Int. 6] of a crack in a tray below the feed tray after feed started. This “neck” area of the column is mainly heated by the hot internal gases emanating from the sump burner – in the absence of this the tray may have cracked due to thermal stress when feed was introduced. Sump problems on B column were mentioned in many interviews [Ref: Int. 7]. Approximately 10 minutes before the explosion there was an alarm indicating a high rate of temperature change covering the column waste gas temperature, and the operator cut the gas input flow. Following a further alarm he cut gas further, and shortly afterwards the column exploded. The operator actions were exactly those required by the procedure [Ref: 7]. The action was to “Item 1 – Waste Gas Temperatures Rapidly Rising.” Had it been to “Item 2 – Oxide Combustion Unit (Down Draft), Flickering of Vapour,” the procedure would have required the operator to inspect the column through nostril boxes (peepholes next to the column burners) for “dark trays” – a sign of zinc backfilling the column. As a result no one inspected the nostril boxes [Ref: Int. 8]. In my professional opinion it was almost certainly too late to do anything anyway, but I suspect that an inspection would have shown “black trays” and probably intensive zinc combustion. The events leading up to the previous B column premature shutdown are described [Ref: Int. 8], and show that the column clearly backed up. Showing through the nostril boxes were “black trays” and a “ring of fire.” The emergency procedure mentioned above [Ref: 7] clearly associates sump blockages with zinc oxide columns only. Prior to the explosion, many workers reported that everything appeared to be normal [Ref: Int. 9].
IV.I.II The Log Sheets
The data from first column feed to the explosion as interpreted from the ladle logs [Ref: 18 and Appendix II (extracts)] are shown below. The Log Sheets for the Refinery [Ref: 12 & 18] do not show inputs to the columns as tonnages, but as number of ladles so that column feed rates have to be estimated. It appears that B column was operating at a feed rate of approximately 110 st/day on the morning of 22 July 2010, an increase from the previous two shifts; strip metal tonnage would be similar but slightly lower.
The chart shows large variations in the number of ladles fed from one shift to another. Although the needle valve before the feed box (Section IV.I.III) will smooth the flow to some extent, it may be that feed variations at Monaca were quite significant. Any variation creates an opportunity for air ingress and the subsequent production of zinc oxide dross.
Oxide columns appear to have been operated at approximately 60st/day feed, with 34st/d going to oxide production and the remainder being run-off (26 st/day). This shows the major difference between the two types of column.
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There is little more to learn from these log sheets, other than events listed on the previously discussed timeline. However it is of concern that the logged temperatures for liquation pots are frequently considerably higher than the target of not more than 450ºC. For example, column 25 evening shift shows 550ºC and 530ºC for the night of 21 July 2010 and following morning [See examples in Appendix II]. This indicates that excessive quantities of iron may have been recycling to the oxide column feeds. This would have had no influence on B column but, as a general observation, suggests that the zinc oxide columns would be at risk of hard zinc deposition in the sump.
IV.I.III The Feed Arrangement and Sump on Column B
It is worth examining the column feed area, since dross and/or air can be entrained with the feed metal and then cause problems within the column. As explained [Ref: 2], to quote “……..the phenomenon of liquid zinc forming a viscous foam or paste when it is mixed with zinc oxide. The density of liquid zinc is about 7t/m3 and that of zinc oxide is about 2.5-3t/m3. When in contact with air molten zinc of 900ºC is readily oxidised, and the solid oxide floats as a surface layer on the liquid. When the liquid then drips and trickles down to lower trays and also, in reverse direction, the gas, consisting of air and zinc vapour, bubbles through liquid zinc, the mass gets well stirred. It then starts to become a thick viscous and foamy mass or paste. Laboratory tests have shown the thickening mechanism described above clearly.”
Below is shown the needle valve and launder system to the feed box of column B (from Horsehead drawing #27258 – note that this drawing does not show the feed tray internal baffle). The valve, although at an angle, was “top down” through the valve, allowing dross and air to be more easily 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 10M 10E 10N 11M 11E 11N 12M 12E 12N 13M 13E 13N 14M 14E 14N 15M 15E 15N 16M 16E 16N 17M 17E 17N 18M 18E 18N 19M 19E 19N 20M 20E 20N 21M 21E 21N 22M No of Ladles Date July 2010 and Shift Feed in Ladles to B Column from Ladle Log Ladles TREND (ladles/shift)
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Page 20 drawn down through the needle valve with the liquid zinc. Although the feed box is designed to settle out dross, some dross and air may still be entrained in the liquid zinc flowing to the column. The conclusion from the Noyelles-Godault investigation [Ref: 1, p. 60] was that the flow should be “bottom up.”
Although the needle valve will regulate liquid zinc flow, variations in the liquid metal level in the launder will cause the flow rate to vary, albeit not directly in proportion to the metal level. As already explained in Section II.II, variations in feed rate affect the column internal pressure and air can easily be drawn into the column when under suction and then react to form zinc oxide dross.
The drawing below shows the column sump of B column as it was on the B column that exploded [Ref: 8]. The sump underflow and the bottom tray of the column are clearly marked.
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Sump Underflow Bottom Tray; #1 “Dam” Throat
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Page 22 Above the sump can be seen the first two boiling (W) trays. It is worth noting the distance of the underflow to the external point on the sump of some 150 inches (3.8 m). This is what must be traversed by a rod or strap worked remotely by an operator, or as described by an operator [Ref: Int. 10] “No one has X-ray vision.” It is therefore a skilled task to find and clear the underflow slot.
One important dimension is the clearance under the underflow, the point of greatest restriction to the passage of zinc, dross and any debris. The dimension is shown as 25/8 inches (“1 brick”), about 65 mm. This was far less than most, if not all, zinc refineries. Many plants increased the dimension to “2 bricks” after the Australian fatality in 1973. The Noyelles-Godault accidents [Ref: 1, p. 32] were both on columns with 70mm - “1 brick” underflows [Ref: 9, p. 14], the explosions were both on cadmium columns and the company had only carried out the change (up to these accidents) to “2 bricks” on lead and reboiler columns. Most other plants still at “1 brick” changed to “2 bricks” following a conference at Bristol UK in late 1994 [Ref: 9].
After the explosion and the dismantling of the column, it was possible to examine what was found in and around the sump. The photograph below of tray #1 (underside) apparently shows a plug of material blocking the drain hole with stalactites underneath and the description on the right provides the analysis of the composition found.
Photograph apparently of material in centre hole of tray #1 of B column. Assays were primarily in the range 95-99% ZnO (zinc oxide), balance mainly zinc, with one sub-sample at 77.6% ZnO, 11.1% zinc silicate, 7.3% Zn and 4% zinc aluminate (overall analysis 95.9% Zn, 3.1% Si and 1% Al.) These are similar to those for material found in the sump throat of 26 column (exploded 1996), figures for two samples being 97.8% and 97.2% ZnO. [Ref: 15 & 16]
Reported for the January 1994 Noyelles-Godault explosion was also a similar plug [Ref: 1, p. 31], to quote “A block of dross, porous with stalactites underneath could be seen plugging the first tray hole after the explosion in January, but it is thought that this kind of plug could have been produced after the explosion…”
In my professional opinion the plug of oxide in tray #1 of column B was formed after the explosion, the mechanism being as follows. When the column exploded, trays collapsed onto #1 and vapour and liquid zinc down to tray #2 was largely thrown out into the workplace. Meanwhile the liquid zinc and dross, due to the partial blockage, still extended up the sump throat to tray#1. The plug partially formed whilst it was suspended by the blockage and then could grow further in situ. Subsequently the sump slowly drained, leaving a void in the throat.
Apparently material was found in the throat and in the sump at underflow level, but no report on
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Page 23 this material has been made available.
IV.I.IV The Temperature Charts Created from [Ref: 10]; [Ref: 11]
Let us examine data for the last four hours of column B before the explosion. The chart below shows a summarised view of the column B temperatures over this period:
The points to note are: The first time that the reflux temperature (the control point for condensate) showed correctly in the life of the column was 12.10 on July 22 2010, just four hours before the explosion. In my professional opinion, for a key control thermocouple not to be available for a matter of days is not acceptable and is an example of inadequate attention to process control and safety. It contributed to the fact that condensate production had been far too high [Ref: Int. 11] up to this point, resulting in the operator reducing gas input (shown on the next chart). Temperatures are erratic, partly but not completely caused by changes to gas input. The reflux appears to have been lost, even with subsequent increases to gas input. This behaviour was noticed in the investigation [Ref: 1, p. 19] of the Noyelles-Godault explosion of January 1994. – to quote “The crossover temperature stops oscillating and initiates a long decrease (from 700ºC to 500ºC in 2 hours).” There is a worrying upwards trend in combustion chamber bottom and waste gas inlet temperatures from at least an hour before the explosion, with the bottom temperatures crossing from below the column and the tops and middles averages to above both averages. This behaviour was also reported by Monaca representatives [Ref: 9, p. C] in relation to the 550 575 600 625 650 675 700 900 950 1000 1050 1100 1150 1200 12:00:06 12:05:37 12:11:07 12:16:37 12:22:07 12:27:37 12:33:07 12:38:37 12:44:07 12:49:37 12:55:07 13:00:37 13:06:07 13:11:37 13:17:07 13:22:37 13:28:07 13:33:37 13:39:07 13:44:37 13:50:07 13:55:37 14:01:07 14:06:37 14:12:07 14:17:37 14:23:07 14:28:37 14:34:07 14:39:37 14:45:07 14:50:37 14:56:07 15:01:38 15:07:08 15:12:38 15:18:08 15:23:38 15:29:08 15:34:38 15:40:08 15:45:38 15:51:08 15:56:38 16:02:08 16:07:38 16:13:08 16:18:38 Temperature deg C Reflux Temperature deg C Column & Waste Gas COLUMN B 22/07/10 12.00 to 16.19 Temperatures COLUMN AVERAGE TOPS & MIDDLES AVERAGE BOTTOMS AVERAGE WASTE GAS WEST WASTE GAS EAST REFLUX TOWER 12.10 first Reflux Tower Temp off bottom scale
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Page 24 December 1993 explosion as “waste gas and bottoms rising slowly,” this being some three hours before that column exploded. The final part of the chart shows the “alarm” period leading to the explosion.
The second chart shows that the gas input changes will have influenced the temperature trends but, in my opinion, do not account for the rising relative trend of bottom and waste gas temperatures.
We can add a third chart for the same time period, but this time for number 22 column (also a cadmium column) so that we can compare “like-for-like” and note any similarities.
0 2500 5000 7500 10000 12500 15000 900 950 1000 1050 1100 1150 1200 12:00:06 12:05:37 12:11:07 12:16:37 12:22:07 12:27:37 12:33:07 12:38:37 12:44:07 12:49:37 12:55:07 13:00:37 13:06:07 13:11:37 13:17:07 13:22:37 13:28:07 13:33:37 13:39:07 13:44:37 13:50:07 13:55:37 14:01:07 14:06:37 14:12:07 14:17:37 14:23:07 14:28:37 14:34:07 14:39:37 14:45:07 14:50:37 14:56:07 15:01:38 15:07:08 15:12:38 15:18:08 15:23:38 15:29:08 15:34:38 15:40:08 15:45:38 15:51:08 15:56:38 16:02:08 16:07:38 16:13:08 16:18:38 CO gas Volume SCF/H Temperature deg C COLUMN B 22/07/10 12.00 to 16.19 Temperatures & Gas Flow COLUMN AVERAGE TOPS & MIDDLES AVERAGE BOTTOMS AVERAGE WASTE GAS WEST WASTE GAS EAST TOTAL CO
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We learn the following from the above chart: One feature is common to both columns, this being the occasional dips and rises of temperatures at exactly the same times; this was almost certainly an external factor caused by changes in LCV (CO) gas calorific value. This was most undesirable, making column control (keeping quality of strip metal and amount of condensate in good balance) more difficult and rendering it less clear to see what was happening on the columns themselves. The impression from interviews [Ref: Int. 12] is that the controller “Flowcal” would bleed in natural gas automatically to maintain calorific value. Indeed, at a meeting of ZCA (a predecessor to Horsehead) with Indugas it was identified [Ref: 9 pH] that the heating value was maintained at 280 BTU/SCF by the calorimeter. On the other hand an operator [Ref: Int. 13] claims that the calorific value varied a lot and that it happened every day; the charts support the operator. The other feature of the chart is the low reflux temperature. Whilst column B was over- producing condensate, column 22 condenser had frozen. [Ref: Int. 14] It can also be seen that the trace for column 22 reflux was much more variable minute by minute than that for B.
We can look at the temperature changes on column B in more detail in the next chart which shows the rates of column and waste gas temperature change for the final 80 minutes. Note that the data in the chart are rolling 10 minute averages to smooth them – we are looking for rates of change often less than one degree/min but the raw data are only logged to the nearest whole degree.
We can see that, leaving aside the final rapid rate of temperature rise (the alarm period), and a short period of relative stability around 15.30 to 15.36, all the column and waste gas temperatures 550 575 600 625 650 675 700 900 950 1000 1050 1100 1150 1200 12:00:36 12:06:06 12:11:36 12:17:06 12:22:36 12:28:06 12:33:36 12:39:06 12:44:37 12:50:07 12:55:37 13:01:07 13:06:37 13:12:07 13:17:37 13:23:07 13:28:37 13:34:07 13:39:37 13:45:07 13:50:37 13:56:07 14:01:37 14:07:07 14:12:37 14:18:07 14:23:37 14:29:07 14:34:37 14:40:07 14:45:37 14:51:07 14:56:37 15:02:07 15:07:37 15:13:07 15:18:37 15:24:07 15:29:37 15:35:08 15:40:38 15:46:08 15:51:38 15:57:08 16:02:38 16:08:08 16:13:38 16:19:08 Temperature deg C Reflux Temperature deg C Column & Waste Gas COLUMN 22 22/07/10 12.00 to 16.19 Temperatures COLUMN AVERAGE TOPS & MIDDLES AVERAGE BOTTOMS AVERAGE WASTE GAS WEST WASTE GAS EAST REFLUX TOWER
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Page 26 were rising for a prolonged period at a significant rate. The bottom temperatures were rising at a slightly faster rate than the other temperatures.
Because all column temperatures were rising slowly it is easier to see the worrying trend by examining the relative movement of bottom temperatures compared with the column average in the chart below. The timescale of this rising of bottom temperatures (starting at around 13.30) is similar to the start of the decline in the reflux temperature.
10 13 16 19 22 25 -1.0 -0.5 0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5 4.0 15:00:08 15:02:08 15:04:08 15:06:08 15:08:08 15:10:08 15:12:08 15:14:08 15:16:08 15:18:08 15:20:08 15:22:08 15:24:08 15:26:08 15:28:08 15:30:08 15:32:08 15:34:08 15:36:08 15:38:08 15:40:08 15:42:08 15:44:08 15:46:08 15:48:08 15:50:08 15:52:08 15:54:08 15:56:08 15:58:08 16:00:08 16:02:08 16:04:08 16:06:08 16:08:08 16:10:08 16:12:08 16:14:08 16:16:08 16:18:08 Damper % Open Rate of Temperature Change deg C/min Time COLUMN B 22/07/10 15.00 to 16.19 Temperature Change deg C/min Rolling 10 Minute and Damper COLUMN AVERAGE TOPS & MIDDLES AVERAGE BOTTOMS AVERAGE WASTE GAS WEST WASTE GAS EAST damper
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The final chart shows B column temperatures and column damper position over the final 10 minutes.
540 560 580 600 620 640 660 -50 -40 -30 -20 -10 0 10 13:30:07 13:32:37 13:35:07 13:37:37 13:40:07 13:42:37 13:45:07 13:47:37 13:50:07 13:52:37 13:55:07 13:57:37 14:00:07 14:02:37 14:05:07 14:07:37 14:10:07 14:12:37 14:15:07 14:17:37 14:20:07 14:22:37 14:25:07 14:27:37 14:30:07 14:32:37 14:35:07 14:37:37 14:40:07 14:42:37 14:45:07 14:47:37 14:50:07 14:52:37 14:55:07 14:57:38 15:00:08 15:02:38 15:05:08 15:07:38 15:10:08 15:12:38 15:15:08 15:17:38 15:20:08 15:22:38 15:25:08 15:27:38 15:30:08 15:32:38 15:35:08 15:37:38 15:40:08 15:42:38 15:45:08 15:47:38 15:50:08 15:52:38 15:55:08 15:57:38 16:00:08 16:02:38 16:05:08 16:07:38 16:10:08 16:12:38 16:15:08 16:17:38 Reflux Tower deg C Temperature Difference - Bottoms average - Column average deg C Time COLUMN B 22/07/10 13.30 to 16.19 Approach of BTM average to COL average & Reflux Tower Fallaway BOTTOMSAVERAGE - COLUMN AVERAGE REFLUX TOWER TEMP 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 950 960 970 980 990 1000 1010 1020 1030 1040 1050 1060 1070 1080 1090 1100 1110 1120 1130 1140 1150 1160 1170 1180 1190 1200 16:08:08 16:08:38 16:09:08 16:09:38 16:10:08 16:10:38 16:11:08 16:11:38 16:12:08 16:12:38 16:13:08 16:13:38 16:14:08 16:14:38 16:15:08 16:15:38 16:16:08 16:16:38 16:17:08 16:17:38 16:18:08 16:18:38 16:19:08 Damper % Open Temperature deg C COLUMN B 22/07/10 16.08 to 16.19 Temperatures & Damper COLUMN AVERAGE TOPS & MIDDLES AVERAGE BOTTOMS AVERAGE WASTE GAS WEST WASTE GAS EAST DAMPER “BOTTOMS” now exceed “AVERAGE”
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Page 28 Here we can see that the position of the bottom combustion chamber average temperature continues above the column average until the final moments of the column. It can be seen that in the final moments the damper starts to open, probably as a result of the failure of the suction gauge in the combustion chamber. It is therefore a matter of speculation as to whether the damper opening influenced the final explosion or not.
IV.II ANALYSIS OF THE DATA AND CAUSES OF THE EXPLOSION
In my professional opinion the following explanation shows clearly that column B partially blocked at the sump and backfilled with molten zinc and then exploded, this happening over the day to evening shift change period.
- The most important factor in avoiding blockages is a sump design that allows liquid zinc and
other inevitable materials like dross and pieces of brick and mortar to exit easily. Column B had a small underflow depth (“1 brick”) that had proved to be too small in accidents around the world going back to 1973. The accidents at Noyelles-Godault France in 1993/1994 were on columns with “1 brick” underflows. As identified by a witness (Ref: Int. 15) “Floating dross cannot get under the underflow……If a lot of dross is in the throat area, that gets just this side of impossible to get it out.” My information from a 2007 Refinery Safety Survey [See Appendix III question C13 (Ref: 19)] carried out on behalf of Horsehead, indicated that the underflow clearance was at least “2 bricks.” (It is not appropriate for me to divulge individual figures for participants but Horsehead was not the 85mm figure and was therefore in the range 145-200mm). It is therefore unexplained how the 2010 B column sump had the dimension 25/8in (65mm). A possible explanation is that the dimension in the 2010 drawing may have found its way in from an old out-of-date drawing.
The design of the feed, with the flow through the needle valve “top down” rather than “bottom up,” would not minimise dross and air entrainment in the liquid zinc entering the column.
- B column was operating as a cadmium column, its last run having been as a zinc oxide column.
Oxide columns operate under a very different scenario – run-off rates only a quarter to a fifth of those for cadmium columns and a much higher iron level. Quoting Monaca representatives in 1994 [Ref: 9, p. 15] “Cadmium columns” (believed to be misprinted in the document and should be “Zinc oxide columns”) “have a feed of 55 t/d containing 0.03-0.04% Fe and the concentration is fourfold.” This implies a run-off containing 0.14% Fe, at which level the quote continues “Blockage of the sump with iron containing materials is a problem.” B column had been prematurely shut down due to sump blockages (Ref: Int. 16) and, since the sump was not sufficiently clear to allow the sump burner to function correctly on heat-up, the evidence suggests that residual material remained in the sump on start-up. Given that liquation pots were not always operated at a low enough temperature to remove iron to harmless levels, it is evident that iron levels in run-off from oxide columns could be high enough to deposit hard zinc in the sump passages. The concentration ratio (feed to run-off) in the oxide columns was, on conservative assumptions, about 2.3. This consistent situation at Horsehead Monaca probably explains the regular problems with sumps and the history of explosions and “near- misses” on oxide columns.
- The warm-up for column B was unsatisfactory. The sump burner was not operating properly,
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Page 29 yet this is so important. The only way that any new sump brickwork or the mortar for the bottom tray can be dried properly is from hot sump burner gases passing inside the column and up to the top by natural draft. Any moisture left when metal was fed would react and create thick pasty dross. It can be noted here that the location of Monaca means that air humidity is generally high in July, and 2010 was no exception. For the two weeks from column feed to the explosion, average daily dew point was 21ºC [Source – Wunderground.com – for KBVI - Beaver County Airport, PA], meaning that air drawn into the column would contain some 18 gm moisture/m3 or more. This is another potential contributor to pasty dross.
- It appears that problems still persisted with the sump after commissioning. The sump was
found leaking on several occasions (a symptom of partial blockage – the test being to cut feed rate and observe if the leak slows or stops) and had to be strapped. Given this history, Horsehead Monaca management should have put out a general warning that B column was functioning abnormally, that there was a potentially hazardous condition at the sump and that extra care should be taken. To quote from the international investigation into the 1993 and 1994 French accidents [Ref: 1 page 52], when reviewing a number of previous incidents, “Note that several of known accidents with explosions were preceded by difficulties at the sump. This was also the case for the two accidents at Noyelles-Godault.” The ladle log shows a steadily increasing feed to B column which is perfectly normal for the commissioning of a new column but, if the sump was partly restricted, it represents an increasing possibility that it might not cope with the flow of liquid zinc. At its peak shortly before the explosion it would appear that the column was operating at approximately 110 st/d, a high rate compared to standards within the industry. In most operations cadmium loads are much heavier, and cadmium removal requires more intensive boiling, so that feed rate would not be more than 60-65 t/d.
- The temperature charts constructed from the DCS data show a clear anomaly with the B
column temperatures from at least an hour before the explosion; bottom and waste gas temperatures were rising, the former to a point higher than the column average. This cannot be explained by variations in CO gas quality or the changes to gas input to B column. It is not clear as to why this was not observed on the control room computer screen – it is understood that the paper chart recorders for the main column temperatures no longer worked [Ref: Int. 17], but that the charts were on the bottom of the computer screen [Ref: Int. 18]. The number of individual combustion chamber thermocouples combined with their temperature movements due to gas quality changes would, however, have made it more difficult to see the clarity obtained from the penultimate chart in section IV.I.IV. This still raises the question as to what training operators had been given to recognise these temperature trends as indicating possible blockage and backfilling.
- Using volumetric data for the sump throat, tray #1 and trays #2-7 provided by CEC [Ref: 17,
p. 23] a calculation can be made for the time taken for the column to backfill to tray #7 – a useful reference point for creating a raised pressure at the bottom of 1 atmosphere and associated raised zinc boiling point (907ºC to 980ºC). If we assume a feed rate of 110 t/d with still a very healthy (by appearance) run-off (strip metal) flow of 50 t/d (twice that from oxide columns), and that an irregularity in combustion chamber temperatures will not show until the backfill reaches tray #1, the time taken to reach tray #7 would be less than one and a quarter hours. This figure is of the correct order of magnitude to satisfy the temperature chart deviations, to allow a substantial and dangerous backfill of the column and to still allow the run-off to appear reasonably normal.
- There is also a clear anomaly with the reflux temperature which was moving in the opposite
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Page 30 direction to the column temperatures. The slowly rising bottom and waste gas temperatures and the falling reflux temperature are entirely consistent with what would be expected if the sump was partly blocked and the column backfilled with liquid zinc; the bottom and waste gas temperatures would rise due to the higher temperatures inside the column and the reflux would become “detached” due to reduced vapour production as a result of the high pressure within the liquid zinc. This is the classic “Pressure Cooker” – the column becomes an energy store at an elevated temperature with a limited ability to release energy in the form of vapour.
- The high rate–of-change alarm warned that the column was in imminent danger 10 minutes
before it exploded, but there appears to have been no specific alarm to draw attention of the operator to the subtle but dangerous temperature changes that were taking place much (i.e. hours) earlier. Although there were key temperature charts available on the computer monitors, in my opinion, the traditional paper charts can be better at drawing attention to the differences between the columns and the worrying signs of problems building up. Having said that, it should be possible to design a more modern control system that could draw attention to trends that are potentially hazardous.
- The only action that might have saved the day would have been a drastic cut in feed rate, to
allow the backed-up liquid zinc an opportunity to clear the sump. After the final alarm it almost certainly would have been too late, but there was a period of hours of column backfilling prior to this when it should have been effective.
- When the column exploded there can be little doubt that it happened under the “Pressure
Cooker Explosion” scenario. In the case of a cadmium column, events would occur faster than on an oxide column, because run-off (strip metal) flow was four to five times higher. Thus the sump partially blocks, liquid metal builds up in the column, pressure and hence the boiling point of the zinc rises and finally something has to give. The high rate of temperature change alarm signalled the leakage of zinc and its combustion – “the ring of fire” described by an operator [Ref: Int. 8]. The explosion that destroyed the blow-out panels almost certainly destroyed the combustion chamber pressure probe, because the opening of the column waste gas damper appears to be in response to a zero reading rather than to a real pressure change.
- In the aftermath of the explosion, the reflux section appears to have been “disconnected” from
the boiling section – the relief bricks at the column top did not blow [Ref: Int. 19] and the reflux section, albeit now sitting on the combustion chamber roof, was largely undamaged.
- The analysis of material found in the bottom tray was primarily zinc oxide, with small traces
of silicate and aluminate, which would have come from mortar or tray debris. It is most likely that this was formed after the explosion. The main sump blockage was, in my opinion, likely caused by a zinc oxide plug restricting the flow much lower down under the sump underflow.
IV.III WHAT ALTERNATIVE SCENARIOS COULD HAVE CAUSED THE EXPLOSION
- In my professional opinion, all the symptoms of this accident are consistent with expected
features of the “Pressure Cooker Explosion” and not the following alternatives.
- An explosion as a result of a normal leak has been proposed [Ref: 13]. But a column operating
normally will not blow up, even if it is suffering wear and tear and leaking zinc [Ref: Int. 19] – to quote “If a column leaks molten zinc or vapour it would not cause an explosion. I have repaired both over many years and never had an explosion.” The combustion of zinc from Monaca Fatal Explosion and Fire Prepared by William H Hunter MA MIMMM CEng
Page 31 normal leaks would not have sufficient pressure to blow out the combustion chamber walls and the volumes of zinc that were involved could only occur from a column that had backfilled with liquid zinc. A further proposal [Ref: 14] is made on similar grounds.
- The proposal [Ref: 13] also suggested that the mortar jointing the column trays was not of the
appropriate quality, part of the evidence being solidified liquid zinc in tray joints. However, under normal operation the liquid zinc would not reach joint level (i.e. it would only be there if the tray was full of liquid zinc) and the joint would never be expected to have the same strength as the trays themselves.
- A gas explosion is another possibility. However the operating temperature of the combustion
chamber is outside (above) the explosion limit for the gas.
- A collapse of trays can be ruled out as a first cause of the explosion. The mechanical strength
of tray material is high. Certainly the boiling trays collapsed, but this was as a result of the explosion, not as the cause. The slow temperature movements in the hour or more prior to the explosion, coupled with no evidence of leakage throughout this period, are not consistent with a collapse.
- It has been suggested [Ref: 17, p. 25] that the blockage was caused by mortar “peels”
obstructing the centre hole of the tray #1 resulting from inadequate removal during column construction. However, whilst “peels” are undesirable, no direct evidence of peels or significant amounts of materials arising from them were found on column B, and those columns that were found with “peels” did not explode. Hence there was no link between “peels” and column B. In any case mortar has a specific gravity between a third and a half that of zinc and peels would therefore float buoyantly on the surface of any zinc and not underneath it. It was also claimed that the design of tray #1 was defective [Ref: 17, p. 28] in that it was too cold; but this claim, in my opinion, misunderstood the purpose of tray #1, and the temperature claim was not correct. This same report suggests [Ref: 17, p. 23] that, since the operator noted no sump blockage 30 minutes before the explosion, the blockage occurred immediately afterwards in the hole in tray #1, with the run-off stopping altogether, and then zinc backfilled up to the middle of tray #3, whereupon the column exploded. In my opinion these conclusions are flawed as they are not supported by the evidence.
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Page 32 V. PROCESS MANAGEMENT
The foregoing sections provide a complete analysis of the technical factors behind the explosion. However, in my professional opinion, human factors played a crucial role. The zinc refining process is made more difficult by the fact that instrumentation is limited. Learning from experience, including that of others, is important. Indeed, that was the purpose of the 1994 Bristol UK conference held after the international investigation of the Noyelles-Godault France accidents that occurred in July 1993 and January 1994.
In my professional opinion, in order to reach the point of explosion of column B in 2010, Horsehead Monaca process management had to pass through five sets of traffic lights that could be entitled “PAUSE FOR THOUGHT.” These are shown below:
PAUSE THOUGHT REMEDIAL ACTION
- Premature shutdown of
“B” in June 2010 and explosion “near-miss” Have we lost our technical competence? This is not our first serious blockage Review EVERYTHING from ground up – sump design to operating procedures
- Premature shutdown of
“B” in June 2010 – Blocked sump Must not restart “B” unless certain that sump is clear Check and if necessary rebuild sump before column rebuild
- Sump Burner not heating
column on start-up - Blockage Sump not clear. Column MUST be commissioned properly Delay heat-up until issue rectified and danger removed
- Sump leaks and blockages
after feed started Column is online but functioning abnormally General warning for EXTREME CAUTION
- Two
hours of rising “Bottoms” and falling “Reflux Tower” Column is backing up with liquid zinc Cut feed – Emergency plan - Prepare for shutdown if sump not cleared
Missing these critical points indicates that, in large measure, hazardous conditions at Monaca had been “normalised” and that process management had become desensitised to what was going on. This raises the question as to whether sufficient technical support was provided to the plant on a regular basis.
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Page 33 VI. CONCLUSIONS
My professional opinion is that the evidence, facts and my analysis lead to the following conclusions:
- The explosion and fire on column B at Horsehead Monaca in July 2010 was an example of a
“Pressure Cooker Explosion.” A partly restricted sump allowed liquid zinc to build up in the column which eventually exploded.
- The Monaca B column sump design with a small clearance under the underflow (“1 brick”)
had been historically a significant factor in serious incidents around the world.
- Column B had a poor start-up. The previous column (as an oxide column) was shut down
owing to sump blockages and it appears that the sump was not properly cleared at the rebuild, the evidence being that the column sump would not allow passage of the gases from the heat- up burner; hence sump recorded temperatures were never satisfactory.
- During the days of operation prior to the explosion there were a number of instances of sump
leaks and other indications of blockages, and the sump had to be “strapped” on several occasions.
- The above factors pre-disposed this column to blockages at the sump. The column was not
operating normally but there was no general warning to employees to that effect. Yet the feed rate was steadily being increased, placing a progressively higher volume load on the sump.
- In the period of at least an hour, probably two hours, prior to the explosion, combustion
chamber bottom and waste gas temperatures took slow upwards trend that are associated with backfilling and the raising of the zinc boiling point under pressure. In addition the reflux temperature took a trend downwards which is also what might have been expected under this scenario. The duration of the temperature changes fits well with what would be required for a significant backfilling of the column.
- The absence of paper chart recorders for the main temperatures of each column meant that the
subtle changes taking place may not have been observed on the computer screens by operators. The fact that CO gas BTU quality was varying would have added to the difficulty in interpreting what was going on. Whilst the refining process is difficult to fully instrument, a more modern SIS “safety instrumented system” should allow predictive algorithms to warn of conditions that are hazardous. But, if operators were not trained to recognise these symptoms of blocking and backfilling, it is unlikely that the computer could have been programmed to do this either.
- When the rate-of-change alarm first sounded 10 minutes before the explosion this was
signalling imminent danger. The high rate of temperature change alarm was signalling that zinc, under internal pressure in the column, was leaking and burning.
- Under extreme pressure the tray wall(s) eventually failed, releasing a large volume of zinc
vapour and superheated zinc that would flash to vapour, and this pressure pushed out the combustion chamber blast panels. The zinc spray and vapour now had access to large amounts of workplace air and this created a massive zinc flame across the workplace.
- The fact that the liquid zinc back-up and the explosion occurred unusually on a cadmium
column is probably a reflection of its poor start-up combined with a high run-off (strip metal) rate (~110 st/d) compared to an oxide column (~25 st/d). The prevalence of sump problems and explosions on oxide columns at Monaca is probably a reflection of a high concentration of iron in run-off, aggravated by questionable (i.e. log sheets suggest inadequate control) liquation pot temperature control. To quote from the international investigation into the 1993 and 1994
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Page 34 French accidents [Ref: 1 page 30], when reviewing a number of previous incidents, “Sump problems are experienced generally on columns treating a zinc with high content of impurities like iron, which can precipitate solid compounds even at high temperature. This is the case for the lead columns and for the reboilers where impurities are concentrated. Very few blockages are reported on the cadmium columns.”
- The scenario described above is the only one that is fully consistent with the witness
statements, with control system data from the plant, from information from past incidents and from an understanding of zinc and its properties and behaviour.
- The accident happened in large measure because hazardous conditions (Sump Blockage and
its symptoms) had become “normalised” by process management.
A very simple explanation of what happened and why can be obtained by examining the properties of zinc, as follows:
Liquid zinc oxidises and creates dross in the presence of air, the rate increasing at higher temperature, but it does not burn as such or explode. There are many thousands of furnaces holding liquid zinc around the world and none of them spontaneously ignites or explodes. Leaked liquid zinc can sit at the bottom of the combustion chamber and will burn away very slowly. I suspect that the burning follows evaporation which can happen because the ambient temperature is some 11500C – what I mean by this is that, to burn as a flame, the zinc needs to be in vapour form; this evaporation is quite slow due to the fact that the latent heat of evaporation has to be provided first from the hot combustion chamber. Zinc vapour will burn spontaneously in a self-sustaining way with a very intense flame – hence the oxide column blow-box where zinc burns rapidly. The above factors mean that the only way to obtain a zinc “explosion” is from a sudden release of a large amount of vapour. Thus we have to have a store of energy in the form of vapour or incipient vapour (superheated zinc) to cause such a rapid decompression and fire that occurred. This in turn can only arise from the column backfilling and being “charged up” with energy. Calculations show that the normal production rate of vapour in a cadmium column is of the order of 20-25 t/d, or around 16 kg/minute, or 0.25 kg/second. This rate provides a large flame (slightly less than a normal blow-box). However a column flooded with several tonnes of liquid zinc to tray 7 (1.5 m) would release an additional 50 kg almost instantly, this figure increasing to 125 kg for a 15 tray (3 m) flooding. These figures, resulting from rapid decompression, are several orders of magnitude higher. The heat released from the combustion of this zinc vapour is more than enough to create more vapour from the remaining liquid zinc and to sustain a powerful flame for a considerable period of time (the Horsehead security video shows some five to ten minutes of very intense smoke emission from the building).
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Page 35 VII. PREVENTION OF “PRESSURE COOKER EXPLOSIONS”
VII.I DISADVANTAGES OF THE PROCESS
Mortar joints for the trays will never be completely perfect – some vapour leakage is inevitable. Silicon carbide has a low resistance to thermal shock. Very steady operating conditions are needed and, even with this, some tray cracks are inevitable – and more leakage, increasing as the column ages. It is difficult to instrument this process. Finding probes that will work at high temperature is difficult; leakage forms zinc oxide, which can block probes or cover them with a film of oxide. Any window for observation will similarly cloud over. Leakage of liquid zinc will attack anything containing iron. Much of the difficulty in operation relates to knowing what is going on inside. It requires a lot of experience and some technical knowledge to be competent. A history of sump blockages, partial or total, resulting in backfilling of columns and hence unexpected operation outside the design conditions is a sign that the operation is not under control. Ultimately, on some occasion conditions will combine such as to cause a breach of the column wall and an explosive release of zinc liquid, spray and high-pressure vapour.
VII.II PHYSICAL IMPROVEMENTS
Following the French accident investigation, some recommendations were made, principally to ensure that the column sump underflow clearance is at least “2 bricks” which is around 130 mm rather than 65 mm, to install vibration meters on the column and to install load cells under the column to enable an immediate determination of backfilling. Some of these changes were implemented at Horsehead Monaca and all at Noyelles- Godault France, prior to restarting operations. Noyelles-Godault suffered no further similar failures up to the plant closure in 2003 (for economic reasons). A colleague on the international investigation team was involved as a key designer for the new plant built at Huta Cynku – Miasteczko Slaskie in Poland in 1999. This incorporated what one might call the best-known technology and could be regarded as “state of the art”. In particular this plant incorporated load cells under each column, temperature measurement of run-off, dust load in waste gases, vibration monitors in three directions on sumps and oxygen analysis on waste gases. These data are shown on a mimic screen. This was the situation when I visited in January 2007. All of these changes provide operators with better knowledge of what is happening. This plant is currently being expanded, expected completion due in June 2015. If the symptoms of impending problems can be documented, such as the slow rise of bottom combustion chamber temperatures towards the average, and can be incorporated in algorithms, then a modern SIS “safety instrumented system” can be programmed to warn of trouble. Physical barriers to prevent access to areas that would be hazardous in the case of an explosion, or vented explosion panels, have their place, but if access is restricted too severely, then normal legitimate activity (for example the replacement of column thermocouples and “Column Work”) can be inhibited. Certainly the platforms providing
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Page 36 access to the combustion chamber wall should have locked entrances, and a “permit to work” system, whereby the supervisor first carries out a risk analysis before allowing entrance, and anyone entering must be in contact with the control room at all times.
VII.III PROCESS MANAGEMENT IMPROVEMENTS
There is no currently available new technology to replace the New Jersey Process for refining metallic zinc. But there are many plants that have not had the type of accident experienced by Horsehead Monaca. In my opinion, by incorporating the latest improvements and by ensuring that all operators are exceptionally well trained, the process can be operated safely. Training is critical. Operators are more than capable of understanding the process and its hazards and the symptoms that signal enhanced risk. It is disturbing that the ground- and first-floor operators such as those tending the sumps can be the least-well trained, yet the sump itself is a hazardous place. These operators may not be fully aware of what operators controlling the columns on the feed floor are aware of or what actions they are taking that could affect the sumps. Operators are present “24/7” and, to stay safe, must have sufficient technical knowledge to recognise symptoms and act with the understanding that a professional process engineer would have. Steady operation, particularly of feed rate and firing, not only provides steady conditions and a long column life with less leakage, but it also helps to avoid the fluctuating conditions that can allow air to enter the column and lead to further difficulties. My preference is to control the firing of columns on a target of fuel input rather than temperature – in this way any temperature excursion is giving a signal that something has changed. It follows that fuel, even if it is the by-product of smelting and is so-called “free,” must have a constant calorific value. It should be possible to achieve this by modern calorimetric control, and possibly the ETF plant at Monaca could have scheduled maintenance in a less disruptive way. If not, then possibly the on-site thermal power station would have been a more appropriate customer for the furnace gas.
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Page 37 VIII. REFERENCES
- Zinc Refinery Technical Committee Report: Volume 1; Metaleurop; 16 August 1994.
- How is it Possible? Why didn’t we do anything? A case history! Journal of Hazardous Materials 93 (2002) pp.
147-154.
- R Evans Memo. 23 August 2010.
- Private communications WHH with Professor of Chemistry Cambridge University, corroborated by chemical
engineering zinc smelting specialist.
- Horsehead Holding B Column Timeline. 25 June 2010 to 22 July 2010.
- Column Heat-Up Log Column B 06/30/10 – 07/10/10.
- Refinery Column Upset Conditions: Document. 1-PC-09-0141. 27 December 2007.
- Horsehead Drawing 26094-7. Revised, 23 June 2010.
- (Extracts from) Report on the Meeting on Zinc Refinery Safety and Technology 18-19 October 1994. ISP Bristol.
- Column B DCS Data. June 22 - July 22, 2010.
- Column 22 DCS Data June 22 - July 22, 2010.
- Run-Off/Utility Shift Reports, Ladles Dumped, Oxide Shift Reports.
- Evaluation of Silicon Carbide Tray samples from the July 22, 2010 Zinc Distillation Column Failure at the
Horsehead Facility. William M Carty. June 10, 2011.
- Comments on a Thermodynamic Analysis in Relation to the Cause of the Explosion. Michael J. Pegg. 5 September
- PMET letter of 25 June 2013 to Lavin, O’Neil, Ricci, Cedrone & DiSipio.
- PMET letter of 3 December 1996 to Zinc Corporation of America.
- Engineering Technical Investigation Zinc-Cadmium Column “B” Explosion. CEC Forensic Engineers Project
110-712. 17 May 2013.
- Horsehead Ladle Operator Log. 22 June 2010 to 22 July 2010.
- 2007 Zinc Refinery Safety Survey.
Ref: Interviews (names deleted) 1 CSB - 20 August 2010. 2 CSB – 27 July 2010. 3 CSB – 28 July 2010. 4 OSHA – 29 July 2010. 5 CSB – 28 July 2010; 28 July 2010; OSHA – 2 August 2010. 6 OSHA – 2 August 2010. 7 CSB – 27 July 2010; 2 November 2010; OSHA - 4 August 2010. 8 OSHA – 6 August 2010. 9 OSHA – 6 August 2010; CSB – 27 July 2010; 28 July 2010. 10 CSB – 2 November 2010. 11 CSB – 27 July 2010. 12 OSHA – 29 July 2010; CSB - 17 August 2010. 13 CSB – 28 July 2010. 14 CSB – 28 July 2010. 15 CSB – 3 November 2010. 16 CSB – 2 November 2010; 28 July 2010. 17 CSB – 28 July 2010. 18 CSB – 28 July 2010. 19 OSHA – 28 July 2010.
NOTES 1 The word “Explosion” has been loosely used to express what most people would call a “big bang”; technically, however, an explosion normally infers an instantaneous detonation of a mixture of a flammable material and air or oxygen that has to occur within a specific range of composition and temperature. The Horsehead event was not an explosion in that sense and could better be described as an “explosive decompression and conflagration.”
2 Pressures (e.g. one bar or atmosphere) are, in this report, expressed relative to atmospheric pressure. Thus one atmosphere means “one atmosphere above atmospheric pressure,” which pure scientists would call two atmospheres.”
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Page 38 IX. APPENDICES
APPENDIX I COLUMN HEAT-UP LOG
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APPENDIX II RUN-OFF/ UTILITY SHIFT REPORT (EXAMPLES) (INCLUDING LADLE OPERATOR LOGS)
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Page 48 APPENDIX III 2007 REFINERY COLUMN SAFETY SURVEY
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Page 52 APPENDIX IV COMMENTS ON DRAFT REPORT – HORSEHEAD CORPORATION
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Page 56 APPENDIX V COMMENTS ON DRAFT REPORT – USW LOCAL 8183
Mr. Horowitz, Thank you for sending me a copy of the report. I really appreciate the CSB for getting to the bottom of the accident. Here are a few comments, I have about the accident.
- Prior to the accident the employees in that department were always complaining about
the sumps being blocked. The Union Safety Committee and Union officials would constantly tell company officials that something needed to be done about the blockage of the sump pumps. The company’s response was to put more heat on the sump to melt away the build-up zinc. This did not work. The employees kept on complaining but the company would not listen.
- When just putting heat on the sumps didn’t work the company’s solution was to put on
heat and stick an air lance in the sump to keep the passage way open. This idea was not working either. The sump kept filling up with hard zinc. The union also complained about this method, but again the company did nothing about it. After the explosion, the company did make some improvements to the area.
- They put up wall between the columns.
- They put in flame guards.
- Put in explosion doors.
- Nobody was allowed to go on the floors of 2 and 3. If you went to that level you had
to notify the foreman and they would shut down the column. After the explosion though you still had the same problems with the sumps. The company did nothing to improve in this area. In my opinion, if the company didn’t shut down the Monaca
Monaca Fatal Explosion and Fire Prepared by William H Hunter MA MIMMM CEng
Page 57 facility we probably would have had another column explosion in the future do to not correcting the original problem of the sumps from plugging up.
Thank You, John Jeffers President, USW local 8183
WHH 9 March 2015.
FD06433 | 2010_美国_Macondo Blowout 与 爆炸 - Macondo Blowout and Explosion__最终报告_3_2.pdf
分类:06_境外及港澳台调查报告 | 年份:2010 | 地域: | 严重程度: | 场所: | 起火原因:燃气/爆炸 | 来源格式:pdf
US CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD
INVESTIGATION REPORT VOLUME 1 EXPLOSION AND FIRE AT THE MACONDO WELL (11 Fatalities, 17 Injured, and Serious Environmental Damage)
DEEPWATER HORIZON RIG MISSISSIPPI CANYON BLOCK #252, GULF OF MEXICO APRIL 20, 2010 KEY ISSUES IN VOLUME 1 • MACONDO INCIDENT BACKGROUND AND GENERAL DESCRIPTION • DEEPWATER DRILLING AND TEMPORARY ABANDONMENT OF THE MACONDO WELL
REPORT NO. 2010-10-I-OS
6/5/2014
Macondo Investigation Report Volume 1 June 5, 2014
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Volume 1 Macondo-specific incident events: Relevant background on deepwater drilling and temporary abandonment
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Contents VOLUME 1 .................................................................................................................................................. 3 ACRONYMS AND ABBREVIATIONS ..................................................................................................... 7 1.0 MACONDO BACKGROUND AND INCIDENT SUMMARY ..................................................... 8 1.1 Involved Parties ............................................................................................................................... 8 1.2 The US Offshore Regulator ........................................................................................................... 10 1.3 The Well, the Rig, and the Crew .................................................................................................... 12 1.3.1 The Deepwater Horizon Rig ............................................................................................. 14 1.3.2 The Crew........................................................................................................................... 14 1.4 Planning the Well ........................................................................................................................... 15 1.5 Incident Description ....................................................................................................................... 16 2.0 DEEPWATER DRILLING AND TEMPORARY ABANDONMENT OF THE MACONDO WELL ............................................................................................................................................ 18 2.1 Controlling Pore Pressures with Drilling Fluids ............................................................................ 19 2.2 Controlling Pore Pressures with Casing and Cement .................................................................... 23 2.2.1 Cement Integrity Testing and Final Displacement ........................................................... 26 2.3 Controlling Pore Pressures with a Blowout Preventer ................................................................... 28 2.4 Consequences of Explosion and Fire ............................................................................................. 31 REFERENCES ........................................................................................................................................... 32
5
Macondo Investigation Report Volume 1 June 5, 2014
Figures and Tables
Figures Figure 1-1. Relationship between key companies associated with the Deepwater Horizon accident. .......... 9 Figure 1-2. Location of the Macondo well. ................................................................................................ 12 Figure 1-3. Timeline from when BP acquired the Macondo well lease until the Deepwater Horizon took over drilling the well. .............................................................................................................. 13 Figure 2-1. During drilling, mud travels down the drillpipe, through the drill bit, and then back up the annulus (yellow), carrying crushed rock back to the rig. ........................................................ 20 Figure 2-2. A simplified drilling margin plot. The planned mud weight (red dashed line) is formulated to remain less than the fracture gradient (green line) and greater than the pore pressure (black line). New casing transitions (green diamonds) are installed when the fracture gradient is approached............................................................................................................................... 22 Figure 2-3. Cementing casing in place involves filling the annulus with cement above any hydrocarbon bearing zones if they are present as well as a small length (30ˈ-90ˈ) in the shoe track........... 24 Figure 2-4. The final Temporary Abandonment configuration intended to remove drilling mud down to 8,367 feet to install a cement plug in seawater. ....................................................................... 26 Figure 2-5. The Deepwater Horizon BOP .................................................................................................. 29
Tables Table 1-1. Total number of employees and revenue as reported by companies associated with the Deepwater Horizon ................................................................................................................... 10 Table 1-2. Personnel On Board on April 20 by Company [NEED UPDATED TABLE] .......................... 14 Table 1-3. Well Control Personnel On Board the Rig on April 20, 2010 ................................................... 15
6
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Acronyms and Abbreviations APD
Application for Permit to Drill BOEM
Bureau of Ocean Energy Management (United States) BOEMRE Bureau of Ocean Energy Management, Regulation, and Enforcement (United States); the US offshore safety regulator between June 18 and October 1, 2011a BOP
Blowout Preventer BSEE
Bureau of Safety and Environmental Enforcement (United States); US offshore safety regulator since October 1, 2011b CSB
United States Chemical Safety & Hazard Investigation Board DWH
Deepwater Horizon EDS
Emergency Disconnect System IADC
International Association of Drill Contractors MMS
Minerals Management Service (United States); US offshore safety regulator at the time of the Macondo accident until June 18, 2011c MODU
Mobile Offshore Drilling Unit OCS
Outer Continental Shelf ONRR
Office of Natural Resources Revenue (United States) ppg
pounds per gallon SEMS
Safety and Environmental Management System UK
United Kingdom
a Department of Interior, Order No. 3302, Change of the Name of the Minerals Management Service to the Bureau of Ocean Energy Management, Regulation, and Enforcement (June 18. 2011), http://www.doi.gov/deepwaterhorizon/loader.cfm?csModule=security/getfile&PageID=35872. Accessed February 19, 2014. b The Reorganization of the Former MMS, http://www.bsee.gov/About-BSEE/BSEE- History/Reorganization/Reorganization/..Accessed February 19, 2014. c Department of Interior, Order No. 3302, Change of the Name of the Minerals Management Service to the Bureau of Ocean Energy Management, Regulation, and Enforcement (June 18, 2011), http://www.doi.gov/deepwaterhorizon/loader.cfm?csModule=security/getfile&PageID=35872. Accessed February 19, 2014. 7
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- 0 Macondo Background and Incident Summary
At the time of the accident, the Deepwater Horizon (DWH) crew had finished drilling and was completing temporary abandonment of the well so that a production facility could return later to extract oil and gas from the well. The Macondo well was exploratory in nature, meaning significant uncertainty remained about the geology, the petroleum resources, and the formation characteristics that make the well easy or difficult to drill. Managing such uncertainties ultimately determines a company’s success. On the day of the April 20 tragedy, no effective safeguards were in place to eliminate or minimize the consequences of a process safety incident.a The safeguards (or barriers) intended to prevent such a disaster were not properly constructed, tested, or maintained, or they had been removed. The management systems intended to ensure the required functionality, availability, and reliability of these safety critical barriers were inadequate. Ultimately, the barriers meant to prevent, mitigate, or control a blowout failed on the day of the accident. 1.1 Involved Parties BP Exploration & Production Inc. (BP)b was and is the main lease holder/operator of the block of landc that includes the Macondo well site.d BP identifies itself as the largest leaseholder in US Gulf of Mexico deepwater, owning more than 650 different blocks of land in water depths of 1,200 feet or greater.1 Offshore lease holder/operators such as BP largely conduct deepwater well drilling and completion activities through a number of contractors. Effective selection, oversight, and coordination among the operator and various contractors are vital to safe offshore exploration. To drill the well at Macondo, BP a A process safety incident is the unexpected releases of toxic, reactive, or flammable liquids and gases in processes involving highly hazardous chemicals—Process Safety Management, OSHA 3132, 2000 (reprinted). b BP p.l.c. is the parent company of many BP group companies, including BP Exploration & Production Inc. (BPXP). When referring to “BP,” BPXP is intended unless otherwise stated. c The Outer Continental Shelf has been divided into geographical areas referred to as blocks for identification purposes on maps and in databases, http://www.data.bsee.gov/homepg/pubinfo/freeasci/leasing/leaselistdfn.asp. dAs of February 23, 2010, U.S. Department of Interior documents indicate Anadarko E&P Company LP (22.5%), Anadarko Petroleum Corporation (2.5%), MOEX Offshore 2007 LLC (10%), and BP Exploration & Production Inc. (65%), shared leasing title interests, but as of December 5, 2011, BP retained 100%, http://www.data.bsee.gov/PI/PDFImages/ACTIVE-LEASE/130/133905.pdf. Retrieved November 12, 2013. Chapter 1.0 Overview This chapter provides general background as an introduction to the CSB’s investigation of Macondo. It is not meant to be all-encompassing. Additional relevant information including key findings appears in subsequent volumes. This chapter summarizes information on the companies and entities involved in the drilling and temporary abandonment of the Macondo well, the well itself, the Deepwater Horizon rig, and the drilling crew aboard the rig on the day of the incident. It concludes with an incident description summary that identifies the failures in the hours leading up to the explosions and fires aboard the DWH. 8
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contracted Transocean, the drilling contractor, and other well service providers, including Halliburton and Sperry-Sun Drilling Services, a subsidiary of Halliburton (Figure 1-1). As of November 2013, Transocean operated a worldwide fleet comprising 80 different drilling rigs.2 In the US Gulf of Mexico, the fleet included 13 ultra-deepwater drilling rigs, which have the same water depth capability as the Deepwater Horizon’s, 7,500 feet and greater. Transocean has stated that BP was one of its most significant customers in 2012, accounting for approximately 11 percent of operating revenues.3 As indicated in Figure 1-1, Cameron was not directly contracted to BP, but the original contract between Transocean and BP specified the configuration of the blowout preventer and made specific references to “Cameron or equivalent” components throughout the contract.4 Cameron provided updated parts, testing, technical assistance, and repair services for the Deepwater Horizon BOP throughout its service period.a
Figure 1-1. Relationship between key companies associated with the Deepwater Horizon accident. Transocean owned and operated both the Marianas and the DWH drilling rigs that were used at Macondo. It also employed most of the onboard crew of both rigs. As the contracted driller, Transocean was in charge of furnishing and maintaining materials, supplies, equipment, and services required for the drilling and completion activities that occurred at Macondo.5 These services included maintaining well control equipment, which the contract between BP and Transocean stipulated would be done according to good oilfield practices and by “all reasonable means to prevent fire and blowouts.”6 BP retained control of how various aspects of the drilling program would progress by specifying the completion activities (Section 1.5), the mud program (Section 2.1), and the casing program (Section 2.2).7 Halliburton Energy Services (Halliburton) and its subsidiary Sperry-Sun Drilling Services provided cementing and well monitoring services to BP during drilling, completion, and temporary abandonment activities at Macondo.8 BP, its contractors, and the BOP manufacturer operate worldwide and earn between $8 and $375 billion dollars annually (Table 1-1). a Cameron provided the CSB with numerous engineering report sheets, signed factory acceptance tests, repair sales orders, and purchase orders. 9
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Table 1-1. Total number of employees and revenue as reported by companies associated with the Deepwater Horizon9
- 2
The US Offshore Regulator At the time of the Macondo incident, Minerals Management Service (MMS), a division within the Department of the Interior, was the primary offshore regulator responsible for overseeing offshore energy operations to ensure compliance with relevant laws and regulations, predominantly the Outer Continental Shelf Lands Act and 30 CFR Part 250.a MMS managed the nation’s natural gas, oil, and other mineral resources on the Outer Continental Shelf (OCS). Its jurisdiction incorporated developing and implementing plans for leasing conventional and renewable energy resources, safety and environmental protection in all offshore energy activities, and revenue management. MMS minerals revenue amounted to approximately $13 billion annually, approximately 95% of the total revenue collected by the Department of the Interior.b,10 On May 19, 2010, four weeks following the Deepwater Horizon incident, then-Secretary of the Interior Ken Salazar signed a Secretarial Order to separate and reassign the responsibilities of the Minerals Management Service 11 into three independent entities: a In addition to the Department of the Interior, several other federal agencies regulate safety and environmental activities on the OCS. For instance, the US Coast Guard regulates marine safety, particularly the “safety of life and property on Outer Continental Shelf (OCS) facilities, vessels, and other units engaged in OCS activities.” 33 C.F.R §140.1. The Environmental Protection Agency regulates air pollution from OCS sources (40 C.F.R. § 55.1) and manages oil spill response in inland waters (40 C.F.R. Pt. 110 and 112). The Outer Continental Shelf Lands Act grants the Occupational Safety and Health Administration the authority to enforce its regulations on the OCS. However, if the working conditions are already regulated by another agency, the Department of the Interior and the US Coast Guard, 4(b)(1) of the Occupational Safety and Health Act and 21(d) of OCSLA prevent OSHA from duplicating their efforts. b The Department also manages other natural and cultural resources, including Bureau of Indian Affairs, Bureau of Land Management, Bureau of Reclamation, National Park Service, Office of Surface Mining, Reclamation and Enforcement, U.S. Fish and Wildlife Service, and U.S. Geological Survey, http://interior.gov/whoweare/index.cfm. Retrieved October 28, 2013. 10
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• The Office of Natural Resources Revenue (ONRR), responsible for the royalty and revenue management function, including the collection and distribution of revenue, auditing and compliance, and asset management. On October 1, 2010, the office began its duties.12 • The Bureau of Ocean Energy Management (BOEM), responsible for the sustainable development of the Outer Continental Shelf’s conventional and renewable energy resources, including resource evaluation, planning, and leasing-related activities. • The Bureau of Safety and Environmental Enforcement (BSEE), responsible for the comprehensive oversight, safety, and environmental protection of all offshore energy activities. The changes could not immediately take effect, so in the interim Salazar renamed MMS to Bureau of Ocean Energy Management, Regulation and Enforcement (BOEMRE), to identify the agency’s role more accurately.13 On October 1, 2011, BOEMRE ceased to exist after transferring its remaining responsibilities to BOEM and BSEE.14 In the aftermath of the incident, BOEMRE and then BSEE took significant proactive steps to promulgate new safety regulations, including the Interim15,a and Final [Drilling] Rules,16,b the Safety and Environmental Management Systems (SEMS) Rule [30 CFR Part 250 Subpart S],17 and subsequent amendments (SEMS II).18 While these are the principal entities of the Macondo case, additional companies, government agencies, and stakeholder organizations are associated with the incident aftermath and general offshore operations. Background information on relevant entities appears throughout the CSB Macondo Investigation Report volumes. a Requirements included a one-time recertification of BOPs, ROV capabilities and testing, autoshear and deadman on dynamically positioned rigs, stump test of autoshear and deadman, deadman initial seafloor test, documentation of BOP inspections and maintenance according to API RP 53, and, if shear rams activated on pipe during well control, retrival and inspection of the BOP. b Requirements included third-party verification of subsea BOP “compatibility” and up-to-date engineering, subsea secondary BOP intervention capability and testing, BOP drillpipe shearing capacity at the maximum anticipated surface pressure (MASP), third-party verification of shear calculations, and a BOP surface test between each well. 11
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- 3
The Well, the Rig, and the Crew The Macondo well is in the Central Gulf of Mexico, in Mississippi Canyon Block #252, approximately 50 miles from Louisiana, the nearest shoreline (Figure 1-2).
Figure 1-2. Location of the Macondo well. BP acquired the lease for the Macondo well in March 200819 and began drilling there in October 200920 after the offshore regulator approved BP’s exploration plan and issued BP a permit to drill.21 Two rigs, first the Marianas and then the DWH, were used to drill the Macondo well (Figure 1-3). The Marianas drilled the Macondo well from October 6 to October 29,22 but the Marianas had to be moved to a shipyard for repairs after being significantly damaged by a hurricane;23 the Deepwater Horizon replaced it, arriving on site with a crew on January 31, 2010,24 and began setup and testing. Drilling resumed in February.25 12
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Figure 1-3. Timeline from when BP acquired the Macondo well lease until the Deepwater Horizon took over drilling the well. BP planned to drill two exploration wells—Macondo being the first—and follow with a production facility if the oil and gas-bearing region revealed commercial potential.26 The plan was to drill beyond the primary target of approximately 18,400 feet to a total depth 20,200 feet to also assess the sections below the target.27 The water depth of the Gulf at the location was just short of 5,000 feet. BP designed Macondo for use as a producing well if successful, but the well was, in fact, exploratory because of the uncertainty about both the type and quantity of the oil and gas (hydrocarbons) present at the site and the effort necessary to actually extract the oil and gas. If the well proved commercially viable, data concerning the well’s geology and hydrocarbon properties would be collected and used to create a production plan; alternatively, if the well was not viable, the data would be gathered to determine why the commercial predictions failed.28 Ultimately, as BP hoped, the Macondo well was appropriate for conversion to a producing well. 13
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- 3.1
The Deepwater Horizon Rig The DWH was a mobile offshore drilling unit (MODU) measuring 396 by 256 feet29,a with housing capacity for 146 people.30 The DWH was a dynamically positioned rig that used global satellite technology and thrusters to maintain position over the well rather than cables and anchors to hold it in place.31 By their very nature, offshore rigs like the Deepwater Horizon MODU face unique hazards compared to their onshore counterparts. For example, on a rig a substantial number of workers occupy a small living and working area, where escape and rescue from a catastrophic event, such as a hazardous chemical release, fire, or explosion, are inherently more difficult due to the offshore location. 1.3.2 The Crew At the time of the blowout, 126 people employed by 13 different companies were onboard the DWH (Table 1-2).
Table 1-2. Personnel On Board on April 20 by Company32
Eighteen of these individuals are typically identified as the crew intimately involved in the drilling and temporary abandonment activities or having direct oversight responsibilities for those activities. (Table a For comparison purposes, the dimensions of a National Football League football field are 360 by 160 feet. 14
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1-3 provides additional details relevant in subsequent volumes of the CSB Macondo Investigation Report.)
Table 1-3. Well Control Personnel On Board the Rig on April 20, 201033
- 4
Planning the Well The goal of drilling a deepwater well is to create a pathway between oil and gas reservoirs trapped beneath the seafloor and the surface. a To reach the reservoirs, a hole (the wellbore) is drilled through a The general references describing drilling used in this chapter include Van Dyke, K. Fundamentals of Petroleum, 4th ed. Austin: University of Texas, 1997; Offshore Well Construction, 1st ed. Austin: University of Texas, 2005; and A Primer of Oilwell Drilling, 7th ed. Austin: University of Texas, 2008. Readers may also review the Chief Counsel’s report by the National Commission, which offers more detail than this report, but still at an introductory level. See the National Commission on the BP Deepwater Horizon Oil Spill and Offshore Drilling, Chief Counsel’s Report: The Gulf Oil Disaster, http://www.oilspillcommission.gov/sites/default/files/documents/C21462-408_CCR_for_web_0.pdf (February 14, 2011). Accessed August 14, 2013. 15
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various layers (formations) of rocks and/or unconsolidated sediments such as sand, shale,a gravel or silt.b The formations, such as the target reservoir, are porousc and permeable, and they contain water, oil, and/or gas which are under pressure. An unplanned flow of these fluids into the wellbore is called a “kick,” which, if not managed, can progress to a “blowout,” the uncontrolled release of oil and gas (hydrocarbons) from the well. This is most dangerous for people and property when the hydrocarbons release onto the drilling facility, where ignition sources are present. Thus, the flammable and potential explosive nature of oil and gas contained in the reservoir(s) of a potential well is one of the most significant major hazards that must be managed throughout the lifecycle of a drilling and production operation, beginning with the planning stages of the well. Part of the planning process is a well-specific hazard analysis of the operation to determine the appropriate safeguards for mitigating the hazard and control of the risks. (Volume 2, Chapters 4 and 5, of the CSB Macondo Incident Investigation Report addresses the hazard analysis issue further). 1.5 Incident Description On April 20, 2010, the drilling activities were completed after several productive oil and gas zones had been discovered at Macondo, and the crew was performing a series of steps to temporarily abandon the well. Abandonment activities would essentially plug the well so that the rig could move on to a new drilling site and a production installation could return to the Macondo site at a later date to extract the hydrocarbons. BP’s temporary abandonment pland called for removal of most of drilling fluid column in the well before installation of a surface cement plug.e Earlier, a critical cement barrier intended to keep the hydrocarbons below the seafloor had not been effectively installed at the bottom of the well, and the cement integrity was not not conducted in a way that provided a clear “pass” or “fail” result to the workers. Both BP and Transocean personnel on the DWH rig misinterpreted the test results concerning the cement integrity, leading them to erroneously believe that the hydrocarbon bearing zone at the bottom of the well had been sealed when in fact it was not. When the drilling fluid column was removed, pressure gradually reduced above the hydrocarbon reservoir at the bottom of the well. Eventually, this action allowed hydrocarbons to flow past the failed cement barrier and up toward the DWH. Meanwhile, because of a failure to recognize the increase in fluids from the well, the crew continued to remove more of the drilling fluid column, causing both the hydrocarbon influx rate into the well and movement of hydrocarbons toward the rig to increase. The hydrocarbons continued to flow from the reservoir for almost an hour without human intervention or the activation of automated controls. a Shale is a common deepwater rock. b Silt is loose sedimentary material of a size between sand and clay. c Porous formations constitute rock or other material that contains small spaces or holes that can hold liquids. d A well may be temporarily sealed with cement or mechanical plugs to allow removal of the blowout preventer and departure of the drilling rig. e Cement plugs are portions of cement put into a wellbore to seal it. “Surface” is typically used to refer to the most shallow cement plug used in a well. 16
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The force of the hydrocarbons accelerating up the mile-long drilling risera resulted in well fluids gushing onto the drilling rig floor—a blowout. At this point, the crew took action to activate the blowout preventer (BOP). This safety critical element,b located at the sea floor, temporarily sealed the well but could not stop the hydrocarbons that had already traveled above the BOP from releasing onto the rig. Once oil and gas had risen above the BOP, the only action the crew could take was to divert it to a safer location than onto the rig floor. However, the flow from the diverter had been preset to route well fluids to the mud-gas separator rather than over the side of the Deepwater Horizon. The mud-gas separator was rapidly overwhelmed, as it was not designed to safely handle a flow of the magnitude of the Macondo blowout. As a result, drilling mud and hydrocarbons rained down onto the rig floor. The hydrocarbons found an ignition source, and explosions and fire ensued. As discussed in detail in Volume 2, both manual and automated emergency systems within the blowout preventer were activated in an attempt to shear the drillpipe and seal the well. However, pressures in the well had caused the drillpipe to buckle, which inhibited the BOP from sealing the well. The explosion and fire resulted in 11 crew members suffering fatal injuries and 17 others being critically injured.34 The Deepwater Horizon rig sank on April 22, 2010, about 36 hours after the initial explosions.35 Approximately 5 million barrels of oil spilled into the Gulf of Mexico.c Ultimately, in the hours leading up to the incident, no effective barriers were in place to prevent or mitigate a blowout. The physical barriers intended to prevent such a disaster were not properly designed for the well conditions, constructed, tested, or maintained, or they had been removed. The management systems intended to ensure the required functionality, availability, and reliability of these barriers were inadequate. An examination of the treatment of safety critical equipment and tasks at Macondo, such as the BOP and cement barrier testing, reveals opportunities for further improvements in effective barrier safety management. Furthermore, a comparison of the US regulatory requirements for these safety critical elements to other international offshore regimes illustrates gaps in the US model and offers support for further post-Macondo changes to the US offshore safety regulations.
a A drilling riser is a large diameter pipe that connects a drilling rig to the BOP attached to the wellhead. b As defined by the UK Health and Safety Executive, safety critical elements are controls (hardware, people systems, or software) or tasks whose failure could cause or contribute to a major accident or which the purpose is to prevent or limit the effects of a major accident; UK Offshore Installations (Safety Case) Regulations 2005, 2 Interpretation , http://www.legislation.gov.uk/uksi/2005/3117/pdfs/uksi_20053117_en.pdf. c The total volume of oil spilled has yet to be determined by the U.S. District Court in the multidistrict litigation, but estimates range from approximately 3.2 million to 5 million barrels. In Re: Oil Spill by the Oil Rig “Deepwater Horizon” in the Gulf of Mexico, on April 20, 2010, U.S. Br. 1, January 27, 2014, ECF No. 12237; BP Br. 29, January 24, 2014, ECF. No. 12227. 17
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- 0 Deepwater Drilling and Temporary Abandonment of the
Macondo Wella Drilling a well requires controlling the pressure exerted by oil and gas trapped within the reservoirs that drillers are trying to reach. The pressure, known as pore pressure or formation pressure, is created in part by the weight of the water and rock pushing down from above. Pore pressure needs to be controlled throughout the subsea drilling and well completion operations to minimize the occurrence of well kicks—Macondo was a particularly challenging well in this regard. Well control actions must be initiated before a kick develops into an uncontrolled hydrocarbon release into the environment—a blowout— because gas that travels up the riser and is released onto the rig where ignition sources are present, is a serious threat to people. To control pore pressures and prevent kicks during drilling and completion activities, drillers commonly use a variety of physical barriers, including: • the weight of a column of fluid that fills the hole being drilled (wellbore) and the riser • steel casing and the cement used to secure it for protecting the sides of the wellbore and preventing hydrocarbons from entering • cement placed at the bottom of a well to seal the hydrocarbon bearing zone • a “surface” cement plug—cement placed in a shallow location in the well close to the surface at the seafloor—to seal the wellbore • drilling equipment known as a blowout preventer (BOP). Each of these barriers is discussed briefly throughout this chapter, but the BOP receives additional in- depth discussion in Volume 2 of the CSB Macondo Investigation Report. An introductory discussion of these barriers is necessary for a broader examination of the systemic, human, organizational, and regulatory issues that contributed to the incident. This chapter provides a basic description of some a This section focuses on deepwater drilling and temporary abandonment operations from a floating vessel, such as the Deepwater Horizon rig. General references describing drilling include Van Dyke, K. Fundamentals of Petroleum, 4th ed. Austin: University of Texas, 1997; Offshore Well Construction, 1st ed. Austin: University of Texas, 2005; and A Primer of Oilwell Drilling, 7th ed. Austin: University of Texas, 2008. The Chief Counsel’s report by the National Commission offers more detail than this report, but still at an introductory level. See the National Commission on the BP Deepwater Horizon Oil Spill and Offshore Drilling Chief Counsel’s Report: The Gulf Oil Disaster, http://www.oilspillcommission.gov/sites/default/files/documents/C21462- 408_CCR_for_web_0.pdf (February 14, 2011). Accessed August 14, 2013. Chapter 2.0 Overview This chapter focuses on the issue of controlling formation pressures of the well during the deepwater drilling and temporary abandonment operations at Macondo. Basic drilling and completion activities are described, integrated with facts pertaining to the events of April 20,
- This information provides the
foundation for the CSB’s technical, systemic, organizational, and regulatory analyses in subsequent report volumes. 18
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underlying premises to offshore drilling and completion operations and the essential concepts that support the CSB’s investigative analysis in subsequent volumes. 2.1 Controlling Pore Pressures with Drilling Fluids The primary barrier used to control pore pressures while drilling is a column of fluid that fills the wellbore and the riser. Various drilling fluids, such as water or water-based and oil-based drilling muds,a are circulated down from the rig through the pipe used to drill the wellbore (drillpipe) and the drill bit used to cut through the formations to create the wellbore. Afterwards, the same fluids carry the crushed rock back around the drill bit up through the annular space between the drillpipe and wellbore (also called the annulus) to the surface via the riser, a large diameter pipe that connects a drilling rig to the BOP attached to the wellhead (Figure 2-1). The column of drilling fluid exerts hydrostatic pressure b on the walls of the wellbore. When the hydrostatic pressure in the wellbore is greater than the pore pressure, the well is said to be overbalanced. In this instance, the fluid column acts as a barrier by pushing back against the pore pressure, thus keeping the hydrocarbons from entering into the wellbore. Keeping a well in this overbalanced state is typically the primary means for controlling pore pressures and the basis of well control. If for some reason the hydrostatic pressure drops below the pore pressure, the well becomes underbalanced and a kick can occur. Alternatively, if the pressure exerted by the drilling fluids is too high, it can exceed the “fracture gradient,” or the pressure at which the walls of the exposed wellbore break down and drilling mud is lost into the formation.c These “lost returns” or “lost circulation” events are costly due to expenses related to the lost drilling mud, and they are also dangerous due to the resulting drop in the height of the drilling fluid column, which may result in an underbalanced state if a sufficient volume of the fluid column is lost to the formation and not replaced at the surface fast enough. This, too, can potentially result in a kick or, even worse, a blowout.d a Drilling muds are liquids and mixtures of liquids and solids circulated through the wellbore during drilling operations. b Hydrostatic pressure is exerted by liquid at a given point as a result of the weight of the column of fluid above it. c The total pressure exerted by the drilling fluids will be a combination of the hydrostatic pressure and additional pressure generated when the drilling fluids are circulated through the annulus. This can be expressed as “equivalent circulating density” (ECD). d Closing the BOP on a combined lost circulation event and well kick can lead to an underground blowout. In some cases, an underground blowout can cause pressures to exceed either casing failure pressures or the burst pressure of pressure relief valves known as rupture disks, which are designed to fail before the casing. (See Section 2.2 for casing description). An underground blowout was a serious concern at Macondo because if the installed rupture disks had burst due to the high blowout or kill pressures, a well flow up the annulus ultimately could have resulted in a surface blowout. See National Commission on the BP Deepwater Horizon Oil Spill and Offshore Drilling, Chief Counsel’s Report: The Gulf Oil Disaster, Chapter 4.2, http://www.oilspillcommission.gov/sites/default/files/documents/C21462-408_CCR_for_web_0.pdf (February 14, 2011), Accessed August 14, 2013.
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Figure 2-1. During drilling, mud travels down the drillpipe, through the drill bit, and then back up the annulus (yellow), carrying crushed rock back to the rig. 20
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Drilling fluid is formulated as a barrier to keep the pressure at the bottom of the well within the drilling window or margin, which the International Association of Drill Contractors (IADC) defines as “the difference between the maximum pore pressure and the minimum effective fracture pressure.”36 In its well control manual in effect at the time of the Macondo incident, Transocean stated well planning is highly influenced by the drilling margin, as it dictates how drilling is conducted to achieve an efficient and safe operation.37 Applications to drill in the Gulf of Mexico must include the planned drilling margin,38 which is usually submitted in graphic form. Figure 2-2 represents a simplified drilling margin plot and demonstrates that the fracture gradient and the pore pressure typically increase as well depth increases, but not necessarily uniformly or constant relative to one another. The planned drilling margin is given in terms of equivalent mud density, reported in pounds per gallon (ppg), so that pressure can easily be related to the density of the drilling mud column. Mud weight is formulated to remain within the drilling margin to keep well fluids contained and to avoid fracturing the walls of the wellbore, risking a lost circulation event and potentially a subsequent kick. Offshore US drilling regulations state: “[w]hile drilling, you must maintain the safe drilling margin identified in the approved APD [Application for Permit to Drill]. When you cannot maintain this safe margin, you must suspend drilling operations and remedy the situation.”39 The regulations do not specify what the minimum drilling margin should be, but keeping the mud weight at least 0.5 ppg under the fracture gradient is typically accepted practice.40
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Figure 2-2. A simplified drilling margin plot. The planned mud weight (red dashed line) is formulated to remain less than the fracture gradient (green line) and greater than the pore pressure (black line). New casing transitions (green diamonds) are installed when the fracture gradient is approached. 22
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Controlling Pore Pressures with Casing and Cement To avoid exceeding the fracture gradient, the crew drills a well until the total pressure exerted by the drilling fluids approaches the fracture gradient, at which point steel casing lines the wellbore to cover the weaker formations.a Among other purposes,41 casing serves to strengthen the wellbore so that it does not fracture or collapse during drilling. Casing is secured in a well by pumping cement into the annular space between the casing and the formation, where it sets and hardens (Figure 2-3). The cement in the annulus and at the bottom of the casing, referred to as the shoe track, should keep drilling fluids from flowing up around the outside of the casing, thus protecting the wellbore, and it should prevent any hydrocarbons in the surrounding formation from flowing into the well. Cement is a crucial physical barrier to secure the integrity of the well, preventing ingress of hydrocarbons into the well and loss of well control. Yet, an MMS study of offshore blowouts published in 2007 noted the most common contributing factor for blowouts between 1992 and 2006 was cementing operations.42 Accordingly, cementing operations need to be designed and managed in a manner that does not assume a successful cement job. a “Casing” is a generic term for steel pipe. Formally, casing also refers to pipe if it extends up to the wellhead. A section of pipe also can be hung from the bottom of a previous casing. In this case, it is called a “liner.” Liners can hang from casing or from another liner. The intended effect on control of drilling margin is the same. 23
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Figure 2-3. Cementing casing in place involves filling the annulus with cement above any hydrocarbon bearing zones if they are present as well as a small length (30ˈ-90ˈ) in the shoe track. After casing has been installed, heavier mud can then be introduced into the wellbore, and operations continue by drilling past the cement at the bottom of casing. The steps observed in the red line of Figure 2-2 are points in the well where the intention is to install casing to protect the weaker formations higher up in the well. Installing new casing can be exercised only a limited number of times because each new installation has to fit down through the casings installed immediately before, so the new casing must be smaller in diameter than the last. Few transitions can be made before the wellbore simply gets too narrow for additional drilling. Current drilling mechanics and the size of well logging instrumentation limit the minimum practical hole size to be a 6-inch diameter except in extraordinary circumstances.43 During the planning of the Macondo well, BP calculated how many times and at what depth to install a casing or liner transitions.44 When drilling the Macondo well, the crew encountered differences in the 24
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predicted geology, which resulted in shallower-than-anticipated transitions and ultimately a shallower- than-planned final depth. BP has acknowledged that the final section of the well was difficult to drill due to a narrowing of the drilling margin as a result of an unusual reduction in the fracture gradient at the bottom of the wellbore,45 but the already small diameter casing prohibited installation of additional casing large enough to drill further. Thus, drilling stopped on April 9, 2010, at 18,360 feet below sea level, short of the original well planned depth of 19,650. Despite this change, the well had already encountered a good productive hydrocarbon region for later production. Once the hydrocarbon zone was reached, BP decided to plug and abandon the well for later hydrocarbon extraction. The process of preparing the well so that the drilling rig can depart until another rig or production facility returns is called temporary abandonment. For temporary abandonment to occur, the well needs to be sealed; until it is, the hazards of a well kick and blowout are still very real. US regulations require cement to be placed at the bottom of the well and the installation of a surface “retrievable or a permanent-type bridge plug or a cement plug at least 100 feet long in the inner-most casing” with the top of the plug required to be “no more than 1,000 feet below the mud line [sea floor]”46 unless the company seeks approval for an alternative plan from the regulator.47 At Macondo, BP gained approval to set a surface plug at approximately 3,000 feet below the seafloor. a,48 In its request, BP acknowledged this was a deep surface plug and stated it planned to extend the surface plug length to 300 feet rather than the minimum requirement of 100 feet “to compensate for the added setting depth.”49 In addition to choosing the deep placement of the surface plug, BP also decided to set the surface plug in seawater rather than drilling mud.b (Figure 2-4). BP did not have a company standard for developing a temporary abandonment plan. For Macondo, BP considered numerous temporary abandonment plan options in the week or so leading up to implementation. These changes included the location of the surface plug, which ultimately affected the negative pressure test conditions used to assess the bottom hole cement integrity (Section 2.3.1) and displacement of the well.50 Many variations are possible for cement integrity testing, each with advantages and disadvantages based on the particular circumstances of the well. (See Appendix 2-A, Deepwater Horizon Blowout Preventer Failure Analysis, for details.) While the various temporary a This depth was three times the regulatory maximum listed in MMS regulations (30 C.F.R. § 250.1721(d), 2010). The Application for Permit to Modify cites concerns with a piece of equipment called a lockdown sleeve (LDS) for the deviation. Post incident, BP stated in its investigation report that the depth of the surface cement plug was governed by the procedure for installing the LDS. The crew would hang 3,000 feet of pipe in the well to generate the 100,000 lbs. of weight necessary for installing the lockdown sleeve (BP, Deepwater Horizon Accident Investigation Report, September 8, 2010, p. 72). The Chief Counsel’s Report generated by the National Commission has challenged this assertion, stating other means were available to generate the necessary weight that would not have allowed the surface cement plug to be set more shallow (National Commission on the BP Deepwater Horizon Oil Spill and Offshore Drilling, Chief Counsel’s Report: The Gulf Oil Disaster, February 14, 2011, p. 141). b See the panel discussion that BP, Transocean, and Halliburton participated in concerning setting cement plugs in mud versus seawater, National Oil Spill Commission Meeting, November 8, 2010, pp. 209-216. http://www.oilspillcommission.gov/sites/default/files/documents/Transcript-%20Meeting%205.pdf. Last accessed July 25, 2013. 25
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abandonment options BP explored improved the procedure, the CSB found no explicit risk assessment for the final procedure used at Macondo.
Figure 2-4. The final Temporary Abandonment configuration intended to remove drilling mud down to 8,367 feet to install a cement plug in seawater. 2.2.1 Cement Integrity Testing and Final Displacement US regulations require conducting a positive pressure test to verify that no leaks are in the well.a On the day of the incident, the Deepwater Horizon drilling crew conducted a positive pressure test and a During a positive pressure test, a well is pressured up and then held in this condition to see if the pressure is maintained, indicating no leaks in the casing. If a decrease in pressure is observed, regulations require that either the well be re-cemented, the casing repaired, or additional casing installed to ensure the well is sealed. 30 CFR §250.423 (2010 and 2012). 26
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determined the Macondo well passed the test.51 A major limitation of a positive pressure test is that it does not check the cement sealing off the hydrocarbon bearing zones at the very bottom of the well for inward leakage.a Even though regulations at the time of the incident did not require a negative pressure test, BP’s final temporary abandonment plan also called for one.b A negative pressure test can assess the integrity of the bottom-hole cement. It simulates an underbalanced well by displacing some of the heavy drilling mud from the well and closing the BOP to isolate the bottom of the well from the hydrostatic pressure exerted by fluids above the BOP. Various methods are available to accomplish the test, and the specific procedure was left to those planning the process.c Yet, neither BP nor Transocean management provided the Deepwater Horizon crew with a negative pressure test procedure that included acceptance criteria to confirm test success or actions to take if any deviations occurred during the test,d and the risks associated with conducting the negative pressure test were not formally assessed. To prepare for the negative pressure test at Macondo, a drillpipe was lowered to the depth identified for the bottom of the cement plug (Figure 2-4). A viscous and dense water-based Loss Circulation Material (LCM) followed by seawater was pumped down the drillpipe to displace the mud by pushing it above the BOP toward the rig.e After stopping displacement and closing the BOP,f the crew observed the pressures and/or flow from the well four times over three hours.g Each time, they observed unexpected results, so a A positive pressure test ensures no outflow from the well into its surroundings. One way to conduct the test entails closing the blind shear ram in the BOP (with no drillpipe present) and then pumping drilling mud down a pipe that connects to the BOP below the closed ram to pressure up the well. Cement at the bottom of a well is usually blocked from this pressure by a device known as a “wiper plug,” which is installed as part of the casing cement job and which seals against outflow from the well. b Regulations have changed post incident to require the negative pressure test, 30 CFR §250.423(c) (2012). c Current regulations, 30 CFR §250.423(c), require the operator to submit a procedure and acceptance criteria for approval. d For example, instructions from the Ops Note included a single sentence, “With seawater in the kill close annular and do a negative test ... 2350 psi differential,” Email communication, “Ops Note,” April 20, 2010, BP-HZN- BLY00071107, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Trocquet_David- Depo_Bundle.zip, Exhibit 1992. Accessed December 10, 2013. e The Chief Counsel Report noted that BP chose to put the LCM into the well to avoid disposing the material as a hazardous waste pursuant to the Resource Conservation and Recovery Act (National Commission on the BP Deepwater Horizon Oil Spill and Offshore Drilling, Chief Counsel’s Report: The Gulf Oil Disaster, February 14, 2011, p. 151) . The LCM material had never been tested for this application, there was no operational reason to use it, and the lost circulation material spacer was pumped into the well to avoid disposal of the material as a hazardous waste pursuant to the Resource Conservation and Recovery Act. The viscous, gelling nature of the LCM could have plugged a line the crew used to conduct the negative pressure test, greatly contributing to the false positive interpretation of the test. See Appendix 2-A for more details. f Most likely the lower annular preventer was closed. Witnesses at the hearings before the Deepwater Horizon Joint Investigation Team gave contradictory recollections: May 27, 2010, p. 36; May 28, 2010, p. 120; August 25, 2010, p. 272. g When displacement of the well was stopped to conduct the negative pressure test, as expected some trapped pressure was in the drillpipe. The crew bled the pressure from the drillpipe, which should have resulted in a zero pressure reading on the drillpipe. If the hydrocarbon bearing zone at the bottom of the well had been sealed, no subsequent increase in pressure would have resulted. Pressure did increase and was bled two more times before 27
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they made adjustments before deeming the well passed the final test. The crew’s actions suggest they did not realize that the unexpected readings were indications of a failed negative pressure test and that integrity of the cement had not been secured. (See Appendix 2-A for details.) After the final negative pressure test was erroneously accepted as a “pass,” the Deepwater Horizon crew continued the process of displacement, replacing the drilling mud in the wellbore and riser with seawater in preparation to set the surface plug. Replacing dense drilling mud with seawater had the effect of lowering the hydrostatic pressure on the bottom of the well. With the fluid column removed and no surface plug yet set, the only means left for preventing the hydrocarbons from entering the riser and eventually making their way up the well to the rig was detection of the kick by the crew and manual activation of blowout prevention equipment to seal the well.a 2.3 Controlling Pore Pressures with a Blowout Preventer If the drilling column fluid (mud weight) barrier and the cement barrier both fail, and the well is still open (no plug installed), drilling crews depend on a blowout preventer (BOP) to control pore pressures. The BOP has two primary roles during drilling and completion operations. First, it is a tool the drill crew manually operates to control or regain control of the well during an initial kick by closing one or more sealing elements. Second, it is an emergency response mitigation device with both manual and automatic functions meant to shear drillpipe, seal the wellbore, and disconnect the rig from the well. A subsea BOP (Figure 2-5) can be massive; the Deepwater Horizon BOP was nearly 57 feet tall and weighed approximately 400 tons.52 The BOP is anchored to the top of the well casing at the seabedb and is connected to a drilling rig by a riser. Drilling equipment, drillpipe, tubulars,c and other tools used in the drilling process are lowered from the rig, through the riser, through the blowout preventer, and into the well. While subsea BOPs share general physical characteristics, the actual configuration, the control system, and the performance requirements are specific to each BOP. The Deepwater Horizon’s BOP was built by Cameron and had been used on the DWH since the rig began its service in 2001.53 The BOP components vary in their capabilities. Some seal the well around drillpipe, some seal open holes (when no drillpipe is present), and others shear the drillpipe and seal the well. The arrangement of these components within a BOP is based on the characteristics of the offshore operation and the anticipated the crew used a lack of flow from the well as an indicator of a passed test despite a pressure increase that was detected in the well. a Technically, mechanical float valves also are located at the bottom of the well installed as part of the production casing. These valves (also called check valves) allow cement used to install casing to flow one way out the bottom of the casing, but not back up into the casing once cement pumping stops. BSEE does not consider float valves by themselves a mechanical barrier, but they can and often do hold pressure. Float valves cannot be tested independently. Thus, they cannot be considered a reliable device, but they have to fail for the well to flow. b The National Commission generated a series of animations to depict not only BOP equipment placement and activation but also helpful drilling practices. See links to animations at http://www.oilspillcommission.gov/chief- counsels-report. Last accessed July 30, 2013. c As defined by Schlumberger Oil Field Glossary (http://www.glossary.oilfield.slb.com/search.cfm), a tubular is “A generic term pertaining to any type of oilfield pipe, such as drillpipe, drill collars, pup joints, casing, production tubing and pipeline.” 28
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complexities. These components are identified in Figure 2-5, and the specific details of these components on the Deepwater Horizon BOP are discussed in more detail in Volume 2.
Figure 2-5. The Deepwater Horizon BOP
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When drilling mud and hydrocarbons began pouring out of the well and onto the Deepwater Horizon, the drilling crew activated a component called an annular preventer, which should have sealed the space around the drillpipe and prevented further hydrocarbons from rising above the BOP.a However, well data indicate that this component failed to seal the well.b Not only did the riser fluids—the hydrocarbons, drilling mud and seawater—that already passed above the BOP continue to travel up the riser and release onto the rig floor, but the riser was also being replenished by the flow of even more hydrocarbons through the leaking component. Immediately after activating this component, the rig crew also closed the diverter at the top of the riser.54 When the diverter shut, flow up the riser exiting onto the rig floor was redirected to the diverter piping. The two potential piping destinations were overboard into Gulf waters or to the Mud-Gas Separator (MGS). On the day of the incident, the diverter was directed to the MGS. Moments after the diverter was closed, the MGS was overwhelmed and hydrocarbons began blowing out of four different exit points onto the rig. Pressure datac indicate that the crew closed at least one additional sealing component of the BOP called a pipe ram, which successfully shut in the well but caused the pressure in the drillpipe to build substantially as evidenced by the surface drillpipe pressure building. (See Volume 2, Section 2.3 for details.) Riser fluids above the BOP continued to unload onto the rig floor, but their replenishment temporarily ceased. About two minutes later, the first explosions occurred on the rig and data transmission from the rig to shore ceased. In the minutes following the explosion, a crew member pressed the Emergency Disconnect System (EDS) button on the bridge BOP remote control panel.55 This maneuver should have activated the BOP components that would shear the drillpipe, seal the well, and disconnect the rig and riser from the BOP, thus allowing the DWH to move away from the wellhead. However, there was no indication of EDS actuation which was likely a result of the explosion damaging the rig-based BOP control systems and power and communication lines between the rig and the BOP. The explosion likely activated the AMF/deadman automatic emergency response system. This system was meant to shear the drillpipe and seal the well, but as evident from the major oil spill that ensued, the well remained unsealed. The likely activation of the AMF/deadman system and the failure of the BOP to seal the well is discussed in detail in Volume 2 (Chapter 3) of the CSB Macondo Investigation Report. a Witness statements said that the bridge remote control panel indicated that the lower annular was closed. Hearing before the Deepwater Horizon Joint Investigation, May 28, 2010, p. 145. However, upon recovery, the lower annular was found open [Bureau of Ocean Energy Management Regulation and Enforcement (BOEMRE), March 11, 2011. Forensic Examination of Deepwater Horizon Blowout Preventer, Report No. EP030842.] http://www.uscg.mil/hq/cg5/cg545/dw/exhib/DNV%20Report%20EP030842%20for%20BOEMRE%20Volume% 20I.pdf, p. 27. Accessed August 14, 2013. b If the annular preventer had sealed, the drillpipe pressure at the surface would have rapidly increased to 5,000+ psig (as when the upper pipe ram sealed at 9:47 p.m.). Rather, the drillpipe pressure fluctuated between 1,800 and 400 psig in this time period. c See Appendix 2-A and the National Commission on the BP Deepwater Horizon Oil Spill and Offshore Drilling, Chief Counsel’s Report: The Gulf Oil Disaster, http://www.oilspillcommission.gov/sites/default/files/documents/C21462-408_CCR_for_web_0.pdf (February 14, 2011). Accessed August 14, 2013, p.191. 30
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Consequences of Explosion and Fire Of the Deepwater Horizon crew, 11 suffered fatal injuries from the explosion and fire and 17 others were critically injured.56 The Deepwater Horizon rig sank on April 22, 2010, about 36 hours after the initial explosions.57 Approximately 5 million barrels of oil were spilled into the Gulf of Mexico.a
a The total volume of oil spilled has yet to be determined by the U.S. District Court in the multidistrict litigation, but estimates range from approximately 5 million barrels to 3.2 million barrels. In Re: Oil Spill by the Oil Rig “Deepwater Horizon” in the Gulf of Mexico, on April 20, 2010, U.S. Br. 1, Jan. 27, 2014, ECF No. 12237; BP Br. 29, Jan. 24, 2014, ECF. No. 12227. 31
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29 Transocean Website, Fleet Specifications, Retrieved June 9, 2010. (Internet link no longer active.) 30 Deepwater Horizon Equipment List, April 27, 2009 (BP-HZN-CSB00020850). 31 Transocean Drilling Contract for the Deepwater Horizon, 1998. Publicly accessed at http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201305171200030/TREX-004271.pdf. Retrieved December 5, 2013. 32 Transocean Personnel-on-Board as of 20 Apr 2010 17:09:15 (TRN-USCG_MMS-00030435 – 00030441); confirmed accurate with Weatherford September 1, 2010 response to the CSB interrogatory subpoena request for information concerning personnel on board. 33 Transocean Personnel-on-Board as of 20 Apr 2010 17:09:15 (TRN-USCG_MMS-00030435 – 00030441); [Persons on Board (POB); Well Control Handbook, Issue 3, rev.1, March 31, 2009 [TREX 1454]; Macondo Well Incident – Transocean Investigation Report, Volume 1, p.17; Deepwater Horizon Operations Integrity Case, Section 2,Transocean Management System—HSE Management, Issue 1 (March 1, 2008) [TRN-MDL-02865361]; Contract for Gulf of Mexico Strategic Performance Unit Offshore Well Services between BP Exploration and Production, Inc., and Halliburton Energy Services, Inc., Section 3, Appendix 5, p.121 [BP-HZN-2179MDL00335470]. 34 BP plc (BP), Deepwater Horizon Accident Investigation Report, September 8, 2010, http://www.google.com/url?sa=t&rct=j&q=&esrc=s&source=web&cd=1&cts=1331666404195&ved=0CCkQFjAA &url=http%3A%2F%2Fwww.bp.com%2Fliveassets%2Fbp_internet%2Fglobalbp%2Fglobalbp_uk_english%2Finci dent_response%2FSTAGING%2Flocal_assets%2Fdownloads_pdfs%2FDeepwater_Horizon_Accident_Investigatio n_Report.pdf&ei=x55fT7qYJunIsQKFqPSMCA&usg=AFQjCNE4cEa7fTYS0DYjDfGY60zekb6cqw. Accessed March 12, 2012, and p. 9. Accessed August 14, 2013. 35 National Commission on the BP Deepwater Horizon Oil Spill and Offshore Drilling, Chief Counsel’s Report: The Gulf Oil Disaster, February 17, 2011, p. 18, http://www.oilspillcommission.gov/sites/default/files/documents/C21462-408_CCR_for_web_0.pdf. Accessed August 14, 2013. 36 IADC, http://www.iadclexicon.org/drilling-margin/. Accessed May 28, 2014.
37 Transocean, Well Control Handbook - Level: L1B, Issue #3, Revision #1 - HQS-OPS-HP-01, pp BP-HZN- 2179MDL00330790. Publicly accessed at http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201303071500008/TREX-00596.pdf. 38 §250.414 (c) (2010 and 2012). 39 §250.427(b) (2010 and 2012). 40 Department of the Interior, Report Regarding the Causes of the April 20, 2010 Macondo Well Blowout, September 14, 2011, http://docs.lib.noaa.gov/noaa_documents/DWH_IR/reports/dwhfinal.pdf. Accessed December 9, 2013. 41 Offshore Well Construction, 1st ed. Austin: University of Texas, 2005: p. 3.1; R. Mitchell and S.Miska, Fundamentals of Drilling Engineering, Society of Petroleum Engineers, 2011: p. 385. 42 D. Izon, E.P. Danenberger, and M. Mayes, “Absence of Fatalities in Blowouts Encouraging in MMS Study of OCS Incidents, 1992 – 2006,” Drilling Contractor, July/August 2007, pp.84-90. 43 S. Christman, Email and telephone communications (2013). 44 BP p.l.c., Deepwater Horizon Accident Investigation Report, September 8, 2010, p. 16, http://www.google.com/url?sa=t&rct=j&q=&esrc=s&source=web&cd=1&cts=1331666404195&ved=0CCkQFjAA &url=http%3A%2F%2Fwww.bp.com%2Fliveassets%2Fbp_internet%2Fglobalbp%2Fglobalbp_uk_english%2Finci dent_response%2FSTAGING%2Flocal_assets%2Fdownloads_pdfs%2FDeepwater_Horizon_Accident_Investigatio n_Report.pdf&ei=x55fT7qYJunIsQKFqPSMCA&usg=AFQjCNE4cEa7fTYS0DYjDfGY60zekb6cqw. Accessed March 12, 2012. 34
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45 BP p.l.c., Deepwater Horizon Accident Investigation Report, September 8, 2010, p. 33, http://www.google.com/url?sa=t&rct=j&q=&esrc=s&source=web&cd=1&cts=1331666404195&ved=0CCkQFjAA &url=http%3A%2F%2Fwww.bp.com%2Fliveassets%2Fbp_internet%2Fglobalbp%2Fglobalbp_uk_english%2Finci dent_response%2FSTAGING%2Flocal_assets%2Fdownloads_pdfs%2FDeepwater_Horizon_Accident_Investigatio n_Report.pdf&ei=x55fT7qYJunIsQKFqPSMCA&usg=AFQjCNE4cEa7fTYS0DYjDfGY60zekb6cqw. Accessed March 12, 2012. 46 30 C.F.R. § 250.1721(d) (2012). 47 30 C.F.R. § 250.1721(d) (2012). 48 Application for Permit to Modify, Lease G32306, Area/Block MC 252, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201305171200030/TREX-004032.pdf. Accessed August 8, 2010. 49 Application for Permit to Modify, Lease G32306, Area/Block MC 252, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201305171200030/TREX-004032.pdf. Accessed August 8, 2010. 50 Internal BP email, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201303141200012/TREX-00537.pdf. Accessed August 8, 2010; Internal BP email, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201303141200012/TREX-00097.pdf. Accessed August 8, 2010; Application for Permit to Modify, Lease G32306, Area/Block MC 252, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201305171200030/TREX-004032.pdf. Accessed August 8, 2010; Macondo Drilling Production lnterval BP01 rev1, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201303141200012/TREX-00836.pdf. Accessed August 8, 2010; Macondo Drilling Production lnterval BP01 rev2, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201303141200012/TREX-00545.pdf. Accessed August 8, 2010; Transocean report, pp. 80-86, MC 252 #1 STOOBP01 - Macondo Prospect; 7" x 9-7/8" Interval; Version H.1, April 12; p. 10; BP-HZN-CSB00022750; Emails, February 28. Fowler to Stoltz, et. al., and replies; BP-HZN- BLY00062447; Email, April 14, 2:07 p.m.: Morel to Wilson and Sepulvado; BP-HZN-CSB00160178; MC 252 #1 STOOBP01 - Macondo Prospect; 7" x 9-7/8" Interval, Version H.2, April 15; p. 8; BP-HZN-C S B00027980; MMS Form 124 APM; MC 252 #1; Temporary Abandonment Procedure _RevA.doc 4/16; BP-HZN-CSB00163048; Email, April 18, 10:37 a.m.: Morel to Guide, and reply; BP-HZN-BLY00070087; Email Ops note, April 20, 10:43 a.m.: Morel to Vidrine, et. al.; BP-HZN-CSB00056581. 51 Transocean, IADC Daily Drilling Report, Deepwater Horizon, Report No.34, April 20, 2010, 10:30 am – 12:00 p.m. TRN-USCG_MMS-00011644 - TRN-USCG_MMS-00011648. 52 Bureau of Ocean Energy Management Regulation and Enforcement (BOEMRE), March 11, 2011. Forensic Examination of Deepwater Horizon Blowout Preventer, Report No. EP030842, p. 15. http://www.uscg.mil/hq/cg5/cg545/dw/exhib/DNV%20Report%20EP030842%20for%20BOEMRE%20Volume%2 0I.pdf. Accessed March 12, 2012. 53 Transocean, Macondo Well Incident: Transocean Investigation Report Volume II, June 2011, https://www.deepwater.com/_filelib/FileCabinet/pdfs/12_TRANSOCEAN_Vol_2.pdf, Appendix H. Accessed December 9, 2013. 54 Hearing before the Deepwater Horizon Joint Investigation, May 29, 2010, p. 10. (http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201304110900026/TREX-37031.pdf, pp. BP-HZN- BLY00377488 – 489. Accessed August 9, 2013. The interview notes state “gas buster,” which is another name used for the MGS. 55 Hearing before the Deepwater Horizon Joint Investigation, May 28, 2010, p. 145; Hearing before the Deepwater Horizon Joint Investigation, May 27, 2010, pp. 11 and 190. 56 BP plc (BP), Deepwater Horizon accident investigation report, September 8, 2010, http://www.google.com/url?sa=t&rct=j&q=&esrc=s&source=web&cd=1&cts=1331666404195&ved=0CCkQFjAA &url=http%3A%2F%2Fwww.bp.com%2Fliveassets%2Fbp_internet%2Fglobalbp%2Fglobalbp_uk_english%2Finci dent_response%2FSTAGING%2Flocal_assets%2Fdownloads_pdfs%2FDeepwater_Horizon_Accident_Investigatio 35
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FD06434 | 2010_美国_Macondo Blowout 与 爆炸 - Macondo Blowout and Explosion__最终报告_3_4.pdf
分类:06_境外及港澳台调查报告 | 年份:2010 | 地域: | 严重程度: | 场所: | 起火原因:燃气/爆炸 | 来源格式:pdf
U.S. CHEMICAL SAFETY AND HAZARD INVESTIGATION BOARD INVESTIGATION REPORT VOLUME 3 REPORT NO. 2010-10-I-OS
4/17/2016 DRILLING RIG EXPLOSION AND FIRE AT THE MACONDO WELL (11 Fatalities, 17 Injured, and Serious Environmental Damage)
DEEPWATER HORIZON RIG MISSISSIPPI CANYON 252, GULF OF MEXICO KEY ISSUES:
APRIL 20, 2010
• HUMAN FACTORS • ORGANIZATIONAL LEARNING • SAFETY PERFORMANCE INDICATORS • RISK MANAGEMENT PRACTICES • CORPORATE GOVERNANCE • SAFETY CULTURE
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3 Contents VOLUME 3 – INTRODUCTION .............................................................................................................. 15 Moving Beyond the Blowout Preventer ...................................................................................................... 19 Volume Overview ....................................................................................................................................... 20 1.0 HUMAN FACTORS ..................................................................................................................... 21 1.1 Macondo Temporary Abandonment Personnel ............................................................................. 25 1.2 Macondo Temporary Abandonment Activities: Four Phases ........................................................ 26 1.2.1 Phase 1: Presetting of the Diverter System Route ............................................................ 27 1.2.2 Phase 2: Displacement of the Drilling Mud from the Drillpipe and Upper Wellbore ...... 27 1.2.3 Phase 3: Monitoring Pressure in the Underbalanced Well ............................................... 30 1.2.4 Phase 4: Displacement of the Riser .................................................................................. 33 1.2.5 Human Performance at Macondo ..................................................................................... 34 1.3 Phase 1 – Organizational Influence on Human Performance ........................................................ 35 1.3.1 Diverter Dual Role: Operational and Emergency Mitigation Device ............................... 36 1.3.2 Organizational Policy and Practice Influence Human Performance ................................. 38 1.3.3 Diverter System Design Required Multi-Step Process to Divert Fluids Overboard ......... 41 1.3.4 Needed Improvements in Detecting Gas Influx Prior to Reaching Riser ......................... 45 1.4 Phase 2 – Seemingly Insignificant Decisions can have Great Impact in Complex Systems ......... 47 1.5 Phase 3 – Evidence of Confirmation Bias ..................................................................................... 54 1.5.1 Potential Influence of Distraction and Fatigue ................................................................. 59 1.5.1.1 Fatigue ........................................................................................................... 60 1.5.1.1 Distraction ..................................................................................................... 63 1.6 Phase 4 – Troubleshooting, Multiple Activities, and Communication Gaps Obscure Well Conditions ................................................................................................................................................... 63 1.7 Competency and Non-technical Skills ........................................................................................... 66 1.7.1 Case Study for NTS: Pressure Discrepancies between Drillpipe and Kill Line ............... 70 1.7.1.1 Role of Mudlogger ........................................................................................ 72 1.7.2 Case Study for NTS: Conversation between Well Site Leader and Onshore Engineer .... 76 1.7.3 Integration of Non-technical Skills ................................................................................... 81 1.8 Work-as-Imagined Versus Work-as-Done: The Operator/Drilling Contractor Gap ...................... 83 1.8.1 BP’s Development and Communication of the Temporary Abandonment Plan .............. 85 1.8.2 Gap between ‘Work as Imagined’ and ‘Work as Done’ at the Macondo Well ................ 91
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4 1.8.3 Transocean Procedural Development Policies .................................................................. 93 1.8.4 Lack of Written Transocean Procedures and Work Instructions at Macondo .................. 95 1.9 Management of Change (MOC) .................................................................................................. 102 1.9.1 Management of Change: A Missed Opportunity ............................................................ 103 1.9.2 MOC Regulatory Requirements and Good Practice Guidance ....................................... 107 1.9.2.1 Regulatory Requirements for an MOC Safety Management System .......... 107 1.9.2.2 Multi-party MOCs are an International Concern ........................................ 109 1.10 Inadequate Requirements for Incorporating Human Factors in US Offshore Operations ........... 110 1.10.1 After Macondo, Limited US Offshore Regulatory Requirements Remain for Including Human Factors .................................................................................................................................. 111 1.10.2 Good Practice Techniques and Guidance on Human Factors ......................................... 112 1.10.3 International Offshore Regulatory Requirements and Guidance .................................... 114 1.11 Conclusion ................................................................................................................................... 117 2.0 ORGANIZATIONAL LEARNING FROM INCIDENT INVESTIGATIONS .......................... 119 2.1 Joint Incident Investigations and Challenges to Disseminating Lessons Learned Between Companies................................................................................................................................................. 119 2.2 Challenges to Disseminating Lessons Globally ........................................................................... 121 2.3 Expanding Beyond Immediate Causes and Implementing Change ............................................. 126 2.4 Effectiveness of post-Macondo SEMS Requirements for Incident Investigation ........................ 127 2.5 Conclusion ................................................................................................................................... 131 3.0 SAFETY PERFORMANCE INDICATORS ............................................................................... 132 3.1 Process Safety Performance Indicators for High-hazard Work Environments ............................ 133 3.2 BP’s Selection and Use of Performance Indicators ..................................................................... 137 3.2.1 BP Corporate Policies Reflect a Focus on Production, Personal Safety, and Lagging Indicators 137 3.2.2 Individual Performance Plans Lacked Process Safety Metrics ....................................... 139 3.3 Transocean’s Selection and Use of Performance Indicators ........................................................ 143 3.3.1 Transocean Recognized Need for Process Safety Performance Indicators .................... 146 3.3.2 Transocean Bonus Awards Insufficiently Focused on Performance Relating to Process Safety and MAP ................................................................................................................................ 148 3.4 Advancing the Development and Use of Process Safety Performance Indicators ....................... 149 3.4.1 CSB Efforts to Advance Understanding and Use of Process Safety Performance Indicators 150 3.4.2 Selection of Effective Performance Indicators ............................................................... 152
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5 3.5 Process Safety Metrics Gleaned from the Macondo Blowout ..................................................... 157 3.5.1 Real-time Indicators for Safety Critical Elements .......................................................... 158 3.5.1.1 Well Kicks ................................................................................................... 159 3.5.2 Slow Moving Indicators for SMS Elements ................................................................... 160 3.5.2.1 Emerging MOCs Themes ............................................................................ 160 3.5.2.2 Cross Reference Indicators Between the Operator/Drilling Contractor ...... 164 3.6 Regulatory Requirements for Indicators Reporting ..................................................................... 165 3.7 Conclusion ................................................................................................................................... 166 4.0 INEFFECTIVE RISK MANAGEMENT APPROACHES AT MACONDO AND THE CHALLENGES OF THE MULTI-EMPLOYER OFFSHORE WORK ENVIRONMENT .................... 167 4.1 BP and Transocean Risk Reduction Goal: ALARP ..................................................................... 168 4.2 Contractor Safety Management Guidance Calls for Clear Definition of Roles and Responsibilities
170 4.3 Transocean did not apply its More Rigorous Corporate Risk Management Policies to the Deepwater Horizon and Macondo Well .................................................................................................... 171 4.3.1 Transocean Lacks Implementation Guidance for its Risk Management Tools .............. 173 4.3.1.1 Transocean Identified Risk Mitigation Tool Weaknesses Post Incident ..... 174 4.4 Post-Texas City Refinery Disaster, BP Developed but Macondo did not Benefit from the Robust Corporate Risk Management System ........................................................................................................ 176 4.4.1 OMS Roll-out Lags Macondo Well Planning and Drilling—Related Safety Practices were not Effectively Applied at the Macondo Well .................................................................................. 178 4.4.2 Macondo Risk Analysis Lacked BP ALARP Requirements .......................................... 180 4.4.3 BP’s Major Accident Risk (MAR) Process was not Implemented ................................. 183 4.4.4 Absent Reporting Requirements ..................................................................................... 185 4.4.5 BP did not implement OMS-required Application to Contracted Rigs through Contracts and Bridging Documents .................................................................................................................. 187 4.5 BP Did Not Pursue Its 2008 Initiative to Engage GoM D&C Contractors in Risk and Barrier Management .............................................................................................................................................. 191 4.6 Conclusion ................................................................................................................................... 193 5.0 CORPORATE GOVERNANCE, THE INFLUENCE OF SHAREHOLDERS AND PUBLIC DISCLOSURE OF PROCESS SAFETY INFORMATION..................................................................... 195 5.1 Boards of Directors and Shareholders ......................................................................................... 197 5.1.1 What is Corporate Governance? ..................................................................................... 197 5.1.2 The Role of Shareholders and their Influence on Corporate Governance ...................... 198
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6 5.1.3 Corporate Governance Risk Management and Sustainability ........................................ 201 5.1.4 The Business Case for Effective Process Safety Oversight ............................................ 204 5.1.5 The Need for Better Reporting Illustrated by Consequences Stemming from the Macondo Blowout 206 5.2 BP and Transocean: Corporate Governance and Communication of Process Safety and Major Accident Prevention Information .............................................................................................................. 209 5.2.1 A Case Study of Board Involvement Demonstrated in Shareholder Communications .. 209 5.2.1.1 BP Shareholder Communications Before and After BP Texas City ........... 210 5.2.1.2 BP Shareholder Communications Before and After Macondo ................... 212 5.2.1.3 Transocean Shareholder Communications Before and After Macondo ...... 214 5.3 Historical BP Corporate Governance Issues ................................................................................ 216 5.4 US Financial Regulation Absent Regarding HSE Reporting ....................................................... 221 5.5 The Offshore Regulator’s Role – An International Perspective .................................................. 224 5.5.1 Norway: Management Findings from Audits and Investigations ................................... 225 5.5.2 United Kingdom: Guidance and Training ....................................................................... 227 5.6 Conclusion ................................................................................................................................... 232 6.0 CULTURE FOR SAFETY: FOCUS AND RESPONSE ............................................................. 233 6.1 Assessing Culture and whether it Promotes Process Safety ........................................................ 234 6.2 Culture Assessments of BP and Transocean ................................................................................ 236 6.3 Influencing a Culture for Process Safety from the Top ............................................................... 238 6.4 Conclusion ................................................................................................................................... 241 7.0 VOLUME 3 CONCLUSION ....................................................................................................... 242 8.0 RECOMMENDATIONS ............................................................................................................. 244
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7 Figures and Tables Figures Figure 1-1. Control panel (left) and partial close-up of control panel on the Deepwater Horizon found in the driller’s cabin and on the bridge of the rig. These controls were used to preset the diverter. ....... 27 Figure 1-2. On the left, the well as spacer material is pumped into the well, beginning to push drilling mud out of the riser. On the right, the intended well configuration for the negative test. .................. 29 Figure 1-3. Initial negative test configuration for the Macondo well called for only displacing the kill line (left), but the final configuration had both the kill line and the drill pipe displaced with sea water. . 31 Figure 1-4. Actual well conditions, with spacer positioned across the BOP, which likely lead to plugging of the kill line. ..................................................................................................................................... 32 Figure 1-5. During the final displacement of the well, the remaining drill mud above the drillpipe is replaced with seawater. ....................................................................................................................... 33 Figure 1-6. The diverter system on a rig can be routed to direct well fluids containing flammable gas to the mud gas separator (green) so that gas can be vented away from rig floor or drilling fluids can be directed routed overboard (red). ......................................................................................................... 37 Figure 1-7. Control panel and partial close-up of control panel on the Deepwater Horizon found in the driller’s cabin and on the bridge of the rig. ......................................................................................... 42 Figure 1-8. Control Panel Pushbuttons to preset route to MGS or overboard. ........................................... 43 Figure 1-9. Control Panel Pushbuttons to preselect the overboard route. ................................................... 43 Figure 1-10. Crew Activities during Temporary Abandonment beginning at 3:00 p.m. on April 20, 2010. ............................................................................................................................................................ 56 Figure 1-11. Crew activities and actions during final displacement of the riser. ........................................ 66 Figure 1-12. Intricate Communication Routes of Well Operations Personnel. .......................................... 73 Figure 1-13. Deepwater Horizon negative test Task Specific THINK Plan. .............................................. 98 Figure 1-14. Transocean Task Specific THINK Procedure addressing displacing a riser with seawater. 100 Figure 1-15. Illustration of the Hierarchy of Controls, including inherent safety strategies, for minimizing and eliminating hazards. ................................................................................................................... 113 Figure 3-1. Safety performance goals for BP employees that were a part of the Deepwater Horizon’s organizational structure. .................................................................................................................... 141 Figure 3-2. Process Safety Indicator Pyramid as identified by the American Petroleum Institute and the International Association of Oil & Gas Producers. ........................................................................... 153 Figure 3-3. A Bowtie diagram model used by Statoil to track the health of specific barriers that are preventive or mitigative for major accident risks. ............................................................................ 158 Figure 4-1. Transocean’s Levels of Risk Management. The higher level risk management approaches were applied to activities with greater complexity and severity of risk. ........................................... 172 Figure 4-2. OMS Rollout at BP, 2006-2009. ............................................................................................ 179
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8 Figure 4-3. May 2008 BP D&C Teams and Contractor Engagement from the Major Hazard and Risk Management Presentation to the D&C Leadership group. The presentation, two years before the Macondo incident, envisioned a detailed allocation of risk and barrier management responsibilities between BP and the contractor. BP did not implement the responsibility matrix approach. ............ 193 Figure 6-1. Visual representation of organizational culture, based on Edgar Shein's levels of culture. ... 235 Tables Table 1-1. Well Control Personnel on Board the Deepwater Horizon Rig on April 20, 2010, that are discussed in this volume.* .................................................................................................................. 25 Table 1-2. Identified human performance actions/decisions during the four phases of temporary abandonment leading up to the blowout. ............................................................................................ 34 Table 1-3. Selected steps from the M-I SWACO displacement procedure used at the Macondo well on April 20, 2010. .................................................................................................................................... 49 Table 1-4. Non-technical skill categories, definitions, and example behaviors associated with each. ....... 68 Table 1-5. Multiple Interpersonal Behaviors and Interactions amongst Well Operations Personnel Demonstrate Need for Non-technical Skills. ...................................................................................... 70 Table 1-6. Summary of communications between Mudlogger and Other Well Operations Crewmembers the evening of April 20, 2010. ............................................................................................................ 75 Table 1-7. Interview statements concerning conversation between the on-rig Well Site Leader (WSL) and the onshore drilling engineer (ODE); names have been replaced with title abbreviations. ................ 77 Table 1-8. Description of the development and communication of the Macondo TA program. ................ 89 Table 1-9. BP and Transocean instituted multiple changes to the temporary abandonment activities that had the potential to negatively affect well barriers without first assessing the hazards of those changes.............................................................................................................................................. 104 Table 1-10. A comparison of best practice elements of an MOC program, current BSEE MOC requirements, and BP and Transocean’s MOC programs in place at the time of the Macondo incident.............................................................................................................................................. 108 Table 2-1. Excerpts from the M.G. Hulme, Jr well control incident report that reflect WAI versus WAD conflicts. ............................................................................................................................................ 120 Table 3-1. Distinctions between Process and Personal Safety., , ............................................................. 136 Table 3-2. Indicator data collected for the Gulf of Mexico as reported in BP’s Maroon Book for 2009. 138 Table 3-3. Corporate Quality, Health, Safety and Environment (QHSE) Strategy and Target Goals Status as reported by Transocean. ............................................................................................................... 146 Table 3-4. COS definitions of SPI 1 and SPI 2 process safety events. ..................................................... 154 Table 3-5. Four indicators as defined by Statoil in 2001. ......................................................................... 157 Table 3-6. Summary of MOCs documented by Transocean for the Deepwater Horizon BOP. ............... 161
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9 Table 4-1. Shore-based risk management tools as identified and described in Transocean’s Health and Safety Policies and Procedures Manual-Level. ................................................................................ 173
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10 Acronyms and Abbreviations
ALARP As Low As Reasonably Practicable AMF
Automatic Mode Function ANSI American National Standards Institute API
American Petroleum Institute ASTM American Society for Testing and Materials BOEM Bureau of Ocean Energy Management BOEMRE Bureau of Ocean Energy Management, Regulation, and Enforcement BOP
Blowout Preventer BSEE Bureau of Safety and Environmental Enforcement BSR
Blind Shear Ram CCPS Center for Chemical Process Safety CEO
Chief Executive Officer COS
Center for Offshore Safety COSO Committee of Sponsoring Organizations CRM Crew Resource Management CSB
US Chemical Safety Board DAFW Days Away From Work DAFWC Days Away From Work Case DAFWCF Days Away From Work Case Frequency DART Days Away from Work, Restricted duty, and Transfer situations DAWFC Days Away from Work Case Frequency DNV
Det Norske Veritas DOI
Department of Interior DWH Deepwater Horizon DWOP Drilling and Wells Operation Practice EDS
Emergency Disconnect System EHS
Environmental Health and Safety EPA
Environmental Protection Agency ERM
Enterprise Risk Management
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11 ETP
Engineering Technical Practices FAA
Federal Aviation Administration FRC
Financial Reporting Council GDP
Group Defined Practice GHSER Getting HSE Right GRI
Global Reporting Initiative HAZID Hazard Identification HAZOP Hazard and Operability Study HIPO High Potential Incident HPDO High Potential Dropped Objects HRO
High Reliability Organization HSE
Health Safety Executive HSSE Health, Safety, Security and Environment HTO
Human, Technology and Organization IADC International Drilling Contractors Association INPO Institute of Nuclear Power Operations IOGP International Association of Oil & Gas Producers ITL
Information to Lessee LCM
Loss Circulation Material LMRP Lower Marine Riser Package LOPA Layers of Protection Analysis LOPC Loss of Primary Containment LTA
Lost Time Accident LTI
Lost Time Incident/Lost Time Incident rate MAE Mary Accident Event MAHRA Major Accident Hazard Risk Assessment MHRA Major Hazard Risk Assessment MAP
Major Accident Prevention MAR Major Accident Risk MBI
Marine Board of Investigation MBO Management by Objective
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12 MGS
Mud-Gas Separator MHRA Major Hazard Risk Assessments MIA
Major Incident Announcement MMS Minerals Management Service MOC Management of Change MODU Mobile Offshore Drilling Unit MSHA Mine Safety and Health Authority NAE
National Academy of Engineering NOPSA National Offshore Petroleum Safety Authority NOPSEMA National Offshore Petroleum Safety and Environmental Management Authority NPT
Negative Pressure Test NRC
Nuclear Regulatory Commission NSOAF North Sea Offshore Authorities Forum NTL
Notice to Lessee NTS
Non-technical Skills NTSB National Transportation Safety Board OCS
Outer Continental Shelf ODE
Onshore Drilling Engineer OECD Organization for Economic Co-operation and Development OIC
Operations Integrity Case OIM
Offshore Installation Manager OLF
Norwegian Oil Industry Association OMS
Operating Management System OOC
Offshore Operators Committee OSH
Occupational Safety and Health OSHA Occupational Safety and Health Administration PMAA Performance Monitoring Audit and Assessment PSA
Petroleum Safety Authority PSM
Process Safety Management QHSE Quality, Health, Safety and Environment RAT
Risk Assurance Tool
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13 RIF
Recordable Injury Frequency SASB Sustainability Accounting Standards Board SCE
Safety Critical Element SCTA Safety Critical Task Analysis SEC
Securities and Exchange Commission SEEAC Safety, Ethics and Environment Assurance Committee SEMS Safety and Environmental Management System SHAPE Safety and Health in Amec Process & Energy SHE
Safety, Health, and Environment SIC
Serious Injury Case SID
Standing Instructions to the Driller SINTEF Norwegian: Stiftelsen for industriell og teknisk forskning SIS
Safety Instrumented Systems SMS
Safety Management System SOP
Standard Operating Procedure SPE
Society of Petroleum Engineers SPI
Safety Performance Indicator SPU
Strategic Performance Unit TPSR Total Potential Severity Rate TRIR Total Recordable Injury Rate TSTP Task Specific THINK Procedure UK
United Kingdom US
United States USCG United States Coast Guard WAD Work as Done WAI
Work as Imagined WBM Water Based Material WCID Well Construction Interface Document WLCPF Well Lifecycle Practices Forum WSL
Well Site Leader
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14 Volume 3 Human, Organizational, and Safety System Factors of the Macondo Blowout
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15 Volume 3 – Introduction In 1988, the offshore oil and gas industry experienced its deadliest accident when an explosion aboard the Piper Alpha oil production platform took the lives of 167 individuals. In its aftermath, a major incident investigation revealed a number of issues concerning the management of major accident risk offshore.1 Twenty-five years later, the Piper Alpha disaster was described as “the lens through which we [the offshore industry] view our safety efforts.”2 The Macondo incident serves to check the focus of that lens, as the blowout illuminates the increasing complexity of offshore operations, technologies, and drilling environments. To that end, the CSB’s investigation of the Macondo incident revisits some of Piper Alpha’s lessons and introduces new ones related to human performance, organizational learning, safety performance indicators, risk management coordination, and corporate cultures that promote safety. The risk management policies of both BP and Transocean promote an incident-free workplace. BP’s 2008 major corporate safety Operating Management System (OMS) framework states, “Our goals are simply stated: no accidents, no harm to people, and no damage to the environment.”3 In Transocean’s 2009 Health and Safety Policy statement, the company commits to operating in an “incident-free workplace—all the time, everywhere.”4 ExxonMobil,5 Shell
1 Department of Energy. The Public Inquiry into the Piper Alpha Disaster; Presented to Parliament by the Secretary of State for Energy by Command of her Majesty. November, 1990. 2 Oil & Gas UK. Health & Safety Report 2014; 2014; p 1. http://oilandgasuk.co.uk/wp- content/uploads/2015/05/HS087.pdf (accessed December 20, 2015). 3 Internal Company Document, BP. The BP Operating Management System Framework, Part 1, An Overview of OMS, Issue 2, November 3, 2008, p 24, BP-HZN-2179MDL0033320, see Exhibit 2352 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Lynch_Richard-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). 4 Internal Company Document, Transocean. Health and Safety Policies and Procedures Manual, Issue 03, Revision 07, HQS-HSE-PP-01, December 15, 2009, General, BP-HZN-2179MDL00132067, see Exhibit 4942 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Farr_Daniel-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). 5 ExxonMobil, Commitment to Safety, http://www.exxonmobile.com/USA- English/EMPCo/healthsafetyenvironment_safety.aspx (accessed December 8, 2014). Volume 3 Overview Introduction Chapter 1 – Human Factors Chapter 2 – Organizational Learning from Incident Investigations Chapter 3 – Safety Performance Indicators Chapter 4 – Risk Management and the Multi-employer Work Environment Chapter 5 – Corporate Governance and the Influence of Shareholders Chapter 6 – Culture for Process Safety Chapter 7 – Conclusion Chapter 8 – Recommendations
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16 Global,6 Total,7 ConocoPhillips,8 and Chevron9 have similarly stated “zero incident” risk management goals, but zero incidents for a day, month, or even years do not preclude a company from an incident tomorrow. Preventing incidents requires a shift in focus from past successes to current risk reduction activities. Ultimately, risk reduction efforts must be continually accounting for inevitably changing circumstances (e.g., the drilling environment, technology, knowledge, and workforce). While the Macondo blowout occurred under the direction of Transocean and BP, it affected the offshore industry worldwide,10 demonstrating that risk management for preventing major accident events (MAEs) continues to challenge the offshore industry despite the numerous lessons from the Piper Alpha incident.11 For example, almost five years after the Macondo blowout, audit findings from one of the offshore US regulators, Bureau of Safety and Environmental Enforcement (BSEE), suggest that some companies use their safety and environmental management system (SEMS) programs12 to document regulatory compliance rather than to actually manage risks.13 In fact, post-incident CSB analyses of Transocean and BP risk management policies at the time of the blowout reveal that many of the policies would have satisfied current SEMS requirements. Yet the companies did not effectively implement these policies to manage the major accident risks of the Macondo well, and the companies were not held accountable by the regulator to ensure that they managed safety as their company policies stipulated. Beyond BP and Transocean, the CSB found a lack of US offshore industry regulations and guidance for human factors, process safety indicators, and corporate governance. Volume 3 of the CSB Macondo investigation report addresses the insufficient focus on managing major hazard risk throughout the lifecycle of the Macondo well, beginning with the well’s initial design, through execution of the project, which included several modifications, and finally during temporary abandonment planning and execution. The CSB’s report:
6 Shell Global, Safety, http://www.shell.com/global/environment-society/safety.html (accessed December 8, 2014). 7 Total, Industrial Safety: Our Objectives and Ambitions, http://www.total.com/en/society-environment/industrial- safety/our-objectives-and-ambitions (accessed December 8, 2014). 8 ConocoPhillips, Our Safety Commitment, http://www.conocophillips.com/sustainable-development/safety- health/Pages/our-safety-commitment.aspx (accessed February 8, 2015). 9 Chevron, Workforce Health and Safety, http://www.chevron.com/corporateresponsibility/approach/workforce/ (accessed December 8, 2014). 10 E.g., Oil & Gas UK. Guidelines on BOP Systems for Offshore Wells, Issue 2; Oil & Gas UK: Great Britain, May, 2014; p 182.; House of Commons Energy and Climate Change Committee. UK Deepwater Drilling-Implications of the Gulf of Mexico Oil Spill; HC 450-1; The Stationery Office Limited: London, Great Britain, January 6, 2011.; International Association of Oil & Gas Producers. Deepwater Wells: Global Industry Response Group Recommendations; Report No. 463; May, 2011. 11 E.g., Walker, S. Review of the Cullen Recommendations - are they still relevant?, Oil & Gas UK’s Piper 25 Confernece, Aberdeen, Scotland, June, 2013.; Hackitt, J. Piper Alpha – honouring the legacy and adapting for the future, Oil & Gas UK’s Piper 25 Confernece, Aberdeen, Scotland, June, 2013.; Fryan, R. Piper Alpha 25, Oil & Gas UK’s Piper 25 Confernece, Aberdeen, Scotland, June, 2013. 12 30 C.F.R. §250.1900 Subpart S, Safety and Environmental Management Systems (2015). 13 Bureau of Safety and Environmental Enforcement. BSEE Priorities Regarding SEMS, Offshore Technology Conference, Houston, TX, 2015; http://www.bsee.gov/uploadedFiles/BSEE/BSEE_Newsroom/Speeches/2015/OTC%202015%20Mtg%20SEMS% 20Presentation.pdf (accessed December 19, 2015).
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- Identifies instances where crewmember’s actions were relied upon for successful and safe well
operations, but neither BP nor Transocean effectively defined performance expectations, nor did they support the crew with a rigorous human factors management system.
- Demonstrates that both BP and Transocean possessed safety management system policies meant
to manage major accident hazards, but they did not effectively implement these policies because of: a. Inadequate incorporation of human factors into safety management practices and hazard assessments; b. Ineffective organizational learning from previous incidents; c. Unclear roles and responsibilities, separately and jointly, for managing major accident risk; and d. Insufficient fulfillment of internal company requirements to reduce risk to as low as reasonably practicable (ALARP).
- Advances the importance of actively monitoring the effectiveness of barrier and safety
management systems.
- Illuminates the influence of oversight from corporate board of directors and shareholders on risk
management.
- Illustrates the current gaps in US regulations and guidance that do not incorporate recognized
process safety concepts, including human factors, ALARP, and effective management of safety critical elements.
- Lays the necessary foundation for carefully examining the strong oversight and influence required
of the regulator in pushing companies to effectively implement what they claim they are doing to manage major accident risk and in driving them toward continual risk reduction.
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Throughout Volume 3, the CSB refers to “the regulator” or “offshore regulations” to indicate either MMS or BSEE and their respective safety regulations for drilling and completions activities on the outer continental shelf. As indicated in the figure below, MMS evolved into BSEE after the Macondo incident occurred. In reality, several regulatory bodies oversee the offshore oil and gas industry, including the US Coast Guard (USCG), the Bureau of Ocean Energy Management (BOEM), and the Environmental Protection Agency (EPA), but the CSB generally limits its discussion to MMS and BSEE due to its specific authority over the safe conduct of offshore drilling and completion operations.
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19 Moving Beyond the Blowout Preventer Volume 2 of the CSB Macondo investigation report introduces safety critical elements (SCEs), also called safety barriers, as equipment or tasks that provide the highest level of protection against MAEs, and, conversely, whose failure increases the risk of an MAE.14 In that volume, the CSB uses the blowout preventer (BOP) as the vehicle to explore targeted risk reduction by describing the steps required for maintaining SCE effectiveness to ensure risk of an MAE is as low as reasonably practicable.15 Historically, safety barriers have been identified as physical in nature, intended to separate and protect people and the environment from hazards.16, 17 Physical barriers, such as the downhole cement and BOP installed at the Macondo well, have been closely assessed post-incident for their contribution to the blowout.18 But focusing on solutions to these technical failures cannot prevent future incidents without giving equal attention to failures of less visible, non-physical barriers and support systems. The safety barrier concept must extend beyond physical safeguards. For example, a blowout preventer should establish a physical barrier to prevent the flow of hydrocarbons from the well to the drilling rig, yet the BOP can accomplish this only if the crew detects the kick soon after ingress and activates the appropriate BOP component in time for it to seal the well. Beyond the crew’s actions, companies must appropriately manage several organizational factors to ensure the BOP will successfully function as a barrier, including: • proper selection of a BOP with capabilities appropriate to control the well being drilled; • maintenance and care to ensure the BOP can function as designed; • a crew’s capabilities in identifying the need to close the well; • active monitoring of the BOP and its associated safety systems to ensure its effectiveness as a barrier when summoned; and • company procedures and cultural practices that directly influence a crew’s actions. This brief dissection of the BOP as a physical barrier illustrates how its success depends upon a barrier system19 that incorporates operational/human and organizational elements. In the United States, Macondo precipitated numerous industry and government publications to address issues such as safe drilling operations, well containment and intervention capability, and oil spill response
14 See CSB Macondo Investigation Report, Volume 2, Section 4.2.3.1, p 58. 15 Ibid., Figure 5-1, p 63. 16 Sklet, S. Safety Barriers: Definitions, Classification, and Performance. J. Loss Prevent. Proc. 2006, 19, 494. 17 The weight of a column of fluid that fills the hole being drilled (wellbore) and the riser is the primary barrier used to control pore pressures and prevent kicks during drilling and completion activities; for more detail, see Volume 1 of the CSB Macondo Investigation Report, Section 4.2.3.1, p 19. 18 CSB Macondo Investigation Report, Volume 2. 19 “A barrier system describes how a barrier function is realized or executed…A barrier element is a component or a subsystem of a barrier system that by itself is not sufficient, to perform a barrier function...” Sklet, S. Safety Barriers: Definitions, Classification, and Performance. J. Loss Prevent. Proc. 2006, pp 19, 494.
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20 capability.20 The focus of these US regulations, standards, and guidance has primarily been on the reduction of physical threats and improvements in managing technical barriers such as those related to this incident. In contrast, new US regulations and guidance aimed at advancing our understanding and management of human performance—the operational barriers—have been limited. This volume explores opportunities in the US for further improvements. Volume Overview Because Deepwater drilling is highly dependent on the actions of the well operations crew, Volume 3 of the CSB Macondo investigation report begins by exploring four specific phases of activity by the crew leading up to the blowout and subsequent explosions. These phases provide a framework for analyzing the human and organizational factors contributing to the April 20, 2010, incident. From there, this volume reviews several human factors issues relevant to the incident (Chapter 1.0). Volume 3 extends beyond human factors and safety system performance to organizational learning of offshore incident investigations (Chapter 2.0) and major challenges facing industry in this endeavor, as demonstrated by several well control incidents. Chapter 3.0 illuminates successful personal safety program initiatives that BP and Transocean have not adequately applied to process safety. Chapter 3.0 then describes advances in safety performance indicators and suggests offshore process safety indicators appropriate for rig, company, industry, and regulatory levels. Chapter 4.0 details how several of BP’s and Transocean’s MAE risk management policies could have made a positive impact on work completed at the Macondo well, but safety roles and responsibilities were unclear, and ultimately neither company applied their policies. Since BP’s and Transocean’s boards of directors did not have sufficient oversight for process safety issues and major accident prevention, Chapter 5.0 reviews corporate governance good practice, as well as the influence that shareholders, SEC reporting requirements, and the regulator might have on ensuring boards of directors remain focused on potential MAEs. Ultimately, the organizational behaviors and practices of BP and Transocean demonstrated a focus on personal safety without an equal attention to managing barriers and safety management systems meant to prevent MAEs, and both companies exhibited behaviors more akin to a minimal safety compliance approach (Chapter 0). With limited safety management regulatory provisions and oversight for the drilling operation, they did not abide—nor did any government authority require them to abide—by their own, more stringent corporate risk management policies. And in many respects, their documented policies still meet or exceed the current regulatory requirements for risk management. In demonstrating that the deficiencies outlined in this volume continue to exist offshore in the Gulf of Mexico (GoM), the CSB identifies opportunities for further strengthening industry management of major accident hazards and the role of the regulator in this endeavor. The facts and findings described in Volume 3, as well as in Volumes 1 and 2, provide the bridge to Volume 4; this final volume illustrates how the regulatory changes since Macondo, while greatly significant, do not go far enough to put the onus on industry to effectively reduce risk, nor do they sufficiently provide the mechanisms for the regulator to proactively assure effective industry management and control of major hazards.
20 Joint Industry Task Force (JITF). JITF Executive Summary; March 13, 2013, p 1. http://www.api.org/~/media/files/oil-and-natural-gas/exploration/offshore/executive-summary-final-031312.pdf (accessed October 2015, 2015).
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21
- 0 Human Factors
In the aftermath of a catastrophe, the individuals immediately involved in the activities that precipitated the event often receive much of the focus and subsequent blame, due largely to the ease of drawing causal lines between those activities and the negative outcomes. This holds true for Macondo, where much attention has been on the incorrect interpretation of the well data during the negative test21 and well displacement, the delayed response to hydrocarbons entering the well, and the diversion of the well fluids to the mud gas separator instead of off the sides of the rig away from potential ignition sources and the people on board.22 Beyond Macondo, human “errors” have also been linked to numerous major accidents from a wide variety of environments, including Chernobyl (nuclear), Herald of Free Enterprise (passenger ferry),23 Clapham Junction (railroad),24 Piper Alpha (offshore production facility),25 and Texas City (onshore refinery).26, 27 Pointing to human failure “is hardly surprising…every operational, inspection and maintenance task is carried out by a skilled technician and the successful outcome relies on error-free performance.”28 But we should expect human performance variability, and in fact it is normal and necessary.29 Humans are
21 The negative test is defined in Section 1.2.2 and discussed at length throughout Chapter 1. The negative test is also referred to as ‘negative flow test’ and ‘negative pressure test,’ depending upon which variable is measured/observed as part of the test procedure. The CSB will use the general ‘negative test’ for the remainder of this volume. 22 The diverter system and mud gas separator are described in detail in Section 1.3. 23 On March 6, 1987, a vehicle and passenger ferry capsized immediately after leaving its Belgian port when its bow door was left open, killing 193 people. 24 Poor maintenance and human fatigue were deemed causal in this December 20, 1988, multi-train collision that resulted in 35 deaths and 500 injuries. 25 On July 6, 1988, 167 individuals died from explosions and fire on this North Sea oil platform. A number of human factors issues were identified pertaining to procedures, the permit to work process, shift handover, communication, and training, among others. 26 Several human factors were identified as contributory to the March 23, 2005 BP Texas City refinery explosions and fire leading to 15 deaths and 180 injuries. These included workload/staffing, distraction, fatigue, poor/inadequate instrumentation, and human-computer interface design of the unit control board. 27 Energy Institute, Guidance on Human Factors Safety Critical Task Analysis, 1st ed., March 2011, p 1. 28 Hamilton, I. Human Error: in the loop; The Chemical Engineer, 2012, 854, p 40. 29 Shorrock, S. Humanistic Systems; 'Human error': The handicap of human factors, safety and justice, http://humanisticsystems.com/2013/09/21/human-error-the-handicap-of-human-factors-safety-and-justice/ (accessed October 7, 2015).; Hollnagel, E. Barriers and Accident Prevention; Ashgate: 2004. Chapter 1.0 Overview This chapter provides an analysis of the human factors pertinent to the incident to shed light on the reasoning behind the decisions and actions of those immediately involved in the drilling and temporary abandonment process at Macondo. The chapter describes the current industry dependence on human actions to maintain safe operations and details a significant gap in effective management of human factors in offshore operations.
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22 valuable because of their flexibility—their ability to adapt and troubleshoot within workplace conditions that can be “vague, shifting, and suboptimal.”30 For every catastrophic incident, humans have achieved countless other successful outcomes because of their variability and ingenuity in the face of unexpected situations. As such, humans remain a critical component of any high-hazard system and play a direct and indispensable role in preventing or mitigating a major accident event. Human intervention is essential throughout the entire lifecycle of a drilling operation, where reliance on successful human performance begins with the initial hazard analysis to assess and design the well, and it continues through the plans and procedures developed and subsequently modified in response to the real- time well conditions. This reliance places a heavy dependence upon the decisions and actions of the well operations crew31 which can 1) increase or decrease the risk of a well kick, and 2) compromise or strengthen the effectiveness of various technical barriers32 intended to minimize the potential for a blowout. Official inquiries into the Macondo incident concluded that the well operations crew and rig management made decisions and took actions that they should not have,33 and some called for more technical competency training.34 Yet improving human performance goes far beyond simply retraining individuals on the technical aspects of offshore operations. As Sidney Dekker expresses in his book The Field Guide to Understanding Human Error, “Accidents are seldom preceded by bizarre behavior … Mishaps are the result of everyday influences on everyday decision making, not isolated cases of erratic individuals
30 Shorrock, S. Humanistic Systems; 'Human error': The handicap of human factors, safety and justice, http://humanisticsystems.com/2013/09/21/human-error-the-handicap-of-human-factors-safety-and-justice/ (accessed October 7, 2015). 31 While the well operations crew members often get credit for making decisions and taking direct action to conduct the drilling activities, a number of management and engineering personnel play a role in the decision- making/action-taking process through various means, such as providing leadership instruction, guidance, and technical analysis of the well. The complexity of these relationships provides support for improved methods of non-technical skills development, which is covered in Section 1.7 of this chapter. 32 Technical barriers are physical in nature, such as the BOP or drilling mud, either of which can be used to physically stop the flow of hydrocarbons from a well. The CSB Macondo Investigation Report, Volume 2, chapters 2 and 4 provide further details on physical, operational, and organizational barriers. 33 BP. Deepwater Horizon Accident Investigation Report; September 8, 2010; p 10.; National Commission on the BP Deepwater Horizon Oil Spill and Offshore Drilling. Deep Water The Gulf oil Disaster and the Future of Offshore Drilling; 2011; pp 115, 120-122.; National Commission on the BP Deepwater Horizon Oil Spill and Offshore Drilling. Chief Counsel's Report: The Gulf Oil Disaster; Feburary 17, 2011; Sections 4.6 – 4.8.; US Coast Guard. Report of the Investigation into the Circumstances Surrounding the Explosion, Fire, Sinking and Loss of Eleven Crew Memebers Aboard the MODU, Deepwater Horizon; 2011; p 12.; National Academy of Engineering and National Research Council of the National Academies. Macondo Well – Deepwater Horizon Blowout: Lessons for Improving Offshore Drilling Safety; The National Academies Press: Washington, D.C., 2011; pp 3, 19. 34 BP. Deepwater Horizon Accident Investigation Report; September 8, 2010; pp 183-184.; National Commission on the BP Deepwater Horizon Oil Spill and Offshore Drilling. Chief Counsel's Report: The Gulf Oil Disaster; Feburary 17, 2011; p 162.; Bureau of Ocean Energy Management, Regulation, and Enforcement. Report Regarding the Causes of the April 20, 2010, Macondo Well Blowout; 2011; pp 8, 210.
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23 behaving unrepresentatively.” 35, 36 Furthermore, human performance is often only deemed erroneous in the aftermath of a negative outcome. The CSB’s investigative work frequently finds a history of acceptable performance leading up to an incident that was never considered erroneous or critiqued until catastrophe happened. (See Call-out Box.) Indeed, “There is almost no human action or decision that cannot be made to look flawed or less sensible in the misleading light of hindsight.”37 Overall, the performance failures identified post-incident do not point to worker competency per se, but to a variety of situational, contextual, and organizational variables that influence even a highly competent person’s decision-making.
“As a discipline, human factors is concerned with understanding interactions between people and other elements of complex systems. Human factors applies scientific knowledge and principles as well as lessons learned from previous incidents and operational experience to optimize human wellbeing, overall
35 As in any CSB incident investigation, unless evidence suggests intentional criminal acts, it is assumed that the crew members were evaluating the information at hand and responding without any malicious intent toward themselves, their coworkers, and the facility/organization. 36 Dekker, S. The Field Guide to Understanding Human Error; Ashgate: 2006; p 18.; James Reason and others make similar statements, e.g., see Reason, J. Human Error; Cambridge University Press: 1990. 37 Department of Transport. Investigation into the Clapham Junction Railway Accident; Her Majesty's Stationary Office: London, 1989, p 147. Performance Judged “Good” or “Bad” Depending on the Outcome Error-free performance is unattainable, largely because the performance decision or action is subjectively judged erroneous or error-free based on the outcome. After an incident, the decisions and actions of those immediately involved in the event are invariably criticized. Personnel have broken rules, not followed procedures, and made “illogical” decisions. However, the CSB has frequently found that decisions and actions labeled as “poor” post-incident were previously accepted, and sometimes even rewarded. The BP Texas City refinery explosion (2005)† is one such example. On the day of the incident, process parameters were exceeded during unit startup. In fact, process parameters were deviated in the 18 previous startups of that unit. Sometimes these startups led to a hydrocarbon release into the unit, but none resulted in explosions and fatalities. These deviations were not assessed, nor were steps taken to prevent future deviations. Up until the day of the incident, the deviations to procedures were considered acceptable to protect the unit equipment and achieve successful unit startup. †US CSB, Refinery Explosion and Fire: BP Texas City, Section 3.1.1, http://www.csb.gov/bp-america-refinery-explosion/.
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24 system performance and reliability. The discipline contributes to the design and evaluation of organisations, tasks, jobs and equipment, environments, products and systems.”38 Thus, drilling organizations—like any entity conducting high-hazard operations—must incorporate human factors into safety management practices. They must consider human strengths and limitations when designing a task and implement safety management systems to support the work activities of those conducting the hazardous operations.39 They must explicitly identify the performance expectations of the human-dependent controls, and continually assess those controls to ensure they are sufficient and can be reliably maintained or executed. This chapter provides specific evidence of the lack of effective integration of human factors into the design, planning, and execution of drilling and completions activities at the Macondo well, and it illustrates a demonstrable gap in US offshore regulation and guidance to incorporate more robust management of human factors. Specifically, this chapter shows: • The organizational influence on human performance; • The importance of human factors engineering considerations for safety critical system design and usage; • The still unresolved risk of gas-in-riser situations that place unrealistic expectations on well operations crews; • The need for development and use of non-technical skills,40 including communication, teamwork, and decision-making, by the operator, drilling contractor, and other well services providers; • The gap between work-as-imagined (WAI) by well designers, managers, or regulatory authorities and work-as-done (WAD) by the well operations crew; and • The importance of assessment of safety critical tasks and identification of controls that could maximize the likelihood of successful human performance.
38 International Association of Oil & Gas Producers. Human Factors Engineering in Projects, Report No. 454; August 2011. 39 Volume 3 offers multiple examples throughout of how multiple safety management system programs, including those for management of change, procedures, and incident investigations, can support successful human performance. 40 Non-technical skills have been defined as “the cognitive, social and personal resource skills that complement technical skills, and contribute to safe and efficient task performance.” [Flin, R.; O'Connor, P.; Crichton, M. Safety at the Sharp End; Ashgate Publishing: Hampshire, England, 2008; p 1.] Non-technical skills will be discussed more fully in Section 1.7 of this chapter.
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25 1.1 Macondo Temporary Abandonment Personnel To set the context of this analysis, Table 1-1 provides a review of the individuals immediately involved in the temporary abandonment activities. Table 1-1. Well Control Personnel on Board the Deepwater Horizon Rig on April 20, 2010, that are discussed in this volume.* Position Employer No. On Board/ No. on Duty at time of blowout Detail Well Site Leader (WSL) BP 2 / 1 Considered the “Company Man,” this person represents the operator/leaseholder; there was also a third WSL on board who was a trainee Offshore Installation Manager (OIM) Transocean 1 Manages all aspects of the rig, including well, crane, and marine operations Senior Toolpusher Transocean 1 Supervises well operations; conducts a variety of administrative tasks associated with the well operations; assists the OIM Toolpusher Transocean 2 / 1 Supervises well operations/rig floor; advises and assists the driller Driller Transocean 2 / 1 Operates drilling equipment; using visual observation of rig floor and down hole data, monitors and responds to well conditions Assistant Driller Transocean 4 / 2 Assists the driller in operating the drilling equipment and monitoring/responding to well conditions Mud Engineer M-I Swaco 2 / 1 Also called a drilling fluids specialist, this person is responsible for ensuring the drilling fluid (mud) meets design specifications necessary for the well operation Mudlogger Sperry-Sun 2 /1 Monitors well (down hole) conditions and video feed of flow on rig to assist the driller There are a number of additional personnel with responsibilities associated with well operations, such as the Subsea Supervisor, Floorhands, Derrickhands, and Cementers. However, these positions do not play a prominent role in the analysis presented within this volume. There are also a number of personnel on shore that provide technical and managerial support, such as the Onshore Drilling Engineer, who is discussed in Section 1.7.2.
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26 Besides these 16 individuals, 110 others representing 13 companies were on board the rig on April 20, 2010, most of whom (79) were Transocean personnel.41 On official duty at the time of the blowout were 9 of the 16 well operations crewmembers identified in Table 1-1. The drillers operated drilling equipment and monitored the well from the driller’s cabin (or shack) on the drill floor. The senior toolpusher supervised the toolpushers and the drillers’ activities. The mudlogger was housed in the mudlogger’s shack, a separate location one flight of stairs away from the drillers. Both the Offshore Installation Manager (OIM) and Well Site Leader (WSL) oversaw resources and operational performance. 1.2 Macondo Temporary Abandonment Activities: Four Phases By April 20, 2010, the Macondo crew completed exploratory drilling activities at the well after discovering several potential oil and gas producing zones.42 This success meant that the Macondo well would likely be converted from an exploratory well to a producing one at some future date, so the Deepwater Horizon (DWH) crew began the process to temporarily abandon the well.43 As part of this process, and before leaving the well site, the DWH crew pressure tested the well to ensure there were no leaks and the hydrocarbon bearing zones were sealed. After the crew successfully conducted a positive pressure test of the well,44 BP’s temporary abandonment plan called for a negative test45 followed by displacement of the drilling mud from the riser with seawater. For the human factors analysis, this chapter divides this process into four phases: • Presetting of the diverter system route; • Displacement of the drilling mud from the drillpipe and upper wellbore; • Monitoring of pressure in the underbalanced well; and • Displacement of the riser. Dividing the activities of the crew into these four phases provides an opportunity to explore the contextual framework in which the crew was operating, which changed with each phase. This chapter discusses the implications of this dynamic framework on the human factors that influenced the crew’s collective understanding of the real-time conditions of the well.
41 Table 1-2 from Volume 1 of the CSB Macondo Investigation Report provides additional details on the personnel on board. 42 The CSB Macondo Investigation Report, Volume 1 details Macondo exploratory drilling activities. 43 A production facility would return later to extract the oil and gas from the well. 44 See Volume 1, Section 2.2.1 for more details about pressure testing a well. During a positive pressure test, a well is pressured up and then held in this condition to see if the pressure is maintained, indicating no leaks in the casing. If a decrease in pressure is observed, regulations require that either the well be re-cemented, the casing repaired, or additional casing installed to ensure the well is sealed. 45 See Volume 1, Section 2.2.1 for more details about pressure testing a well. A negative pressure text simulates the underbalanced condition of the well upon abandonment by displacing some of the heavy drilling mud from the well and closing the BOP to isolate the bottom of the well from the hydrostatic pressure exerted by fluids above the BOP.
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27 1.2.1 Phase 1: Presetting of the Diverter System Route The diverter system is one of the pieces of equipment on a drilling rig designed to limit oil and gas from inundating the rig floor during excessive flow46 from the riser by routing the well fluids to a safer location. Using a control panel, the Deepwater Horizon crew could preset the route to one of two locations (Figure 1-1), either the mud gas separator (MGS, an atmospheric separating vessel), located on the rig, or overboard. The standard preset route was to the MGS; this was the route preset on April 20, 2010.47 In this configuration, if the crew wanted to change the route before or during an emergency, they needed to complete a multi-step process to divert overboard (additional details in Section 1.3).
Figure 1-1. Control panel (left) and partial close-up of control panel on the Deepwater Horizon found in the driller’s cabin48 and on the bridge of the rig. These controls were used to preset the diverter. 1.2.2 Phase 2: Displacement of the Drilling Mud from the Drillpipe and Upper Wellbore During a negative test, the crew purposely underbalances the well to simulate the condition that will exist once the well is abandoned. Generally, the primary barrier used to prevent the flow of hydrocarbons (oil and gas) from the reservoir is a column of heavy fluid that fills the wellbore and the riser and essentially
46 Excessive flow could be the result of a blowout or, if the BOP is closed, a release of gas from the riser. Initially, the Macondo explosion was the latter because the BOP successfully sealed the well just prior to the explosion occurring with the well blowout evolving after the initial explosion. See CSB Macondo Investigation Report, Volume 2, Section 2.5, p. 30 and Appendix 2-A, p 23. 47 Internal Company Documents, Transocean. Interview Final Memo, June 2, 3, 4, and 11, 2010, Interviews with Drillers, Assistant Drillers, OIM, TRN-INV-00000180, TRN-INV-00000698, TRN-INV-00002791, and TRN- INV-00003448, TRN-I NV-00004242. The driller’s cabin, on the drill floor, contains the primary control panel. Hearing before the Deepwater Horizon Joint Investigation, May 26, 2010, p 19 48 The driller’s cabin, on the drill floor, contains the primary control panel. Hearing before the Deepwater Horizon Joint Investigation, May 26, 2010, p 19.
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28 “pushes” back on the hydrocarbons. When a well is abandoned, some of the fluid column is replaced with lighter sea water, and the well may become underbalanced, meaning the weight of the fluid column may not be sufficient to keep hydrocarbons from entering the wellbore. If the hydrocarbon bearing zones in the well are sealed by additional barriers (e.g., cement), the well will not flow despite being underbalanced. By simulating the underbalanced condition and observing the pressure in the well, the crew is able to test the integrity of the well in a controlled manner before removing the fluid column barrier. At Macondo, between 3:00 p.m. and 5:00 p.m., the crew displaced drilling mud from the drillpipe and upper wellbore by pumping a dense spacer49 material (Figure 1-2, left) followed by seawater to push the drilling mud out of the drillpipe and the upper wellbore.50 The intent was to move this mud and all of the spacer material until they were both above the BOP (Figure 1-2, right). Then they closed the BOP to isolate the well from the hydrostatic pressure51 generated by the liquids above the BOP. Had the crew suspected any problems with the well at the end of this activity, they had the option to open the blowout preventer to reestablish the drilling mud barrier in the well.
49 As defined by Schulmberger Oilfield Glossary (http://www.glossary.oilfield.slb.com/Terms/s/spacer_fluid.aspx), “Any liquid used to physically separate one special-purpose liquid from another. Special-purpose liquids are typically prone to contamination, so a spacer fluid compatible with each is used between the two…Spacers are used primarily when changing mud types and to separate mud from cement during cementing operations.” Ultimately, cement could be negatively affected if it is contaminated by the synthetic based oil drilling mud. 50 There was also a small amount of freshwater used during displacement that is not depicted in Figure 1-2. See footnote 36 in Appendix 2-A of the Macondo Investigation Report Volume 2 for more detail. 51 Hydrostatic pressure is exerted by liquid at a given point as a result of the weight of the column of fluid above it. See Volume 1, Section 2.1 for more description.
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Figure 1-2. On the left, the well as spacer material is pumped into the well, beginning to push drilling mud out of the riser. On the right, the intended well configuration for the negative test. After closing the BOP, the crew released a predictable amount of trapped pressure in the well by bleeding fluid (seawater) from the drillpipe.52
52 The trapped pressure is commonly illustrated using a u-tube model. See more details in Section 1.4 and Appendix 2-A from Volume 2 of the CSB Macondo Investigation Report.
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30 1.2.3 Phase 3: Monitoring Pressure in the Underbalanced Well The crew declares a negative test successful, assuming the hydrocarbon bearing zone at the bottom of the well has been sealed, after crewmembers observe no flow or pressure increase from the underbalanced well upon releasing the initial trapped pressure. Various methods are possible to accomplish the negative test; indeed, at least six negative test procedures were used on the DWH between August 2007 and April 2010.53 They generally fell into two main categories:
- displacing the drillpipe with the pipe end no deeper than 500 feet below the sea floor (at Macondo
the bottom of the drillpipe was approximately 3,000 feet below the seafloor);54 and
- displacing a choke/kill line, a pipe that runs from the BOP to the rig, with the blind shear rams of
the BOP closed. Initial BP temporary abandonment plans for the Macondo well proposed displacing the kill line (Figure 1-3, left).55 Under this configuration, only the kill line could be used to conduct a negative test, but BP determined this approach did not create enough underbalance pressure to simulate the abandonment condition of the well.56 Instead, BP determined that drillpipe needed to be lowered into the well to displace the upper wellbore with seawater to create the necessary underbalance conditions. Ultimately, the negative test procedure employed at Macondo actually displaced both the drillpipe and the kill line, enabling the crew to observe pressure from the underbalanced well from either the kill line or the drillpipe (Figure 1-3, right).
53 Internal Company Document, Transocean. Memorandum: Investigation of the Negative Test and Riser Displacement Procedures (Preliminary Report), July 26, 2010, TRN-INV-00847616, see Exhibit 5007 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Roller_Perrin-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). 54 Internal Company Document, BP. Form MMS - 124 Application for Permit to Modify, April 16, 2010, Temporary Abandonment Procedure, BP-HZN-MBI00127909, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201304041200022/TREX-00570.pdf (accessed October 7, 2015). 55 See Appendix 2-A, p 61, of CSB Macondo Investigation Report, Volume 2 for more details. 56 BP intended to set a surface cement plug at 3,300 feet below the seafloor which increased the necessary negative test requirement. Displacing the kill line created only 1,844 psi pressure differential while displacing the upper wellbore would simulate an underbalance pressure of 2,371 psi, see Appendix 2-A, Section G, pp 61-62.
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Figure 1-3. Initial negative test configuration for the Macondo well called for only displacing the kill line (left), but the final configuration had both the kill line and the drill pipe displaced with sea water. However, the actual conditions of the well after displacement did not match the plans and expectations of the crew. The spacer material used during the displacement of the drillpipe and upper wellbore was not fully pushed above the BOP, reducing the pressure that would appear on the kill line. Also, some spacer was positioned across the kill line in the BOP, likely enabling the dense material to enter and plug the line (Figure 1-4). Section 1.4 explores the reasons for the under-displacement.
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Figure 1-4. Actual well conditions, with spacer positioned across the BOP, which likely lead to plugging of the kill line. During the 3 hours between when the crew first closed the BOP to begin the negative test and they deemed the test successful, indicating the well was sealed, they observed pressures or flow from the drillpipe and the kill line four times. Pressure on the drillpipe rose after each of the four observations,57
57 CSB Macondo Investigation Report, Volume 2, Appendix 2-A; National Commission on the BP Deepwater Horizon Oil Spill and Offshore Drilling. Chief Counsel's Report: The Gulf Oil Disaster; Feburary 17, 2011; pp 147-159.
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33 but flow from the kill line eventually ceased. The zero flow from the kill line and zero pressure continued for 30 minutes, so the crew considered this as evidence that the well was sealed. 1.2.4 Phase 4: Displacement of the Riser Acceptance of the negative test as successful indicated the Deepwater Horizon crew believed the well had been sealed. The crew proceeded to open the BOP and displace the remaining drilling mud from the Macondo well in preparation of setting a surface cement plug.58 With the drilling mud removed (Figure 1-5), the open blowout preventer was the only physical barrier against flow into the well (a kick). The ability of the blowout preventer to act as this barrier was contingent upon human detection of the kick and timely activation of the BOP. During the process of displacing the riser, a mixture of seawater, drilling mud, and hydrocarbons erupted onto the drilling rig, which the crew immediately tried to divert to the mud gas separator (MGS). Within a minute after diverting, mud overwhelmed the MGS and erupted out of it and multiple other locations. From the time well fluids released onto the deck until the first explosion, the crew had 9 minutes to understand what was happening, determine the best well control responses, and implement them.59
58 Cement plugs are portions of cement put into a wellbore to seal it. “Surface” is typically used to refer to the shallowest cement plug used in a well. See Volume 1, Section 2.0 for more details. 59 CSB Macondo Investigation Report, Volume 2, pp 29-30 describes the sequence of well control actions completed by the crew. Figure 1-5. During the final displacement of the well, the remaining drill mud above the drillpipe is replaced with seawater.
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34 1.2.5 Human Performance at Macondo Within the four phases of temporary abandonment crew activity, this chapter analyzes a number of human performance actions (Table 1-2) to give context for the actions and decisions in the hours leading up to the incident and to explore potential mitigating approaches or controls. Table 1-2. Identified human performance actions/decisions during the four phases of temporary abandonment leading up to the blowout. PHASE OF CREW ACTIVITY HUMAN PERFORMANCE ACTIONS AND DECISIONS OF INTEREST POST-INCIDENT Phase 1: Preset of the Diverter System Route The diverter system route was preset to flow out of the well to the Mud Gas Separator (MGS). Once well fluids erupted from the well onto the deck, the crew did not successfully complete the multi-step process necessary to reroute the well fluids overboard (Section 1.3). Phase 2: Displacement of the Drilling Mud from the Drillpipe and Upper Wellbore The crew did not achieve the intended well conditions during the displacement of the drillpipe and wellbore; some spacer material remained below the closed BOP. The under-displacement likely led to plugging of the kill line, impacting pressure readings used by the crew to assess well integrity (Section 1.4). Phase 3: Monitoring Pressure in the Underbalanced Well The crew incorrectly rationalized pressure and flow indicators observed from the kill line and the drillpipe during the negative test. Thus, they considered the well sealed (Section 1.5). Phase 4: Displacement of the Riser During completion of the displacement process, the well experienced an influx of reservoir fluid. For almost an hour, the crew did not detect hydrocarbons flowing into the well and eventually up the riser toward the rig (Section 1.6).
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Phase 1 – Organizational Influence on Human Performance During drilling and completion activities at a well, gas and oil can pass above a BOP before it is closed. This creates a gas-in-riser event that can progress to a “riser gas blowout,” identified as such to indicate that the wellbore is sealed and the only source of gas is in the riser. This is a hazardous situation because riser gas migration toward the rig may be nearly undetectable and can rapidly change from a seemingly stable condition to an extremely high flow rate, releasing large amounts of gas on the drilling rig that can ignite and explode.60 For Macondo, the April 20, 2010, incident progressed from a gas-in-riser event ultimately to an uncontrolled blowout after the crew’s well control actions and the physical well barriers (e.g., the BOP and diverter system) were unable to mitigate the hazardous conditions created once hydrocarbons entered the riser. The BOP as a barrier is analyzed in Volume 2. The diverter system, analyzed here, was activated by the crew as well fluids released out of the riser onto the rig. The system was preset to route well fluids to the mud gas separator, rather than overboard; it was quickly overwhelmed and hydrocarbons blew onto the rig floor. Post-Macondo, Transocean now requires well operations crews to preset the diverter system
60 For example, see the MMS Zapata Lexington report, U.S. Department of the Interior/Minerals Management Service. Investigation of September 1984 Blowout and Fire Lease OCS-G 5893, Green Canyon Block 69 Gulf of Mexico, Off the Louisiana Coast; OCS Report 86-0101; Minerals Management Service: 1986; http://www.bsee.gov/Inspection-and-Enforcement/Accidents-and-Incidents/Panel-Investigation-Reports/86-0101- pdf/ (accessed October 7, 2015). Doing What Made Sense at the Time Some investigation reports described “significant” and “obvious” anomalies in the real-time data available to the crew during the hours leading up to the blowout with assertions or implications that the crew should have recognized and acted upon these anomalies. † But how obvious were these indicators? Any declarations of what the control system data indicated about the Macondo well were constructed from extensive post-incident modeling of the well flow conditions and with hindsight as to the consequences of each decision or action taken by the crew. In the moment, no one person would have had the benefit of such comprehensive knowledge. These individuals were doing what made sense to them at the time. Each individual’s understanding of the well conditions was shaped by a complex interplay between the various communication tools used to share information about the well (verbal communications, control board systems, procedures) and the individual’s knowledge, experience, judgment, and biases. † BP. Deepwater Horizon Accident Investigation Report; September 8, 2010; pp 42; National Commission on the BP Deepwater Horizon Oil Spill and Offshore Drilling. Deep Water: The Gulf Oil Disaster and the Future of Offshore Drilling; 2011; pp 115, 177-179.
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36 route overboard,61 thus removing aspects of manual human intervention with an engineering control. However, the organizational decision to preset the diverter route to overboard increases the likelihood of discharges into the sea that might otherwise have been controlled through use of the MGS. Therein lies a risk to drift back to the original practice as, over time, the rig operator receives environmental penalties for discharges that, with hindsight, are determined to have been preventable. Furthermore, the decision to eliminate the manual intervention requirement does not fully resolve an underlying hazard for a diverter system to fail under high load even if it has been reset to direct well fluids overboard. Ultimately, as this section shows, there is a danger of inappropriately placing blame on human performance for a technical problem the offshore industry does not fully understand. Through an examination of the diverter system design and the evolution of its purpose and use offshore, this section demonstrates that unrealistic expectations were placed on the crew to send well fluids overboard once they entered the riser. Furthermore, a review of the actions of the Deepwater Horizon crew illustrates the strong influence that organizational policies, historic operational practices, and technical design have on human performance, including: • The economic and regulatory consequences for diversion of well fluids overboard; • The operational decision to preset the diverter system route to send flow from the well to the MGS, which was standard practice for Transocean and occurred far before the temporary abandonment activities commenced; • The design of the diverter system and the multi-step process to redirect well fluids overboard; • The reliance by all involved parties on the subjective judgment of the well operations crew to determine whether the well flow would be too great for the MGS to handle; and • The time available to the crew to respond in a chaotic and stressful situation. 1.3.1 Diverter Dual Role: Operational and Emergency Mitigation Device During drilling and completion operations, drilling fluids returning from the well are routed to a variety of equipment so that they may be processed and recycled for future drilling. As part of that process, the diverter system can direct well fluids containing flammable gas to the MGS where the gas is segregated from the drilling mud and vented away from the drill floor (Figure 1-6).62 This might occur, for instance, in response to a well kick that the BOP has contained. The influx is then circulated though the MGS, a standard practice acknowledged in both BP and Transocean well control manuals.63 Less frequently, the
61 Internal Company Document, Transocean. Well Control Handbook, Issue HQS-OPS-HB-01, Revision 00, July 22, 2011, Handling Gas in the Riser, Exhibit 5781, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Braniff_Barry-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). 62 Internal Company Document, Transocean. Well Control Handbook, Revision 01, HQS-OPS-HB-01, March 31, 2009, Well Control Equipment, BP-HZN-2179MDL0033106, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201303071500008/TREX-00596.pdf (accessed October 7, 2015). 63 Ibid., BP-HZN-2179MDL00330980.; Internal Company Document, BP. Well Control Manual: Volume 2 Fundamentals of Well Control, Issue 3, BPA-D-002, 2000, Mud Gas Separator, pp 6-4-3, BP-HZN- 2179MDL00336730. See Exhibit 2390 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Frazelle_Andrew-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015).
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37 diverter system is also used as an emergency mitigation system meant to limit the amount of oil and gas inundating the rig floor from a riser gas event by directing the well flow overboard, thus minimizing the chance that flammable gases could find an ignition source on the rig.64
Figure 1-6. The diverter system on a rig can be routed to direct well fluids containing flammable gas to the mud gas separator (green) so that gas can be vented away from rig floor or drilling fluids can be directed routed overboard (red).
64 Internal Company Document, BP. Well Control Manual: Volume 2 Fundamentals of Well Control, Issue 3, BPA- D-002, December 2000, Blowout Preventer Equipment, BP-HZN-2179MDL00336706, see Exhibit 2390 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Frazelle_Andrew-Depo_Bundle.zip.; Internal Company Document, Transocean. Well Control Handbook, Revision 01, HQS-OPS-HB-01, March 31, 2009, Equipment for Handling Gas in the Riser, BP- BP-HZN-2179MDL00330974, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201303071500008/TREX-00596.pdf (accessed October 7, 2015).
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38 1.3.2 Organizational Policy and Practice Influence Human Performance Transocean’s Well Control Handbook (2009) at the time of the incident did not identify criteria for determining the diverter route during various well operations, and the handbook remained neutral on the preferred route.65 Historically, Deepwater Horizon rig personnel reported that use of the diverter system to send well fluids overboard was rarely, if ever, needed because the MGS successfully handled previous well control situations,66 and that the mud gas separator route was the standard arrangement on the Deepwater Horizon.67 Diverting overboard has a number of consequences. For one, drilling mud is expensive and on-site mud supplies may be limited, so use of the MGS allows salvaging the mud.68 Also, discharging oil-based drilling mud overboard is legally restricted by both the EPA and BOEM, so sending material into the ocean can result in a citation for violating environmental regulations.69 This well-known consequence was one that crewmembers knew to avoid where possible.70 Such knowledge applies pressure on the well operations crew to default toward avoiding the higher probability environmental risk rather than the low probability, but high consequences of overwhelming the MGS. MGSs are designed to handle the circulated fluids and gas contained by a BOP in response to a well kick, and the diverter is intended to redirect manageable influxes of well fluids, not a blowout. Alignment of a diverter is a matter of (a) rig configuration, which is inherent to the rig selected by the oil company operator for a particular campaign, and (b) a well’s risk assessment, which the oil company operator
65 Transocean Well Control Handbook: “If the riser is flowing, divert the flow overboard. If so equipped, the flow can be diverted through a gas handling system or MGS,” and “if the flow rate increases, be prepared to open up the diverter line to send the mud overboard.” Internal Company Document, Transocean. Well Control Handbook, Revision 01, HQS-OPS-HB-01, March 31, 2009, BP-HZN-2179MDL00330975 and BP-HZN- 2179MDL00330976, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201303071500008/TREX-00596.pdf (accessed October 7, 2015). 66 CSB interview; National Commission on the BP Deepwater Horizon Oil Spill and Offshore Drilling interview. 67 Internal Company Documents, Transocean. Interview Final Memo, June 2, 3,4, and 11, 2010, Interviews with Drillers, Assistant Drillers, OIM, TRN-INV-00000180, TRN-INV-00000698, TRN-INV-00002791, and TRN- INV-00003448, TRN-I NV-00004242. 68 Internal Company Document, BP. Well Control Manual: Volume 2 Fundamentals of Well Control, Issue 3, BPA- D-002, December 2000, Mud Gas Separator, see Exhibit 2390, BP-HZN-2179MDL00336730, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Frazelle_Andrew-Depo_Bundle.zip. 69 30 C.F.R. 250.300 Pollution Prevention; 30 C.F.R. 122 EPA Administered Permit Programs: The National Pollutant Discharge Elimination System; see also Memorandum of Understanding Between the Environmental Protection Agency and the Department of the Interior Concerning the Coordination of NPDES Permit Issuance with the Outer Continental Shelf Oil and Gas Lease Program http://www.bsee.gov/uploadedFiles/BSEE/Newsroom/Publications_Library/001_1984-MOU.pdf (accessed Feburary 26, 2016). 70 Internal Company Document, Transocean. Interviewing Form: OIM, October 13, 2010, TRN-INV-00001864, see Exhibit 3801 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201304041200022/Harrell_Jimmy- Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). National Commission on the BP Deepwater Horizon Oil Spill and Offshore Drilling interview.
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39 develops to address a geotechnical risk assessment.71 Well control procedures should address predicted exit flow rates from kick scenarios in the well’s risk assessment to avoid overwhelming the MGS. Transocean’s 2009 well control handbook indicates it is “essential to verify that the [mud gas separator] system is capable of handling the maximum amount of fluid and gas that could be produced by the well in the case of a severe kick. The relevant information of the well to be drilled should be obtained from the Operator and should be compared to the system capacity according to the Company [Transocean].”72 MGSs are not usually designed for the fluid and gas that occur from a riser gas event or blowout, largely because those rates can be impractically large. In reality, limited information is available to the crew to discern when a situation exceeds the MGS capabilities or how quickly the situation may progress. (See Section 1.3.4 for more detail.) The Transocean well control handbook in effect at the time of the Macondo blowout implied that the crewmembers should observe the riser flow and that they would have sufficient time to react to a potentially hazardous situation: “if the riser is flowing [as the result of a kick], divert the flow overboard. If so equipped, the flow can be diverted through a gas handling system or MGS … If the flow rate increases, be prepared to open up the diverter line to send the mud overboard.”73 The dual purpose of the diverter system and internal Transocean diverter/MGS policy created a significant human factors dilemma for the Deepwater Horizon crew. They were placed into a position of deciding if a gas-in-riser event was controllable, if the MGS could safely separate flammable gas from the well fluids, if the situation exceeded the capabilities of the system, and if they needed to divert mud overboard. Training strongly influences responses in emergency situations. The Transocean Well Control Handbook required each crew to conduct a diverter drill at the beginning of every tour to “improve the crew’s reaction time and prove the operation of all diverter system equipment.”74 However, a senior Transocean toolpusher from the Deepwater Horizon stated he was unaware of any drills to simulate gas in the riser and the required decision-making response, including changing the diverter flow path.75 As previously stated, testimony from DWH personnel suggests that training and typical practice emphasized well fluid diversion through the MGS. An Assistant Driller with Transocean for 6 years and with over 23 years offshore experience reported that he was taught to always divert to the MGS if mud came out of the riser before diverting overboard and to do this only if the MGS became overwhelmed.76
71 The Australian offshore regulator provides useful guidance on well risk assessments http://www.nopsema.gov.au/assets/Guidance-notes/GN1602-Well-operations-management-plan-content-and- level-of-detail-Rev-0-December-2015.pdf (accessed Feburary 26, 2016). 72 Internal Company Document, Transocean. Well Control Handbook, Revision 01, HQS-OPS-HB-01, March 31, 2009, Well Control Equipment, BP-HZN-2179MDL00331068, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201303071500008/TREX-00596.pdf (accessed October 7, 2015). 73 Ibid., Specific Environments, BP-HZN-2179MDL00330976. 74 Ibid., Preparation and Prevention, BP-HZN-2179MDL00330825. 75 Hearing before the U.S. District Court for the Eastern District of Louisiana under the Multi-District Litigation docket MDL No. 2179, March 5, 2013 pp 1894-95, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201303051200006/2013-03-05_BP_Trial_Day_6_PM- Final.pdf (accessed October 7, 2015). 76 National Commission on the BP Deepwater Horizon Oil Spill and Offshore Drilling interview.
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40 Yet gas-in-riser is a hazardous situation because riser gas migration toward the rig may be nearly undetectable in the early stages and can rapidly change from a seemingly stable condition to an extremely high flow rate, resulting in a release of large amounts of gas on the drilling rig that can ignite and explode.77 BP’s well control manual cautions: “Free gas in the riser represents one of the most dangerous situations on a rig from a standpoint of personnel safety… [A] small influx of free gas can expand as it approaches the surface to produce very significant gas volumes at surface. History has shown that this gas could unload violently as it approaches the surface…It is not out of the realm of possibilities that this slow migration of gas in the riser could go unnoticed as the other activities are taking place, and the gas will begin to unload before anyone notices it. These conditions are the most dangerous.”78 The Macondo blowout demonstrates that such a situation can quickly evolve into a dire emergency because, while gas flowed into the well for almost an hour without detection, only minutes passed between when it entered the riser and drilling mud shot across and above the drill floor.79 Add to that crisis the crew’s scant experience in sending well fluids overboard due to the rarity of riser gas events,80 as well as the trained habit and actual practice to initially send fluids and gas to the MGS.
77 For example, see the MMS Zapata Lexington report, U.S. Department of the Interior/Minerals Management Service. Investigation of September 1984 Blowout and Fire Lease OCS-G 5893, Green Canyon Block 69 Gulf of Mexico, Off the Louisiana Coast; OCS Report 86-0101; Minerals Management Service: 1986; http://www.bsee.gov/Inspection-and-Enforcement/Accidents-and-Incidents/Panel-Investigation-Reports/86-0101- pdf/ (accessed October 7, 2015). 78 Internal Company Document, BP. Well Control Manual: Volume 2 Fundamentals of Well Control, Issue 3, BPA- D-002, December 2000, Blowout Preventer Equipment, BP-HZN-2179MDL00336706, see Exhibit 2390 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Frazelle_Andrew-Depo_Bundle.zip. 79 CSB Macondo Investigation Report, Volume 2, pp 29-30. 80 CSB Interview: National Commission on the BP Deepwater Horizon Oil Spill and Offshore Drilling interviews.
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- 3.3
Diverter System Design Required Multi-Step Process to Divert Fluids Overboard With presetting the Deepwater Horizon diverter flow to the MGS, the system design required the crew to take a two-step action to send flow overboard. Diverter Safety System Adapted for Operational Purposes – An Example of Organizational Drift Use of the diverter as an operational tool for routing drilling fluids to the MGS was a secondary development to its original design purpose of diverting well fluids and gas overboard during shallow gas blowouts. A recommendation in the early 1980s was to develop a dedicated additional device, now commonly called a “riser gas handler,” for installation below the telescopic joint at the top end of the riser. This location was chosen to avoid subjecting surface equipment (e.g., slip joint seals, diverter seals) to pressures that would exceed their design capabilities.a, b This device was not intended to divert a well blowout fueled by a formation in the well, but to safely handle gas that had gotten into the riser above a closed BOP. In this manner, the riser gas handler allows for the circulation of a gas-in-riser event to a mud pit on the rig rather than diverting the riser fluids overboard. However, the riser gas handler has had only limited acceptance, and has been installed on few rigs. Years later came the recognition that a system capable of circulating the well fluid/mud through the MGS to remove small amounts of gas would allow for salvaging of the expensive drilling mud and would reduce environmental releases. The diverter system was then adapted to achieve this purpose. A line was installed upstream from the diverter line outlet valve, permitting mud from the riser to circulate through the MGS to remove residual gas. The diverter system aboard the Deepwater Horizon matched this design. Post-incident, the Norwegian Oil Industry Association (OLF) recommended eliminating the use of the diverter as a tool for routing drilling fluids to the MGS.c To eliminate the possibility of overloading the MGS, OLF specifically recommended updating language of its relevant standard [Norsok D-001] to clarify that the diverter system’s function is safety and that it is designed to handle gas in the riser above the BOP by routing all hydrocarbons overboard and, ideally, downwind. As such, OLF recommended that any connection between the diverter system and the MGS should be designed out of the system, except for possibly a connection from the downstream end of the choke manifold to the MGS. Others followed suit, resurrecting the riser gas handler approach.b a Hall, J. E.; Roche, J. R. Diverter for deepwater drilling risers permits kick control; Oil & Gas Journal 1985, pp 116-119. b E.g., Kozicz, J. R. Development of a marine riser gas managment system; Society of Petroleum Engineers 2012, January. c Norwegian Oil Industry Association (OLF). Deepwater Horizon Lessons learned and follow-up; May, 2012; Reccomentation no. 8, p 16.
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42 The crew could use the diverter system from one of three locations: a Diverter Control Panel on the drill floor,81 a Driller Control Panel in the driller’s cabin,82 and a duplicate of the Driller Control Panel, called the OIM Control Panel, on the bridge.83 While the drill floor diverter control panel used toggle switches, the driller, who has primary responsibility for well control operations from the driller’s cabin, 84 and the OIM control panels used pushbuttons. As indicated in Figure 1-7, at the top left of the panels were three sets of pushbuttons to select: • the overboard flow path (starboard, portside, or both); • the overboard or MGS flow path; and • an open or closed position of the diverter.85
Figure 1-7. Control panel and partial close-up of control panel on the Deepwater Horizon found in the driller’s cabin and on the bridge of the rig.
81 Cameron Controls, Assembly, Diverter Control Panel, Sheet 1 of 6, Drawing No. SK-122358-21-04, Rev D01, March 23, 2000. 82 The driller’s cabin, shack, or doghouse (as it is informally called) was located on the drill floor; this location was where the drillers and assistant drillers monitored and controlled well conditions through control system panels that they could manipulate to operate various drilling equipment, including the BOP and diverter. Information on the Driller Control Panel can be found here: Cameron Controls, Assembly Drawing, Driller Control Panel, Sheets 2 and 4 of 11, Drawing No. SK-122106-21-04, Rev F01, January 7, 2000. 83 Cameron Controls, Assembly Drawing, Toolpusher Remote Control Panel, Sheets 2 and 4 of 11, Drawing No. SK- 122107-21-04, Rev E01, May 16, 2000. 84 Hearing before the Deepwater Horizon Joint Investigation, May 26, 2010, p 19. 85 These buttons were actually hydraulic fluid switches, meaning they physically redirected the flow of hydraulic fluid to manipulate the position of the diverter. Pushing the ‘VENT’ button for the diverter packer seen in Figure 1-7 removes hydraulic pressure from the diverter packer.
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43 When the diverter was closed, the system always maintained an open pathway, either overboard or to the MGS to not shut in the pressure from the well. This route was chosen by selecting either OVERBOARD or VERTICAL MGS (Figure 1-8).
Figure 1-8. Control Panel Pushbuttons to preset route to MGS or overboard. Regardless of which vent pathway was opened (overboard or vertical MGS), one of the OVERBOARD SELECTOR/PRESELECT pushbuttons would remain lit (Figure 1-9), as it indicated only the pre- selection of the overboard valves that would open if the OVERBOARD button were subsequently selected.
Figure 1-9. Control Panel Pushbuttons to preselect the overboard route. Thus, pressing the OVERBOARD button would close the diverter and fluids would flow through either the portside, starboard, or both overboard lines as determined by the OVERBOARD SELECTOR/PRESELECT pushbuttons. This design is not ideal from a human factors perspective, as a crewmember could hit the one button that closes the diverter but miss the second step of changing the diverter route from MGS to overboard. Sound human factors engineering design suggests that opportunities for omission (skipping of steps) be designed
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44 out of a system when possible.86 Adding an automated feature to the diverter control system is one way to achieve this goal. At least one Deepwater Horizon Well Site Leader believed the diverter had an automated function that would divert flow overboard upon detection of increased pressure within the MGS,87 a design used on other rigs in the Gulf of Mexico.88 However, post-incident analysis revealed that the Deepwater Horizon diverter did not have such functionality.89 Because the individuals who activated the diverter system did not survive the incident, no one can sufficiently explore whether this design hindered performance of the well operations crew on the day of the Macondo blowout. A draft 2002 Transocean Deepwater Horizon procedure for using the diverter when gas is in the riser lists 10 steps in addition to activating the control system buttons to send flow overboard, including stipulations that the crew must fully shut in the well, determine wind direction,90 and call the Bridge to verify wind direction and clear boats from the discharge location.91 Whether this procedure was meant to be used on the day of the incident, the speed at which a gas-in-riser event can evolve makes following a 10-step procedure unrealistic. From a human factors perspective, the question operators and drilling contractors need to ask is: how reliable is the human action to change the diverter location during reasonably anticipated emergency scenarios, such as a riser blowout? The speed at which a gas-in-riser event can evolve implies that crews may simply not have time to assess a situation before it is already out of control. Perhaps even more fundamental, consider Transocean’s observation concerning diverting fluids from the Macondo blowout overboard: “it is impossible given the magnitude of the blowout to know if the diverter packer would have kept flow diverted overboard and if the gas ignition could have been prevented.”92 It is impossible to a large degree because no adequate engineering tools/software exist to model the complex gas migration and 2-phase flow of gas and liquids in a riser.93 And various industry tests have given inconsistent results,
86 HSE. Inspectors Toolkit: Human Factors in the Management of Major Accident Hazards; October, 2005, p 14. http://www.hse.gov.uk/humanfactors/topics/toolkit.pdf (accessed January 15, 2016). 87 National Commission on the BP Deepwater Horizon Oil Spill and Offshore Drilling interviews. 88 CSB Interview; National Commission on the BP Deepwater Horizon Oil Spill and Offshore Drilling interview. 89 Internal Company Document, Transocean. Investigations: Mud Gas Separator Control, Janurary 14, 2011, TRN- INV-03405410. 90 If the decision was to divert overboard, the operator had to choose which side would be best to divert (based on wind direction), and then redirect the diverted flow away from the MGS and over the side chosen. However, with dynamically positioned (DP) rigs, such as the Deepwater Horizon, the side chosen is less of an issue, as the DP system maintains the rig’s position so that it is headed into the wind. Thus, deciding which side to divert would be less of an issue; in fact, the preference would be to choose the both-sides option. 91 Internal Company Document, Transocean. Deepwater Horizon Dverter Procedure with Gas in Riser, TRN-I NV- 00697095 attachement to Email from Deepwater Horizon OIM, Transocean, to Deepwater Horizon Toolpusher, Transocean, Subject: Horizon Dovierter Procedure, June 3, 2002, TRN-I NV-00697094. 92 Transocean. Macondo Well Incident: Transocean Investigation Report Volumes I; June, 2011, p 193. 93 Sonnenmann, P. IADC workgroup conducting studies to better understand, manage gas-in-riser events. Drilling It Safely, July 9, 2015, http://www.drillingcontractor.org/iadc-workgroup-conducting-studies-to-better-understand- manage-gas-in-riser-events-35793 (accessed October 7, 2015).
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45 highlighting the complexity of the phenomenon.94 Safety or performance concerns of existing riser gas handling designs should be identified, corrected, and reconciled. Ultimately, it would be unfair to cast blame on the Deepwater Horizon crew for diverting to the mud gas separator when the diverter system might have failed regardless. Post-Macondo, Transocean now requires well operations crews to preset the diverter system route overboard,95 thus removing aspects of manual human intervention with an engineering control. Considering the design limitation of the diverter system, a solution such as this, meant to remove the ‘choice’ to divert overboard, may actually lead to a false sense of security when in fact that hazard remains. This problem highlights the need for a hazard analysis that correctly identifies the uncertainty of the gas in the riser scenario. 1.3.4 Needed Improvements in Detecting Gas Influx Prior to Reaching Riser The decision to send flow overboard assumes the crew detects gas in the riser and recognizes when the gas volume will not exceed the rig’s surface handling capability (e.g., diverter system, mud gas separator). Such predictions are a challenge, as evident by Macondo and other incidents discussed below. Generally, it is not possible to predict surface flow rates of a gas-in-riser event, a necessary parameter for determining when to unload overboard.96 Any gas that enters into the riser can migrate toward the drilling rig, much as a bubble rises in water. The rate of migration depends on many factors and cannot be reliably predicted or even readily detected until the gas nears the surface. A gas bubble may disaggregate into a harmless foam, but it can also become unstable and rapidly erupt onto the rig floor. How severely depends on the size of the original bubble, or the amount of dissolved gas in the oil or oil-based mud. In a severe case, it may overload a closed surface diverter system. This tragically happened at Macondo, where the contents of the 5,000-foot riser (calculated to be initially 20-50% full of gas and oil, or more) erupted onto the rig floor only 2-3 minutes after the BOP was sealed.97
94 Hauge, E.; Godhavn, J. M.; Molde, D. O.; Cohen, J. H.; Stave, R. S.; Toftevaag, K. R. Analysis of Field Trial Well Control Results with a Dual Gradient Drilling System, Offshore Technology Conference 2015, Houston, TX, May 4-7, 2015; OTC-26056-MS.; Tarvin, J. A.; Hamilton, A. P.; Gaynord, P. J.; Lindsay, G. D. Gas Rses Rapidly Through Drilling Mud, IADC/SPE Drilling Conference, Dallas, TX, Fedbruary 15-18, 1994; IADC/SPE 27499.; Gonzalez, R.; Shaughnessy, J.; Grindle, W. Industry Leaders Shed Light on Drilling Riser Gas Effects; Oil & Gas Journal 2000, July 17, pp 42 - 46.; Johnson, A.; Rezmer-Cooper, I.; Bailey, T.; McCann, D. Gas Migration: Fast, Slow, or Stopped, SPE/IADC Drilling Conference, Amsterdam, February 26, 1995; SPE/IADC 29342. 95 Internal Company Document, Transocean. Well Control Handbook, Issue HQS-OPS-HB-01, Revision 00, July 22, 2011, Handling Gas in the Riser, Exhibit 5781, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Braniff_Barry-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). 96 Sonnenmann, P. IADC workgroup conducting studies to better understand, manage gas-in-riser events. Drilling It Safely, July 9, 2015, http://www.drillingcontractor.org/iadc-workgroup-conducting-studies-to-better-understand- manage-gas-in-riser-events-35793 (accessed October 7, 2015). 97 CSB Macondo Investigation Report, Volume 2, Appendix 2-A, pp 6, 21, 23.
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In a separate riser unloading98 event that occurred a little over a year before the Macondo incident on a Transocean semi-submersible off the coast of West Africa,99 issues arose concerning the use of the diverter while gas was in the riser. Similar to Macondo, the crew did not detect the situation until mud and gas began releasing out of the riser onto the rig. However, in this instance, the crew was able to shut in the well and the gas vented and dispersed before it found an ignition source. In December 2009, the Transocean-owned rig, Sedco 711, also experienced a riser blowout; well ingress went undetected by the crew until hydrocarbons were releasing onto the rig. However, similar to the West Africa incident, the crew was able to close the well and the released flammable material did not ignite.100 (Chapter 2.0 discusses these incidents in more detail.) Transocean identified riser unloading events as “the biggest concern” when identifying areas for well control improvement.101 And with wells being drilled in deeper water, the requisite riser length continues to increase, suggesting the increased potential for severe riser unloading if gas flows above the BOP. The well operations crew needs tools to understand well conditions before a riser unloading situation develops. Yet these incidents demonstrate the challenges to detecting hydrocarbon ingress into the well before the gas enters the riser.
98 The sudden and uncontrolled release of the riser contents (e.g., drilling mud, gas, etc.) onto the rig caused by expanding gas in the riser. 99 Hearing before the U.S. District Court for the Eastern District of Louisiana under the Multi-District Litigation docket MDL No. 2179, March 19, 2013 p 4593, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201303191200014/2013-03-19_BP_Trial_Day_14_AM- Final.pdf (accessed October 7, 2015).; Internal Company Document, Transocean. EAU Incident Investigation Report - M.G. Hulme, Jr. Well Control Incident - Riser Unloading, OER-MGH-09-005, March 26, 2009, TRN- INV-01143039, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201303211200016/TREX-05650.pdf (accessed October 7, 2015). 100 Internal Company Document, Transocean. Operations Advisory, NRS-OPS-ADV-008, April 14, 2010, TRN- MDL-02840790, see Exhibit 5749 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201304041200022/Hart_Derek-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). 101 Internal Company Document, Transocean. Annual Report - 2009 Well Control Events & Statistics 2005 to 2009, p 7, TRN-INV-00760060, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201303211200016/TREX-05649.pdf (accessed May 22, 2015). Free Gas in the Riser Recognized by BP as “Most Dangerous” to Rig Personnel in the Gulf of Mexico “As is intuitively obvious, the possibility of free gas getting into the riser in very deepwater locations is quite high and is probably the one event that is most dangerous to rig floor personnel. This is of particular concern in the Gulf of Mexico due to the preponderance of shallow geopressured formations.”† †Internal Company Document, BP. Well Control ManualV of Well Control, Issue 3, BPA-D-002, December 2000, Blowout Preventer Equipment, BP-HZN-2179MDL00336706, see Exhibit 2390 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Frazelle_Andrew- Depo_Bundle.zip/
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47 Appendix 2-A of Volume 2 discusses the existence of two BOP pressure transducers on the Deepwater Horizon BOP that could have allowed the crew to cross-check the conflicting pressure readings between the drillpipe and the kill line. While it is not known if they were functional or used on the day of the incident, they were used during well control operations the previous month.102 Neither the BP nor the Transocean well control manual referenced their use in operations and there were no signal processing or alarms associated with the sensor data.103 If these sensors are incorporated into well monitoring activities, they (or similar other devices) may provide early indication of gas entering the riser. Macondo and other delayed kick detection incidents support the need for improvements in kick detection capabilities and assessments of the reliability of those capabilities during emergency situations. Indeed, riser unloading events, while not common, are serious near-misses and can result in rig and environmental damage, as well as death.104 As such, the CSB recommends industry further study riser gas unloading scenarios, testing, and modeling to improve understanding of this behavior and better manage the risk of large riser gas events. 1.4 Phase 2 – Seemingly Insignificant Decisions can have Great Impact in Complex Systems In the previous section, examples from Macondo demonstrate the impact of organizational policies and practices on human performance. This section explores another characteristic of complex highly- interconnected systems—how minute indiscriminate decisions and behaviors of apparently no consequence when performed individually can coalesce into an unanticipated outcome.105 Put another way, local decisions can have global impact.106 At Macondo, introducing spacer material into the well and inadvertently placing it across the kill line of the BOP may have led to plugging of the kill line during the negative test, causing the zero pressure reading that the crew accepted as indication of a secure well.107 In the moment, local decisions and actions taken by rig personnel and management pertaining to initial displacement may have seemed inconsequential, but they contributed to the positioning of the spacer across the kill line in the BOP:
102 Bureau of Ocean Energy Management, Regulation, and Enforcement. Report Regarding the Causes of the April 20, 2010, Macondo Well Blowout: Volume II Appendices; 2011; pp F-57 to F-61. 103 CSB Macondo Investigation Report, Volume 2, Appendix 2-A, pp 5, 39-40. 104 See Chapter 2 and U.S. Department of the Interior/Minerals Management Service. Investigation of September 1984 Blowout and Fire Lease OCS-G 5893, Green Canyon Block 69 Gulf of Mexico, Off the Louisiana Coast; OCS Report 86-0101; Minerals Management Service: 1986; http://www.bsee.gov/Inspection-and- Enforcement/Accidents-and-Incidents/Panel-Investigation-Reports/86-0101-pdf/ (accessed October 7, 2015). 105 This phenomenon is a “routine byproduct of the characteristics of the complex system itself.” Dekker, S. Drift into Failure: From Hunting Broken Components to Understanding Complex Systems; Ashgate Publishing: Burlington, VT, 2011; pp 14 & 159. 106 Dekker, S. Drift into Failure: From Hunting Broken Components to Understanding Complex Systems; Ashgate Publishing: Burlington, VT, 2011; pp 158-172. 107 BP Report, Appendix Q, 3: concluded “Solids from the spacer could have plugged the kill line, or the viscosity or gel strength of the spacer could have been too high to allow pressure to be transmitted through the kill line.”
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48 • Onshore BP personnel chose an unusual spacer type and used a large volume when displacing drilling mud from the riser to avoid hazardous waste management fees and environmental penalties. • BP did not perform a risk assessment of the atypical spacer before its use; while conduct of risk assessment in itself does not guarantee that the risks will be managed, the act of conducting a risk assessment provides the opportunity for identification and control of those risks. • The morning of the displacement, one of the BP Well Site Leaders on the rig and an onshore BP Drilling Engineer requested a well fluids specialist, a third-party contractor, to prepare the displacement procedure based upon previous displacements conducted on the rig. No others played a role in developing the procedure, no pressure and volume parameters were identified to gauge successful completion of the procedure, and no effective verification for accuracy of the procedure occurred before it was rolled out to the crew. • As was customary, a drilling fluids specialist from M-I SWACO assumed the Horizon’s pump efficiency was 96.1%, but the actual pump efficiency was closer to 90%, resulting in a smaller- than-planned volume of sea water to be pumped into the well. • During troubleshooting efforts for the negative test, the Deepwater Horizon crew noticed that the riser was not full; a judgment was made that an annular preventer was leaking and the crew mitigated the perceived problem. The independent local decisions regarding hazardous waste management, the informal and casual procedural development for the displacement process, and the judgment made concerning the riser fluid level seemed inconsequential to the successful completion of the temporary abandonment process, but with hindsight these decisions clearly had significant ramifications for the temporary abandonment. BP chose to use Lost Circulation Materials (LCM)108 as the spacer material between the drilling mud and the sea water to displace the mud from the well.109 By doing so, BP was able to discharge the 450 barrels of leftover LCM overboard without environmental legal obligations and removed any need to pay for its disposal onshore.110 The company never tested the LCM material for this application, had no operational reason for using it, and not assess the potential risks of using this spacer. Similar to routing the diverter line to the MGS, management was influenced by the potential risk of regulatory environmental penalties, which dictated the actions of the crew. On the morning of April 20, 2010, a drilling fluids specialist from M-I SWACO111 on the Deepwater Horizon received two different calls from a BP Well Site Leader and a BP Drilling Engineer to discuss
108 Lost Circulation Material (LCM) is a class of drilling fluids designed to plug the fractured walls in the wellbore so that drilling mud is not lost into the formation. 109 E.g., Volume 1, p 27; Transocean. Macondo Well Incident: Transocean Investigation Report Volumes I and II; June, 2011; p 28.; National Commission on the BP Deepwater Horizon Oil Spill and Offshore Drilling. Chief Counsel's Report: The Gulf Oil Disaster; Feburary 17, 2011; p 147. 110 National Commission on the BP Deepwater Horizon Oil Spill and Offshore Drilling. Chief Counsel's Report: The Gulf Oil Disaster; Feburary 17, 2011; p 151, The Chief Counsel’s Report noted that BP would avoid hazardous waste disposal obligations stipulated by the Resource Conversation and Recovery Act.; Hearing before the Deepwater Horizon Joint Investigation, July 19, 2010, pp 67, 79, 90. 111 As a drilling fluids specialist, he was in charge of the properties of the drilling fluids, maintaining an inventory of what the rig had, and communicating what the rig would need. The drilling fluids specialist would also mix lost
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49 the displacement procedures the crew had been using to conduct its negative tests.112 The drilling engineer conveyed that they would be displacing the well more than normal, so the fluids specialist wrote a procedure that included the details he had been communicated (Table 1-3). At a 3:00 p.m. pre-job safety meeting (also referred to as a THINK drill),113 the fluids specialist reviewed the procedure with the crew and reported no one raised any concerns.114 The fluids specialist possessed only a general knowledge of conducting a negative test, and the procedure he provided to the crew addressed only the types and volumes of fluids that would be used during the displacement process. The procedure did not address the negative test other than to indicate that it would occur.115 Table 1-3. Selected steps from the M-I SWACO displacement procedure used at the Macondo well on April 20, 2010.116
Macondo Displacement Procedure Steps (verbatim from M-I SWACO document) CSB Interpretation of the Procedure Steps and Explanatory Information 1 Before displacing to seawater, conduct a THINK DRILL with all. Refers to Transocean’s THINK planning and risk management process (see Section 1.8.3). 2 Build 425 bbl WBM spacer in pit #5, and use Duo Vis to thicken up. “WBM Spacer” refers to the water-based material that was used to separate drilling mud from seawater during the displacement of the well. Leftover lost circulation material was used as a 16-pound-per-gallon (ppg) dense spacer at Macondo. Duo Vis is a thickening ingredient. 3 Capacities: • Choke 100 bbls/794 strokes; • Kill 100 bbls/794 strokes; • Boost 73 bbls/579 strokes; • Drill pipe 196 bbls/1555 strokes; • Casing/Riser w/drill pipe annular 1817 bbls/14,420 stks. • Total displaced volume for hole and drill string, 2012 bbls/15,968 strokes ‘Stks’ refers to the number of strokes on the pump pushing the material into the well. The displacement procedure assumed one pump stroke gave 0.126 bbls of fluid which is 96.1% volumetric efficiency of the theoretical value. This was the customary assumption for this rig.117 However, analyses of subsequent real time data shows that the actual efficiency was less,
circulation material like that used in the spacer material; Hearing before the Deepwater Horizon Joint Investigation, July 19, 2010, pp 39-41, 112 Hearing before the Deepwater Horizon Joint Investigation, July 19, 2010, p 42. 113 Ibid., pp 43, 55. See also Section 1.8.4 for more details concerning THINK Drills. 114 Hearing before the Deepwater Horizon Joint Investigation, July 19, 2010 pp 43, 55. 115 Section 1.8.3 details Transocean’s polices concerning procedure development, including that for a negative test. 116 Internal Company Document, MI SWACO. BP/Deepater Horizon Rheliant Displacement Procedure "Macondo" OCS-G 32306, BP-HZN-BLY00094818, see Exhibit 0052 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Lacy_Kevin-Depo_Bundle.zip. 117 Transocean. Macondo Well Incident: Transocean Investigation Report:Volume II; June, 2011; Appendix G, pp 41, 57, 63.
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50 • Pump Output 0.126 bbls/stk about 89-91%.118 As a consequence, less seawater was actually pumped than planned, leaving spacer in and below the BOP.
4 Displace choke, kill, and boost lines, and close lower valves after each. Zero stroke counter.
5 Pump 425 bbl WBM spacer from pit # 5 down drill pipe followed by seawater.
6 Pump 775 bbls or 6150 stks. Spacer should be above the upper annular. This step does not indicate if a total of 775 bbls should be pumped or if an additional 775 bbls is intended. It becomes clear during a later step this is intended to be the cumulative total (spacer + seawater). This procedure and its 775 bbl. value erroneously do not include 30 bbl. of freshwater of pit wash that was reportedly planned and likely pumped just after the spacer. Analysis of real-time data indicates that the driller actually used 775+30 = 805 bbls for this step.119 This additional 30 bbl. volume is necessary for the calculated volumes to place the spacer above the BOP.
7 Close annular and conduct negative test. After successful negative test, open bag. “Bag” refers to the annular BOP. 8 When WBM spacer returns at 15,968 stks…Compliance Engineer will take a sample for Static Sheen test… Sheen test: A sample of the returning well fluids is added to water and a visual determination is made if it causes a sheen, indicating synthetic oil based mud is still present and the returning fluids from the well cannot be disposed into the sea. An acceptable sheen test indicates that the displacement volumes were adequate, and such was the report to the driller.120
Unknown to the crew, the volumetric efficiency of the rig’s pump during the displacement was less than that assumed in the procedure, as noted in step 3. As a result, not enough seawater was pumped to
118 CSB Macondo Investigation Report, Volume 2, Appendix 2-A, pp 5 & 12.; Transocean. Macondo Well Incident: Transocean Investigation Report:Volume II; June, 2011; Appendix G, pp 41, 57, 63. 119 BP. Deepwater Horizon Accident Investigation Report; September 8, 2010; p 83. CSB Macondo Investigation Report, Volume 2, Appendix 2-A, pp 5, 12, 9 (footnote 36) and 14; Transocean. Macondo Well Incident: Transocean Investigation Report:Volume II; June, 2011; Appendix G, p 57. 120 National Commission on the BP Deepwater Horizon Oil Spill and Offshore Drilling. Chief Counsel's Report: The Gulf Oil Disaster; Feburary 17, 2011; p 179.
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51 displace all the spacer fluid above the BOP as intended. In hindsight, displacing all of the atypical spacer above the BOP was critical to minimize the possibility of plugging the kill line. Moving forward, a proactive measure may be to incorporate a safety factor on the target strokes to displace the spacer above the BOP. At the end of the displacement (step 6), the drillpipe had 2,300 psi of trapped fluid pressure (see call-out box on page 53). If all of the spacer had been placed above the BOP as intended, the crew should have observed only ~1,600 psi of trapped pressure.121 The high pressure reading could have warned the crew of the under-displacement, but the crew would have needed to be predisposed to look for this data and use it to deduce the conditions of the well, yet they weren’t given that information and had no a priori reason for suspecting a problem. Further, two pieces of evidence indicate that the well lost integrity during the initial displacement for the negative test. The loss of integrity would have further contributed to the under-displacement of spacer fluid, slowly taking fluid out of the well and reducing the displacement volume.122 First, just after the crew closed an annular preventer123 to isolate the well from the hydrostatic pressure of the riser, the real- time Deepwater Horizon data indicates the drillpipe pressure began to drop, implying a loss of well integrity.124 Second, after closing the annular and initially attempting to bleed trapped pressure, the crew noticed that the riser was not full and assumed that the annular preventer was leaking riser fluid back into the well, causing drillpipe pressure to rise.125 No witness testimony indicates the crew considered the possibility that well integrity had been compromised, and for at least two reasons the crew would have been predisposed to accept the leaking annular theory: • The well had successfully passed a positive pressure test earlier in the day; and • It is “not uncommon” to see an annular leak.126 Performing a visual check of the riser once the mud-displacing pumps were stopped, but before the annular preventer was closed for the negative test, could have provided a means to confirm if well integrity was secure or if remedial steps were necessary before proceeding with a negative test. However,
121 CSB Macondo Investigation Report, Volume 2, Appendix 2-A, p 14. 122 CSB Macondo Investigation Report, Volume 2, Appendix 2-A, p 10. 123 Annular preventers are rubber components of a BOP that are designed to seal around virtually any object that passes through them as well as an open hole when no drillpipe is present. See Section 2.1 in Volume 2 for figures and further description. 124 The leak possibilities were in either the casing or the wiper plug in the lower shoe. The CSB could find no evidence or technical reason why either of these should have leaked, but a leak assumption was necessary to model the real-time data. For the well data simulations found in Appendix 2A of the CSB Volume 2 Macondo report, it was assumed that the leakage occurred at the casing shoe, but leakage at the casing crossover (12,488 ft.) also provided a good data match. CSB Macondo Investigation Report, Volume 2, Appendix 2A, p 14. 125 Witnesses at the Hearings before the Deepwater Horizon Joint Investigation Team gave contradictory recollections; Hearing before the Deepwater Horizon Joint Investigation, May 28, 2010 pp 115 & 133, “During the negative test they felt like they lost approximately 60 barrels of mud through the annular.” A Transocean Subsea Supervisor also recalled that a BP well site leader spoke to a Transocean driller on shift who observed, “We didn’t lose no mud through the annular. He say it U-tubed. Where it U-tubed to, I don’t know;” Hearing before the Deepwater Horizon Joint Investigation, August 25, 2010 pp 271-272. August 25, 2010, pp 271-272. 126 As a Transocean Senior Toolpusher and BP Wellsite Leader later described, I 2016.02.17 Day 2 Afternoon p 179, 2016.02.18 Day 3 Afternoon p 561.
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52 witness testimony indicates such a visual check did not occur until after the crew began to troubleshoot the pressure increases in the well. Once the crew became aware of the drop in riser level, a decision was made to increase the annular closing pressure and fill the riser with more drilling mud; it stayed full, thus reinforcing the assumption of an annular leak.127 A procedure providing the expected drill pipe pressure at the end of the initial displacement and a maximum acceptable value would have helped the crew detect the displacement shortfall. The issues covered in this section reveal numerous assumptions of the operator, drilling contractor, and other well service providers concerning the ability of the crew to accurately understand the conditions of the well throughout displacement. In reality, this status was inferred from the various indicators available and, as demonstrated here, incorrectly so. This evidence further supports the need for improved tools for accurate interpretation of well conditions, and this knowledge gap must be recognized when making decisions about well status throughout the drilling and temporary abandonment process.
127 Hearings before the Deepwater Horizon Joint Investigation Team, May 28, 2010, pp 279 -280.
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As described in Section 1.2.3, depending on the configuration of a negative test, the well pressure can be monitored from either the drillpipe, the kill line,a or in some instances both. The pressure a crew observes after displacing drilling mud from a well can be illustrated by using the u-tube model seen here. The drillpipe, or the kill line, containing only relatively light seawater, is shown on one side of the u-tube.b On the other side, the annulus contains some seawater, but also much heavier drilling mud and spacer material. The heavier annulus material pushes down through the u- tube and up on the drillpipe seawater, increasing the drillpipe pressure, commonly called u-tube pressure, which can be predicted before fluid conditions in a well change. c Similar to trapping gas in an inflated balloon, pressure will remain in a pipe if it is shut in. When the crew at Macondo closed the BOP, the u-tube pressure was trapped in the well until the crew intentionally released it from either the drillpipe or the kill line in preparation for the negative test.
a The kill line is a pipe that runs from the BOP to the rig. b Hydrostatic pressure is height of the fluid column multiplied by the density of the fluid. c The u-tube pressure is the hydrostatic pressure exerted by seawater in the drillpipe subtracted from the hydrostatic pressure generated in the annulus from the drilling mud and spacer material. Planned u-tube pressure at Macondo was ~1,600 psig.
Calculated hydrostatic pressures: Drilling mud: 3,746 ft 14.2 ppg 0.052 = 2,766 psi Spacer material: 1,255 ft 16 ppg 0.052 = 1,044 psi Seawater: 5,001 ft 8.55 ppg 0.052 = 2,223 psi where 0.052 is a units constant to convert feet-pounds per gallon (ppg) to pounds per cubic inch (lbs/in3)
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54 1.5 Phase 3 – Evidence of Confirmation Bias After displacement of the drillpipe, the crew took steps to conduct the negative test by bleeding and observing pressure and flow from the well several times over three hours (striped portion of Figure 1-10). After closing the annular, (~5:00 pm) the crew bled trapped pressure from the drillpipe, but subsequently observed it rise. They then noticed the low riser level, increased closing pressure on the annular, refilled the riser, and bled pressure from the drillpipe again (~5:25 pm). Afterwards, the crew again observed drillpipe pressure rise. Shift change was officially at 6:00 pm for the toolpushers and WSLs.128 The night shift WSL came on duty. After discussions (addressed in more detail shortly) among the Transocean well operations crew and both BP well site leaders, the decision was made to change the procedure to test on the kill line stipulated in the drilling permit submitted to MMS.129 The crew bled pressure from the kill line (5:50 p.m.) until the pressure was zero in the kill line. The crew next pumped seawater into the kill line to ensure it was full (6:35 p.m.) and then observed no flow on the kill line for 30 minutes.130 Despite this, pressure on the drillpipe remained. As the timespan in solid green illustrates in Figure 1-10, about an hour and a half passed without further actions by the crew, as discussions of the pressure on the drillpipe ensued. Purportedly, the night toolpusher131 offered an interpretation of the drillpipe pressure that justified the observed pressure. Post-incident, this theory, termed the bladder effect, annular compression, and annular compaction,132 could not be supported. While it is in dispute whether the entire on-duty well operations crew and both Well Site Leaders on the rig accepted this rationale,133 ultimately, they proceeded with displacement. Continuation of the temporary abandonment process signified their acceptance of the negative test results and their belief that well integrity was secure.
128 The mud engineers also have shift change at this time, although they play a support role in the well operations. The drillers did not change out at this time; their shift change was at noon and midnight. (USA v. Robert Kaluza, Docket No. 12-CR-265, February 7, 2016, pp 153:5-154:3; USA v. Robert Kaluza, Docket No. 12-CR-265, February 18, 2016, p 304:`6-18.) 129 Internal Company Document, BP. Form MMS - 124 Application for Permit to Modify, April 16, 2010, Temporary Abandonment Procedure, BP-HZN-MBI00127909, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201304041200022/TREX-00570.pdf (accessed October 7, 2015).; USA v. Robert Kaluza, Docket No. 12-CR-265, February 18, 2016, pp 320:20-21, 323:7-9, & 328:22- 329:5. 130 USA v. Robert Kaluza, Docket No. 12-CR-265, February 18, 2016, p 358:12-360:1 131 The toolpusher plays a supervisory role within the drill crew, advising and assisting if the driller runs into a problem; Internal Company Document, Transocean. Field Operations Policies & Procedures Manuel, Issue 01, Revision 00, HQS-POP-PP-01, August 8, 2009; USA v. Robert Kaluza, Docket No. 12-CR-265, February 17, 2016, p 92:11-19. 132 The bladder effect/annular compression theory is detailed in various places in the Chief Counsel's Report. The theory purported that the weight of the heavy drilling mud and spacer material pressed againt the annular preventer which in turned pressed against the fluids below the preventer, forcing them up the drillpipe; National Commission on the BP Deepwater Horizon Oil Spill and Offshore Drilling. Chief Counsel's Report: The Gulf Oil Disaster; Feburary 17, 2011; pp 157, 162, and 229-30 (amongst others). USA v. Robert Kaluza, Docket No. 12- CR-265, February 18, 2016, pp 326:1-17 & 366:2-17 & 550:6-553:15 133 USA v. Robert Kaluza, Docket No. 12-CR-265, February 18, 2016, pp 366:8-11 & 439:23-440:11 & 472:9-15 & 554:1-8.
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55 Why would the WSLs and well operations crew continue with the displacement despite the pressure reading on the drillpipe? Not all of these individuals survived to explain their rationale. Yet from those who did, along with the evidence available, it can be reasonably assumed that they would have not proceeded with the displacement had they believed a blowout to be a real possibility.134 But they did proceed, removing the fluid barrier from the well.
134 There exists a difference between real-time operational risk awareness by those conducting the work in the moment and risk awareness in the “back-office” sense by those removed from the actual operational setting. McLeod offers a useful discussion of the difference. [McLeod, R., 2015, Designing for Human Reliability in the Oil, Gas and Process Industries, Elsevier, Ltd.: Oxford, UK, pp 30-32.] Subsea supervisor testimony offered during the Joint Marine Board investigation provides insights into the general mindset of a crew during these final stages of drilling and abandoning a well:† When you run that last string of casing and you have got it cemented, it’s landed out and a test was done on it, then you say this job, we are at the end of it. Everything is going to be okay. Now I’m telling you this, not from a supervisor, not from the well-site leader’s office, but from the working men that are out there, we have finished this well. You are thinking ahead to your next job. You’re moving on. †Hearing before the Deepwater Horizon Joint Investigation, July 20, 2010, p 63.
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Figure 1-10. Crew Activities during Temporary Abandonment beginning at 3:00 p.m. on April 20, 2010.
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57 Several facts, experiences, and rational justifications explain why the well operations crew proceeded: • Up to the point of the blowout, challenges of the well throughout the drilling process were successfully overcome, including: 1) multiple losses of well control events throughout the drilling of the well in which the crew was able to regain control of the well135 and 2) changes to the drilling plans to accommodate those challenges (e.g., drill depth, casing choice). The ability to regain control of the well numerous times prior could have reinforced a mentality that success was inevitable. • The crew explained away or remediated several anomalies during the cementing process.136 • Various personnel deemed successful the bottom-hole cement job—the primary physical barrier set in the well to prevent loss of well control and the major operational task of temporary abandonment.137 • The positive pressure test conducted earlier in the day to verify casing integrity (i.e., no leaks from inside the well to the outside) was successful. While this test does not verify the integrity of the bottom hole cement job, it represents another successfully completed step in temporary abandonment. • A rationale for the loss of riser fluid was provided. • The well operations group purportedly discussed, and at least partially accepted, a rationale for the drillpipe pressure. The individual purported to have provided the rationale was considered highly competent in skills directly applicable to this situation—“[he] makes quality decisions on a consistent basis,” “has always been a recognized leader on the Deepwater Horizon, and uses his experience to help others.”138 The professional respect for this individual, as well as the backing
135 Numerous ‘lost returns’ events on February 17, March 2, 3, 21, 31, April 3, 4, and 9, 2010, well kicks on October 26, 2009 and March 8, 2010, and a ballooning event on March 25, 2010; National Commission on the BP Deepwater Horizon Oil Spill and Offshore Drilling. Chief Counsel's Report: The Gulf Oil Disaster; Feburary 17, 2011; Figure 4.2.8, p 59. 136 These included issues with converting the float valve assembly, a device that allows cement to be pumped into a well and then to prevent flow back up the casing once pumping ceased. Ultimately, much higher pressure was required to convert the float valves. Additionally, the anticipated cement circulation pressure was lower than predicted, but the eventual conclusion was that the lower-than-expected pressure actually reflected a broken pressure gauge. National Commission on the BP Deepwater Horizon Oil Spill and Offshore Drilling. Chief Counsel's Report: The Gulf Oil Disaster; Feburary 17, 2011; Chapter 4.3, p 67. 137 Email from Cementing Engineer, Halliburton, to Cementing Engineer, Halliburton, Subject: 9.875" x 7" Casing Post Job, “We have completed the job and it went well,” April 20, 2010, HAL 0011208, see Exhibit 0708 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Stringfellow_William-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015).; Email from Drilling Engineer, BP, to Drilling Engineering Team Leader, Senior Drilling Engineer, Wells Team Leader, BP, Subject: Nitrogen Cement Team, “the Halliburton cement team … did a great job,” April 20, 2010, BP-HZN-MBI00129141.; Foamed Casing Post Job Report from Macondo stated that the cement job was “pumped as planned” and that full returns were seen throughout the process; Internal Company Document, Halliburton. 9.875" x 7" Foamed Production Casing Post Job Report, April 20, 2010, HAL_0011210, Exhibit 0708 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Stringfellow_William-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). 138 Internal Company Document, Transocean. 2009 Senior Supervisor Performance Appraisal - Performance Appraisal and Development Plan, October 31, 2009, TRN-MDL-08076982, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201303071500008/TREX-52649.pdf (accessed October 7, 2015).
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58 by others of the rationale as something plausible,139 and even seen before,140 gave the crew comfort that the theory was valid. • The night shift WSL recalled participating in approximately 50 previous negative tests; to his knowledge, never had one failed.141 • They had conducted the negative test according to the drilling permit, seeing no flow for 30 minutes,142 an indication of a successful negative test.143 It is reasonable to assume that these facts, experiential knowledge, and justifications convinced the crew that successful completion of the well was inevitable. This information strongly indicates that the well operations crew and WSLs were subject to confirmation bias,144 a one-sided case-building process of unconscious selectivity in gathering and using evidence that supports one’s beliefs.145 Acceptance of an explanation or decision despite indications otherwise is more likely when a recognized leader supports the position, a lot is at stake, and an alternative scenario would be costly.146 (See also Section 1.7.1.) Thus, the situation predisposed the crew to interpret the negative test as successful on April 20, 2010.
139 USA v. Robert Kaluza, Docket No. 12-CR-265, February 18, 2016, pp 326:7-17, 554:1-6; Hearing before the Deepwater Horizon Joint Investigation, July 20, 2010 pp 90-91, 153. 140 Internal Company Document, BP. Notes from Bob Kaluza Interview, April 28, 2010, BP-HZN-MBI00021276, see Exhibit 0005 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Daigle_Keith- Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). 141 USA v. Robert Kaluza, Docket No. 12-CR-265, February 18, 2016, pp 282:13-15, 294:2-6. 142 USA v. Robert Kaluza, Docket No. 12-CR-265, February 18, 2016, p 358:12-360:1; Hearing before the U.S. District Court for the Eastern District of Louisiana under the Multi-District Litigation docket MDL No. 2179, March 5, 2013 p 1682:13-17, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201303051200006/2013-03- 05_BP_Trial_Day_6_AM-Final.pdf (accessed October 7, 2015). 143 USA v. Robert Kaluza, Docket No. 12-CR-265, February 18, 2016, pp 166:21-22, 358:12-360:1 144 This analysis is in alignment with Hopkins, A. Disastrous Decisions; CCH Australia: Australia, 2012; p 40. 145 Nickerson, R. S. Confirmation Bias: A Ubiquitous Phenomenon in Many Guises; Review of General Psychology 1998, 2 , pp 175-176. 146 The logical extension of this argument would suggest that if integrity is lost but not acted upon, as was the case with Macondo, the result could be significantly costlier. However, research on confirmation bias demonstrates that people influenced generally weigh more heavily data that supports and affirms their beliefs. Nickerson, R. S. Confirmation Bias: A Ubiquitous Phenomenon in Many Guises; Review of General Psychology 1998, p 176.
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- 5.1
Potential Influence of Distraction and Fatigue A variety of performance shaping factors147 contributed to the decisions and actions of the crew, some of which have already been discussed. Two additional factors have been prominently raised in review of the incident: fatigue and distraction of those carrying out temporary abandonment. While the CSB does not find conclusive evidence to assert that these factors played a causal role in the blowout, the agency cannot rule them out. Both are briefly covered here.
147 Performance shaping factors, also called performance influencing factors, are the characteristics of the job (e.g., nature, workload, procedures, environment, etc.), individual (e.g., skills, attitude, personality, mental state, etc.) and organization (e.g., culture, leadership, resources) that influence human performance. (UK HSE, Performance Influencing Factors, http://www.hse.gov.uk/humanfactors/topics/pifs.pdf) Shift Change of Supervisory Personnel Shift change for both the toolpushers and the WSLs was scheduled to occur at 6:00 p.m. on April 20, which coincided with the time the well operations crew were conducting and discussing the negative test.a Changing out were the toolpusher, identified as the rig floor supervisor of the drilling operations, and the WSL, the designated decision-maker for the well operations.b The day toolpusher reported that he left his shift approximately 20 minutes after his replacement arrived the evening of April 20;c if his time estimates are accurate, he would not have been in the drill shack for a significant portion of the discussion about the negative test that occurred during the day shift and the next steps for the night shift crew. There were also understanding gaps between the day and night WSLs, which were not realized until those conversations were deconstructed post-incident.d It can be argued that because the drill crew does not change out at the same time, the potential for communication gaps is lessened. But this situation reveals an opportunity to review shift change procedures and practices for all safety critical positions and to assess whether training in (non-technical) communication skills is warranted (see Section 1.7). a Internal Company Document, BP. Steve R. Notebook, BP-HZN-MBI00021427, see Exhibit 4953 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Farr_Daniel-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). The mud loggers also had shift change at this time, but they were in support roles more than supervisory. Testimony given in the U. S. Districk Court for the Eastern District of Louisiana under the Multi-District Litigation docket MDL No. 2179, March 5, 2013, pp 1676, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201303051200006/2013-03- 05_BP_Trial_Day_6_AM-Final.pdf (accessed May 22, 2015). b Internal Company Document, Transocean. Interviewing Form: Toolpusher, June 4, 2010, TRN-INV-00004994, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201304041200022/TREX-07532.pdf (accessed October 7, 2015).; USA v. Robert Kaluza, Docket No. 12-CR-265, February 18, 2016, pp 319:12-13, 348:17. c Internal Company Document, Transocean. Interviewing Form: Toolpusher, June 4, 2010, TRN-INV-00004994, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201304041200022/TREX-07532.pdf (accessed October 7, 2015).; Testimony given in the U. S. Districk Court for the Eastern District of Louisiana under the Multi-District Litigation docket MDL No. 2179, March 5, 2013, pp 1676, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201303051200006/2013-03- 05_BP_Trial_Day_6_AM-Final.pdf (accessed May 22, 2015). d The night WSL asserted that he likely would have changed his decisions/actions on the night of April 20 if he had this information at the time. USA v. Robert Kaluza, Docket No. 12-CR-265, February 18, 2016, pp 371:21, 73:13.
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60 1.5.1.1 Fatigue Fatigue can negatively affect workplace performance by increasing errors, delaying responses, and clouding decision-making.148 Complex task decision-making that requires innovative and flexible thinking is also sensitive to fatigue.149 “Fatigued people are less able to respond to unusual or emergency conditions effectively. They are also more likely to take risks.”150 The following facts are known about the Macondo blowout: • Transocean implemented 21-day hitches (called “3 and 3”) across all North American Division rigs in October 2009; prior to that time, both 14- and 21-day hitches were used. The analyses conducted, and rationale given, by Transocean to switch its Gulf regional fleet from a 14-day hitch to a 21-day hitch expressly focused on schedule predictability, interchangeability of crews from rig to rig, more time for crew training, and financial savings.151 Missing from the analysis is consideration of sleep science. • Limited research exists on performance impacts resulting from offshore 21-day hitch durations in comparison two 14-day hitches;152 however, general sleep science shows detrimental performance effects increase as periods of consecutive shift work increase,153 and most North Sea operations154 in both UK and Norwegian waters implement 14-day hitches followed by 14 - 28 days of onshore rest.155
148 Rogers, A.S., Spencer, M.B., and Stone, B.M., 1999. Report 245/Validation and Development of a Method for Assessing the Risks Arising from Mental Fatigue, prepared by the Defence Evaluation and Research Agency Center for Human Services, for the HSE, U.K; Lerman, S. et al., Fatigue Risk Management in the Workplace, ACOEM Presidential Task Force on Fatigue Risk Management, Journal of Occupational and Environmental Medicine, 54(2), February 2012, p 1; and UK HSE, Human Factors, Specific Topic 2: Managing Fatigue Risks, http://www.hse.gov.uk/humanfactors/topics/specific2.pdf, p 1, accessed March 21, 2016. 149 Rogers, A.S., Spencer, M.B., and Stone, B.M., 1999. Report 245/Validation and Development of a Method for Assessing the Risks Arising from Mental Fatigue, prepared by the Defence Evaluation and Research Agency Center for Human Services, for the HSE, U.K. Rosekind, M., Gander, P., et al., 1996. “Managing Fatigue in Operational Settings I: Physiological Considerations and Countermeasures,” Behavioral Medicine, Vol. 21, pp 157-165. 150 Energy Institute, Improving Alertness through Effective Fatigue Management, 2006, p 1; this document has been superseded by Managing Fatigue using a Fatigue Risk Management Plan, 1st ed., 2014, https://www.energyinst.org/technical/human-and-organisational-factors/human-factors-fatigue (accessed March 26, 2016). 151 April 20, 2011, response by Transocean to CSB subpoena requests for records and information on Transocean’s 21-day on/off work schedule. 152 HSE, Offshore Working Time in Relation to Performance, Health and Safety: A review of Current Practice and Evidence, RR772, 2010, p 23 & 51. 153 Rosekind, M., Managing work schedules: an alertness and safety perspective, in Principles and Practice of Sleep Medicine, eds. By Kryger, M, Roth, T., & Dement, W. Philadelphia, PA, 2004, pp 682 & 686. 154 The exceptions most commonly include those working in remote UK waters, e.g., West of Shetland. 155 Parkes, K., Shift schedules on North Sea oil/gas installations: a systematic review of their impact on performance, safety and health, Safety Science, (50), 2012, pp 1638.
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61 • Historical accident and injury data from the North Sea suggest that the ratio of fatalities and severe injuries to less severe injuries was markedly higher for hitches longer than 14 days in comparison to those of lesser quantity.156 • Research shows that schedules rotating ‘backwards’ from night to day shifts (as opposed to rotating ‘forward’ from day to night shifts),157 and that make this switch in the middle of the hitch,158 are more likely to negatively impact performance by causing fatigue as the body readjusts to a new sleep-wake schedule. • Workers reported in a Lloyds Register culture/climate review that the 21-day hitch was causing fatigue, particularly during the final week.159 • The driller and one assistant driller working the evening of April 20 were on shift 20 of their 21- day hitch; the second assistant driller was on shift 19 of 21; each shift was 12 hours, not including any overage worked to conduct shift turnover. • The day shift toolpusher was on day 20 of his hitch; his shifts were also 12 hours. • The toolpusher on the evening of April 20 was only on day 6 of his hitch, but he was scheduled to leave the Deepwater Horizon the next day for another offshore facility; he would not be returning to the Horizon, where he spent approximately half his life for almost the last decade.160 • The BP Well Site Leaders were on a 14-day hitch; they were scheduled to have their swing-shift rotation at 2:00 a.m. on April 21. To determine causality, investigators require sufficient evidence that identifiable fatigue factors161 were present at the time of the incident and that fatigue-related performance loss contributed to or caused the
156 Parkes, K. (University of Oxford). Psychosocial Aspects of Work and Health in the North Sea Oil and Gas Industry, 1996 – 2001, Sudbury: Health and Safety Executive, 2002, p 38. 157 HSE, Offshore Working Time in Relation to Performance, Health and Safety: A review of Current Practice and Evidence, RR772, 2010, pp 33-35; Rosa, R. and M. Colligan. Plain Language about Shift Work, Cincinnati: US Department of Health and Human Services (Centers for Disease Control and Prevention, National Institute for Occupational Safety and Health), July 1997, p 9. 158 Parkes, K. (University of Oxford). Psychosocial Aspects of Work and Health in the North Sea Oil and Gas Industry, 1996 – 2001, Sudbury: Health and Safety Executive, 2002, pp 7, 37-38; HSE, Offshore Working Time in Relation to Performance, Health and Safety: A review of Current Practice and Evidence, RR772, 2010, pp 32-33; Parkes, K., Shift schedules on North Sea oil/gas installations: a systematic review of their impact on performance, safety and health, Safety Science, (50), 2012, p 1647. 159 “On their last week, they seem like they are in another world,” and “On the last week, you are so tired that you feel like a robot” were two quoted responses. TREX-04261, Lloyd’s Register Safety Management Systems and Safety Culture/Climate Reviews: Deepwater Horizon closing meeting on March 16, 2010, TRN-INV-00016761 and Lloyd’s Register EMEA Aberdeen Energy, Safety Management and Safety Culture/Climate – Deepwater Horizon, May 11, 2010, p.16. TRN-HCEC-00090589. 160 US District Court, Eastern District of Louisiana, MDL-2179, March 5, 2013, Day 6 morning session, p 1737. 161 Fatigue factors are physiological aspects of an individual’s sleep/wake cycle that underlie fatigue. Rosekind, M., Gregory, K., et al., 1993. “Analysis of crew fatigue factors in AIA Guantanamo Bay aviation accident, Appendix E,” to Aircraft Accident Report: Uncontrolled Collision with Terrain, NTSB/AAR-94/04, Washington, D.C.: NTSB.
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62 accident.162 Fatigue factors include acute sleep loss and cumulative sleep debt,163 continuous hours of wakefulness, circadian rhythm disruptions, and potential medical sleep conditions. This analysis cannot go further due to the lack of specific information pertaining to the sleep and wake cycles of the individuals involved, many of whom suffered fatal injuries as a result of the incident or were not made available to the CSB for interviews. Without such information, the CSB cannot draw strong connections between fatigued mental states and explicit performance detriments demonstrated by the individuals. The CSB does not know how the well operations crew spent their off time in the days leading up to the blowout, what portion of that time they spent sleeping, and whether their sleep was of high quality. Yet the CSB does know that the night shift toolpusher and WSL were more likely to be fatigued due to their 6:00 p.m. – 6:00 a.m. schedules. The CSB can surmise that leaving the MODU after almost a decade would take an emotional toll on the toolpusher, which may amplify the effects of fatigue;164 however, the evidence available does not provide sufficient information to make that claim. Overall, sufficient information is not available for a causal connection to the blowout. Yet, the facts outlined here raise sufficient concern for the offshore industry to address fatigue as a safety issue. Testimony from Steve Newman, then the Transocean CEO, confirmed Transocean also implemented 28- day hitches.165 Some offshore workers may prefer extended hitches for the equivalent-in-length non-work periods. But management has the responsibility to effectively manage the risks inherent in the work, and working hours, shift patterns, and hitch length are within its span of control. Reasons for implementing long hitches include limitations on the number of personnel that can be accommodated on the offshore facility and reductions in the number of shift changes, which minimize opportunities for error that could arise from more frequent staff change-outs.166 An additional benefit is reduced helicopter traffic, which has also been recognized as a major offshore risk. Thus, a safety management system is necessary to assess the risk of fatigue and to establish and maintain policies and practices to effectively reduce those risks. API Recommended Practice 755 is voluntary US onshore guidance for developing and
162 This two-step methodology was employed by the NASA Fatigue Countermeasures Program and the National Transportation Safety Board (NTSB) to assess operator fatigue in accidents, and it has been used in NTSB investigations of pipeline and transportation incidents. As the tasks of the well operations crew, pilots, board operators, and drivers parallel each other in that they all deal with issues of critical decision-making, attending to/monitoring technological systems, reacting quickly to abnormal conditions, and rectifying deviations from normal conditions, the methodology is appropriate and applicable to offshore well operations events. 163 Acute sleep loss is the amount of sleep lost from an individual’s normal sleep requirements in a 24-hour period. Cumulative sleep debt is the total amount of lost sleep over several 24-hour periods. If a person who normally needs 8 hours of sleep a night to feel refreshed gets only 6 hours of sleep for five straight days, this person has a sleep debt of 10 hours. 164 “…combinations of stressors may act additively or combine to produce multiplicative effects on health and safety outcomes.” HSE, Offshore Working Time in Relation to Performance, Health and Safety: A review of Current Practice and Evidence, RR772, 2010, pp 9-10. 165 Hearing before the U.S. District Court for the Eastern District of Louisiana under the Multi-District Litigation docket MDL No. 2179, March 19, 2013 p 4666, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201303191200014/2013-03-19_BP_Trial_Day_14_AM- Final.pdf (accessed October 7, 2015). 166 UK HSE, Guidance for Managing Shiftwork and Fatigue Offshore, Information Sheet No. 7/2008, http://www.hse.gov.uk/offshore/infosheets/is7-2008.htm (accessed February 14, 2011).
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63 implementing a fatigue risk management system, but its scope is expressly applicable to shift workers commuting daily to the worksite.167 1.5.1.1 Distraction Testimonies from witnesses suggest that the executive tour was only in the drill shack (and thus capable of interrupting/distracting those involved in the well operations) for about 5 minutes. The OIM and senior toolpusher, who were on the tour, were asked to stay within the drill shack to help the drill crew, and they did so for about 15 minutes more. The senior toolpusher stated that he did not play a role in the decision- making occurring with the shack concerning the negative tests and that he actually stepped out of the shack to discuss some next steps in temporary abandonment with the assistant driller.168 The drill crew and WSLs continued to discuss the negative test and well data for some time after the tour group left, suggesting that they were focused on the work and not distracted by the executive group. However, without more detailed evidence of what was said, by whom, in what manner, and to what extent within that drill shack, the CSB cannot determine with any level of certainty how the tour might have impacted the flow of communication and the analysis of the well data/negative tests. 1.6 Phase 4 – Troubleshooting, Multiple Activities, and Communication Gaps Obscure Well Conditions After accepting the negative test results at 7:55 p.m. (Figure 1-11), the crew continued with displacement of the riser. The crew engaged in multiple activities during this time, including a sheen test, several mud and well fluid transfers into and out of various locations, and displacement pump shutdowns and restarts (Figure 1-11). Unbeknownst to the people on the Deepwater Horizon, at ~8:50 pm, reservoir fluids began to flow into the well. Between 8:50 p.m. and 9:08 p.m., when the crew stopped displacing the riser to conduct the sheen test, the influx rate into the well was approximately 9 bpm (barrels/minute), and the pit gain on the rig was about 60 barrels over 16 minutes.169 The crew did not detect this influx. Post-incident, the senior toolpusher noted that the number of pre-calculated strokes (step 8, Table 1-3) on the pump used
167 API, Recommended Practice 755: Fatigue Risk Management Systems for Personnel in the Petroleum and Petrochemical Industries, 2007, p.1. The CSB notes that it has identified a number of ways this recommended practice could be further improved. See http://www.csb.gov/assets/1/7/Fatigue_Evaluation_for_Public_Comment_3_11_20131.pdf. 168 USA v. Robert Kaluza, Docket No. 12-CR-265, February 17, 2016, pp 162:25, 163:12. 169 The computer simulation found in Appendix 2-A indicates that by 9:09 p.m. about 9 bpm were flowing into the well, and the pit gain on the rig was about 60 barrels over 16 minutes. These conditions should have been sufficient to be observable on the rig, but the crew was not predisposed to look for them.
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64 to displace the riser correlated with the visual sheen test results, indicating that the drilling mud in the riser had been displaced and the spacer had reached the rig.170, 171 In short, “everything looked good.”172 As a backup to the well operations crew, the Sperry Sun173 mudloggers aboard the rig were hired by BP to monitor surface instruments that provided drilling and well information and to raise concerns for any abnormalities.174 Sperry Sun had installed its own flow meter on the rig to monitor returns from the well, but apart from this particular device, the mudlogger monitored the same data as the drillers.175 Yet, prior to resuming the displacement, the mudlogger was not privy to all the discussions about whether to accept the negative test. He was not with the well operations crew in the drill shack; instead, he was in a separate windowless office approximately 15 feet from the perimeter of the rig floor.176 He surmised that the negative test was successful only because displacement of the drillpipe was occurring.177 While he did leave his monitoring post to go to the restroom in the hour before blowout, this purportedly occurred sometime between 8:50 p.m. and 9:15 p.m., when fluid transfer movements were either impacting or were perceived to be impacting the flow-out meter.178 If an organization is relying upon individuals to monitor and troubleshoot an operational process, it must make efforts to ensure they have enough information to do so. The mudlogger might have had the same raw data available to him as the driller, but the information was contextually incomplete—he was not a
170 Internal Company Document, Transocean. Senior Toolpusher Interviewing Form, May 28, 2010, TRN-MDL- 00493745, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201304041200022/TREX-50296.pdf (accessed October 7, 2015). 171 Subsequent analysis by both Transocean and the CSB indicates that the spacer had not yet reached the surface at 9:08 p.m. A possible explanation for the successful sheen test may be that spacer bypassed some of the drilling mud, giving a false displacement indication. If a sheen were detected, it would have been an indication of an incomplete displacement, that the actual pump efficiency was lower than assumed; Macondo Well Incident: Transocean Investigation Report:Volume II; June, 2011; Appendix G, Figure 44, p 103; CSB Macondo Investigation Report, Volume 2, Appendix A, Figure 9, p 20. 172 Internal Company Document, Transocean. Senior Toolpusher Interviewing Form, May 28, 2010, TRN-MDL- 00493745, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201304041200022/TREX-50296.pdf (accessed October 7, 2015). 173 A subsidiary of Halliburton; see Volume 1, Section 1.1, for description of various well service providers contracted by BP. 174 Hearing before the Deepwater Horizon Joint Investigation, December 8, 2010, p 267; Hearing before the Deepwater Horizon Joint Investigation, December 7, 2010, p 18. 175 The mudlogger reported that Transocean had its own HiTech Profibus system, the data of which was shared with the mudloggers, but not necessarily communicated in the same format; Hearing before the Deepwater Horizon Joint Investigation, December 7, 2010, p 116. For a more detailed analysis, see Hopkins, A., February 2011, A working paper prepared for the CSB: the failure of monitoring prior to blowout, available at the Macondo investigation page of the CSB.gov website. 176 Hearing before the U.S. District Court for the Eastern District of Louisiana under the Multi-District Litigation docket MDL No. 2179, March 13, 2013 p 3494, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201303131200011/2013-03-13_BP_Trial_Day_11_AM- Final.pdf (accessed October 7, 2015). 177 Hearing before the Deepwater Horizon Joint Investigation, December 7, 2010, pp 28, 158. 178 Starting around 9:08 p.m., when the overboard line was opened, the mudlogger’s ability to see flow out of the well was impaired; Hearing before the Deepwater Horizon Joint Investigation, December 8, 2010, p 189.; Hearing before the Deepwater Horizon Joint Investigation, December 7, 2010, pp 212, 216.
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65 part of the conversations concerning the negative test results and their implications for the well, nor was he fully abreast of the fluid transfers,179 yet he was relied upon as the independent layer of protection for kick detection.180 In actuality, during temporary abandonment, he was a dependent layer, able to interpret well conditions only from the data that was available to him. Once the sheen test was accepted, the crew diverted overboard the fluids returning from the well, bypassing the pit volume monitoring system, which is the prime means for the crew to detect flow anomalies from the well. A pressure anomaly was observed at ~9:31 p.m., but instead of checking the well for flow—which would be the anticipated course of action if well influx was suspected—the crew shut down the displacement pumps and began troubleshooting valves and lines at the surface.181 Within nine minutes of shutting down the pumps, oil and gas erupted a mixture of seawater, drilling mud, and hydrocarbons up onto the drilling rig floor. The actions of the crew, summarized in Figure 1-11, depict a group that was neither idle nor complacent in the minutes leading up to the blowout at 9:40 p.m. Rather, the crew demonstrated that they knew something was amiss, and they were actively trying to understand the situation by examining surface valves and lines. The crew’s performance of these surface checks suggests their perception of only minor problems, such as a valve leak, not a catastrophic gas-in-riser situation.
179 The mudlogger reported calling the drill shack several times to understand the data he was seeing from his control station. Hearing before the U.S. District Court for the Eastern District of Louisiana under the Multi-District Litigation docket MDL No. 2179, March 13, 2013 pp 3603, 3605-2606, 3527-3828, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201303131200011/2013-03-13_BP_Trial_Day_11_AM- Final.pdf (accessed October 7, 2015). 180 Internal Company Document, BP. BP Incident Investigation Team - Notes of Interview with Mark Hafle, July 8, 2010, BP-HZN-BLY00144213, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201304110900026/TREX- 04447.pdf (accessed October 7, 2015).; Hearing before the Deepwater Horizon Joint Investigation, December 8, 2010, p 267; Hearing before the Deepwater Horizon Joint Investigation, December 7, 2010, p 18. 181 CSB Macondo Investigation Report, Volume 2, Appendix 2-A, p 11.
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Figure 1-11. Crew activities and actions during final displacement of the riser. The crew was predisposed to interpret the pressure anomaly as unrelated to cement integrity because of a perceived “successful” completion of the well. In summary, “as operations continue, the resulting anomalies remain undetected or are satisfactorily accounted for until matters evolve to a point where events demolish the reality inside which the crew is operating.”182 1.7 Competency and Non-technical Skills The human factors contributing to the Macondo incident almost automatically raise questions about competency of the personnel involved, and more fundamentally about the meaning of competency. More job-specific training is often the recommendation in the aftermath of a catastrophic incident, as was the
182 Thorogood, J. The Macondo Inflow Test Decision: Implications for Well Control and Non-technical Skills Training, SPE/IADC Drilling Conference and Exhibition, London, March 17-19, 2015; SPE/IADC-173123-MS, p 8.
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67 case in Macondo.183 Traditional training typically consists of teaching crews to manage conditions based on plans (rules, procedures, policies). As such, post-incident investigations often focus on the need to improve those skills (i.e., knowledge of procedures and ability to execute them), and steps are taken to revise procedures and manuals so that individuals will be prepared for those specific unanticipated conditions when they arise. This approach faces two challenges. First, task-specific or technical competency training does not guarantee error-free performance. A highly skilled, technically competent person can make glaring human errors.184 For example, an expert surgeon may amputate a patient’s right limb with technical precision only to realize later that the left one was to be removed.185 Second, within complex systems, “rules, regulations, policy or procedures cannot be written to address all the situations that people may face,”186 precisely because these systems can have emergent properties that are inherently unpredictable.187 Consequently, “expertise is required to recognize when the unexpected is present or may arise.”188 Thus, technical competency is only one aspect of an individual’s performance capabilities, and other non- technical skills (NTS) are necessary to prepare individuals to manage the natural variability inherent within the complex system. Non-technical skills are meant to enhance human performance reliability in high-demand and high-risk work environments (e.g., the hospital operating room, the nuclear plant control room), 189 where innovation and adaptation by people are needed to successfully operate within imperfect systems.190 Akin to crew resource management (CRM)191 skills used in aviation, NTS are “the cognitive, social and personal resource skills that complement technical skills, and contribute to safe and efficient task
183 National Commission on the BP Deepwater Horizon Oil Spill and Offshore Drilling. Deep Water The Gulf oil Disaster and the Future of Offshore Drilling; 2011; p 122.; National Commission on the BP Deepwater Horizon Oil Spill and Offshore Drilling. Chief Counsel's Report: The Gulf Oil Disaster; Feburary 17, 2011, pp 162, 185. 184 Health and Safety Executive. Reducing Error and Influencing Behaviour; HSG48; 2009; pp 12-17. http://www.hseni.gov.uk/hsg_48_reducing_error_and_influencing_behaviour.pdf (accessed October 7, 2015). 185 This scenario is based upon the example given in Flin, R.; O'Connor, P.; Crichton, M. Safety at the Sharp End; Ashgate Publishing: Hampshire, England, 2008; p 10. 186 Pupulidy, I. Novices, Experts & Errors: Toward a Safer Fire Ground; Wildfire 2015, 24 (1), p 33. 187 Dekker, S. Drift into Failure: From Hunting Broken Components to Understanding Complex Systems; Ashgate Publishing: Burlington, VT, 2011; pp 155-160. Weick, K.; Sutcliffe, K. Managing the Unexpected: Resilient Performance in an Age of Uncertainty, 2nd ed.; John Wiley & Sons, Inc: San Francisco, CA, 2007. 188 Pupulidy, I. Novices, Experts & Errors: Toward a Safer Fire Ground; Wildfire 2015, 24 (1), p 33. 189 Flin, R.; O'Connor, P.; Crichton, M. Safety at the Sharp End; Ashgate Publishing: Hampshire, England, 2008, p 1. 190 Pupulidy, I. Novices, Experts & Errors: Toward a Safer Fire Ground; Wildfire 2015, 24 (1), p 33. 191 Crew Resource Management (CRM) is defined as “a management system which makes optimum use of all available resources—equipment, procedures and people—to promote safety and enhance the efficiency of … operations.” The focus of CRM training is on cognitive and intrapersonal skills. (Civil Aviation Authority. Crew Resource Management (CRM) Training, Guidance for Flight Crew, CRM Instructors and CRM Instructor Examiners; CAP 737; Chapter 1, Sections 2.1 and 2.2.)
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68 performance.”192 As defined in Table 1-4, they focus on situation awareness, decision-making, communication, teamwork, leadership, and stress and fatigue management.193 Table 1-4. Non-technical skill categories, definitions, and example behaviors associated with each.194 Skill Category Definition Types of Behaviors Situation awareness Developing and maintaining a dynamic awareness of the situation and the risks present during a wells operation, based on gathering information from multiple sources from the task environment, understanding what the information means, and using it to think ahead about what may happen next. • Gathering information • Understanding information and risk status • Anticipating future developments Decision-making Diagnosing the situation and reaching a judgment to choose an appropriate course of action. • Identifying and assessing options • Selecting and communicating an option • Implementing and reviewing decisions Communication Exchanging (transmission and reception) of information, ideas and feelings, by verbal (spoken, written) or non-verbal methods. • Briefing and giving feedback • Listening • Asking questions • Communicating assertively Teamwork Working in a group, in any role, to ensure joint task completion, including coordination, cooperation and conflict resolution. A core concept of CRM training is not necessarily to strengthen any particular team but rather to make individuals more effective in whichever team they are working in.195 • Understanding own role with the team • Coordinating tasks with team members/other shift • Considering and helping others • Resolving conflicts Leadership Directing, managing, and supporting a team in order to accomplish tasks for set targets. • Planning and directing • Maintaining standards • Supporting team members Stress and Fatigue Management Mitigating the effects of stress and fatigue. • Identifying signs of stress and fatigue • Coping with effects of stress and fatigue
192 Flin, R.; O'Connor, P.; Crichton, M. Safety at the Sharp End; Ashgate Publishing: Hampshire, England, 2008, p 1. 193 Ibid. ; IOGP. Crew Resource Management for Well Operations; 501; April, 2014; p 12. http://www.ogp.org.uk/pubs/501.pdf (accessed October 7, 2015). 194 Except where specifically footnoted, this information is extracted and compiled from IOGP Crew Resource Management for Well Operations; 501; April, 2014; pp 12-15. http://www.ogp.org.uk/pubs/501.pdf (accessed October 7, 2015). 195 Flin, R.; O'Connor, P.; Crichton, M. Safety at the Sharp End; Ashgate Publishing: Hampshire, England, 2008; p 93.
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Aviation provides perhaps the most notable example of focused effort to develop individuals’ non- technical skills, where this effort came to fruition after recognition that aviation accidents were not primarily the result of technical problems or lack of technical knowledge of the crew, but due to the crew’s inability to understand their situation and respond appropriately.196 The Tenerife runway collision that killed 538 individuals in 1977 is one of the more well-known examples. The black box recordings of the two cockpits and air traffic control communications provide unique insight into non-technical aspects of their interactions that might have contributed to the event. The transcript of these communications reveals usage of vague and nonstandard language, hesitation by lower ranked individuals to assertively question higher ranked personnel, unclear communication of decisions among teams, and an insufficient verification of understanding verbal messages.197 United Airlines also experienced a significant accident in 1978, in which similar interpersonal behaviors were identified as contributory, and in 1979 the National Transportation Safety Board issued a recommendation requiring flight crew training in resource management skills.198 Two years later, United initiated the first US crew resource management program.199 The offshore oil and gas industry does not have the benefit of black box recorders to examine critical interactions between its well control personnel for both assessment and further improvements. Yet Macondo provides a unique set of data to explore potential non-technical skill gaps—the behavior and actions of the both on and offshore crew and management in the hours leading up to the gas release onto the rig underscore the importance of non-technical skills development in offshore high-risk operations. Three specific examples from the activities leading up to the blowout are (1) the 80 minutes when the toolpusher, driller, well site leader, and others discussed pressure discrepancies between the drillpipe and kill line, (2) when the well site leader mentioned those discrepancies to the onshore drilling engineer, and (3) the interactions of the mudlogger with others from the well operations crew in monitoring the well. An analysis of these situations is presented here to demonstrate that systematic application of various NTS could have altered the interactions between rig personnel for the better.
196 Civil Aviation Authority. Crew Resource Management (CRM) Training, Guidance for Flight Crew, CRM Instructors and CRM Instructor Examiners; CAP 737; Chapter 1, Section 1.1 and 2.2. 197 An annotated transcript of these communications is available here: http://www.pbs.org/wgbh/nova/space/final- eight-minutes.html (accessed December 7, 2015). 198 NTSB, Aircraft Accident Report: United Airlines, Inc., Douglas DC-8-54, N8082U, Portland, Oregon, December 28, 1978 (NTSB-AAR-79-7), 1979, Washington, DC.; Helmreich, R. L.; Merritt, A. C.; Wilhelm, J. A. The evolution of crew resource management training in commercial aviation; International Journal of Aviation Psychology 1999, 9(1), p 19. 199 Helmreich, R. L.; Merritt, A. C.; Wilhelm, J. A. The evolution of crew resource management training in commercial aviation; International Journal of Aviation Psychology 1999, 9(1), p 19.
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70 1.7.1 Case Study for NTS: Pressure Discrepancies between Drillpipe and Kill Line Despite its limitations,200 the evidence and testimony from surviving witnesses provides sufficient information to perform a simple assessment of when the toolpusher, driller, well site leader and others discussed the pressure discrepancies between the drillpipe and kill line. (See the solid green shaded portion of Figure 1-10.) The well operations crew, less the mudlogger, spent 80 minutes discussing the negative test results and their implications. This discussion suggests that the crew did, in fact, recognize that the well data they were examining were atypical enough to warrant further observations and consideration. Yet, the survivors’ testimonies reveal a lack of discussion about the possibility of well integrity loss—as if the crew could not conceive this possibility. Why? What can be done to help crews recognize when they are falling into such a mental trap? Table 1-5 highlights evidence suggesting the well operations crew exhibited ineffective use of non-technical skills. Table 1-5. Multiple Interpersonal Behaviors and Interactions amongst Well Operations Personnel Demonstrate Need for Non-technical Skills. Testimony Illustrating Interpersonal Behaviors of the Well Operations Crew Relevant Non-technical Skills (using options listed in Table 1-4) An experienced and highly-esteemed toolpusher explained the negative test results as something that “happens all the time,” 201 and the driller confirmed that he had seen these results before.202 • Situation awareness (gathering information, understanding information and risk status, anticipating future state/developments); • Decision making (identifying and assessing options); • Implementing and reviewing decisions Other crewmembers questioned the bladder effect explanation but ultimately agreed with the rationale.203 • Teamwork (resolving disparate opinions/conflict);
200 There is limited testimony pertaining to the negative tests, and even where testimony exists, witnesses tend to contradict each other. The individuals most involved in the negative test discussion either refrained from giving testimony to the CSB and other post-incident civil and criminal hearings, or they did not survive the incident. 201 The Toolpusher, who had significant on-the-job experience and received noteworthy remarks in his performance review as “extremely competent” and someone who “does all within his level of authority to prevent exposure to potentially compromising situations.” Internal Company Document, Transocean. 2009 Senior Supervisor Performance Appraisal - Performance Appraisal and Development Plan, October 31, 2009, TRN-MDL- 08076982, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201303071500008/TREX-52649.pdf (accessed October 7, 2015). 202 Internal Company Document, BP. Notes from Bob Kaluza Interview, April 28, 2010, BP-HZN-MBI00021276, see Exhibit 0005 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Daigle_Keith- Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). 203 Hearing before the Deepwater Horizon Joint Investigation, July 20, 2010 pp 90-91; Internal Company Document, BP. Notes from Don Vidrine Interview, April 27, 2010, BP-HZN-MBI00021424, see Exhibit 0006 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Pleasant_Christopher-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015).
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71 • Communication (asking questions; being assertive); • Situation awareness (understanding information and risk status) The day shift WSL deferred to the toolpusher, saying “if you have seen this so many times before, it must be true.”204
• Situation awareness (understanding information and risk status); • Decision-making (identifying and assessing options; • Implementing and reviewing decisions); • Communication (asking questions) The night shift WSL coming on duty during the middle of the negative test process was teased for questioning the annular compression rationale.205 • Teamwork (resolving disparate opinions/conflict, understanding role within team); • Communication (asking questions; being assertive); • Situation awareness (understanding information and risk status); • Leadership (planning and directing) The same WSL focused on performing the negative test as stated in the permit submitted to the regulator. When the test on the kill line was conducted, as stipulated in the permit, there was no flow for 30 minutes which he took as confirmation that the well was secure. • Situation awareness (understanding information and risk status); • Decision-making (identifying and assessing options; • Implementing and reviewing decisions); • Communication (asking questions) The night shift WSL reported looking for changes in the pressure readings rather than the absolute pressure in the well. As a result, although 1400 psi was indicated on the drillpipe, it remained stable, which he stated indicated to him that no gas was coming up the well.206 • Situation awareness (understanding information and risk status); • Decision-making (identifying and assessing options, implementing and reviewing decisions); • Communication (asking questions) There was a lack of explicit coordination with the mudlogger and a need for the well operations crew and mudlogger to articulate their expectations for the mudlogger’s monitoring • Situation awareness (gathering information; understanding information and risk status); • Decision-making (identifying and assessing options; communicating the options chosen);
204 Internal Company Document, BP. Notes from Bob Kaluza Interview, April 28, 2010, BP-HZN-MBI00021277, see Exhibit 0005 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Daigle_Keith- Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). 205 Internal Company Document, BP. Notes from Don Vidrine Interview, April 27, 2010, BP-HZN-MBI00021424, see Exhibit 0006 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Pleasant_Christopher- Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). 206 Ibid., BP-HZN-MBI00021424,
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72 role throughout the displacement stages.207 (See also Sections 1.6 and 1.7.1.1.) • Communication (giving feedback; asking questions; being assertive); • Teamwork (understanding role within team; coordinating tasks with team members)
Decision-making is a two-stage cognitive process: (1) what is the problem (situation assessment) and (2) what shall I do?208 The situation assessment of the negative test was inaccurate. “If the situation assessment is incorrect, then it is likely that the resulting decision and selected course of action that is taken in response will not be suitable.”209 This can occur when “conditions change so insidiously that the operators do not update their situation assessments often enough”, and when “the current situation has altered to some extent from the expected situation and that remedial actions are required to return to the planned path.”210 “Sources of failure in team decision-making, according to Orasanu and Salas (1993), include poor communication, logical errors, inadequate situation assessment and pressure to conform.”211 The evidence described in Table 1-5 suggests that improvements in non-technical skills of personnel involved in offshore well operations decision-making and implementation would benefit major accident prevention.212 1.7.1.1 Role of Mudlogger During displacement of the riser, communication was inadequate. The mudlogger was identified post- incident as a perceived independent layer of protection, yet he was not privy to all pertinent information to fulfill this protective role. Indeed, there was not a shared situation awareness of the well, in part because the mudlogger was separate from the well operations crew and unaware of the rig activities that impacted his understanding of the data he was meant to monitor. Communication in offshore operations, like any high-hazard work environment, is vital for successful completion. Figure 1-12 shows the various communication channels expected to be effectively functioning during drilling and completion activities.
207 Both explicit coordination and articulated expectations are characteristics of highly effective teams. See Flin, R.; O'Connor, P.; Crichton, M. Safety at the Sharp End; Ashgate Publishing: Hampshire, England, 2008, p 109. 208 Ibid., p 45. 209 Ibid., p 46. 210 Ibid. 211 Ibid., p 113. IOGP. Crew Resource Management for Well Operations; 501, April 2014, p, 12. http://www.ogp.org.uk/pubs/501.pdf (accessed October 7, 2015). 212 Others have analyzed the effectiveness of non-technical skills usage at Macondo. For example, Roberts, Flin and Cleland examined the well operation crew’s situational awareness via content analysis of eight official investigation reports of the event as well as eight transcripts from two court hearings. See Roberts, Flin & Cleland. Everything was fine: An analysis of the drill crew’s situation awareness on Deepwater Horizon. Journal of Loss Prevention in the Process Industries (38), 2015, pp 87-100.
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Figure 1-12. Intricate Communication Routes of Well Operations Personnel. Both mudloggers gave testimony post-Macondo that they were uncomfortable with the multiple fluid movements and transfers between pits and off the rig.213 While the day mudlogger voiced concerns, the transfers continued.214 The night shift mudlogger confirmed that he did not speak up about this discomfort.215 Considering the hierarchical organizational structure of the rig, the well service provider, as a client of the operator (i.e., BP), is perceived to be below that of the driller and assistant driller who are primary members of well control operations crew. A hesitation to be assertive with concerns by “lower” ranking individuals was a critical interpersonal behavior that CRM was meant to counter in the aviation industry.
213 Hearing before the Deepwater Horizon Joint Investigation, December 7, 2010, pp 31-32; Internal Company Documents, BP. Interview with Service Data Mudlogger, May 26, BP-HZN–BLY00161924. 214 Internal Company Documents, BP. 215 Hearing before the Deepwater Horizon Joint Investigation, December 7, 2010, pp 31, 181.
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74 Four transfers occurred between 9:10 p.m. and 9:35 p.m., and the displacement went to two pits. The night shift mudlogger attributed these fluid transfers to some of the data he was seeing.216 There is some conflicting testimony by the mudlogger regarding if and how often he communicated with others from the well operations crew (e.g., the assistant driller, a mud engineer) concerning the rig activities and well data in the hours leading up to the release of mud onto the rig (Table 1-6). However, various purported exchanges between him and other well operations crew evinces a need for improved communications, including adequate feedback that the verbal messages and their implications were understood, as well as sufficiently shared situation awareness of the well and rig conditions among the entire well operations crew. The testimony highlighted in Table 1-6 illustrates the challenges faced by the mudlogger. Communication is more difficult when the parties are not co-located. The mudlogger was only a short distance from the driller’s cabin, but he was not privy to the same visual217 and verbal information, nor to the context of that information. Good practice guidance created post-Macondo identifies the mudlogger as “top priority” support personnel within the wells operations team (along with the roughneck and derrickman). As such, mudloggers should receive NTS training along with the driller, assistant driller, toolpusher, company man (i.e., WSL), drilling supervisor, rig manager, superintendent, and well services supervisor.218 Improvements in team communication, both in training and in everyday application of this non-technical skill, between the various wells operations personnel would be beneficial. If the mudlogger had the requisite NTS, the limited access to well information that hindered his ability to act as an independent layer of protection might have been overcome.
216 Hearing before the Deepwater Horizon Joint Investigation, December 7, 2010, pp 218-219. 217 Hearing before the Deepwater Horizon Joint Investigation, December 7, 2010, p 122. 218 IOGP. Crew Resource Management for Well Operations; 501; April, 2014; Table 1, p 6. http://www.ogp.org.uk/pubs/501.pdf (accessed October 7, 2015).
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75 Table 1-6. Summary of communications between Mudlogger and Other Well Operations Crewmembers the evening of April 20, 2010. Date and Source of Testimony Transcript excerpts and information concerning the Mudlogger’s communication with others from the well operations crew December 7, 2010 Joint United States Coast Guard/Bureau of Ocean Energy Management Investigation
When he noticed that the mud pumps were being brought online in a “staggering” manner during the final displacement and called an assistant driller to find out why, the assistant driller said, “That’s the way we’re going to do it this time.”219 He also spoke with the mud engineer when he noticed a gain in one of the active pits, although he could not recall the time. The mud engineer informed him that “they were moving mud out of some sand traps.”220 No other communications with the well operations crew during his shift were identified.221 March 13, 2013 United States District Court, Eastern District of Louisiana, Civil Action no. 10- MD-2179 “J” Based upon examination of the data post-incident, at around 9:13 p.m. he noticed that the mud pumps were being brought online in a “staggering” manner.222 He called an assistant driller to find out why, and the assistant driller “said, we’re just doing it like that. He abruptly hung up.”223 Within minutes, he noted a spike in the standpipe pressure.224 He called again to inquire, and was told that the crew, “had a valve lined up wrong, and we blew a pop-off, and we’re sending a crew down there.”225 No other information was provided to him regarding the matter.226 Earlier in his shift, around 8:30 p.m., the mudlogger called the mud engineer regarding a slow gain he was detecting in the active pit, and the engineer said that “they were flushing out one of the sand traps into the active pit.”227 Prior to that time, no one informed the mudlogger that this activity was to be undertaken.228 Overall, he was not informed about the fluid movements occurring onboard the rig the evening of April 20.229
219 Hearing before the Deepwater Horizon Joint Investigation, December 7, 2010, pp 177 and 216. 220 Ibid, pp 178-179. 221 Ibid, pp 177-178. 222 Hearing before the U.S. District Court for the Eastern District of Louisiana under the Multi-District Litigation docket MDL No. 2179, March 13, 2013, pp 3605- 3606, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201303131200011/2013-03-13_BP_Trial_Day_11_AM- Final.pdf (accessed October 7, 2015). 223 Ibid. 224 Ibid., pp 3606-3607. 225 Ibid., pp 3605-3606. 226 Ibid., p 3606. 227 Ibid., p 3527-3528. 228 Ibid., p 3528. 229 Ibid., p 3603.
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76 1.7.2 Case Study for NTS: Conversation between Well Site Leader and Onshore Engineer This section dissects the purported phone conversation between the on-rig Well Site Leader (WSL) and the onshore Drilling Engineer (for simplicity, in this section referred to as ODE). Much focus was given to this conversation in the aftermath of the incident, as it was deemed a critical opportunity when the crew could have identified loss of well control and taken actions to secure the well. The conversation was noted in interview summary write-ups conducted shortly after the incident,230 before many of the facts of the incident were known (Table 1-7). In the months after Macondo, both individuals took legal positions that protected them from giving sworn testimony at various civil and criminal legal proceedings. The CSB was unable to interview either individual directly, thus must restrict its analysis to the one existing trial deposition231 and the summaries of others. Nevertheless, the CSB identifies opportunities for NTS improvement by examining the description of the phone conversation from the perspective of both individuals. Examining the conversation between the WSL and the ODE from each perspective gives clues as to the individuals’ situation awareness of the well conditions and the perceived purpose of the call. The WSL appears to be focused on the cement plug and the method for setting it.232 When the ODE suggests something may not be right with the negative test results, the WSL seems to dismiss conversation about the negative test, trying to refocus the ODE on the cement plug. The WSL reiterates that the negative test was redone and the results were good. There is ambiguity about whether the pressure difference between the drillpipe and kill line was a problem only initially or with all negative tests. The WSL was seeking one-way communication (seeking info on setting the surface plug), not seeking feedback and advice on the negative test.233 The purpose of the phone calls and the respective roles of the WSL and ODE are ambiguous and varied—sometimes to inform and other times to obtain information, advice, or instruction.
230 BP Well Site Leader was interviewed by the BP Investigation Team on April 23 and 27, 2010, May 7 and 12, 2010; Internal Company Documents, BP. Interview of Donald Vidrine, Well Site Leader on the Horizon Rig, April 23, 2010, TRN-MDL-00265598, see Exhibit 3572 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201304041200022/Kaluza_Robert-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015) and Notes from Don Vidrine Interview, BP-HZN-MBI00021424, 21427, 21429, see Exhibit 0006 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Pleasant_Christopher- Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). BP Senior Drilling Engineer was interviewed by the BP Investigation Team on May 2, 2010 and July 8, 2010; Internal Company Documents, BP. Interview of Mark Hafle
- Sr. Drilling Engineer, May 2, 2010, see Exhibit 0300,
http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Martin_Brian-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015) and BP Incident Investigation Team - Notes of Interview with Mark Hafle, July 8, 2010, BP- HZN-BLY00103037, see Exhibit 0296 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Cowie_James-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). 231 USA v. Robert Kaluza, Docket No. 12-CR-265, February 18, 2016. 232 In his February 18, 2016, testimony, the WSL states that he does not recall why he called the ODE, but he knows it was not to discuss the negative test. USA v. Robert Kaluza, Docket No. 12-CR-265, February 18, 2016, pp 470:17-471:6. 233 The WSL confirms the purpose of the call as informational in his February 18, 2016 testimony. USA v. Robert Kaluza, Docket No. 12-CR-265, February 18, 2016, pp 471:7-472:24, 511:12-19.
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77 Table 1-7. Interview statements concerning conversation between the on-rig Well Site Leader (WSL) and the onshore drilling engineer (ODE); names have been replaced with title abbreviations. Interview Excerpts from Interview Notes/Summaries Assessment of the Interpersonal Behaviors being described and the Identified Potential Non-technical Skills Failures WSL Interview April 27, 2010
WSL statements as summarized by various interviewers (same interview)
Called ODE to discuss surface plug. [Later in the testimony] ODE called back while displacing @ +/- 9 p – not sure why he called – curious about how things going.234
Called ODE to discuss surface plug, said still watching stripping tank, dripping had stopped and everything looked fine.235
ODE calls to check. He tells ODE negative test was squirrelly. Told ODE no problems.236
The 1400 psi was the difference between the mud in the riser. This was annular compression – they (toolpusher, etc) said it does that all the time. If we have 1400 psi on the drill pipe we should see it on the kill line? Let’s bleed it off and see—the kill line was bled then stopped.
I then went to call ODE. When I came back they were still watching the stripping tank and the dripping had stopped. Everything looked fine. [Later in the testimony] I talked to ODE about the 1400—said that if there had been a kick in the well we would have seen it.237
Reveals uncertainty about the purpose of the call – communication (briefing, asking questions); – teamwork (understanding role, coordinating tasks)
Purpose of call appears to be for the WSL to inform only, not seek counsel. – teamwork (understanding roles)
Problem noted (“squirrelly” results), but not explored fully by either party – situation awareness (gathering information, understanding information and risk status, anticipating future states) – communication (briefing and giving feedback, listening, asking questions, being assertive [on the part of the ODE]) – leadership (planning, directing, supporting)
Information is shared between the WSL and ODE implies that the possibility of a kick is not absent from their mindsets (“if there had been a kick in the well, we would have seen it”), but further discussion on this point is absent by either party.
234 Internal Company Document, BP. Steve R. Notebook, BP-HZN-MBI00021407, see Exhibit 4953 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Farr_Daniel-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). 235 Internal Company Document, BP. Interview Notes Don Vidrine, BP-HZN-MBI00021424, see Exhibit 4953 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Farr_Daniel-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). 236 Internal Company Document, BP. Interview Notes Don Vidrine (Kent C. handwritten notes), April 27, 2010, BP-HZN-MBI00021415, see Exhibit 4953 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Farr_Daniel-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). 237 There are several sets of notes from the various interviews conducted by BP post incident; according to testimony given in the Multi-District Litigation hearing, the following document is a compilation of all interviewers’ notes from the April 27, 2010 interview: Internal Company Documents, BP. See Exhibit 0303, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Martin_Brian-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015); Testimony given in the U. S. District Court for the Eastern District of Louisiana under the Multi-District Litigation docket MDL No. 2179, February 21, 2011 pp 34-35, see Martin Designations, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Martin_Brian-Depo_Bundle.zip (accessed May 22, 2015); Internal
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– situation awareness (gathering information, understanding information and risk status, anticipating future states) – communication (briefing and giving feedback, listening, asking questions, being assertive [on the part of the ODE]) – leadership (planning, directing, supporting)
ODE Interview May 2, 2010
ODE statement as summarized and compiled by various interviewers
While watching monitors of rig activity while he worked he received a call at 8:52 pm from WSL. Loss the phone connection—he called WSL back. WSL asked if they were going to test the plug? ODE asked WSL, “What’s going on?” WSL said the day crew screwed up the inflow test and he had to go up and run another test. ODE asked WSL if everything was OK? WSL replied that nothing came out of the kill line. ODE said good night and hung up the phone.
Problem with negative test raised as a tangential item to the main purpose of the call, to ask the ODE about the surface plug. The WSL was not calling to seek counsel on the negative test, but shared info when prompted by ODE.
Based on limited information shared and the manner of the exchanges, it appears the WSL provides answers to ODE’s questions to inform. When the ODE asks about the test problem, The WSL shares very little information, and the ODE does not probe for additional information. The ODE does not request a follow-up. – situation awareness (gathering information, understanding information and risk status, anticipating future states) – communication (briefing and giving feedback, listening, asking questions, being assertive) – teamwork (understanding role); – leadership (planning, directing, supporting)
ODE Interview July 8, 2010
ODE statement as summarized and compiled by various interviewers
Later, on April 20, 2010, WSL called ODE at 8:52 p.m. to talk about how to test the surface plug and whether they should apply a pressure test or a weight test. ODE noted that WSL also talked to him about the negative tests. WSL told ODE that the crew had zero pressure on the kill line, but that they still had pressure on the drillpipe. ODE said he told WSL that you can’t have pressure on the drillpipe and zero pressure on the kill line in a test that’s lined up properly. ODE said that he told WSL he might consider whether he had trapped pressure in the line or perhaps he didn’t have a valve properly lined up. WSL told ODE that he was fully satisfied that the rig crew had performed a successful negative test. ODE said he didn’t have the full context for what had transpired during the tests and it wasn’t clear to him whether WSL was talking
Purpose of the call was to discuss the surface plug; discussion of negative test was tangential to that purpose.
When sharing the observed pressure data from the negative test, the ODE identifies a problem (“you can’t have pressure on the drill pipe and zero pressure on the kill line in a test that is properly lined up”), and identifies a potential solution.
Yet the WSL rejects the suggestion of a problem (“fully satisfied”). ODE accepts judgment of WSL, assuming lack of context. He was at an onshore location separate from the crew, not part of the immediate team
Company Document, BP. Interview Notes Don Vidrine (Kent C. handwritten notes), April 27, 2010, BP-HZN-MBI00021419-00021420, see Exhibit 4953 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Farr_Daniel-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015).
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79 about the first or second negative tests. WSL told him he watched the kill line for 30 minutes and didn’t see a drip come out of it, so ODE assumed that WSL had concluded that it was not a problem.238
conducting the work. ODE admits to lack of clarity but did not explore the issue further.
WSL provides ODE with evidence (lack of flow for 30 minutes on kill line) to further support is judgment. – situation awareness (gathering information, understanding information and risk status, anticipating future states) – communication (briefing and giving feedback, listening, asking questions, being assertive [on the part of the ODE]) – teamwork (understanding role—was ODE meant to verify well data/decisions or only provide counsel when requested?) – leadership (planning, directing; supporting)
238 Internal Company Document, BP. BP Incident Investigation Team - Notes of Interview with Mark Hafle, July 8, 2010, BP-HZN-BLY00103032, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201303071500008/TREX-00296.pdf (accessed October 7, 2015).; Testimony given in the U. S. Districk Court for the Eastern District of Louisiana under the Multi-District Litigation docket MDL No. 2179, April 9, 2013, pp 16-23, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201304090900024/2013-04-09_BP_Trial_Day_24_PM-Final.pdf (accessed May 22, 2015).
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The WSL and ODE faced a number of challenges to effective communication the night of April 20, 2010. The offshore-onshore arrangement for this work team hinders its ability to have a shared understanding of the contextual aspects of the work environment and engenders a lack of awareness of each other’s roles and responsibilities.239 While the ODE had access to rig-based data on the well, it is not clear to what extent the ODE perceived, comprehended, or analyzed that data. In theory, such shared computer systems are meant to improve communication and understanding, but research shows that “information exchange is often less complete and the discussion more biased.”240 Interestingly, post-incident the ODE stated that he couldn’t determine if the well was flowing from the data at his disposal because he didn’t know what was occurring on the rig, and he criticized the mudlogger company for less-than-desirable well monitoring performance. Yet the ODE had the same Sperry Sun software and rig data available to monitor as the mudlogger.241 Along the same lines as the drilling engineer, the mudlogger was not fully abreast of what was occurring on the rig during the time he was expected to monitor the well for flow. Additionally, when returns were routed overboard, the volume of fluids leaving the well could not be monitored. 242 Other seemingly ancillary factors may also have influenced the conversation between the WSL and ODE. For example, whether the individuals were relative strangers or long-time acquaintances could influence the tone and style of the discussion, as well as unspoken agreements about the purposes of such calls. A less formal, more casual informational conversation would be more typical of the latter, even when organizational hierarchies may suggest otherwise. In this case, however, the organizational hierarchy within BP was such that the ODE did not have direct line management accountability over the WSL.243 He was not meant to instruct or give orders but to counsel, and it appears that this counsel could be freely given or solicited; thus, neither party expected the ODE to explicitly probe or verify the decisions of the WSL. As far as they were both concerned, the point of the call was to discuss the next steps in the temporary abandonment process, and the discussion of the negative test was incidental to the call. This organizational arrangement may not be atypical for industry. The onshore drilling engineer, while identified as part of the larger group of well operations team, is not included in the top 17 wells roles
239 Flin, R.; O'Connor, P.; Crichton, M. Safety at the Sharp End; Ashgate Publishing: Hampshire, England, 2008, p 77. 240 Ibid. 241 Internal Company Document, BP. BP Incident Investigation Team - Notes of Interview with Mark Hafle, July 8, 2010, BP-HZN-BLY00103037, see Exhibit 0296 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Cowie_James-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015), and Hearing before the U.S. District Court for the Eastern District of Louisiana under the Multi- District Litigation docket MDL No. 2179, February 10, 2011, see Corser designations Vol 1, pp 83-84, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Corser_Kent-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). 242 The Senior Toolpusher noted: “There was no way to monitor the volume of what was dumped overboard;” Internal Company Document, Transocean. Senior Toolpusher Interviewing Form, May 28, 2010, TRN-MDL- 00493744, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201304041200022/TREX-50296.pdf (accessed October 7, 2015). 243 National Commission on the BP Deepwater Horizon Oil Spill and Offshore Drilling. Chief Counsel's Report: The Gulf Oil Disaster; Feburary 17, 2011, p 31.
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examined for CRM applicability in the latest offshore guidance.244 This suggests that the role of the ODE in such a situation had not been identified as a critical opportunity for decision-making input into well operations. In the aftermath of Macondo, assertions have been made that this conversation should have led to a decision to shut-in the well. If communication between shore engineering support is to be designated a useful barrier for the mitigation of well influx, then roles and responsibilities for both parties must be explicitly defined. The development and incorporation of NTS into everyday practices within the work environment often includes improved protocols for communication, decision-making, and role clarity that would improve performance for a wide range of interpersonal relationships. 1.7.3 Integration of Non-technical Skills To improve team interactions and counter situations such as in the examples above, the aviation industry (and other high-hazard industries, such as nuclear) introduced crew resource management into the everyday operational performance of flight crews. In 2006 the NTSB placed CRM improvements on its Most Wanted List, and five years later the Federal Aviation Administration (FAA) published the final rule to require CRM training for all crewmembers, including pilots and flight attendants.245 In the oil and gas industry, the concept of non-technical skills is not completely foreign. The UK offshore regulator, the Health Safety Executive (HSE), honed in on the importance of non-technical skills for line management personnel when it conducted a 2010 human and organizational factors inspection of four Transocean rigs in the North Sea. The HSE identified an absence of training for supervisors, including OIMs and senior/say toolpushers, in interpersonal leadership capabilities, finding that a number of these supervisors were put in managerial positions “with no skills or training to support them in this role.”246 The inspection noted that interviews with personnel revealed “there is no training once staff are promoted above driller level … This reinforces the view that training is focused on technical skills, rather than management or non-technical skills.”247 These inspection findings are relevant when considering that some of the primary decision-makers on the negative test results were the Transocean toolpushers and OIM, as well as the BP Wells Site Leaders.248 Transocean and BP are not unique. Industry has acknowledged needed improvements in the non-technical skills of offshore facility personnel. In its report on the lessons learned from the Deepwater Horizon, OLF suggested CRM be considered for well activities on the Norwegian Continental Shelf.249 And various international industry associations have
244 IOGP. Crew Resource Management for Well Operations; 501; April, 2014, Table 1, p 6. http://www.ogp.org.uk/pubs/501.pdf (accessed October 7, 2015). 245 NTSB, We are safer, http://www.ntsb.gov/safety/mwl/Pages/was2.aspx, (accessed October 9, 2015) 246 HSE, Specialist Inspection Report, Offshore Division Human and Organizational Factors Team. Transocean- Human & Organizational Factors Intervention; July - October, 2009, p 4. 247 Ibid., pp 23-25, 27. 248 National Commission on the BP Deepwater Horizon Oil Spill and Offshore Drilling. Deep Water The Gulf oil Disaster and the Future of Offshore Drilling; 2011, pp 107-109. 249 Norwegian Oil Industry Association (OLF). Deepwater Horizon: Lessons learned and follow-up; May, 2012; Section 2.3.9, pp 29-30, recommendation No. 29.
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since developed non-technical skills training guidance,250 while some companies are exploring methods of incorporating such skill development into the curriculum of their offshore personnel. Yet, at this time, no US regulatory requirements or guidance for such training have been established. It has been suggested that an organization that embodies the characteristics of an HRO (high reliability organization) encourages and continually develops the non-technical skills expertise of its personnel.251 Training, practice, and assessment of people’s NTS must be an integral part of everyday activity. “[T]he level of transfer will depend on the prevailing organizational culture at the worksites …. The training instructions have to be reinforced at the worksite, where observation and constructive feedback on well crewmembers’ non-technical skills should become part of the normal way of operating at the worksite. The language of CRM should become part of everyday worksite discussions.”252 Furthermore, “the course content should be informed by an ongoing human factors analysis of task performance during well operations, especially in relation to the detection and management of control problems.”253 Finally, communication training should be an inherent component of each module of CRM training, and standard communication terminology and phraseology should be embedded within technical training so that good communication practices are intimately associated with the technical aspects of the work.254
250 IOGP produced two guidance documents, Crew Resource Management for Well Operations; Report No. 501, April, 2014. http://www.ogp.org.uk/pubs/501.pdf (accessed October 7, 2015) and Guidelines for Implementing Well Operations Crew Resource Management training, Report No. 502, December 2014; http://www.iogp.org/pubs/502.pdf (accessed October 7, 2015); Oil & Gas UK published Guidelines on Competency for Wells Personnel, Issue 1 (January 2012); the Energy Institute developed Guidance on Crew Resource Management (CRM) and Non-technical Skills Training Programmes, 1st ed., 2014. Also, the International Association of Drilling Contractors offers a resource database of both technical and non-technical competencies for a wide array of offshore job positions, see http://www.iadc.org/knowledge-skill-and-ability/. 251 Thorogood, J. L.; Crichton, M. T. Threat-and-error management: the connection between process safety and practical action at the worksite; SPE Drilling & Completion 2014, December, pp 465-471. 252 IOGP. Crew Resource Management for Well Operations; 501, April, 2014, p 19. http://www.ogp.org.uk/pubs/501.pdf (accessed October 7, 2015). 253 Ibid. 254 Ibid.
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Drilling is increasing in complexity as wells are drilled at greater and greater depths with high degrees of coordination between various companies (operators, drilling contractors, multiple well service providers) with specialized expertise. Such complexity impairs predictability of all potential safety challenges; thus, risk assessments of such operations will likely not identify all of the possible scenarios. Variability is inevitable, and NTS or CRM training will help prepare personnel and management to be resilient to that variability. 1.8 Work-as-Imagined Versus Work-as-Done: The Operator/Drilling Contractor Gap Offshore drilling and well completion involves the complex interaction of multiple employers, including the leaseholder/operator (e.g., BP) and drilling contractor (e.g., Transocean), and other essential service providers (e.g., Sperry Sun255). In offshore drilling operations, the drilling contractor brings the infrastructure (drilling rig), supplies the majority of the workforce, and has more direct control over the primary operations (drilling) and emergency response (well control). The operator, though, is responsible for the well’s design and drilling program, which form the basis for establishing safe drilling operations, and should account for site-specific conditions that could increase the risk or complexity of the contractor’s various drilling and well control operations. Successful execution of a drilling program requires that the operator and the drilling contractor actively work to bridge the gap between work-as-imagined (WAI) in the drilling program and work-as-done (WAD) by the well operations crew. 256 In essence, WAI describes what well designers and managers expect will or should happen at the well, while WAD is what the well operations crew actually does. There is a natural gap between WAI and WAD because it is not possible to write a drilling program that
255 See Volume 1, p 9 for a description of other well service providers hired by BP to help drill the Macondo well. 256 Dekker, S., Chronicling the Emergence of Confused Consensus: Work as Imagined versus Work as Actually Done, chapter 7, pp 86-90, within Hollnagel, E., Woods, D.D., and Leveson, N., eds., Resilience Engineering: Concepts and Precepts, Ashgate Publishing: Hampshire, England, 2006. Non-technical Skills and Organizational Culture In the post-Macondo world, increasing personnel proficiency in NTS is critical for those working in the dynamic and high-hazard offshore work environment. However, training on NTS is not enough. Like so many other safety system components, inculcating non-technical skills will be successful only if the organization itself places importance on it. Evolving to high levels of operational discipline will promote NTS usage in everyday activity. † † Thorogood, J. L.; Crichton, M. T. Threat-and-error management: the connection between process safety and practical action at the worksite; SPE Drilling & Completion 2014, December, pp 465-471.
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foresees all circumstances and covers every detail, or that crewmembers can follow exactly as written.257 Reality and necessity require that well operations crews continually adjust to accommodate current work conditions in order to achieve the desired work goals. To minimize that gap between WAI and WAD in offshore drilling, the operator and drilling contractor generally rely upon the knowledge and experience of their well site leaders and well operations crew, but they should also focus on building a resilient process that can “adjust its functioning prior to, during or following changes and disturbances so that it can sustain required operations under both expected and unexpected conditions.”258 Ideally, the safety management systems of the operator and drilling contractor will reinforce one another (and sometimes overlap) to continually develop a workforce adept in technical and non-technical skills, evaluate various well and rig specific scenarios, create rig/well specific procedures, and identify risk reduction measures. If done effectively, this process would help maximize drilling contractor or operator practices that lead to a more resilient process which can adapt to and successfully manage the evolving risk of a drilling operation. Numerous Macondo investigation reports commented on the minimal detail provided to the Deepwater Horizon crew for the negative test and temporary abandonment procedures, 259 but it is important to review the operational structures in both companies that permitted the situation to evolve as it did. To deconstruct the gap between WAI and WAD that occurred at the Macondo well, this section explores BP’s development and communication of the temporary abandonment plan, the Deepwater Horizon’s displacement and negative test procedures, and both companies’ management of change programs. By exploring these topics, the CSB demonstrates how to minimize the WAI and WAD gap. This analysis highlights the following key findings: • BP’s development of the Macondo Temporary Abandonment (TA)260 plan occurred without a formal process, creating conditions for a TA design that lacked assessment of decisions, including review of internal policies and standards for quality control;
257 Dekker, S., Chronicling the Emergence of Confused Consensus: Work as Imagined versus Work as Actually Done, chapter 7, p 86, within Hollnagel, E., Woods, D.D., and Leveson, N., eds., Resilience Engineering: Concepts and Precepts, Ashgate Publishing: Hampshire, England, 2006. 258 Hollnagel, E. Prologue: The Scope of Resilience Engineering. In Resilience Engineering in Practice: A Guidebook; Hollnagel, E., Paries, J., Woods, D. D., Wreathall, J., eds.; Ashgate: Surrey, UK, 2011, p xxxvi. 259 National Academy of Engineering and National Research Council of the National Academies. Macondo Well – Deepwater Horizon Blowout: Lessons for Improving Offshore Drilling Safety; The National Academies Press: Washington, D.C., 2011, p 32.; BP. Deepwater Horizon Accident Investigation Report; September 8, 2010; pp 85.; Transocean. Macondo Well Incident: Transocean Investigation Report Volumes I and II; June, 2011; pp 85- 86.; USCSB, 2014. Explosion and Fire at the Macondo Well, Gulf of Mexico, April 20, 2010, Report No. 2010- 10-I-OS, Appendix 2-A, p 42, http://www.csb.gov/assets/1/19/Appendix_2_A__Deepwater_Horizon_Blowout_Preventer_Failure_Analysis1.pdf (accessed October 7, 2015), June 2014. 260 While the Macondo TA plan included choices on the production casing design (e.g., long string vs. liner, Sizes/grades of pipe, etc.) and other abandonment features (e.g., BOP/riser retrieval, rig clean-up, surface cement plug etc.), for purposes of the CSB analysis in this Volume, the TA plan discussion will be limited to the negative test and displacement of the well. The CSB previously discussed the placement of the surface cement plug; Volume 1, pp 18, 25.
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• BP sent a final written “Forward Plan” to the Transocean well operations crew concerning the TA plan on April 16, 2010, and those instructions lacked any mention of the negative test. Ultimately, a drilling fluids specialist from M-I SWACO provided written negative test instructions to the well operations crew on the afternoon of April 20.261 • Post-incident, BP described the negative test procedure as “broad, operational guidelines” and that it expected the Deepwater Horizon rig crew to use “the method consistent with their regular practice on prior wells.”262 The broad nature of the procedure implies that the Transocean drilling team and BP well site leaders would deal with any problems occurring during the TA plan by employing their knowledge, experience and skills. Missing from the process were tools that could have minimized the gap between WAI and WAD, such as written work plans or safety critical procedures. • Transocean did not enforce its own policy to utilize written Standing Instructions to the Driller, which a previous Transocean incident investigation noted should “raise awareness and […] highlight” underbalanced conditions in a well when a single barrier is present.263 • The lack of safety critical task identification or incorporation of hazard controls in the TA procedures provided to the Deepwater Horizon crew did little to emphasize or optimize crew performance; • Transocean did not follow its corporate policies to meaningfully engage the workforce in managing risks posed by an activity through identifying effective barriers. (1) Transocean did not develop written safety critical procedures for negative tests and displacement of a riser, even though internal Transocean policies required them for the Macondo well. (2) Generic Deepwater Horizon safety critical procedures for displacement and negative tests did not identify potential major accident events like loss of well control or a blowout. Most of the identified hazards focused on personal safety or relatively minor spills of drilling mud on the rig and overboard. (3) Transocean was unable to identify an operational safety critical procedure that addressed the lineup of the diverter system for either normal or non-normal (i.e., emergency) operating conditions. 1.8.1 BP’s Development and Communication of the Temporary Abandonment Plan BP manages the development and delivery of a well through a five stage-gate process that incorporates peer review by sub-surface specialists (geologists and geoscientists) as well as engineering and
261 See discussion in Section 1.4 and summary of instruction in Table 1-3 for more details. 262 BP. Deepwater Horizon Accident Investigation Report; September 8, 2010, p 85. 263 Internal Company Document, Transocean. Operations Advisory, NRS-OPS-ADV-008, April 14, 2010, Exhibit 5749, TRN-MDL-02840797, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201304041200022/Hart_Derek- Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015).
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operational specialists from the Drilling and Completions (D&C) business unit.264,265 Approval to move through the various stages is a formal process supported by documented risk assessments and assurances. BP policies and standards in the Drilling and Wells Operation Practice (DWOP)266 and related Engineering Technical Practices (ETPs)267 define the process. The DWOP and ETPs outline practices for drilling and well operations intended to minimize harm to people and the environment as well as to prevent accidents that could have a high negative impact either financially or to the company’s reputation. It follows that compliance to these policies and standards should reduce the risk of a drilling operation to levels that BP management deems acceptable. The risks of a well can be broadly divided into two categories: those created or controlled through design and those created or controlled through execution of the design plan (referred to here as operational risk). Major design risks that could affect the safety and well-delivery schedule generally emerge early in the well-planning process. For example, drilling is easier and safer if the well design can avoid hazards such as natural pockets of gas or seafloor faults.268,269 For hazards that cannot be designed out of the well, mitigation measures affecting operational practices at the well can be adopted.270 For instance, design engineers of the Macondo well indicated that traditional kick tolerances were not practicable in deepwater wells like Macondo. As a result, they requested a dispensation from BP’s accepted kick tolerance271 as
264 BP operations are divided into business units like the Gulf of Mexico Drilling & Completions or the Gulf of Mexico Exploration & Appraisal units. Individual business unit leaders oversee operations and performance of the units. 265 Internal Company Document, BP. Gulf of Mexico SPU: Drilling Engineering BtB Stage Gate Process (Well Level), Revision 1, November 30, 2009, Introduction, BP-HZN-2179MDL00284917, see Exhibit 1515 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Cocales_Brett-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). 266 The DWOP is “a summary of the key elements of the DC&W [Drilling Completion & Wells] Engineering Technical Practices. It also encompasses a number of standard practices that are not the subject of the ETPs. Where any potential conflict or lack of detail exists, the ETP has primacy. It is important to note that the ETPs may contain important requirements over and above those summarised in this document and therefore conformance solely with this document does not ensure conformance with the ETPs or STPs [Site Technical Practicies] derived from those ETPs;” Internal Company Document, BP. GP 10-00 Drilling and Well Operations Practice, Issue 1, October 2008, BP-HZN-BLY000332264, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201304110900026/TREX-06121.pdf (accessed May 26, 2015). 267 BP developed written ETPs to ensure wells are designed, drilled, completed and maintained to consistent standards. 268 As defined by The Free Dictionary (http://www.thefreedictionary.com/geological+fault), a fault is “a crack in the earth's crust resulting from the displacement of one side with respect to the other.” 269 CSB interviews. 270 For example, there can be a pre-spud exercise known as “drilling the well on paper” to inform the crew of the well-specific hazards; e.g., Hearing before the Deepwater Horizon Joint Investigation, August 24, 2010 p 16. 271 BP defines kick tolerance as the maximum volume of a kick influx that can be safely shut in and circulated out of the well without breaking down the formation at the open hole weak point;” Internal Company Document, BP. GP 10-00 Drilling and Well Operations Practice, Issue 1, October 2008, "This document contains the practices that have been agreed by BP management as current and relevant for drilling and well operations.", BP-HZN- BLY00034543, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201304110900026/TREX-06121.pdf (accessed May 26, 2015).
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defined in the DWOP, and they indicated that the drilling contractor’s well control operations at Macondo would instead rely on upon other emerging technologies.272 For development wells,273 where the geology is known with a high degree of confidence, the subsequent completion or temporary abandonment program may be developed, reviewed and approved either as part of the main program itself or as a separate document. However, for exploration and appraisal wells, as in Macondo, the outcome is not known a priori and the well may require production flow testing274 before either temporary or permanent abandonment. Under these circumstances, detailed planning is postponed to avoid wasted effort until the outcome is known.275 Being exploratory in nature, the Macondo well was drilled to collect data about the geology and quality of the oil and gas at its location.276 BP’s permit to drill highlighted the need to wait for an evaluation of the geology to determine final plans for the well, including whether it would ultimately be abandoned or converted to a production well.277 Consequently, BP did not develop a temporary abandonment plan for the well during the initial five stage-gate process.
272 The request indicated, “Slow pump rates have previously been proven successful in circulating out influxes [kicks]. If unable to circulate out influx at reduced rates, bullhead techniques may be required;” Internal Company Document, BP. DCMOC-09-0048, Kick Tolerance less than 25 bbls with a 1.0 ppg kick intensity, July 10, 2009, BP-HZN-CSB00175983. The engineers completing the request cited BP’s own well control manual which states, “Traditional kick tolerance calculation is based on circulating the kick out. Deepwater drilling is subject to particular complications due to tight mud weight/fracture margins and high chokeline friction pressures which would render some wells non-drillable in compliance with policy. In such event, a different approach can be adopted based on keeping the problem downhole and utilising bullhead techniques or other emerging technologies.” The well control manual does not specify the “emerging technologies” it is referring to.; Internal Company Document, BP. Well Control Manual: Volume 1 Procedures and Guidelines, Issue 3, BPA-D-002, December 2000, Deepwater Drilling Considerations, 1-5-10, BP-HZN-2179MDL00336023, see Exhibit 2389 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Farr_Daniel-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). 273 Wells drilled in a previously explored area where the geology of the field has been documented and has been shown to be suitable for production of oil and gas. 274 Well testing helps determine the how much and how fast a well will produce; Dyke, K. V. In Fundamentals of Petroleum; 4th ed.. The University of Texas at Austin, p 161. 275 Hearing before the U.S. District Court for the Eastern District of Louisiana under the Multi-District Litigation docket MDL No. 2179, June 30, 2011; see Little designations Vol 3, p 35, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Little_Ian-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). 276 USCSB, 2014. Explosion and Fire at the Macondo Well, Gulf of Mexico, April 20, 2010, Report No. 2010-10-I- OS, Volume 1, p 13 http://www.csb.gov/file.aspx?DocumentId=679 (accessed October 7, 2015). 277 BP’s Application for Permit to Drill a New Well stated, “A decision on the way forward will be made following evaluation of the [12-1/4" x 14"] open hole interval. The well will either be P&A'd or temporarily abandoned for future completion. Once the final evaluation program is complete, a decision will be made as to whether to sidetrack, TA well, or PA the well.” If the well proved commercially viable, data concerning the well’s geology and hydrocarbon properties would be collected and used to create a production plan; alternatively, if the well was not viable, the data would be gathered to determine why the commercial predictions failed; Internal Company Document, BP. Form MMS 123A/123S Application for Revised New Well, October 29, 2009, 11; see Exhibit 1336 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Paine_Kate-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015).
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As completion of the well neared, BP personnel developed a temporary abandonment program (Table 1-8) in a process that generally aligned with the common company process. They:278 • completed a high level risk assessment for the well; • delayed the TA program preparation until the well was reasonably well configured; • followed the general process of TA program preparation, working out options and preparing, discussing, and finalizing a draft program; • created a well design that conformed with policies described in the DWOP and ETPs, but the DWOP and ETPs did not address all temporary abandonment issues such as location of a surface cement plug279 or negative test; • expected teams to deal with unforeseen operational risks that materialized by employing their knowledge, experience, and skills. Herein though lay an operational gap in BP’s well development process of the Macondo well. The Temporary Abandonment program was not reviewed through the stage-gate process, and it was not normal practice to do so.280After the initial draft of the TA program, changes to the negative test and final well design, including the location of the surface cement plug,281 were addressed through the Management of Change process (see Section 1.9), while others were addressed by “Ops Notes.” There was no formal process for approving Ops Notes, which could consist simply of short emails. (See Table 1-8.)282 As a result, the development of the Macondo TA plan occurred without a formal process that included a structured document complete with revision history and a signature page. This created conditions for an incomplete and unauditable development of the TA design that lacked formal
278 Internal Company Document, BP. Gulf of Mexico SPU: Drilling Engineering BtB Stage Gate Process (Well Level), Revision 1, 2200-T2-DO-RP-0003, November 30, 2009, Introduction, BP-HZN-2179MDL00284914, see Exhibit 1515 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Cocales_Brett- Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). 279 Cement plugs are portions of cement put into a wellbore to seal it. “Surface” is typically used to refer to the shallowest cement plug used in a well. 280 Hearing before the U.S. District Court for the Eastern District of Louisiana under the Multi-District Litigation docket MDL No. 2179, June 30, 2011; see Little designations Vol 3, pp 35-39, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Little_Ian-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). 281 BP stated that the surface cement plug was designed “in accordance with common industry practice,” but BP did not address surface cement plugs in either the DWOP or ETPs; BP. Deepwater Horizon Accident Investigation Report; September 8, 2010, p 92. See Volume 1, pp 18 and 25 for additional information on surface cement plugs. 282 Internal Company Document, BP. Horizon - Onshore/Offshore Communication Process, BP-HZN- BLY00096591, see Exhibit 7312 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Cowie_James-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015); Hearing before the U.S. District Court for the Eastern District of Louisiana under the Multi- District Litigation docket MDL No. 2179, June 30, 2011; see Little designations Vol 3, pp 35-39, 44, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Little_Ian-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015); Hearing before the U.S. District Court for the Eastern District of Louisiana under the Multi- District Litigation docket MDL No. 2179, March 22, 201; see Sprague designations Vol 2, p 71, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Sprague_John-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015).
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documentation or assessment of decisions, including review of internal policies and standards to provide quality control. Table 1-8. Description of the development and communication of the Macondo TA program. Communication date Email Subject (If Applicable) Sender Recipient CSB Characterization of Communication 4/14283 Forward Ops BP Drilling Engineer BP Well Site Leader
Brainstorming session for the temporary abandonment plan. 4/15284 Updated Procedure BP Drilling Engineer BP Well Site Leaders and trainee Wells Team Leader Senior Drilling Engineer Operations Engineer Drilling Engineering Team Leader M-I SWACO Drilling Fluids Specialist Macondo Drilling Production Interval for the final section of the well; a 21-page document describing the temporary abandonment program. 4/15285 N/A BP Senior Drilling Engineer BP Drilling Engineering Team Leader Drilling & Completions Operations Manager Engineering Manager
Management of Change for the production casing at Macondo that also mentions the final cement job, but not the negative test 4/16286 N/A BP Regulatory Representative Minerals Management Service (MMS)a Application for Permit to Modify: BP’s submittal of its Temporary Abandonment plan to MMS. The plan is described on a single page in 8 steps.
283 Email from Drilling Engineer, BP, to Well Site Leader, BP, Subject: Forward Ops, April 14, 2010, BP-HZN-MBI 00126982, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201303141200012/TREX-00537.pdf (accessed October 7, 2015). 284 Email from Drilling Engineer, BP, to Various, BP, Subject: Updated Procedure, April 16, 2010, Attachment: GoM Exploration Wells MC 252 #1ST00BP01 - Macondo Prospect - 7 x 9-7/8 Interval, BP-HZN- 2179MDL00249965, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201303141200012/TREX-00545.pdf (accessed October 7, 2015). 285 Internal Company Document, BP, Production Casing for Macondo, DCMOC-10-0069, April 14, 2010, BP-HZN- MBI00143259. http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201304110900026/TREX-02659.pdf (accessed January 28, 2015). 286 Internal Company Document, BP. Form MMS - 124 Application for Permit to Modify, April 16, 2010, Temporary Abandonment Procedure, BP-HZN-MBI00127909, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201304041200022/TREX-00570.pdf (accessed October 7, 2015).
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4/16287 none BP Well Site Leader Numerous Transocean Personnel including the well operations crew and the OIM A one-page summary of the Macondo Drilling Production Interval; it is missing any reference to the negative test. 4/18 ~11AM288 Negative Test BP Drilling Engineer BP Wells Team Leader Brainstorming session of negative test options, as stated in the email, “The way we currently have it set up is the standard we have been using, but this one is slightly different because the plug is so deep…” 4/18 5PM289 RE: Negative Test BP Drilling Engineer BP Wells Team Leader Agreement to displace drillpipe with seawater to the wellhead and conduct the negative test 4/20 ~7:30AM290 N/A BP Drilling Engineer and BP Well Site Leader M-I SWACO Drilling Fluids Specialist Phone calls from BP personnel to inquire about standard DWH displacement procedure and to provide details about the temporary abandonment plan to the M-I SWACO Drilling Fluids Specialist. 4/20 10AM291 Ops Note BP Drilling Engineer BP Well Site Leaders Well Site Leader trainee Wells Team Leader Senior Drilling Engineer Operations Engineer Drilling Engineering Team Leader Modifications of temporary abandonment plan. 4/20 3PM292 N/A M-I SWACO drilling fluids specialist The well operations crew BP/Deepwater Horizon displacement procedures used on the day of incident Added a large volume of 16 ppg spacer (significant change). See Section 1.9.1 for details.
a US offshore safety regulator at the time of the Macondo accident until June 18, 2011.
287 Internal Company Document, BP. Forward Plan, April 16, 2010, BP-HZN-2179MDL00002043, see Exhibit 2337 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201304041200022/Taylor_Carl-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). 288 Email from Drilling Engineer, BP, to Wells Team Leader, BP, Subject: Negative Test, April 18, 2010, BP-HZN- BLY00070087, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201305171200030/TREX-001816.pdf (accessed October 7, 2015). 289 Ibid. 290 Hearing before the Deepwater Horizon Joint Investigation, July 19, 2010, pp 271-272. 291 Email from Drilling Engineer, BP, to Numerous, BP, Subject: Ops Note, April 20, 2010, BP-HZN- 2179MDL00060995, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201303141200012/TREX-00097.pdf (accessed October 7, 2015). 292 BP. Deepwater Horizon Accident Investigation Report; September 8, 2010; Appendix P: BP/Deepwater Horizon Rheliant Displacement Procedure “Macondo” OSC-G 32306.
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- 8.2
Gap between ‘Work as Imagined’ and ‘Work as Done’ at the Macondo Well At the Macondo well, the gap between the work-as-imagined (WAI) by the planners and the work-as- done (WAD) at the rig site needed to be bridged by the BP operations engineers onshore and the knowledge and experience of the BP WSLs and Transocean well operations crew on the rig. Post- incident, BP described the final temporary abandonment plan as “broad, operational guidelines” and that it expected the Deepwater Horizon rig crew to use “the method consistent with their regular practice on prior wells.”293 In effect, the well operations crew would deal with any problems that occurred during the TA plan employing their knowledge, experience and skills. Missing from the process though were tools that could have minimized the gap between WAI by BP and WAD by Transocean, such as written work plans or safety critical procedures. As indicated in Table 1-8, BP did not include Transocean in the discussions to develop the temporary abandonment plan, and while BP provided the crew with a written displacement procedure, it did not give them negative test instructions. (See Section 1.4.) The practice on the Deepwater Horizon was for BP to provide the OIM and well operations crew a “Forward Plan” that described upcoming critical operations.294 On April 16, 2010, BP sent a Forward Plan describing the temporary abandonment activities, 295 but it was missing any reference to the negative test. The OIM bridged what was possibly a simple documentation oversight,296 a potential gap in WAI versus WAD at Macondo, which he described post-incident: “I told [the BP Well Site Leader] it was my policy to do a negative test before displacing with seawater.”297 Worth noting is that the OIM indicated it was “his” policy and did not refer back to a corporate Transocean policy.298 It is unknown if a different OIM would have had the same “personal” policy.
293 BP. Deepwater Horizon Accident Investigation Report; September 8, 2010; p 85. 294 Hearing before the U.S. District Court for the Eastern District of Louisiana under the Multi-District Litigation docket MDL No. 2179, July 14, 2011; see Taylor designations p 65, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201304041200022/Taylor_Carl-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). 295 Internal Company Document, BP. Forward Plan, April 16, 2010, BP-HZN-2179MDL00002043, see Exhibit 2337 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201304041200022/Taylor_Carl-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). 296 Concerning the omission, the DWH OIM stated “[they] didn’t have no problem [with performing a negative test]. They just left it out of the [forward] plan;” Hearing before the Deepwater Horizon Joint Investigation, May 27, 2010, p 116. 297 Hearing before the Deepwater Horizon Joint Investigation, May 27, 2010 p 26. 298 The Transocean Well Control Handbook in place at the time of the incident did not address negative tests; Internal Company Document, Transocean. Well Control Handbook, Revision 01, HQS-OPS-HB-01, March 31, 2009, BP-HZN-2179MDL00330768, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201303071500008/TREX-00596.pdf (accessed October 7, 2015). After the incident, Transocean updated its handbook which now states “prior to displacing kill weight fluid from the wellbore/riser, a negative/inflow test must be performed. This test must expose all barrier components to a pressure equal to or lower than the pressure it will be exposed to during or after the displacement is complete;” Internal Company Document, Transocean. Well Control Handbook, Issue HQS-OPS-HB-01, Revision 00, July 22, 2011, Well Planning Considerations, see Exhibit 5781
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A corrected Forward Plan was not sent; consequently, the April 16, 2010, communication is the last documented daily instruction the rig received (see Table 1-8). A BP Well Site Leader trainee on the Deepwater Horizon commented post-incident that the issuance of daily instructions depended upon the Well Site Leader and that the DWH Well Site Leader likely relied on verbal discussions in daily meetings to communicate information.299 Transocean described written Standing Instructions to the Driller (SID) as a key communication tool with the customer (in this case BP), and that the SID should be developed with the customer representative and communicated to the drillers at the beginning of each shift.300 The SID is supposed to include well hazard descriptions, focusing on the next 12 hours of well operations. In a company advisory issued just weeks before the Macondo blowout, Transocean noted that a SID should “raise awareness and […] highlight” underbalanced conditions in a well when a single barrier is present.301 Despite Transocean’s SID requirements and the recent advisory, there is no evidence that SIDs were used on the Deepwater Horizon as envisioned in corporate policies. This underscores a missed opportunity to bridge gaps between the operator and the drilling contractor. While SIDs could support communications between the operator and the drilling contractor, they do not replace the need for safety critical procedures. The consistent development and appropriate use of written operating procedures are key to managing the risk of a hazardous operation. Procedures are not safety barriers on their own, and using them does not guarantee that work-as-done will be completed as imagined. But procedures facilitate reliable and informed human performance from one individual to another or even by the same individual by documenting the intended steps of a task.302
http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Braniff_Barry-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). 299 Internal Company Document, BP. Interview of Lee Lambert, April 29, 2010, see Exhibit 2157, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201304041200022/Harrell_Jimmy-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). 300 Internal Company Document, Transocean. Field Operations Policies & Procedures Manuel, Issue 01, Revision 00, HQS-POP-PP-01, August 8, 2009, Performance Management: Rig and Well Operation Management, TRN- CSB-0002380. 301 More specifically, advisory sites a ‘mechanical barrier,’ but the circumstances of the incident were such that the crew was relying on a tested barrier, lowering their risk perception of the operation. Internal Company Document, Transocean. Operations Advisory, NRS-OPS-ADV-008, April 14, 2010, Exhibit 5749, TRN-MDL-02840797, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201304041200022/Hart_Derek-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). See also Chapter 2.0 describing this incident (also referred to as Sedco 711) and other previous incident investigations. 302 Center For Chemical Process Safety. Guidelines for Risk Based Process Safety; John Wiley & Sons: Hoboken, NJ, 2007, p 246.
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Transocean Procedural Development Policies Transocean requires rig supervisors and managers to work with the lease holders to assess rig-specific and site-specific conditions that could increase the risk or complexity of various drilling operations.303, 304 Transocean asserts that the planning has both commercial and safety purposes. From a commercial standpoint, the planning enables Transocean and the lessees to identify critical milestones for a well and potential impact that planned Transocean activities might have on well delivery. Planning improves the safety of well operations by:305 • identifying risk reducing controls by elevating various well and rig-specific scenarios; • eliminating assumptions that could negatively impact safety during operations; • encouraging a multidisciplinary team approach to ensure best industry practices; and • considering lessons learned from previous wells or other installations. These interactions are intended to contribute to the development of procedures for safety critical tasks.306 Transocean has a formal method, the THINK Planning Process, for well operations crews to develop, communicate, and monitor tasks. 307 THINK is a planning and risk management tool that begins with task
303 Internal Company Document, Transocean, Performance and Operations Policies and Procedures Manual-Level L1A, Issue #1, Revision # 00, April 19, 2010, Section 2 (Planning and Reporting), Subsection 1 (Well Construction Planning), TRN-MDL-00607022. http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Rose_Adrian-Depo_Bundle.zip Exhibit 1474 (accessed January 28, 2015). Despite the late revision date on this document, testimony given by several individuals in the U.S. District Court for the Eastern District of Louisiana under the Multi-District Litigation docket MDL No. 2179 indicated that the policies described in this document were in effect at Macondo. For example, see Hearing before the U.S. District Court for the Eastern District of Louisiana under the Multi-District Litigation docket MDL No. 2179, April 26, 2011; see Rose Designations Vol 2, pp. 25, 28-29, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Rose_Adrian-Depo_Bundle.zip (accessed January 28, 2015). 304 Internal Company Document, Transocean. Field Operations Policies & Procedures Manuel, Issue 01, Revision 00, HQS-POP-PP-01, August 8, 2009, Performance Management: Rig and Well Operation Management, TRN- CSB-0002274 – TRN-CSB-0002320. 305 Internal Company Document, Transocean, Performance and Operations Policies and Procedures Manual-Level L1A, Issue #1, Revision # 00, April 19, 2010, Section 2 (Planning and Reporting), Subsection 1 (Well Construction Planning), TRN-MDL-00607018, see Exhibit 1474 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Rose_Adrian-Depo_Bundle.zip (accessed January 28, 2015). 306 Internal Company Document, Transocean, Health and Safety Policies and Procedures Manual-Level L1, Issue #3, Revision # 7, December, 15, 2009, Section 4 (Safety Policies, Procedures and Documentation), Subsection 6.3 (Evaluating and Improving), TRN-MDL-00046866, see Exhibit 1449 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Rose_Adrian-Depo_Bundle.zip, Exhibit (accessed October 8, 2014). 307 THINK is a five step process that involves planning, inspecting, identifying, communicating, and controlling risk; Hearing before the U.S. District Court for the Eastern District of Louisiana under the Multi-District Litigation docket MDL No. 2179, April 25, 2011; see Rose Designations Vol 1, p 32, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Rose_Adrian-Depo_Bundle.zip (accessed January 28, 2015); Internal Company Document, Transocean. Health and Safety Policies and Procedures Manual, Issue 03, Revision 07, HQS-HSE-PP-01, December 15, 2009, Preface, BP-HZN-2179MDL00132055, see Exhibit
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development and identification of associated task hazards. The THINK process requires users to communicate hazards they identify to other crewmembers and to establish controls to mitigate them. The complexity of a task determines the depth of assessment and formality of the THINK plan.308 According to company policy, for a low risk job, THINK can be a mental process by an individual or a verbal conversation between multiple people, while a more complex or higher risk job requires a written THINK plan that supervisors must assess for completeness and quality. However, THINK does not define how to determine the complexity of the task or the severity of the risks, it implies a subjective determination by the employee. Thus, if crewmembers perceive the task to be well understood or minimally risky, the potential is significant for individuals not to perform the necessary task analysis, risk assessment, and procedural development for safety critical activities. When a planned activity involves safety critical tasks, Transocean requires a written Task Specific THINK Procedure (TSTP). 309 Transocean identified 106 key operations that require a written TSTP prior to the Macondo blowout,310 including temporary abandonment activities and negative tests like those that occurred at Macondo at the time of the incident.311 All crewmembers involved in a critical task or potentially affected by it are supposed to participate in developing the Task Specific THINK Procedure, which requires individuals or groups to:312 • review and discuss the Task Specific THINK Procedures prior to commencing the task; • confirm the control measures for all task steps within the procedure; • ensure personnel understand their responsibilities to carry out the steps; • understand the hazards and the consequences of those hazards; and
4942 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Farr_Daniel-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). 308 Internal Company Document, Transocean. Health and Safety Policies and Procedures Manual, Issue 03, Revision 07, HQS-HSE-PP-01, December 15, 2009, Section 4 (Safety Policies, Procedures and Documentation), Subsection 2.1 (THINK Planning Process), BP-HZN-2179MDL00132217, see Exhibit 4942 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Farr_Daniel-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). 309 Ibid., BP-HZN-2179MDL00132224. 310 Internal Company Document, Transocean, Transocean HSE Review, April 10, 2008, TRN-INV-00705442; Email from Deepwater Horizon Offshore Installation Manager, Transocean, to Deepwater Horizon Toolpusher, Transocean, Subject: FW: List of Critical TSTPs and Maintenance Tasks; Basic 106 TSTPs, June 5, 2007, TRN- INV-02063839; Internal Company Document, Transocean, List of TSTPs and Critical Maintenance Activities, TRN-INV-02063841. 311 Internal Company Document, Transocean, Performance and Operations Policies and Procedures Manual-Level L1A, Issue #1, Revision # 00, April 19, 2010, Section 3 (OPS—Drilling Related), Subsections 5 and 6 (Simultaneous Drilling and Production Operations, Well Testing/DST), TRN-MDL-00607137 and TRN-MDL- 00607142, see Exhibit 1474 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Rose_Adrian- Depo_Bundle.zip (accessed October 8, 2014). 312 Internal Company Document, Transocean, Health and Safety Policies and Procedures Manual, Issue 03, Revision 07, HQS-HSE-PP-01, December 15, 2009, Section 4 (Safety Policies, Procedures and Documentation), Subsection 2.1 (Risk Management), TRN-MDL-00046636, see Exhibit 1449 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Rose_Adrian-Depo_Bundle.zip, (accessed October 8, 2014).
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• ensure the expected results are understood prior to commencing the activity. Transocean also requires a Task Risk Assessment for all critical task steps in a TSTP to ensure that risks related to specific task steps are as low as reasonably practicable.313 The Task Risk Assessment is intended to provide a greater level of risk assessment and to clearly identify potential consequences for each step so that crewmembers and/or management can verify control measures to prevent or mitigate an undesired event. In practice, the Deepwater Horizon well operations crew had access to a company database of TSTPs, but Transocean standards require the Rig Manager314 to review the TSTP and any risk analyses, including Task Risk Assessments or those conducted by a customer, such as an Operator like BP, to ensure they remain relevant for the proposed operation at a specific well.315 The Vice President of Quality, Health, Safety and Environment described the use of the TSTP database:316 “… we have a database with [TSTPs] … we call it the THINK database … They are rig specific, because every rig is a little different … people can go into that database and they can see the task specific THINK procedure for another rig doing the same job and they might want to compare it with that.
But we do warn that every time we do a job, the conditions are changed. The weather conditions may be different. The experience of the crew may be different. You have to take into account that every time you do it, it may not be exactly the same as the last time.” 1.8.4 Lack of Written Transocean Procedures and Work Instructions at Macondo An expert hired by BP post-incident to review the negative test activities at Macondo commented, “The rig crew does not have to be told how to run a negative test. This should be a routine operation that fits within their training.”317 This sentiment does not address the fact that procedures are more than a set of instructions; they are tools for competent, motivated individuals to plan, coordinate, verify, and assure
313 Ibid., TRN-MDL-00046637. 314 The Rig Manager is a shore-based position with responsibilities for the personnel, training, and operational performance of the offshore facility/rig; the Offshore Installation Manager has direct line accountability to the Rig Manager. (Hearing before the Deepwater Horizon Joint Investigation, August 23, 2010, pp 5-6.) 315 Internal Company Document, Transocean, Performance and Operations Policies and Procedures Manual-Level L1A, Issue #1, Revision # 00, April 19, 2010, Section 3 (OPS—Drilling Related), Section 3 (OPS—Drilling Related), Subsection 6 (Well Testing/DST), TRN-MDL-00607142, see Exhibit 1474 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Rose_Adrian-Depo_Bundle.zip (accessed October 8, 2014). 316 Hearing before the Deepwater Horizon Joint Investigation, May 26, 2010, pp 219-220. 317 Bourgoyne, A. T. Expert Report - In RE: Oil Spill by the Oil Rig "Deepwater Horizon" in the Gulf of Mexico, on April 20, 2010; United States District Court Eastern District of Louisiana MDL No. 2179, Section J Judge Barbier; Magistrate Shushan: October 7, 2011; p 52. http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201304080900023/TREX-08173.pdf (accessed October 7, 2015).
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performance will achieve the intended results.318 Minimizing the difference between WAI and WAD requires the participation of the individuals actually performing the work. Companies and their workforce may employ various methods and parameters for conducting a negative test and, as the Macondo incident demonstrates, both individual variations and the interpretation of the data can be critical. Good practice guidance asserts that safety critical tasks demand an error assessment process because of their potential to cause or mitigate a major accident event.319 It is not about the competency of the individual performing the task, as even the best employees will not be able to achieve positive performance outcomes all of the time.320 On the morning of the incident, there was a safety meeting to hold a THINK drill before displacing drilling mud from the well. THINK drills are an opportunity to discuss the proposed job, including the TSTP, assign crewmembers tasks, and discuss potential hazards.321 Witnesses described the THINK drill on April 20, 2010 as covering the basic steps to be completed that day,322 as described in the M-I SWACO displacement procedure (Table 1-3), and only generally addressing the types and volumes of fluids that were to be used.323 In practice, a TSTP is to be used as a basis for a THINK drill, but the M-I SWACO procedure was not a TSTP. Instead, there was a presumptive role the M-I SWACO procedure would play in managing the risks associated with displacement and the negative pressure, even though it did not include a hazard analysis of the proposed steps. A TSTP, or in this case a procedure, that fails to identify the well-specific hazards and controls for a given operation yields a weak THINK drill, which does not adequately inform the crew about the hazards associated with their tasks. The DWH crew completed numerous negative test procedures between August 2007 and April 2010, and each should have triggered development and use of a TSTP that reflected the real-time conditions of the well.324 However, the CSB could identify only one TSTP for a negative test (Figure 1-13), which
318 Health and Safety Executive. Reducing Error and Influencing Behaviour; HSG48; 2009; p 10. http://www.hseni.gov.uk/hsg_48_reducing_error_and_influencing_behaviour.pdf (accessed October 7, 2015). 319 Energy Institute 1st ed., Guidance on Human Factors Safety Critical Task Analysis, March 2011, p 1. 320 Health and Safety Executive. Reducing Error and Influencing Behaviour; HSG48; 2009; p 10. http://www.hseni.gov.uk/hsg_48_reducing_error_and_influencing_behaviour.pdf (accessed October 7, 2015). 321 Hearing before the U.S. District Court for the Eastern District of Louisiana under the Multi-District Litigation docket MDL No. 2179, March 5, 2013 p 1972, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201303051200006/2013-03-05_BP_Trial_Day_6_PM- Final.pdf (accessed October 7, 2015). 322 Hearing before the U.S. District Court for the Eastern District of Louisiana under the Multi-District Litigation docket MDL No. 2179, April 10, 2013, p 8274, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201304101200025/2013-04-10_BP_Trial_Day_25_PM- Final.pdf (accessed October 7, 2015); Hearing before the U.S. District Court for the Eastern District of Louisiana under the Multi-District Litigation docket MDL No. 2179, March 5, 2013 p 1946, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201303051200006/2013-03-05_BP_Trial_Day_6_PM- Final.pdf (accessed October 7, 2015). 323 Internal Company Document, MI SWACO. BP/Deepater Horizon Rheliant Displacement Procedure "Macondo" OCS-G 32306, BP-HZN-BLY00094818, see Exhibit 0052 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Lacy_Kevin-Depo_Bundle.zip. 324 Internal Company Document, Transocean. Memorandum: Investigation of the Negative Test and Riser Displacement Procedures (Preliminary Report), July 26, 2010, TRN-INV-00847616, see Exhibit 5007
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Transocean refers to as a “negative flow test.” This TSTP fails to describe or prompt users of the TSTP to identify the location of the drillpipe in the well, the displacement of the drillpipe, or the use of spacer material. Consequently, while this generic document represents a starting point from which a procedure could be developed in the manner described in Section 1.8.3, it is insufficient for a negative test like that conducted at Macondo on April 20, 2010.
http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Roller_Perrin-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015).
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Figure 1-13. Deepwater Horizon negative test Task Specific THINK Plan.325
325 Internal Company Document, Transocean. Deepwater Horizon Task Specific THINK Procedure: Negative flow test using choke and kill lines, TRN-MDL-01995569,
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A generic Deepwater Horizon TSTP for displacing the riser with seawater appears in Figure 1-14; this activity was being conducted at the time of the Macondo blowout. The hazards in the TSTP focus on minor spills of synthetic-based drilling mud onto the rig floor (and their becoming a personal safety slip hazard) or on going overboard. The TSTP does not address major accident hazards, such as the number or robustness of the barriers to prevent a kick or blowout while one of the primary barriers, the drilling mud, is being removed. It is also generic enough to be used in several circumstances and does not mention the importance of assessing cement integrity or the potential for kicks if the well is placed into an underbalanced state. Instead, the TSTP implies implicit trust that the casing/bottom hole cement barrier is good, so no additional barriers will be required. Despite multiple examples of tested barriers subsequently failing on Transocean rigs (see Section 2.0), there are no controls indicated in the TSTP, such as the prohibition of bypassing pressure, flow, or volume monitoring systems that could indicate a subsequent barrier failure any time the well is being circulated. Furthermore, Transocean was unable to identify an operational TSTP that included the line-up of the diverter system for either normal or abnormal (i.e., emergency) operating conditions.326
http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201304041200022/TREX-04640.pdf (accessed October 7, 2015). 326 Internal Company Document, Transocean. Investigations - Daily Summary, September 9, 2010, TRN-INV- 01816603.
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Figure 1-14. Transocean Task Specific THINK Procedure addressing displacing a riser with seawater. Managing safety critical task procedures through Transocean’s TSTP process could provide Transocean the opportunity to assess more thoroughly the human performance expectations for the tasks at hand. For example, with the removal of physical well barriers, a question should arise concerning what tools and mechanisms are in place for crewmembers to quickly recognize and a gas in the riser situation. Such a process would benefit from the participation of individuals with expertise in assessing human performance and potential organizational influences. A human factors safety critical assessment of the diverter system design would include recognizing situational conflicts and identifying meaningful actions to resolve them. The Transocean well control handbook was updated post-Macondo to instruct the crew to preset the route overboard.327 While using an engineering control eliminates the manual intervention
327 Internal Company Document, Transocean. Well Control Handbook, Issue HQS-OPS-HB-01, Revision 00, July 22, 2011, Handling Gas in the Riser, Exhibit 5781,
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previously required of the crew to change the diverter route if gas in the riser exceeds MGS capacity, this organizational decision to preset the diverter route to overboard may ultimately cause other problems. It increases the likelihood of discharges into the sea that might otherwise have been controlled through use of the MGS. Thus, there is a risk of organizational drift back to the original practice as, over time, the rig operator receives environmental penalties for discharges that, with hindsight, a regulator determines to have been preventable.328 These tradeoffs and the potential influences they may have on decision-making are examples of what must be recognized as part of a human factors safety critical task assessment process (discussed in more detail in Section 1.10.2).
The CSB could not identify Macondo-specific TSTPs or formal Task Risk Assessments for any safety critical tasks, and Transocean did not conduct a qualitative risk assessment with rig management approval as part of developing temporary abandonment procedures. Despite all of its internal company policies, post-incident Transocean claimed that it was BP’s responsibility to conduct a hazard analysis and develop
http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Braniff_Barry-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). 328 This also implies a powerful influence by a regulator on the organizational behaviors it intentionally (and sometimes unintentionally) encourages through its regulations. The role of a regulator in driving safety change is discussed in Volume 4 of the CSB Macondo Investigation Report. Lack of Assessment of Human Factors in Previous Transocean Incidents The UK offshore regulator, the Health and Safety Executive (HSE) found a lack of a structured and systematic consideration of the human contribution to safety during in 2009 a multi-rig Human & Organizational Factors inspection. The HSE noted, “human failures and the range of factors that may influence human performance have not been adequately addressed in risk assessment or within incident investigations,”a and this was “particularly with respect to major hazard risk assessment.”b In its 2003 Major Accident Hazard Risk Assessment (MAHRA), Transocean identified that a failure of the diverter system could result in a rig floor blowout with multiple injuries, fatalities, or loss of the rig.c The MAHRA listed prevention controls focused on the diverter equipment (testing, inspections, and maintenance), but did not address any vulnerabilities of manual activation of the diverter. a HSE, Specialist Inspection Report, Offshore Division Human and Organizational Factors Team. Transocean-Human & Organizational Factors Intervention; July - October, 2009, p 3. b HSE, Specialist Inspection Report, Offshore Division Human and Organizational Factors Team. Transocean-Human & Organizational Factors Intervention; July - October, 2009, p 6. c Internal Company Document, Transocean. Major Accident Hazard Risk Assessment Deepwater Horizon, Revision 01, August 29, 2004, TRN-MDL-01184777, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201303141200012/TREX-02188.pdf (accessed October 7, 2015).
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the written negative test and temporary abandonment procedures used at the Macondo well.329 Thus, at Macondo, the operator and drilling contractor each presumed the other was responsible for a proper negative test procedure. The crew was left to put together something to get the work done. Nancy Leveson frames major accident causation and prevention in terms of a problem of control of a complex system.330 When examining well engineering and operations from that perspective, two conclusions can be drawn. First, in an industry dominated by engineers, the design and planning aspects of preparing an operation are addressed in the management systems of the majority of organizations and reinforced by regulatory requirements. Second, by contrast, once the drilling program is signed off, there is a notable lack of guidance either within the industry at large or within operator organizations as to exactly how to execute the program at the rig site—in other words, how the plan will be translated into action. This lack of control over bridging the gap between work-as-imagined and work-as-done, or absence of objective control mechanisms, extends beyond the simple requirement for operational, or procedural, discipline to the whole framework of communication command and control. Thorogood and Crichton addressed this question by suggesting that a company evaluate its organizational and workforce capabilities to conduct safe and efficient operations through documented management, training, and monitoring of eight elements:331
- preparation of programs
- generation of written work instructions
- operations monitoring procedures
- handling changes and deviations
- decision-making protocols
- operational discipline
- mission rules
- competency
- 9
Management of Change (MOC) Experience shows that changes in the operating environment, systems, procedures, equipment, organization, and management personnel and practices represent some of the biggest challenges to effectively managing major hazard risks. Poorly managed change frequently results in serious failures, many of which are precursors to major accidents (or higher costs as well). A vital component of change management is an assessment of how those technical changes may influence human performance. In the offshore drilling industry, these change management responsibilities do not reside with only one company. Due to the various specialties and coordination required to drill a well, all parties involved in a drilling operation should share them—leaseholder, drilling contractor, and other well service providers
329 Transocean. Macondo Well Incident: Transocean Investigation Report Volumes I and II; June, 2011, p 78. 330 Leveson, N. G. Engineering a Safer World; Massachusetts Institute of Technology: Cambridge, MA, 2011. 331 Thorogood, J.; Crichton, M. T. Operational Control and Managing Change: The Integration of Non-technical Skills With Workplace Procedures; SPE Drilling and Completion 2013, 28, pp 203-211.
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(third-party contractors).332 The lease holder of a well is responsible for designing the well plan, but changes to a plan potentially have health, safety, and environmental consequences that could impact the drilling contractor’s rig, crew, and others involved in the operation. Conversely, changes to the drilling rig, equipment, materials, and personnel by the drilling contractor or well service providers may introduce new challenges to the safe execution of the well plan. At Macondo, both BP and Transocean initiated or instituted multiple changes to the temporary abandonment activities that negatively affected the effectiveness of the safety critical barriers meant to prevent blowouts, and they did this without first assessing the hazards introduced by those changes, including human performance impacts.333 As a result, they missed opportunities, often simple and relatively low cost, to implement effective human performance controls to prevent or mitigate unwanted consequences. This section shows that BP and Transocean did not effectively manage changes with the temporary abandonment process, further supporting the conclusion that the companies did not identify safety critical steps in the temporary abandonment process as safety critical, nor did they recognize the impact of those changes on human performance. Ultimately, this section discusses how regulatory oversight was absent or ineffective in ensuring either BP or Transocean upheld internal management of change policies or that company policies effectively controlled for major accident hazards. (Section 3.5.2 describes indicators that owners and operators can use for internal company oversight.) 1.9.1 Management of Change: A Missed Opportunity Table 1-9 identifies several changes to the Macondo temporary abandonment plan, highlighting the potential hazards introduced by the changes, and the actual human performance impacts of those changes. At the time of the Macondo incident, BP had internal MOC guidelines for the Gulf of Mexico and Drilling and Completions (D&C) Organization that covered administrative, organizational, and technical changes, as well as dispensations from BP’s Drilling and Wells Operation Practice (DWOP) and BP- owned rig equipment.334 Contractors, like Transocean, were to utilize their own MOC systems, which should include BP “as appropriate,” and which BP reserved the right to audit.
332 Drilling a well requires third-party contracted support like cementing and well monitoring support services. See Volume 1, Section 1.1 of the CSB’s Macondo report for more detail. 333 National Commission on the BP Deepwater Horizon Oil Spill and Offshore Drilling. Chief Counsel’s Report: The Gulf Oil Disaster; Feburary 17, 2011, p 107. http://permanent.access.gpo.gov/gpo4390/C21462- 407CCRforPrint0.pdf (accessed October 7, 2015).; BP. Deepwater Horizon Accident Investigation Report; September 8, 2010, p 36.; Transocean. Macondo Well Incident: Transocean Investigation Report Volumes I; June, 2011, p 10. 334 Internal Company Document, BP. GoM Drilling and Completions D&C Recommended Practice for Management of Change, Revision 0, 2200-T2-PM-PR-0001-0, March 31, 2009, see Exhibit 6291 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Daigle_Keith-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015).
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Table 1-9. BP and Transocean instituted multiple changes to the temporary abandonment activities that had the potential to negatively affect well barriers without first assessing the hazards of those changes. Scope of Change Potential Hazard Human Performance Implications at Macondo Leftover circulation material was used as a spacer in the Macondo cement job design. The lost circulation material (LCM) was never tested as a spacer, and its viscous, gelling nature made it susceptible to plugging lines used for the negative test. Also, its high density added complexity to the correct interpretation of the test pressures. The LCM was under-displaced, leaving part of the spacer below the BOP and adversely affecting the test interpretation (Section 1.4). Foamed cement335 design for cement placed at the bottom of the well in an oil-base mud to seal the hydrocarbon bearing zone. The design was both complex and challenging, increasing the risk of poor cement quality once installed at the bottom of the well. The cement barrier failed to seal the well (Section 1.9.1). This was the primary barrier relied upon during displacement of the riser, but the crew was not made aware of the increased risk of a poor cement job. Cement from a previous well was used for the foamed cement job at the Macondo well. The cement had a defoaming additive that might have negatively affected foaming efforts for the Macondo well cement design, increasing the risk of poor cement quality once installed at the bottom of the well. Cement barrier failed to seal the well (Section 1.9.1). This was the primary barrier relied upon during displacement of the riser, but the crew was not made aware of the increased risk of a poor cement job.
BP’s MOC guidelines required a justification statement to describe the rationale for a proposed change, such as the potential to improve safety, increase efficiency, or reduce costs. The scope of the change, including necessary resources, potential impacts, and interfaces, was also to be described. Assigned reviewers of an MOC were supposed to work as a team to ensure a “thorough technical evaluation and impact assessment.”336 Typical reviewers would be managers who were accountable for the overall impact of the proposed change. If a requested change was an exception to approved BP practices,337 a
335 Foamed cement is a mixture of cement slurry (cement, water, and other dry or liquid additives), foaming agent, and a gas that physically resembles a lightweight shaving cream. 336 Ibid., p BP-HZN-2179MDL00339810. 337 BP’s used Engineering Technical Practices (ETPs), Site Technical Practice (STPs), and Group Practices to define minimum engineering and operations corporate standards.
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dispensation to the DWOP, 338 or a change in well design, then an Engineering Authority (EA)339 would also have to act as an approver for the change.340 Section 1.8.1 treats the lack of a hazard analysis on the temporary abandonment process as a flawed design process, but a secondary opportunity to complete a hazard analysis presented itself in a BP MOC that cited the bottom hole cement job. 341 Senior BP managers reviewed and approved the MOC, which listed risks such as fracturing the wellbore during cementing operations and noted the possible need to seek MMS approvals for resulting mitigation strategies if that risk materialized. The MOC did not discuss the inherent challenges of using foamed cement, including impacts it might have on well integrity and the need for increased vigilance by the rig crew for barrier failure.342 While industry guidelines address general cementing practices,343 each cement job is dictated by specific well characteristics that vary throughout the drilling operation. Consequently, cement job designs are adjusted to accommodate real-time well conditions. Internal BP guidance for cementing complex wells states, “Due to unknown or unforeseen well conditions, the properties of the foam cement in the annulus344 could end up being significantly different from the original design. The sensitivity of the design and the associated risk to the well should be evaluated on a case-by-case basis [italics original].”345 The guidance lists several possible risks and specifically indicates that loss of well control or well kicks could result from circumstances leading to poor cement quality.346 Post-incident BP noted that the foamed cement design for Macondo was complex and that improved MOC could have raised awareness of the challenges to achieving a successful cement job.347
338 The DWOP is a document that BP management agrees contains current and relevant practices for drilling and well operations. These practices are intended to minimize harm to people and the environment as well as to prevent accidents that could have a high negative impact either financially or to the company’s reputation. 339 The EA is the top ranking decision-maker for engineering decisions in a business unit. 340 Hearing before the U.S. District Court for the Eastern District of Louisiana under the Multi-District Litigation docket MDL No. 2179, May 4, 2011; see Grounds designations p 99, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Grounds_Cheryl-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). 341 Internal Company Document, BP. Production Casing for Macondo, DCMOC-10-0069, April 14, 2010, BP-HZN- MBI00143259, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201304110900026/TREX-02659.pdf (accessed October 7, 2015). 342 Ibid. 343 API Standard 65, 2nd ed., Isolating Potential Flow Zones During Well Contruction-Part 2, December 2010. 344 The annulus is the space between the drillpipe and wellbore. See Deepwater Drilling and Temporary Abandonment of the Macondo Well in Volume 1, p 20 of the CSB Macondo report for more details and diagrams. 345 Internal Company Document, BP. Cementing in hostile environments: Guidelines for obtaining isolation in demanding wells, December 200263 BP-HZN-BLY00175616. 346 The guidance lists cement channeling, low foam quality, and unstable foam—all possibilities BP listed in its investigation report as potential sources of cement failure at Macondo; BP. Deepwater Horizon Accident Investigation Report; September 8, 2010; p 36.; Transocean. Macondo Well Incident: Transocean Investigation Report Volumes I; June, 2011, pp 34, 55. 347 BP, Deepwater Horizon Accident Investigation Report; September 8, 2010, p 36.
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Beyond the foamed cement design, three substitutions or replacements occurred during the cementing process at Macondo. Leftover cement from a previous well was used and leftover lost circulation material was substituted as a spacer in the cement job design.348 These changes were treated as “replacement in kinds”349 without assessing whether they fulfilled necessary specifications or whether they could perform as anticipated. The substituted cement was designed for a non-foamed cement job and was being converted to a foamed design for Macondo,350 but neither the crew nor management evaluated the conversion.351 The lost circulation material was never tested as a spacer, and its viscous, gelling nature made it susceptible to plugging lines used for the negative test.352 Concerning other aspects of the TA program (e.g., the negative test, underbalancing the well), the BP Wells Team Leader responsible for initiating an MOC stated that he did not feel the changes were significant and that the team was experienced at conducting negative tests, so an MOC was not prepared.353 Personnel experience is only one of many potential factors to consider in assessing and managing risk because wells can offer unique circumstances that even experienced crewmembers have not previously addressed. Furthermore, experience and competency do not preclude human error, so considerations of potential error must be part of the MOC process. Transocean criticized BP for not preparing MOC documents to address the risks of the temporary abandonment operations,354 but in its own investigation report Transocean failed to address the Deepwater Horizon’s noncompliance with Transocean Corporate requirements. Transocean identified numerous scenarios for conducting formal MOC plans, including:355 • Change in people; • Change in installation/facility specific procedures; • Changes to safety systems or critical operating equipment; • Changes to software and hardware; • Equipment and structural changes, including non-original equipment replacement, upgrades or modifications; and
348 To avoid mixing the foamed cement and the synthetic-oil-based-mud, a spacer fluid is used in between the two fluids. 349 A replacement in kind is a replacement component or procedure with the same specifications or effects as the original. 350 The leftover cement contained a defoaming additive which could negate efforts to create a foamed cement. 351 BP. Deepwater Horizon Accident Investigation Report; September 8, 2010, p 60. 352 CSB, 2014, Explosion and Fires at the Macondo Well, Gulf of Mexico, April 20, 2010, Report No. 2010-10-I-OS, June 2014, Appendix 2-A, p 17. 353 Internal Company Document, BP. BP Incident Investigation Team - Notes of Interview with John Guide, July 1, 2010, p BP-HZN-BLY00124225, see Exhibit 0153 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Paine_Kate-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). 354 Transocean. Macondo Well Incident: Transocean Investigation Report Volumes I; June, 2011, p 10-11. 355 Internal Company Document, Transocean. Company Management System, Issue 04, Revision 05, HQS-CMS- GOV, November 30, 2009, Corporate Policies and Procedures, Level 1, TRN-MDL-00032841, see Exhibit 0925 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Rose_Adrian-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015).
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• Mobile Offshore Drilling Unit (MODU)356 design and/or operating criteria.
Changes to installation/facility specific procedures included the negative test and temporary abandonment plans. The THINK Planning Process (Section 1.8.3)—the backbone of Transocean’s MOC program— dictates how a plan for a task is developed. The plan should then be observed and monitored while it is executed using Transocean’s START Observation and Monitoring Process. START (See, Think, Act, Reinforce, Track) is a tool to reinforce safe behavior, correct unsafe behavior, and ensure controls or barriers remain in place during implementation of a plan. Despite these requirements, Transocean did not generate MOCs (or TSTPs) while drilling the Macondo well. Chapter 4.0 further explores the lack of clarity concerning safety roles and responsibilities between the operator and drilling contractor, as influenced by US regulations, for safety critical activities. 1.9.2 MOC Regulatory Requirements and Good Practice Guidance Management of Change is recognized as one of several vital components of an effective safety management system for hazardous operations.357 While voluntary guidance recommended that leaseholders/operators develop and use an MOC process,358 companies operating in the Gulf of Mexico at the time of the Macondo event were not required to have a formal MOC process as part of a larger major accident prevention program, nor did regulations require that these parties effectively coordinate their management of change activities. 1.9.2.1 Regulatory Requirements for an MOC Safety Management System Offshore safety guidance in effect in the US at the time of the Macondo blowout, Recommended Practice for the Development of a Safety and Environmental Management Program for Offshore (API RP 75), recommended that MOC programs include the development of a written MOC procedure that contains design basis for the change; analysis of safety, health and environmental considerations for the proposed changes; revisions to operating procedures, work practices, and training; communication of the changes; and required authorizations to implement the change.
356 As defined by US Code 2101 15(a), a MODU is “a vessel capable of engaging in drilling operations for the exploration or exploitation of subsea resources.” 357 Center For Chemical Process Safety. Guidelines for Risk Based Process Safety; John Wiley & Sons: Hoboken, NJ, 2007; Chapter 15.; International Association of Drilling Contractors, Health, Safety and Environment Case Guidelines for Mobile Offshore Drilling Units, Issue 3.6, January 2015, p 13. While the CCPS guidelines were not expressly written for offshore operations, they have recently been effectively implemented in drilling and well operations. [Chajai, H.; Smith, C. Defining and Improving Process Safety for Drilling and Well Services Operations, IADC/(SPE) Drilling and Completion (SPE) Drilling Conference and Exhibition, 4-6 March 2014, Fort Worth, TX]. As such, they complement the IADC guidelines for assessing BP and Transocean policies in place at the time of the incident and BSEE’s current MOC program requirements. 358 API Recommended Practice, 75, 3rd (2004, reaffirmed 2008) ed., Recommended Practice for Development of a Safety and Environmental Management Program for Offshore Operations and Facilities, pp 9-10.
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While API RP 75 was voluntary, both companies’ MOC policies had requirements that incorporated or went beyond the recommendations contained within the RP. However, such MOC analyses were not performed for a number of changes at the Macondo well. (See previous section.) After the incident, the regulator codified industry good practices for MOC already stipulated within the corporate policies of BP and Transocean (Table 1-10). Table 1-10. A comparison of best practice elements of an MOC program, current BSEE MOC requirements, and BP and Transocean’s MOC programs in place at the time of the Macondo incident. MOC Program Elements Required by Regulator at Time of Incident Included in BP MOC Policies Included in Transocean MOC Policies Required by Regulator Post Macondo †† Write MOC procedures for changes to equipment, procedures, personnel, materials, and operating conditions
x x x Review changes
x x x Include technical basis in review
x x x Include impact on safety, health, and the environment in review
x x x Include time period for change in review
x x x Approve procedure
x x x Communicate change and train appropriately
x x x Document changes to operating procedures
x x x Identify, track, and implement changes through management system. Activities should be audited and used to improve dependability of MOC process.
x Drive risk to as low as reasonably practicable through MOC process
implied† x
†BP’s MOC guidelines do not explicitly state ALARP, but they do reference BP’s OMS Exploration and Production Drilling and Well Operations Practice (DWOP), which states “all risks shall be managed to a level which is as low as reasonably practical” or ALARP; Internal Company Document, BP. GP 10-00 Drilling and Well Operations Practice, Issue 1, October 2008, pp A-9, BP- HZN-BLY00034504, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201304110900026/TREX-06121.pdf (accessed May 26, 2015). ††Specific requirements for an MOC program are addressed in 30 C.F.R. § 250.1912 (2015), while management’s general responsibilities, which includes the improvement of the safety and environmental management system (SEMS) program, are addressed at 30 C.F.R. § 250.1909 (2015).
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BSEE now requires leaseholders359 to identify their MOC approval procedures and give both the technical basis for the change as well as an evaluation of the potential impacts on safety and health.360 Companies now are required to communicate changes and document MOCs that result in procedural changes.361 While BSEE requires companies to establish MOC program goals, there are no requirements to align risk tolerance expectations between BSEE and the companies its regulations cover, such as driving risk to as low as reasonably practicable (ALARP).362 1.9.2.2 Multi-party MOCs are an International Concern At the time of the incident, no voluntary US industry guidance recommended how drilling contractors might provide critical reviews of their clients’ designs or programs for the well to assure that the design/program did not put their equipment and personnel at an unacceptable level of risk. The multiparty environment of offshore oil and gas operations supports the need to coordinate any changes initiated by the various parties that have the potential to impact the safety of the crew, rig, equipment, and environment. On a global level, after the Macondo blowout, there was a surge of industry recognition and appreciation for the interplay between leaseholder, drilling contractor, and well service providers. A 2013 multinational audit of offshore operators and drilling contractors in the North Sea raised as a primary concern the crucial need for improvements in the coordination and interface between client and driller, noting a “lack of clarity in the various levels of bridging and interfacing documentation/processes” as well as a “lack of effective gap analysis in the client and drilling contractor systems/documentation.”363 In the US, the API published new voluntary guidance in November 2013 to address the need to develop a Well Construction Interface Document (WCID) that bridges safety and environmental management systems among the lease holder, drilling contractor, and other third-party contractors.364 API’s guidance specifically calls for the WCID to address MOC systems and risk assessment processes. Thus, while each company should have its own system for managing risk, the changes should be coordinated and communicated between all the potentially affected parties.365 (The CSB further discusses the important role of bridging documents in effectively managing safety in Section 4.4.5.)
359 However, as discussed in Volume 4, Section 3.3 of the CSB Macondo Investigation Report, the key federal offshore safety management regulations that address MOC programs (the Safety and Environmental Management Systems Rule) issued in the wake of the Macondo incident do not directly cover contractors. 360 30 C.F.R. § 250.1912 (d) (1-2, 4) (2012). 361 30 C.F.R. § 250.1912 (a) (2) (2012). 362 See Section 4.1 in this Volume and Section 3.1 in Volume 4 for further discussion on ALARP. 363 North Sea Offshore Authorities Forum (NSOAF). Multi-National Audit Human and Organisational Factors in Well Control 2012-2013, pp 3-4; http://www.hse.gov.uk/offshore/nsoaf.pdf (accessed May 2016, 2015). 364 American Petroleum Institute, Bulletin 97, 1st ed., Well Construction Interface Document Guidelines, November 2013, p 1. 365 Ibid., pp 7-8.
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- 10 Inadequate Requirements for Incorporating Human Factors in
US Offshore Operations Before the Macondo incident, a company conducting US offshore drilling and completion operations was not required to maintain and implement a documented safety management program.366 Thus, there were no requirements to incorporate human factors into such a program.367 Also missing were any requirements for the safe management of critical tasks, operating procedures, and changes to the operational plan, process or the people conducting the work. US offshore lacked requirements for industry to incorporate good practice process safety principles, such as using the hierarchy of controls when deciding on the technical, operational and organizational barriers needed to prevent a major accident. Despite this regulatory shortfall, the importance of human factors offshore did not go unrecognized by industry and regulators.368 The following conclusion was noted at an April 2002 seminar to discuss human factors integration into oil and gas offshore operations: “Ignoring human factors will result in an increase not a decrease in incidents, lower safety performance and increased costs. Human factors are paramount to all aspects of offshore operations and essential in reducing human performance-related risks.”369 Participants of this event included the US and UK offshore regulators (MMS and HSE, respectively), and major companies in industry, such as BP, Shell, and Exxon. Several years later, in 2006, API published Human Factors Tool for Existing Operations to assist industry members in “incorporating human factors considerations into existing equipment and tasks.”370 According to the guidance document, this tool is meant for use by those conducting the actual work—the rig crew or process unit operators and mechanics.371 It provides a methodology for identifying both (1) latent human error conditions and (2) potential human errors immediately prior to commencing hazardous
366 The SEMS Rule was promulgated in October 2010. 367 Related the safe operation of a ship and pollution prevention, the US Coast Guard has had regulations since 1998 that require certain vessels, including self-propelled MODUs, to comply the International Management Code for the Safe Operation of Ships and for Pollution Prevention (ISM Code). As a result, vessels must “have on board valid documentation showing that the vessel's company has a safety management system which was audited and assessed, consistent with the International Safety Management Code of IMO Resolution A.741(18);” 33 U.S.C. § 96.370 (a) (1) (2016). See also International Management Code for the Safe Operation of Ships and for Pollution Prevention (International Safety Management (ISM) Code), 62 Fed. Reg. 67492 (December 24, 1997). 368 The USCG acknowledged the role of human factors in major accidents when introducing regulations requiring the ISM Code, “Recent casualty studies concluded that in excess of 80 percent of all high consequence marine casualties may be directly or indirectly attributable to the ‘‘human element.’’ […] The ISM Code offers a systematic approach to mariners with the policy and procedures needed to understand their duties and address the human element issues and risks that can prevent casualties from occurring.”; International Management Code for the Safe Operation of Ships and for Pollution Prevention (International Safety Management (ISM) Code), 62 Fed. Reg. 67492 (December 24, 1997) 369 Demystifying Human Factors: Practical solutions to reduce incidents and improve safety quality and reliability, 2nd International Workshop on Human Factors in Offshore Operations, Houston, TX, April 8-10, 2002. 370 API, Human Factors Tool for Existing Operations, API Human Factors Task Force, Regulatory Analysis & Scientific Affairs Department, February 2006, p 1. 371 Ibid., p 2.
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work.372 The expectation is to use the information compiled through this process to identify needed safeguards, to determine the risks most likely to result in consequences, and to develop recommendations for the reduction or elimination of the hazards.373 While the document suggests the tool requires little or no training, 374 a certain level of human factors expertise and authority to examine management system failures and cultural influences are likely needed to identify and accurately risk-rank the latent conditions that can contribute to human error scenarios. Furthermore, it does not emphasize the importance of considering human factors in the designing and planning phases of a hazardous operation/equipment lifecycle, and it fails to indicate where technical and operational barriers may be identified and implemented. And since the document is merely guidance, its use offshore is optional. The emerging lessons of Macondo demonstrate the criticality of the human component within safe offshore operations. Yet, there remains a dearth of US regulatory requirements or national industry guidance aimed at improving human performance during safety critical offshore operations. In the aftermath of the blowout, the regulator and industry hastened numerous US task force initiatives to address issues such as safe drilling operations, well containment and intervention capability, and oil spill response capability,375 but focused these initiatives on physical threats and technical barriers and controls. In comparison, at the time of the incident, international offshore regions with developed regulatory regimes provided both regulatory requirements and guidance on human factors, and made further advancements in managing human factors offshore. This section makes some global comparisons and identifies opportunities to further incorporate human factors into safety management practices within the US offshore. 1.10.1 After Macondo, Limited US Offshore Regulatory Requirements Remain for Including Human Factors In the US, companies operating offshore are not required to demonstrate to the regulator that they are effectively managing safety critical tasks, nor must they incorporate human factors into the management of those tasks to reduce risk. The post-Macondo safety management regulation, Safety and Environmental Management Systems regulations (SEMS Rule [30 C.F.R. 250 Subpart S]), very minimally addresses human factors. It requires that “The factors (human or other) that contributed to the initiation of the incident and its escalation/control” be addressed in incident investigations [250.1919(a)(2)], yet that requirement is limiting and reactive, seeking only to assess human performance for its immediate causal ties to a given incident.
372 Ibid., pp 2-3. 373 Ibid., p 3. 374 Ibid, p 1. 375 Four Joint Industry Task Forces (JITFs) comprising of members from various industry associations were created post-Macondo to address critical offshore activities: operating procedures, equipment, subsea well control and containment, and oil spill preparedness and response. The aim of the JITFs was to further improve existing API standards and make recommendations to the regulator. [Joint Industry Task Force (JITF). JITF Executive Summary ; March 13, 2013; p 1. http://www.api.org/~/media/files/oil-and-natural- gas/exploration/offshore/executive-summary-final-031312.pdf (accessed October 15, 2015).]
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The American Petroleum Institute’s Recommend Practice for Development of a Safety and Environmental Management Program for Offshore Operations and Facilities (API RP 75), which has been incorporated into the SEMS Rule by reference, suggests that human factors be “considered” in the following aspects of safety management: the design and implementation of the company’s SEMS program; the design of new facilities or major modifications to those facilities; the development of operating procedures and safe work practices; the facility hazard analysis; and in regards to equipment accessibility for operation, maintenance and testing.376 But considered is a weak requirement that does not suggest any action to incorporate human factors principles and best practice. A company could consider human factors issues, do nothing, and still meet the requirements outlined in the regulation. API RP 75 does not provide instruction on how to identify and assess human performance or implement controls for those potential performance failures that may impact safety critical task completion. Furthermore, only one human factors standard, ASTM F1166-95,377 is a related reference in API 75. The ASTM standard focuses on maritime facilities and equipment design, particularly on ergonomic design criteria and anthropometric considerations.378 While this ASTM voluntary standard does provide guidance on a number of human performance principles,379 it is not required of industry. Application of the API tool remains voluntary. It has not been revised or amended since its creation, nor has it been incorporated by reference into the SEMS Rule or listed as a normative reference within API 75. 1.10.2 Good Practice Techniques and Guidance on Human Factors Human factors technical standards and guidance applicable to the oil and gas industry exists, some of which have been referenced in this volume.380 In addition to that guidance, a variety of tools and methods have been developed over the years to assess the human contribution to safety and operational success, ranging in name and complexity including, among others: 381 • Human Factors Risk Assessment
376 API Recommended Practice, 75, 3rd ed. (2004, reaffirmed 2008 and 2013), Recommended Practice for Development of a Safety and Environmental Management Program for Offshore Operations and Facilities, Sections 1.2.2, 2.3.5, 5.1, 6.1, 8.1 and 3.1. 377 American Society for Testing and Materials (ASTM) F1166-95, Standard Practice for Human Engineering Design for Marine Systems, Equipment, and Facilities, 1995. 378 ASTM F1166-95 (3.1.10) defines anthropometrics as the (1) study of the physical size, strength, and range of motion of the human body and the application of that data to the design of systems, equipment, workspaces, and tools to maximize human performance and safety in a work setting; and (2) measurement of human variability of body dimensions and strength as a function of gender, race, and regional origin. 379 ASTM FM6611-95 Section 4.2. 380 Further, McLeod provides a succinct summary of the most widely used guides pertaining to human factors engineering. See, McLeod, R., Designing for Human Reliability: Human Factors Engineering in the Oil, Gas and Process Industries, Elsevier, 2015, pp 348 – 356. 381 E.g., HSE, Human Factors Assessment of Safety Critical Tasks, OTO 1999, Report 095; Energy Institute, Guidance on Human Factors Safety Critical Task Analysis, March 2011; HSE, Inspector’s Human Factors Toolkit, Identifying Human Failures, Core Topic 3. http://www.hse.gov.uk/research/otopdf/1999/oto99092.pdf (accessed March 26, 2016).
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• Human Reliability Assessment • Human HAZOP • Hierarchical Task Analysis • Predictive Human Error Analysis • Safety Critical Task Analysis (SCTA) The SCTA is a proactive safety management activity of identifying human performance expectations, potential hindrances to those expectations, and controls to mitigate or eliminate those hindrances before safety-critical work commences.382 Potential severe consequences of a blowout or gas in the riser scenario are the very hazards identified as particularly in need of more in-depth hazard assessment. An HSE technical report suggests that “only hazards with implications for kick and blow-out scenarios [be] considered [for safety critical task assessment], since these are considered to be the greatest sources of risk in well operations.”383 SCTAs are meant to assess failure mechanisms that extend beyond the span of control of the crew, into areas such as equipment design and mechanical integrity, as well as organizational factors that could influence decision-making, including production or time pressures. As such, these assessments often require the involvement of shore-based personnel as well as the crew. The hierarchy of controls is one approach to test the sufficiency of the barriers for a safety critical task; in fact, it is considered a step in the human performance assessment process.384 A foundational argument of the hierarchy of controls principle is that the most effective control minimizes or removes the hazard. If that is not possible, then one of the other progressive inherent safety strategies listed in Figure 1-15 may be used to manage those hazards and reduce risks associated with the operation.
Figure 1-15. Illustration of the Hierarchy of Controls, including inherent safety strategies, for minimizing and eliminating hazards.
382 Energy Institute, Guidance on Human Factors Safety Critical Task Analysis, March 2011, p 1. 383 HSE. Human Factors Assessment of Safety Critical Tasks, Offshore Technical Report - OTO 1999 092; July, 2000; p 14. http://www.hse.gov.uk/research/otopdf/1999/oto99092.pdf (accessed March 26, 2016). 384 HSE, Inspector’s Human Factors Toolkit, Identifying Human Failures, Core Topic 3. http://www.hse.gov.uk/humanfactors/topics/toolkit.pdf (accessed March 26, 2016).
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- 10.3
International Offshore Regulatory Requirements and Guidance The UK HSE requires consideration of human factors and offers guidance to its duty holders on the principles to which the regulator will assess the treatment of human factors.385, 386 These principles include clearly describing the defined role of the human element in a hazardous operation/facility and demonstrating its reliability to perform the desired tasks; analyzing safety critical tasks and demonstrating (drawing upon recognized human factors good practice) that task performance can be delivered as expected; accounting for occupational factors, such as workload and shiftwork schedules; and analyzing human performance issues, such as work task feasibility, procedure design, training, and human- technology interfaces.387 Furthermore, companies operating in the UK waters of the North Sea are expected to conduct qualitative analyses of human performance and demonstrate to the regulator they have identified potential performance consequences and the measures to counteract or mediate those consequences.388 The UK HSE provides publicly-available guidance for its regulatory inspectors to both
385 UK Health Safety Executive, Assessment Principles for Offshore Safety Cases (APOSC), March 2006, Forward. http://www.hse.gov.uk/offshore/aposc190306.pdf (accessed March 26, 2016). 386 HSE, Safety report assessment guide: Human factors and HSE, Assessment principles for offshore safety cases (APOSC) http://www.hse.gov.uk/offshore/aposc190306.pdf (accessed March 26, 2016).; HSE, Human Factors Assessment of Safety Critical Tasks, Offshore Technical Report – OTO 1999 092 (July 2000), Section 3.2.1, p 32. http://www.hse.gov.uk/research/otopdf/1999/oto99092.pdf (accessed March 26, 2016). 387 UK Health Safety Executive, Assessment Principles for Offshore Safety Cases (APOSC), March 2006, Principle 8, items 43 – 48. http://www.hse.gov.uk/offshore/aposc190306.pdf (accessed March 26, 2016). 388 HSE, Inspector’s Human Factors Toolkit, Identifying Human Failures, Core Topic 3. http://www.hse.gov.uk/humanfactors/topics/toolkit.pdf (accessed March 26, 2016). Using the Hierarchy of Controls to Assess Human Performance Aspects of Safety Critical Tasks† • Minimize: Can the consequences of the human failure be prevented (or mitigated), e.g., by additional barriers in the system? • Substitute: Can the human contribution be removed, e.g., by a more reliable automated system? • Moderate: Can human performance be assured by mechanical or electrical means? For example, the correct order of valve operation can be assured through physical key interlock systems or the sequential operation of switches on a control panel can be assured through programmable logic controllers. Actions of individuals alone should not be relied upon to control a major hazard. • Simplify: Can the PIFs [Performance Influencing Factors] be optimised, (e.g., improve access to equipment, increase lighting, provide more time available for the task, improve supervision, revise procedures or address training needs)? †Energy Institute, Guidance on Human Factors Safety Critical Task Analysis: London. March 2011, p 16.
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understand how to effectively analyze safety critical task performance and to audit companies’ efforts at considering human performance variability and potential negative outcomes.389 In Australia, the regulator, NOPSEMA, asserts that the use of strategies that identify and optimize human factors will help industry reduce risk of a major accident, and using such strategies will help companies meet their obligations under the applicable Act and associated Regulations.390 NOPSEMA stresses the importance of the hierarchy of controls, stating “The nature, number and scale of the controls should be such that they are robust, not easily defeated and the level of control is effective for the risks they are intended to manage, prevent or mitigate. A hierarchy of controls should be established, with those that eliminate or prevent MAEs given priority over those that reduce or mitigate the outcomes.”391 The Norwegian offshore regulator, the Petroleum Safety Authority (PSA), asserts that the interaction among human, technology and organization— HTO—is central for accident prevention and the basic element in its petroleum industry Health, Safety and Environment regulations.392 Section 13, Work processes, specifically states, “The interaction between human, technological and organisational factors shall be safeguarded in the work process.”393 As such, PSA emphasizes, among other human factors issues, the importance of the psychosocial and organizational factors, as well as HTO in safety critical systems.394
389 HSE, Safety report assessment guide: Human factors and HSE, Assessment principles for offshore safety cases (APOSC); HSE, Human Factors Assessment of Safety Critical Tasks, Offshore Technical Report – OTO 1999 092 (July 2000). 390 The Offshore Petroleum and Greenhouse Gas Storage Action (2006) and the Offshore Petroleum and Greenhouse Gas Storage (Safety) Regulations. National Offshore Petroleum Safety and Environmental Management Authority (NOPSEMA), Resources: Human Factors, http://www.nopsema.gov.au/resources/human-factors/ (accessed July 31, 2015). 391 NOPSEMA, Guidance Note N-04300-GN0060, The Safety Case in Context: An Overview of the Safety Case Regime, rev. 6, June 2013. http://www.nopsema.gov.au/assets/Guidance-notes/N-04300-GN0060-The-Safety- Case-in-Context-An-Overview-of-the-Safety-Case-Regime-Rev-6-June-2013.pdf (accessed March 26, 2016). 392 Petroleum Safety Authority, HSE Management: HTO/Human factors, August 28, 2013, http://www.psa.no/hto- human-factors/category965.html (accessed January 23, 2016). 393 Regulations Relating to Management and the Duty to Provide Information in the Petroleum Activities and at Certain Onshore Facilities (The Management Regulations), Last amended December 18, 2015, http://www.ptil.no/management/category401.html#_Toc280619401 (accessed January 24, 2016). 394 Petroleum Safety Authority, HSE Management: HTO/Human factors, August 28, 2013, http://www.psa.no/hto- human-factors/category965.html. (accessed January 23, 2016). “Drilling and wells are examples of areas with great challenges in the interaction between people, technology and organisation. For example, the driller must maintain control of the well, lead the work on the drill floor and deal with technically advanced, screen-based solutions in the drilling cabin. It may thus be challenging to understand, operate and maintain an overview of all the incoming data – and simultaneously maintain control and overview of what is physically taking place on the drill floor.” Petroleum Safety Authority, HSE Management: HTO/Human factors, August 28, 2013, http://www.psa.no/hto-human- factors/category965.html (accessed January 23, 2016).
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The International Association of Drilling Contractors (IADC) is a global industry association, of which Transocean is a member. The organization publishes the Health Safety and Environmental Case Guidelines (HSE Case Guidelines) for Mobile Offshore Drilling Units, such as the Deepwater Horizon, providing guidance for a harmonized global framework and methodology for the management of safety. Ten countries require use of the guidelines by force of regulation, and it is recognized as best practice in ten additional countries, some of which have regulations pending to require adoption of the guidelines.395 The document, however, is only a voluntary standard in the US. Part 2 of the guidance contains HSE management objectives related to “procedural (human factors) controls.”396 The HSE Case Guidelines recommend that drilling contractors verify HSE critical activities and tasks, as well as the more typical physical safety critical equipment, stipulating, “Identification of Critical Activities or Tasks is essential to effectively manage major hazards or high risk hazards.”397 Part 4 of the Guidelines states, “A recognized best practice for risk optimization is to address each risk systematically according to a strategic hierarchy [of control].”398 The HSE Case Guidelines also explicitly focus on the drilling contractor’s management system, stating that it “needs to ensure that personnel policies, training, competencies, attentiveness and alertness, and other human factors allow individuals to perform their Critical Activities or Tasks effectively and efficiently,”399 and that such factors be monitored periodically.400Onshore Regulatory Requirements and Industry Guidance A number of US onshore regulations and standards address various aspects of human factors in downstream oil and gas operations, which are more robust than current offshore requirements. The federal onshore safety regulations applicable to oil and gas operations, Process Safety Management of Highly Hazardous Chemicals (PSM), stipulates that the required initial hazard analysis must address human factors.401 Contra Costa County, California, goes beyond this PSM requirement; refineries within its jurisdiction must abide by the County Safety Ordinance, which has provisions that each refinery develop and implement a human factors program for its process hazard analysis, operating and maintenance procedures, and incident investigation management systems.402 The Ordinance also stipulates that the human factors program include staffing and shiftwork considerations, as well as the management of
395 Countries requiring use of the guidelines by force of regulation include Australia, Cuba, Denmark, Faeroe Islands, Germany, Ireland, the Netherlands, New Zealand, Norway, and the United Kingdom. Angola, Canada, Brazil, India, Malaysia, Oman, Qatar, Senegal, South Africa, and Trinidad & Tobago recognize the guidelines as best practice. See http://www.iadc.org/iadc-hse-case-guidelines/. 396 IADC, HSE Case Guidelines for MODU, Issue 3.4, November 2011, section 2.0.4 Demonstrating Assurance of HSE Management Objectives. 397 Ibid., section 4.7 Risk Treatment. 398 Ibid., section 4.7 Risk Treatment. 399 Ibid., section 4.7 Risk Treatment. 400 Ibid., section 6.3 Periodic Monitoring. 401 OSHA, Process Safety Management of Highly Hazardous Chemicals, 1910.119(e)(3)(vi). 402 County Ordinance Chapter 450-8, Risk Management, 450-8.016(b)(1)(a, b, d, and e), Stationary source safety requirements, Human factors program, http://cchealth.org/hazmat/iso/ (accessed January 22, 2016).
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organizational changes that affect staffing, and employee training on human factors principles and the human factors program itself.403 The State of California OSH proposed Process Safety Regulation for Petroleum Refineries, 5189.1, goes even further, requiring the written human factors program to examine issues including but not limited to workload, staffing, shiftwork arrangements, procedural clarity, and job task conditions as they influence human performance.404 The proposed regulation also would require a human factors analysis of process controls (such as automated functions), as part of the larger process hazard analysis, for any major design changes to a process, and all incident investigations and organizational changes.405 Both the Contra Costa County Ordinance and the proposed State of California process safety regulation include requirements for employee and employee representative participation in developing the human factors program,406 and that the regulated party document this program within its “safety plan.”407 API Publication 770, A Manager’s Guide to Reducing Human Errors: Improving Human Performance in the Process Industries,408 provides guidance for onshore petrochemical processes on the topic of human factors engineering, a subset of larger human factors field, as well as on one specific human factors assessment method, human reliability assessment. The guidance illustrates the inherent and critical role of the human in successful completion of a hazardous operation throughout the lifecycle of operation (e.g., research and design, construction, installation, operation and maintenance), as well as throughout the various organizational levels within an organization (e.g., actions of the unit operator all the way to decisions by the corporate office).409 This guidance has not been extended to offshore. 1.11 Conclusion When a company does not complete a hazard assessment that accounts for well-specific conditions for safety critical procedures, does not identify vulnerability to human error in a structured and effective way, and does not identify appropriate controls to mitigate risk, it is relying on the workers’ varied knowledge and experience to effectively perform drilling tasks. In other words, the operational barrier for activities
403 Ibid., 450-8.016(b)(1)(c and f) and 450-8.016(b)(3). 404 State of California, Division of Occupational Safety and Health, Proposed GISO §5189.1, Process Safety Management for Petroleum Refineries, Version 4.5, May 26, 2015, §5189.1(s)(2), p.26-27. 405 Ibid., §5189.1(s)(3) & (t), pp 26-27. 406 County Ordinance Chapter 450-8, Risk Management, 450-8.016(b)(2), Stationary source safety requirements, Human factors program, http://cchealth.org/hazmat/iso/ (accessed January 22, 2016). 407 County Ordinance Chapter 450-8, Risk Management, 450-8.016(b)(4), Stationary source safety requirements, Human factors program, http://cchealth.org/hazmat/iso/ (accessed January 22, 2016) and State of California, Division of Occupational Safety and Health, Proposed GISO §5189.1, Process Safety Management for Petroleum Refineries, Version 4.5, May 26, 2015, §5189.1(s)(7), p.27 and §5189.1(q), p.24. The ‘safety plan’ is submitted by the regulated party to the regulator as a record of asserted compliance with the provisions of the regulation and description of the manner of that compliance. County Ordinance Chapter 450-8, Risk Management, 450-8.016, http://cchealth.org/hazmat/iso/ (accessed January 22, 2016). 408 API Publication 770, A Manager’s Guide to Reducing Human Errors: Improving Human Performance in the Process Industries, March 2001. 409 See table 1 on page 2 of the referenced document for a useful example.
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such as displacement of a well and completion of a negative test is one hundred percent error-free performance by the workers. Thus, a question emerges from Macondo: If the workers’ knowledge and experience do not match the particular details of a negative test and the human decisions regarding the test are in error, what barriers are left to ensure a safe outcome? If the critical layer of protection is the crew, then assessment of their capabilities and interactions with each other, the equipment, and the work environment must be comprehensive, and it must acknowledge human nature, variability, capabilities and limitations. Performance expectations and standards need to be realistic and appropriate in light of this fact. Macondo provides numerous examples of not addressing human factors considerations in planning and executing temporary abandonment, factors that contributed to the well operations crew’s decisions and actions on the day of the incident. The multiple human factors issues explored in this chapter illustrate the need for incorporating human factors in process safety management for offshore oil and gas exploration and development activities. The full consequences of Macondo suggest a strong need for companies and regulators to assess how to strengthen the complex interactions among the human, technological, and organizational elements of a system. Yet, from the major reports published on the Macondo incident,410 only NAE recommended incorporating human factors in safety management,411 as part of two very broad recommendations aimed at improving offshore drilling safety and fostering an effective safety culture. Ultimately, the NAE recommendations make the same suggestions of the current SEMS Rule, to “consider” human factors principles for improving human performance and reliability, yet neither advocates for mandated action to ensure incorporation of human factors into MAE safety management. “Consider” is not enough, and as Volume 4 addresses more explicitly, it can lead to a check-the-box activity.412 Consequently, a more rigorous incorporation of human factors and safety strategies for managing human performance into US safety management requirements and practices is necessary for preventing major accidents.
410 National Academy of Engineering and National Research Council of the National Academies. Macondo Well – Deepwater Horizon Blowout: Lessons for Improving Offshore Drilling Safety; The National Academies Press: Washington, D.C., 2011; BP. Deepwater Horizon Accident Investigation Report; September 8, 2010; Transocean. Macondo Well Incident: Transocean Investigation Report Volumes I and II; June, 2011; National Commission on the BP Deepwater Horizon Oil Spill and Offshore Drilling. Chief Counsel's Report: The Gulf Oil Disaster; Feburary 17, 2011; Transportation Research Board of the National Academies. Evaluating the Effectiveness of Offshore Safety and Environmental Management Systems; Special Report 309; National Academy of Sciences: Washington DC, 2012. 411 NAE made the following recommendations: Industry should greatly expand R&D efforts focused on improving the overall safety of offshore drilling in the areas of design, testing, modeling, risk assessment, safety culture, and systems integration. Such efforts should encompass well design, drilling and marine equipment, human factors, and management systems. These endeavors should be conducted to benefit the efforts of industry and government to instill a culture of safety; and (2) Industry, BSEE, and other regulators should foster an effective safety culture through consistent training, adherence to principles of human factors, system safety, and continued measurement through leading indicators. 412 Volume 4, Chapters 2 and 3.
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- 0 Organizational Learning from Incident Investigations
In the months and years leading up to the Macondo blowout, multiple well control incidents occurred on Transocean rigs active around the world under various operators.413 Several of these events call attention to aspects of offshore incident investigations that are addressed in this chapter, including the operator/drilling contractor interface and challenges to disseminating lessons learned in a global company and across an industry. The quality of the responsive risk reduction corrective actions implemented as a result of lessons learned will be affected by the nature of information gathered on the incident. Thus, this chapter concludes with a look at the US regulatory requirements for incident investigation during Macondo and currently for opportunities to overcome the challenges. Investigations provide companies with an opportunity to formally review, report, track, and learn from undesirable events.414 An effective incident investigation program identifies hazards and system causal deficiencies and takes corrective actions to reduce risk before further similar accidents occur.415 By reviewing previous Transocean incidents that involved various operators, the CSB reiterates that not only a company, but in fact the industry, “suffers from repeated failures and incidents because less formal feedback mechanisms are not sufficient to identify effective recommendations.”416 2.1 Joint Incident Investigations and Challenges to Disseminating Lessons Learned Between Companies Work-as-imagined and work-as-done discrepancies, described in Section 1.8, are not unique to the Macondo incident or BP and Transocean.417 For example, on February 20, 2009, Transocean experienced
413 Internal Company Document, Transocean. Transocean Annual Report - 2010 Well Control Events & Statistics 2005 to 2010, TRN-MDL-01858257, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201305171200030/TREX-036071.pdf (accessed October 7, 2015). 414 Center For Chemical Process Safety. Guidelines for Risk Based Process Safety; John Wiley & Sons: Hoboken, NJ, 2007; pp 552, 556. 415 American National Standards Institute/American Industrial Hygiene Association (ANSI/AIHA) Z10-2012, Occupational Health and Safety Managment Systems, 2012, p 25. 416 Center For Chemical Process Safety. Guidelines for Risk Based Process Safety; John Wiley & Sons: Hoboken, NJ, 2007, p 556. 417 In almost every investigation conducted by the CSB, the agency has found significant disparities between company policies and actual practice at the worksite. The reasons for the disparity are often multi-faceted. Chapter 2.0 This chapter explores incident investigations from a variety of perspectives, including the operator/drilling contractor interface, different geographical regions of an international organization, and a regulatory regime that does not explicitly require root cause investigations to address safety management systems. It also highlights numerous challenges that inhibit effective communication of lessons learned across the international offshore industry.
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a well control event that resulted in the riser unloading aboard the M.G. Hulme, Jr. while drilling for t Eni418 off the coast of West Africa. The crew did not detect a kick until gas passed above the BOP when gas and drilling mud released onto the rig. The investigation concluded that the gas zone was reached earlier than predicted and the crew did not detect an influx that occurred when pumps had been shut down to investigate a problem.419 Phrases found in Transocean’s investigation report are indicators of inadequate bridging between work-as-imagined versus work-as-done (Table 2-1). Table 2-1. Excerpts from the M.G. Hulme, Jr well control incident report that reflect WAI versus WAD conflicts.420 Excerpts from the Transocean M. G. Hulme, Jr. investigation report† CSB observations “the well program made no mention …” “the use of the […]† system is a significant change from conventional drilling …” “Did not challenge [the operator] on the quality of the pre-spud meeting or the adequacy of the well planning material.” “the TSTP did not adequately quantify the hazards, nor did it discuss the preventative or mitigating controls” “due to the use of the E-CD† equipment the Driller did not understand that he could …” “Did not recognize the importance of…” “Assigned driller with limited […] experience” “the driller was in a new position …” • Lack of, or minimal, detail provided by the operator in written work plans places a heavy reliance on the skills, knowledge, and experience of the drilling contractor which may not be sufficient for the task.
• More than a set of instructions, procedures are tools for competent, motivated individuals to plan, coordinate, verify, and assure performance will achieve the intended results. † Eni Circulation Device (E-CD), “permits the continuous circulation of mud in the well, which maintains a constant down hole pressure over the entire drilling process…,” http://www.eni.com/en_IT/innovation- technology/technological-focus/safe-drilling/safe-drilling.shtml.
The need to identify lessons from incidents like the Macondo blowout or the M. G. Hulme, Jr. well control event transcends individual companies because the operators and drilling contractors have
418 http://www.eni.com/en_IT/home.html (accessed October 7, 2015). 419 Internal Company Document, Transocean. EAU Incident Investigation Report - M.G. Hulme, Jr. Well Control Incident - Riser Unloading, OER-MGH-09-005, March 26, 2009, TRN-INV-01143039, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201303211200016/TREX-05650.pdf (accessed October 7, 2015). 420 Ibid.
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different roles, expertise, and safety management systems that influence the design and operational risk of drilling a well. As a result, efforts to minimize the gap between WAI and WAD would be most effective if operators and drilling contractors alike work together to investigate incidents and identify corrective opportunities. 2.2 Challenges to Disseminating Lessons Globally Four months before the Macondo incident, on December 23, 2009, a Transocean-owned rig, Sedco 711, experienced a significant well control event in the North Sea.421 Delayed detection of a well kick resulted in gas and drilling mud from the riser unloading onto the rig with some being lost to the sea. Unlike the situation at the Macondo well, the flammable material that reached the rig did not ignite, and the BOP was able to seal the well and limit the release to what had already traveled above the BOP before it was closed. The Sedco 711 incident occurred when a mechanical barrier that successfully passed a positive inflow test subsequently failed while the well was being underbalanced.422 The crew did not detect the kick, in part, because the mud returns were being routed to reserve pits, which prevented the crew from monitoring the returns on the active pit system.423,424 Other data were not interpreted as indicators of loss of well control based on the crew’s faith in the successful well barrier test. Transocean identified three immediate technical and operational causes, including failure of the tested downhole barrier, failure to monitor and identify the influx, and failure to close in the well prior to the influx reaching the BOP.425 Shell, the well
421 Internal Company Document, Transocean. Operations Advisory, NRS-OPS-ADV-008, April 14, 2010, TRN- MDL-02840795, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201304041200022/Hart_Derek- Depo_Bundle.zip, Exhibit 5749, (accessed October 7, 2015); Hearing before the U.S. District Court for the Eastern District of Louisiana under the Multi-District Litigation docket MDL No. 2179, June 13, 2011 pp 22-26, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Cameron_David-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015).; Internal Company Document, Transocean. 711 Well Control Incident Power Point, TRN-MDL-00870381, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201303211200016/TREX-01760.pdf (accessed October 7, 2015).; Internal Company Document, Shell. Incident Investigation Report Bardolino Well Control Incident, Report: EP201002315140, January 26, 2010, p 4, TRN-INV-01823569. 422 Internal Company Document, Transocean. 711 Well Control Incident Power Point, p 4, TRN-MDL-00870381, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201303211200016/TREX-01760.pdf (accessed October, 7 2015, October). 423 Internal Company Document, Transocean. Operations Advisory, NRS-OPS-ADV-008, April 14, 2010, TRN- MDL-02840795, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201304041200022/Hart_Derek- Depo_Bundle.zip, Exhibit 5749, (accessed October 7, 2015). 424 An important kick indicator is an increase in fluids coming from the well compared to the volume of fluids pumped into the well. As described by the National Commission on the BP Deepwater Horizon Oil Spill and Offshore Drilling (Commission). Chief Counsel’s Report: The Gulf Oil Disaster, February 17, 2011, p 165, “The active pit system refers to a computer setting that allows the driller (and others) to select several pits and aggregate their volumes into one "active pit volume" reading. Even though there are several different pits involved, the rig's computer system displays them as a single pit for volume monitoring purposes.” 425 Internal Company Document, Transocean. Operations Advisory, NRS-OPS-ADV-008, April 14, 2010, TRN- MDL-02840796, see Exhibit 5749. http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201304041200022/Hart_Derek-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015).
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operator, reported both onshore and offshore personnel believed that once the crew successfully performed the inflow test, the barrier would not fail, which “led to a blinkered approach” by the crew regarding the true well conditions.426 The report states, “This belief is highlighted by the fact that there were clear indications of the operation not going to plan, but the thoughts were tailored in looking for surface reasons for the anomalies.” 427 Ultimately, the crew rationalized the well control indicators to support the conclusion that the well barrier was intact. A Transocean operations advisory noted a lack of clear well control procedures and a weak risk assessment for planning and executing the well plan.428 As at Macondo, procedures were missing critical process parameters, “The well planning did not highlight that the well would be under balance during the […] operation. There were no hydrostatic step up/down charts to show the expected pressures in the well at the different stages of the well clean up, and specifically when the well went under balance.”429 As a result of the Sedco 711 event, Transocean and Shell, separately identified corrective actions. Shell’s proposed actions focused on written tools that Section 1.8 previously noted were important for closing the WAI and WAD gap: • Inclusion of loss of well barrier risks on TSTPs (see Section 1.8.3 for TSTP discussion);430 • Increased communication of Standing Instructions to the Driller (SID) with clear roles, accountability, and responsibilities listed (see Section 1.8.2 for SID discussion); 431 • Development and use of written work instructions for well control operations that include guidance information on overbalance and underbalance operations and on conducting inflow tests, and that document the risk assessment and mitigation actions.432 • Revisions to the Well Control Handbook pertaining to conducting fluid displacements under controlled conditions and calculating hydrostatic pressure;433 • Review of the Transocean (contractor) and Shell (operator) bridging document to clarify accountabilities and standardize the well control process into defined phases that identify when decision-making requires management or technical onshore support (see Section 4.4.5 for Macondo bridging documents discussion);434 and
426 Internal Company Document, Shell. Incident Investigation Report Bardolino Well Control Incident, Report: EP201002315140, January 26, 2010, p 12, TRN-INV-01823569. 427 Ibid. 428 Internal Company Document, Transocean. Operations Advisory, NRS-OPS-ADV-008, April 14, 2010, TRN- MDL-02840796, see Exhibit 5749 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201304041200022/Hart_Derek-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). 429 Ibid., TRN-MDL-02840797. 430 Internal Company Document, Shell. Incident Investigation Report Bardolino Well Control Incident, Report: EP201002315140, January 26, 2010, p 41, TRN-INV-01823569. 431 Ibid., p 20, TRN-INV-01823569. 432 Ibid., pp 4, 14, TRN-INV-01823569. 433 Ibid., p 15, TRN-INV-01823569. 434 Ibid., p 16, TRN-INV-01823569.
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• Corrective actions for Schlumberger (third-party contractor) related to including relevant parties in hazard assessment activities435 and to incorporating a lateral learning process for capturing lessons learned from operational incidents (to Schlumberger)436 and risk assessment changes and management (to Shell).437 As part of its investigation, Transocean noted two “missed opportunities” related to the mudlogger. One was that the mudlogger reported an increase in well fluids, but the driller did not act upon it, attributing the increase instead to reasons other than loss of well integrity. A second was that the mudlogger did not inform the client supervisor, toolpusher, or the driller again when the flow of well fluids continued to rise.438 These lines of communication match what is presented in Figure 1-12. Despite observing that the well kick indicator was reported by the mudlogger and that increased communication might have helped, neither Transocean’s nor Shell’s corrective actions addressed communication skills or gaps. Instead, their corrective actions focused more generally on increasing awareness among crew members by reviewing the incident, reiterating the need for early kick detection, and ensuring well programs noted when underbalanced conditions were to exist in a well. Third-party mudlogger services like those provided by Schlumberger during this project are contracted by the operator, indicating that the operator is likely best positioned to cause bridging between the drilling contractor and other third-party contractors. Beyond the mudlogger missed opportunities, Transocean was also concerned with updating its well control manual as a result of Shell’s recommendation.439 Four months later, Transocean’s Well Operations Manager in the Gulf of Mexico sent an email to colleagues in the North Sea, stating, “I’m still on the fence as to whether an advisory [on Sedco 711] is required or not.”440 He was concerned that the well control manual sufficiently addressed underbalanced well conditions. The response he received from his North Sea counterparts was, “Expectation from Shell is an update in the [well control] manual—hence request for advisory until update issued. If not done then we will require to issue an [North Sea] advisory but I know Shell will ask what the Shell rigs are doing elsewhere in the world…”441 Subsequently, an advisory for the Gulf of Mexico was developed that suggested additional text be included in the well control manual, including the statement, “Do not be complacent because the reservoir has been isolated and inflow tested. Remain focused on well control and maintain good well control procedures.”
435 Ibid., p 15, TRN-INV-01823569. 436 Ibid., p 15, TRN-INV-01823569. 437 Ibid., p 17, TRN-INV-01823569. 438 Internal Company Documents, Transocean. Operations Advisory, NRS-OPS-ADV-008, April 14, 2010, TRN- MDL-02840796, see Exhibit 5749 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201304041200022/Hart_Derek-Depo_Bundle.zip, (accessed October 7, 2015). 439 Email from Aberdeen Operations Manager, Transocean, to Well Operations Manager, Transocean, Subject: potential advisory from 711 event, March 31, 2010, TRN-INV-03407526. 440 Ibid. 441 Ibid.
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The DWH crew never received the US advisory describing the text changes that would be made to the well control manual. 442 Post-incident, Transocean’s General Manager of North America who was responsible for forwarding the information to the GoM rigs stated that the email containing the advisory came in while he was on vacation and that he never saw it.443 Another person covered the general manager’s duties while he was on vacation, but upon review of both email accounts, neither person forwarded the advisory to employees working in the Gulf of Mexico. The advisory was posted on Transocean’s internal electronic document system at the same time it was sent to the General Manager,444 but unless employees subscribed for notifications of newly added documents, they would not have be made aware of its submission.445 Without auditable follow-up actions, and a person responsible for tracking them, such an unintended oversight is more likely to occur. Databases require users to initiate searches, and emails can languish in an inbox. Consequently, industry needs to consider how to most effectively communicate the various database resources (including those with email notifications) and how to absorb lessons into the organization’s safety management systems. Inundating people with too much information leads to their overlooking critical information for immediate action. Changing this mindset will require industry and regulators to distinguish such critical information from learnings that could be reviewed on a less frequent basis. The Well Operations Group Advisory developed for the Gulf of Mexico was also markedly different from the North Sea Operations Advisory concerning Sedco 711.446,447 Where the GoM advisory described the
442 Hearing before the U.S. District Court for the Eastern District of Louisiana under the Multi-District Litigation docket MDL No. 2179, March 28, 2011; see Johnson Designations Vol 1, pp 91-93, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Johnson_Paul-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015).; Hearing before the U.S. District Court for the Eastern District of Louisiana under the Multi- District Litigation docket MDL No. 2179, October 27, 2011; see Braniff Designations Vol 1, p 27, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Braniff_Barry-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015).; Hearing before the U.S. District Court for the Eastern District of Louisiana under the Multi- District Litigation docket MDL No. 2179, March 24, 2011; see Canducci Designations Vol 2, pp 141-142, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Canducci_Gerald-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). 443 Hearing before the U.S. District Court for the Eastern District of Louisiana under the Multi-District Litigation docket MDL No. 2179, July 27, 2011; see Sannan Designations Vol 1, p 75, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Sannan_Stuart-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). 444 Ibid., 1, p 81. 445 Hearing before the U.S. District Court for the Eastern District of Louisiana under the Multi-District Litigation docket MDL No. 2179, April 25, 2011; see Rose Designations Vol 1, p 113, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Rose_Adrian-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). 446 Hearing before the U.S. District Court for the Eastern District of Louisiana under the Multi-District Litigation docket MDL No. 2179, March 28, 2011; see Johnson Designations Vol 1, pp 104-106, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Johnson_Paul-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). 447 Internal Company Documents, Transocean. Operations Advisory, NRS-OPS-ADV-008, April 14, 2010, and Well Operations Group Advisory, HQS-OPS-ADV-09, April 5, 2010, TRN-MDL-02840793 and TRN-MDL-
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event simply as a “well control event,” the North Sea included a description of the consequences such as 11 days of lost time, cost of approximately 5.2 million Euros (~6.5 million US dollars), and significant loss to Transocean’s reputation. While the US advisory only addressed the well control manual text changes, the North Sea advisory provided details concerning: • misplaced faith in a tested barrier; • secondary activities that obscure the ability to monitor the pit levels; • rationalizing rig data; • no clear procedures in underbalanced conditions; • weak risk assessments; Despite the suggestion of several inherent human performance issues, the advisory corrective actions focused on reminding the drill crew of the importance of kick detection and their responsibilities, as well as the need to provide written warnings in the daily instructions when a single mechanical barrier is in effect.448 Missing was an attempt to understand the psychological and cognitive reasons the crew placed faith in the barrier or rationalized the data. (For example, perhaps control board design or inadequate instrumentation contributed to their situational awareness of the well. This would be unknown unless examined as part of the investigation.) Also absent were identified steps the company might take to provide procedural clarity, conduct more useful risk assessments, or ensure secondary activities do not eclipse safety critical activities in future projects. Furthermore, the mudlogger communication issues mentioned earlier were not addressed.449 Both the North Sea advisory and the more limited US version do not address these important underlying factors in order to resolve the human factors issues revealed in the investigation. Large corporations like Transocean often consist of a series of business units which act as freestanding commercial organizations. So, while Transocean’s North Sea and Gulf of Mexico business units work from the same corporate policies, implementation of those polices is determined separately by the independent business unit leaders. This can be described as centralized direction with decentralized implementation. As the Sedco 711 incident exemplifies, this approach can lead to different results among business units in the same company. The CSB and others previously noted the role a decentralized organizational structure can play in a major accident,450 leading to systemic and cultural differences across business units rather than a consistent approach to managing major accident risk.
02840795, see Exhibit 5749 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201304041200022/Hart_Derek- Depo_Bundle.zip, (accessed October 7, 2015). 448 Internal Company Documents, Transocean. Operations Advisory, NRS-OPS-ADV-008, April 14, 2010, and Well Operations Group Advisory, HQS-OPS-ADV-09, April 5, 2010, TRN-MDL-02840793 and TRN-MDL- 02840795, see Exhibit 5749 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201304041200022/Hart_Derek- Depo_Bundle.zip, (accessed October 7, 2015). 449 See Section 1.7.1.1. 450 CSB, 2007. Refinery Explosion and Fire, Texas City, TX, March 23, 2005, Report No. 2005-04-I-TX, March 2007.; Hopkins, A. Disastrous Decisions; CCH Australia: Australia, 2012; pp 97 - 110.; The Baker Panel. The Report of the BP US Refineries Independent Safety Review Panel; January, 2007; p 94. http://www.csb.gov/assets/1/19/Baker_panel_report1.pdf (accessed October 7, 2015).; UK Health and Safety Executive and Scottish Environment Protection Agency. Major Incident Investigation Report BP Grangemouth Scotland; August 18, 2003; p 62.
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Expanding Beyond Immediate Causes and Implementing Change The broadest learning impact can be achieved when investigations extend beyond the immediate technical causes of an incident. Addressing deficient safety management systems and inadequate organizational practices can result in findings that go beyond the immediate chain events that preceded any one incident. As examples in this chapter show, while the immediate causes of a well control incident might vary, the safety management systems and organizational findings can be similar. Ultimately, BSEE has the opportunity to mandate such a focus and then facilitate the dissemination of lessons across the operator/drilling contractor boundary and geographical regions. There is the danger of concentrating on the exact mechanism of the previous incident rather than identifying broad lessons. Regulatory requirements may exacerbate this narrow focus for investigating major accidents and near-misses. In the US, the SEMS Rule excludes drilling contractors and require only operators to complete incident investigations. Additionally, the SEMS Rule requires that the investigations identify contributing factors but do not explicitly require investigations to extend beyond the immediate causes to deficient safety management systems on the rig and inadequate organizational practices by either the operator or the drilling contractor.451 In Europe, a recently adopted directive strives “to facilitate the exchange of information and to prevent future accidents of a similar nature,” but then focuses on information of “technical interest” when describing information to be reported on near- misses.452 The global nature of drilling and the overlap that occurs when drilling contractors like Transocean work for multiple operators presents the opportunity for expediting industrywide learning with each well control event. Similarly, international operators could expose each other to learnings as a part of their joint ventures. Well incident databases from before453 and after454 the Macondo incident collect safety incident information that can be analyzed and shared across the industry to increase lessons learned. While industry develops and maintains these incident databases, regulators can also influence incident reporting and the sharing and implementing of lessons learned.
451 30 C.F.R. § 250.1919 (2015). 452 Directive 2012/18/EU of the European Parliament and the Council of 4 July 2012 on the Control of Major- Accident Hazards Involving Dangerous Substances, Amending and Subsequently Repealing Council Directive 96/82/EC. 453 For example, Step Change in Safety supported Safety Alert Database and Information Exchange (SADIE) (now known as the Incident Alerts Database) https://www.stepchangeinsafety.net/safety-conversations/intro; (accessed October 7, 2015), SINTEF Offshore Blowout Database http://www.sintef.no/en/projects/sintef-offshore-blowout- database/ (accessed October 7, 2015), and the Norwegian Oil and Gas’ Drilling Managers Forum initiative, Sharing to be Better, https://www.norskoljeoggass.no/en/Activities/HSE-and-operation/Sharing-to-be-better/. 454 For example, in the UK the Oil & Gas Producers Wells Expert Group started a well control incident database http://www.iogp.org/Newsroom/News/PostId/71/well-control-incidents-database-submissions-a-benefit-to- industry (accessed October 7, 2015); in the US the Center for Offshore Safety initiated a Learning from Incidents program http://www.centerforoffshoresafety.org/COS%202013%20Annual%20Performance%20Report.pdf (accessed October 7, 2015).
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- 4
Effectiveness of post-Macondo SEMS Requirements for Incident Investigation At the time of the Macondo blowout, BSEE’s predecessor MMS published investigations of selected serious incidents,455 but US offshore regulations did not require companies to investigate their own incidents. With BSEE’s promulgation of the SEMS Rule, operators now must develop investigation procedures for “all incidents with serious safety or environmental consequences.”456 For situations that
455 See BSEE’s Panel Investigation Reports at http://www.bsee.gov/Inspection-and-Enforcement/Accidents-and- Incidents/Panel-Investigation-Reports/Panel-Investigation-Reports/ (accessed October 7, 2015). 456 30 C.F.R. § 250.1919 (2014). Additional Roadblocks to Organizational Learning Beyond the challenges discussed in this chapter, there are additional roadblocks that cannot be ignored. Legal challenges to sharing information from internal investigations threaten maximum learning. At the Expert Forum on the Use of Performance-Based Regulatory Models in the US Oil and Gas Industry, Offshore and Onshore, a a staff consultant from the Center for Chemical Process Safety commented, “too often when it’s post-incident, lawyers get involved and it’s very, very difficult to share information.” b The speaker also described how companies fear that lessons learned will result in a punitive response from the regulator, so they start to protect documents under attorney-client privilege. He commented, “So, the more punitive the lawyers become concerned, the more closely they hold information. And really we need to go the other direction.” c The timeliness of information is also of concern. The legalities surrounding incidents can affect when, if ever, information concerning an incident is released. For example, some technical findings related to the Macondo blowout were released within a year of the incident, d but information that provided insight to the organizational and operational issues (including human performance) was not released until almost three years later when the US District Court for the Eastern District of Louisiana posted documents and depositions online that had been submitted as part of the criminal hearings. These two critical challenges must be overcome to further advance learning. a Expert Forum on the Use of Performance-Based Regulatory Models in, 77 Fed. Reg. 50172 (August 20, 2012) https://www.osha.gov/pls/oshaweb/owadisp.show_document?p_table=FEDERAL_REGISTER&p_id=23267 (accessed October 7, 2015). b Stakeholder meeting transcript for the Expert Forum on the Use of Performance-Based Regulatory Models in the U.S. Oil and Gas Industry, Offshore and Onshore, OSHA-2012-0033-0022, September 21, 2012, p 17. c Stakeholder Meeting Transcript for the Expert Forum on the Use of Performance-Based Regulatory Models in the U.S. Oil and Gas Industry, Offshore and Onshore, OSHA-2012-0033-0022, September 21, 2012, p 36. d Bureau of Ocean Energy Management Regulation and Enforcement (BOEMRE). Forensic Examination of Deepwater Horizon Blowout Preventer; Report No. EP030842; March 11, 2011.
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have the “potential” for serious consequences, facility management or the regulator may determine that an investigation is necessary. Factors that contributed to the incident and recommended changes must be addressed, and a corrective action program must be established where the conclusions are distributed to “similar facilities and appropriate personnel within their organization.”457 The requirements do not explicitly stipulate that safety management systems, the interface between the operator and contractors, or lessons learned from either international incidents or other companies be addressed. A March 8, 2010, well kick at Macondo exemplifies how an investigation lacking in these characteristics can result in missed opportunities to prevent similar consequences. While drilling the Macondo well at a depth of approximately 13,250 feet, a well kick occurred.458 The crew noted an increasing gain in pit volume,459 prompting them to shut in the well for evaluation. Rig data indicates the well flowed undetected for approximately 30 minutes and resulted in a gain of 35 barrels before the situation was brought under control.460 The larger the ingress, the greater the potential hazard, and Transocean documented that the majority of well kicks are detected in under 20 barrels, and noted that “failure to limit a kick to less than 20 barrels is less than ideal.”461 Thus, the March 8 and previously described Sedco 711 and M.G. Hulme, Jr., incidents proved to be crucial missed opportunities for Transocean to examine crew kick response time, share the subsequent lessons learned, and incorporate changes in their safety management systems to support improvements. Ultimately, while Sedco 711 and M.G. Hulme identified systemic deficiencies, none appeared in the official investigation of the March 8 incident by either company, nor were corrective actions taken to remedy such failures.
457 30 C.F.R. § 250.1919(b)(3). 458 Hearing before the U.S. District Court for the Eastern District of Louisiana under the Multi-District Litigation docket MDL No. 2179, May 11, 2011; See Sepulvado Designations Vol 1, pp 29-32, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201304041200022/Sepulvado_Murry-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015).; Internal Company Document, Transocean. IADC Daily Drilling Report, Deepwater Horizon, Report No. 37 (March 8, 2010), http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201303071500008/TREX-00657.pdf (accessed October 7, 2015). 459 See footnote 424 for definition. 460 Hearing before the U.S. District Court for the Eastern District of Louisiana under the Multi-District Litigation docket MDL No. 2179, May 11, 2011; See Sepulvado Designations Vol 1, pp 29-32, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201304041200022/Sepulvado_Murry-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015).; Internal Company Document, Transocean. IADC Daily Drilling Report, Deepwater Horizon, Report No. 37 (March 8, 2010).; Hearing before the U.S. District Court for the Eastern District of Louisiana under the Multi-District Litigation docket MDL No. 2179, April 20, 2011; see Burgess Designations pp 31 - 38, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Burgess_Mark-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015).; Internal Company Document, BP. File Note: Information regarding kick taken on Deepwater Horizon on March 8th 2010, Exhibit 676, BP-HZN-BLY00096442, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Lee_Philip-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). 461 In 2009, Transocean recorded that 84% of kicks were detected in under 20 barrels, and 14% of kicks ranged from 20 to 60 barrels. Internal Company Document, Transocean. Well Control Events & Statistics 2005 to 2009, p 6, TRN-INV-00760054, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201303211200016/TREX-05649.pdf (accessed June 24, 2015).
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BP requires well control incidents be reported in its official corporate incident reporting system, Tr@ction.462 However, no Tr@ction report was created for the March 8 event.463 The Wells Team Leader for the DWH “did not know that reporting this type of an incident was a requirement.”464 BP did, however, conduct a technical examination of the kick, which looked at the variables such as the geological conditions of the well and pore pressure detection analytics.465 BP’s Tiger Team466 shared additional lessons learned through emails among the team.467 Mainly, the lessons were technical, but one concerned better lines of communication among BP rig personnel and the “Houston office.” It was noted that the mudlogger and wellsite pore pressure/fracture gradient468 personnel should openly communicate with the wellsite geologist, who should then communicate with the BP well site leader.469 However, this document did not address the potential human factors related to the well operations crew’s kick response capabilities, nor how to improve that response through more effective technologies, barrier management, and safety system performance.
462 Internal Company Document, BP. GP 10-00 Drilling and Well Operations Practice, Issue 1, October 2008, Section 15.2.12, BP-HZN-BLY00034504, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201304110900026/TREX-06121.pdf (accessed May 26, 2015). 463 Internal Company Document, BP. BP Incident Investigation Team - Notes of Interview with John Guide, July 1, 2010, BP-HZN-BLY00124228, see Exhibit 0153 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Paine_Kate-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015).; Internal Company Document, BP. BP Incident Investigation Team - Notes of Interview with Mark Hafle, July 8, 2010, BP-HZN-BLY00144214, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201304110900026/TREX-04447.pdf (accessed October 7, 2015). 464 Internal Company Document, BP. BP Incident Investigation Team - Notes of Interview with John Guide, July 1, 2010, BP-HZN-BLY00124228, see Exhibit 0153 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Paine_Kate-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). 465 Internal Company Document, BP. Macondo LL, March 18, 2010, Powerpoint presentation prepared by the BP Macondo well onshore engineering team, BP-HZN-2179MDL00340813, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201305171200030/TREX-000051.pdf (accessed October 7, 2015).; Internal Company Document, BP. File Note: Information regarding kick taken on Deepwater Horizon on March 8th 2010, BP-HZN-BLY00306271, see Exhibit 7321 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Cowie_James-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). 466 The Tiger Team is a group of experts (e.g., in shallow hazard assessment, pore pressure prediction, operations geology, etc.) that provides onshore sub-surface support for the planning and execution of deepwater exploration wells. 467 Email from Tiger Team Members, BP, Subject: RE: Lesson learned - Plan forward: Macondo, March 18, 2010, BP-HZN-2179MDL00015694, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201304041200022/TREX- 00214.pdf (accessed October 7, 2015). 468 See Volume 1, Section 2.1 for description of pore pressure and fracture gradient. 469 Email from Tiger Team Members, BP, Subject: RE: Lesson learned - Plan forward: Macondo, March 18, 2010, BP-HZN-2179MDL00015697, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201304041200022/TREX- 00214.pdf (accessed October 7, 2015).
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At the time of the incident, Transocean required a Well Control Event Report whenever the rig experienced a well kick.470 The Well Control Event Report recorded the conditions in the well at the time of the kick (e.g., mud weight, shut in drillpipe pressure, size of influx), and it required a root cause analysis of the event. In response to the March 8 kick, Transocean created an operation event report for the March 8 kick, attributing the event to “drill[ing] into abnormal pressure,” but provided minimal information about the event and identified no corrective actions.471 In emails with the BP Wells Team Leader, the Transocean Rig Manager identified the need to improve hazard recognition among the crew.472 However, neither BP nor Transocean connected similarities of the March 8 kick with previous Transocean incidents, nor reviewed previously identified safety management system or communication deficiencies that might also have occurred at the Macondo well. Ultimately, the March 8 incident was not investigated for its safety implications. It is worth reemphasizing that BP did not identify the delayed response on March 8 as a safety concern in its formal investigation of the incident, but it did acknowledge it post-Macondo.473 While current US offshore regulations require companies to address contributing factors in incident investigations, the regulations do not explicitly require investigations to extend beyond the immediate causes to deficient safety management systems and inadequate organizational practices. The Macondo blowout and other incidents discussed in this chapter point toward a need for an investigation to cover the operator/ contractors interactions, but the SEMS Rule excludes contractor compliance.474 And while the SEMS Rule requires that “The factors (human or other) that contributed to the initiation of the incident and its escalation/control” be addressed in incident investigations [250.1919(a)(2)], it does not provide guidance on human and organizational analyses and joint operator/drilling contractor investigations. Companies may comply only minimally with regulations that require the conduct of an activity (in this case, investigation of an incident) but do not explicitly stipulate the outcome to be achieved (i.e., major
470 Internal Company Document, Transocean. Well Control Handbook, Revision 01, HQS-OPS-HB-01, March 31, 2009, Well Control Procedures and Responsibilities and Appendix, BP-HZN-2179MDL0033078 AND BP-HZN- 2179MDL00331106, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201303071500008/TREX-00596.pdf (accessed October 7, 2015). 471 Internal Company Document, Transocean. Well Control Event Report, OER-DWH-10-023, March 8, 2010, TRN-MDL-00287183, see Exhibit 0688 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Johnson_Paul-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). 472 Email from Macondo Rig Manager, Transocean, to Wells Team Leader, BP, Subject: Hazard Recognition, 18 March, 2010, BP-HZN-2179MDL00289217, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201305171200030/TREX-000684.pdf (accessed October 7, 2015). 473 In the aftermath of Macondo, the response time of the crew to the March 8 kick was criticized. The BP Wells Team Leader indicated that the well operations crew’s response to the kick as “very poor,” and that the Transocean Rig Manager believed the crew “had screwed up;” Internal Company Document, BP. BP Incident Investigation Team - Notes of Interview with John Guide, July 1, 2010, BP-HZN-BLY00124228, see Exhibit 0153 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Paine_Kate-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). 474 See Volume 4, Section 3.2 for details.
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accident prevention through demonstrated risk reduction).475 This reality exists even when internal company policies stipulate more stringent practices (Section 4.1). The SEMS Rule does not require that corrective actions from investigation findings demonstrably reduce risk to an identified goal. Volume 2 of the CSB’s Macondo investigation report highlights pitfalls of not requiring companies to mitigate risk to targeted risk levels.476 In summary, the potential exists for a company to satisfy regulatory requirements even though they may not adequately or effectively reduce the hazards of major accidents. The SEMS Rule requirements need to move beyond an activity-based focus, require in-depth assessment of organizational contributions, and encourage sharing of lessons learned across the offshore global community within and between companies. 2.5 Conclusion Several of the issues raised in Chapter 1 concerning system and organizational deficiencies were not unique to the work conducted at the Macondo well—latent kick detection was not a Deepwater Horizon crew problem, but a challenge that Transocean faced internationally several times before. International investigation reports reviewed in this chapter identified improvements in tools that help minimize the gap between WAI and WAD, as well as those to help raise a crew’s hazard awareness, but they were not implemented in the Gulf of Mexico. Offshore regulations provide the minimal safety expectations a company must meet. Accordingly, if US regulations do not establish goals for incident investigations that require not just immediate technical findings, but also lessons from international incidents, then companies have the opportunity to limit what they do in response to incidents and near-misses. The M G. Hulme Jr., Sedco 711, and Deepwater Horizon March 8 well control event and April 20 blowout all indicate that incidents and near-misses need to be viewed beyond an individual rig level and within the larger context of a safety performance indicators program (addressed in detail in the next chapter). But, an indicators program can be only as good as the data upon which it is based, and it will be ineffective if the findings resulting from an investigation or indicator program are not actually acted upon to continually improve safety.
475 See Volume 4, Section 2.5 for details. 476 Volume 2, Section 6.1.1.1
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- 0 Safety Performance Indicators
Companies involved in offshore drilling and production—and even trade associations and regulators—can develop and use organizational and managerial measures, also called indicators, to monitor safety performance, compare or benchmark that safety performance, and set goals for continual improvement. In the oil and gas industry, safety performance can be separated into two categories: personal safety (also called occupational safety) and process safety, which addresses efforts to reduce the potential for a major accident event.477 The distinction is important because the indicators to monitor and the approaches to manage the two categories are different. For example, good personal safety is indicated by low individual worker injury rates which, for some tasks, could be achieved by simply using appropriate personal protective gear. In contrast, an offshore process safety indicator might be a well operations crew’s well kick response time which, as Chapter 0 indicates, could require a variety of approaches to improve including safety critical task analysis and better communication between the operator and contractors. History has repeatedly proven that good personal safety statistics have, in fact, often preceded major accident events, yet industry and regulators still rely on personal safety metrics to indicate good process safety performance. After the Macondo blowout when, then-CEO, Tony Hayward commented on BP’s safety record: Before this tragic incident, our safety record was improving, with the key metrics such as recordable injury frequency (RIF),478 days away from work case frequency (DAFWC)479 and on- site fatalities all on a downward trend. This accident has been a terrible exception to that trend and we must learn the lessons from it.480
477 A process safety incident is the unexpected releases of toxic, reactive, or flammable liquids and gases in processes involving highly hazardous chemicals—Process Safety Management, OSHA 3132, 2000 (reprinted). 478 Recordable injuries as those that result in death, days away from work, restricted work or transfer to another job, medical treatment beyond first aid, or loss of consciousness, § 1904.7 479 An industry benchmark defined as injuries that result in an employee being away from work for at least one calendar day after the injury. 480 Email from BP's Employee Communications, to BP Employees, Subject: Gulf of Mexico update from Tony Hayward, July 9, 2010, BP-HZN-2179MDL01617349, see Exhibit 6059, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Hayward_Anthony-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). Chapter 3.0 Overview This chapter begins with a more detailed description of efforts to advance understanding of effective safety performance indicators and a review of why indicators reflected in company policies, practices, audits, rewards, and reports become the foundational elements of a company’s approach to risk management. The chapter then illustrates that BP and Transocean inadequately collected and used process safety indicator data. Finally, a review of the guidance available to industry calls for further improvements in developing, collecting, and using safety performance indicators.
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Unfortunately, good personal safety indicators can produce a false sense of security concerning process safety performance. RIF and DAFWC trends are the wrong ones to monitor the robustness of safety critical barriers and safety management systems intended to prevent and mitigate major accident events. This chapter begins by distinguishing personal and process safety indicators, providing several demonstrable examples when good personal safety statistics did not equate to good process safety, and then delves into BP’s and Transocean’s indicator programs. At the time of the Macondo incident, both BP and Transocean measured and rewarded personal safety metrics, many of which require reporting to the regulator; correspondingly, both companies achieved low personal worker injury rates. Conversely, process safety did not receive the same attention from either company. The chapter then describes advances in safety performance indicators since Macondo. After describing the general characteristics of effective process safety indicators, the chapter presents a selection of process safety indicators from various industry viewpoints. As the timescale of various indicators is diverse, this chapter discusses slow-moving metrics and real-time metrics that can be used to improve daily operational activities. Finally, the CSB proposes several indicators that could have made a positive impact on risk management at the Macondo well. Both industry and the regulator must collect and assess valuable industrywide process safety indicators across the offshore community. Because companies may use various approaches to reduce risk and manage their major accident hazards, they also need to develop their process safety indicators for their specific barriers and actively monitor that data to maximize the benefits of their indicator programs. Industrywide good practice guidance on such indicators is relatively general at this time, so companies, regulators, and industry trade associations have an opportunity to propel it toward more detailed and practical proposed indicators. 3.1 Process Safety Performance Indicators for High-hazard Work Environments Personal safety incidents can have serious consequences for individual workers, and are statistically far more common than major process safety incidents. As such, companies and regulators have taken steps to minimize them with some success. Yet process safety expert and chemical engineer Trevor Kletz (1922- 2013) noted that relying on good personal safety performance results, such as recordable injury rates, as a barometer for process safety can introduce “a feeling of complacency, a feeling that safety was well managed.”481 Numerous findings from major chemical and petrochemical accidents in the United States, including several the CSB investigated, demonstrate that personal safety statistics are not good indicators for the health of barriers and safety management systems intended to prevent major accidents: • In 1989, a Phillips chemical plant experienced a catastrophic series of explosions and fires that killed 23 workers, yet the company operated for several million work hours without a lost time incident.482 Post-incident findings indicated that no hazard analysis was utilized at the plant to
481 Kletz, T. An Engineer's View of Human Error, 3rd ed.; Institution of Chemical Engineers: Warwickshire, UK, 2001. 482 A Lost Time Incident (LTI) is an injury that makes so a worker is unable to perform his or her regular duties, needs to take time off for recovery, or has to be assigned modified job activities.
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identify process hazards, a permit to work system was not enforced at the plant, and personnel and critical control equipment were not separated from process units in accordance with accepted good engineering principles.483 • In 2004, the BP Texas City refinery was lauded by the BP Group CEO for the refinery’s “best year ever” in terms of safety performance due to low recordable injury statistics—despite the documented failure to correct major process safety and management system deficiencies identified that same year in audits, mechanical integrity reviews and incident investigations. The following year, OSHA injury data noted the refinery was off to such a good start that its 2005 safety performance record “may be the best ever,” a characterization which was turned on its head when a March 2005 refinery explosion killed 15 workers and injured 180 others.484 • In 2007, the Valero McKee Refinery in Sunray, Texas suffered a process safety incident that seriously burned 4 workers and forced an unexpected plant shutdown, despite low OSHA recordable injury rates and a fine personal safety record. Post incident findings noted a lack of management of change reviews before the incident,485 a process hazard analysis that did not effectively identify hazards posed by fire exposure to neighboring equipment, and lack of engineering controls to stop the flow of high pressure flammable material.486 • In 2008, the Bayer CropScience facility in Institute, West Virginia, suffered a serious process safety incident that killed 2 workers and injured 8 others, among other documented process safety incidents, despite low OSHA recordable injury rates.487 Post-incident findings indicated that a pre-startup safety review was not applied and personnel had been inadequately trained to operate new equipment involved in the accident. • In 2010, CITGO’s Corpus Christi refinery received national industry recognition488 for safety performance in 2010 based on the refinery’s low recordable injury rates in the previous year as
483 US Department of Labor Occupational Safety and Health Aministration. The Phillips 66 Company Houston Chemical Complex Explosion and Fire; 1990. 484 USCSB, 2007. Refinery Explosion and Fire, Texas City, TX, March 23, 2005, Report No. 2005-04-I-TX, March 2007, pp 168 and 175, http://www.csb.gov/assets/1/19/csbfinalreportbp.pdf (accessed October 7, 2015). 485 Management of Change is a systematic method for reviewing the safety implications of modifications to process technology, facilities, equipment, chemicals, organizations, policies, and standard operating practices and procedures. 486 USCSB, 2008. LPG Fire Valero - McKee, Sunray, TX, Feburary 16, 2007, Report No. 2007-05-I-TX, July 2008, http://www.csb.gov/assets/1/19/CSBFinalReportValeroSunray.pdf (accessed October 7, 2015). 487 USCSB, 2011. Pesticide Chemical Runaway Reaction and Pressure Vessel Explosion, Bayer Crop Science, Institute, West Virginia, August 28, 2008, Report No. 2008-08-I-WV, January 2011, http://www.csb.gov/assets/1/19/Bayer_Report_Final.pdf (accessed October 7, 2015). 488 This CITGO site received the National Petrochemical and Refiner’s Association (now called the American Fuel & Petrochemical Manufacturers, or AFPM) annual award for the previous year’s safety performance. Through the latter portion of the last decade, NPRA/AFPM relied exclusively on records maintained for employee injuries, illnesses, or death as recorded on the required OSHA 300 Form, though according to AFPM’s website, current award qualification criteria is now based on both the “OSHA 300A Summary and API 754 Process Safety Collection.” See www.afpm.org/Safety-Programs/ (accessed October 7, 2015).
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reported to OSHA, notwithstanding that in 2009 the company suffered a major fire and release of dangerous hydrofluoric acid in its alkylation unit.489 • In 2010, the Tesoro Refinery in Anacortes, Washington, only a few weeks after winning the same national safety award as CITGO, suffered a devastating explosion and fire that took seven workers’ lives when a nearly 40-year-old heat exchanger catastrophically failed during a maintenance operation to switch a process stream between two parallel banks of exchangers.490 Post-incident findings indicated that safeguards were not evaluated, hazardous leaks at the refinery were normalized, process hazard analyses repeatedly failed to control the hazards presented by the leaks, and Tesoro did not monitor the actual operating conditions of the equipment that failed. • At the time of the Macondo incident, a visiting team of executives focused on personal safety issues, touring the Deepwater Horizon rig to help celebrate the rig’s excellent total recordable injury rate and to share lessons learned from a personal injury incident on another rig.491 Risk management approaches and measures to monitor for and manage the process safety hazards noted above are different than those for personal safety. Table 3-1 highlights some of significant differences.
489 CSB Public Hearing: Safety Performance Indicators, Houston, TX, July 23-24, 2012; pp 13 – 14, http://www.csb.gov/assets/1/19/CSB_20Public_20Hearing.pdf (accessed October 7, 2015). 490 USCSB, 2014. Catashtrophic Rupture of Heat Exchanger, Anacortes, WA, April 2, 2010, Report No. 2010-08-I- WA, May 2014, http://www.csb.gov/assets/1/7/Tesoro_Anacortes_2014-May-01.pdf (accessed October 7, 2015). 491 CSB interviews. “Industry has a long history of measuring safety performance based on lost time accident (LTA) rates … Safety is taken very seriously by most organizations and senior management takes an active interest in reducing LTA rates, providing leadership and resources aimed at improving performance … Unfortunately, LTAs do not show senior managers how well the low frequency/high consequence accidents are being managed. Incidents involving the failure of process safety can be devastating with the potential for multiple fatalities, offsite impacts and large scale environmental damage. Managers often fall into the trap of believing that a low and reducing LTA rate means that corporate safety is under control. History shows us that this is often not the case.” Christopher J. Beale, Process Safety Performance Indicators – Experience Gained from Designing and Implementing a System of PSPIs for Different Chemical Manufacturing Operations, ICheme Loss Prevention Bulletin 212 (April 2010), p 23.
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Table 3-1. Distinctions between Process and Personal Safety.492, 493, 494
Process Safety Personal Safety Examples of Safety indicators Hydrocarbon releases, inspection frequency, number of well kicks, well kick response time, PSM/SEMS audit action item closure Recordable injury rate, days away from work frequency, number of behavior observations Scope Complex technical and organizational systems and/or operations and barriers Individuals, individual behaviors/actions Risk Incidents with catastrophic potential (low frequency, high consequence) Slips, trips, falls, dropped objects, etc. (high frequency, low consequence in terms of number injured) Consequences of a single event Release of dangerous materials or energy (e.g., fires, explosions) with the potential for multiple fatalities, major destruction of property/equipment, and environmental damage, all of which could extend beyond the confines of the workplace, as well as commercial and reputational damage Most often results in individual workplace injury/fatality and/or minor facility/equipment damage.
Yet, many companies, as well as industry groups, and even the Occupational Safety and Health Administration (OSHA)495 and the Mineral Management Service (MMS, now BSEE), as onshore and offshore safety regulators, respectively, have tended to rely on personal safety performance indicators as the preeminent measures of a company’s overall status of “safety.”496 This leaves a critical gap in process safety performance monitoring that needs to be filled to prevent the next Macondo.
492 Holmstrom, D. US Performance Indicators to Drive Improvement: CSB Overview, CSB Safety Performance Indicator Public Hearing, Houston, TX, July 23, 2012, slide 4. http://www.csb.gov/UserFiles/file/Holmstrom%20%28CSB%29%20PowerPoint.pdf (accessed October 7, 2015). 493 The Baker Panel. The Report of the BP US Refineries Independent Safety Review Panel; January, 2007; p 21. http://www.csb.gov/assets/1/19/Baker_panel_report1.pdf (accessed October 7, 2015). 494 Hopkins, A. Thinking About Process Safety Indicators; Working Paper 53; National Research Centre for OSH Regulation: May, 2007, p 3. 495 While OSHA injury and illness collected data do not focus on process safety, it can reflect critical occupational health and safety indicators that extend beyond “personal” safety matters. For example, the data may establish patterns of illness or injury that affect worker populations. 496 See Volume 4, Section 4.2 for discussion on MMS/BSEE’s use of indicators. An industry example includes the International Association of Drilling Contractors (IADC) which tracks work-related recordable injuries as part of its Incident Statistics Program (ISP) that recognizes companies for their “outstanding safety performance,” http://www.iadc.org/isp/ (accessed October 7, 2015).
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BP’s Selection and Use of Performance Indicators Through a review of key corporate documents, corporate-wide communications, and programs, this section shows that BP primarily used lagging, infrequent, and personal safety performance indicators as a means of assessing, measuring, and managing process safety. 3.2.1 BP Corporate Policies Reflect a Focus on Production, Personal Safety, and Lagging Indicators BP’s overall approach to using performance indicators in the Gulf of Mexico at the time of the Macondo incident is described in the BP Gulf of Mexico Drilling and Completions Operating Plan and Local OMS Manual.497 In the document, BP committed that its management system was part of a continual improvement process that would establish clear plans and controls to achieve and maintain goals. This process was to be monitored by establishing key performance indicators to track progress using different safety, environmental, and regulatory metrics, which became for GoM business unit leaders the content of a report, commonly referred to as the Maroon Book (see Table 3-4).498,499
497 Internal Company Document, BP, GoM Drilling and Completions; GoM D&C Operating Plan/Local OMS Manual, 2200-T2-DM-MA-0001, November 1, 2009, p 19, BP-HZN-MBI00193448, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/TREX-06065.pdf (accessed October 7, 2015). 498 BP operations are divided into business units like the Gulf of Mexico Drilling & Completions or the Gulf of Mexico Exploration & Appraisal units. Individual business unit leaders oversee operations and performance of the units. 499 Hearing before the Hearing before the U.S. District Court for the Eastern District of Louisiana under the Multi- District Litigation docket MDL No. 2179, April 10, 2013, pp 8109 – 8110, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201304101200025/2013-04-10_BP_Trial_Day_25_AM- Final.pdf (accessed October 7, 2015).; Hearing before the U.S. District Court for the Eastern District of Louisiana under the Multi-District Litigation docket MDL No. 2179, June 17, 2011, see Dupree Designations Vol 2 p 176, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Dupree_James-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015); Internal Company Document, BP. Gulf of Mexico SPU Operating Plan (OMS Handbook), December 3, 2008, BP-HZN-2179MDL00333175, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201305171200030/TREX-002908.pdf (accessed October 7, 2015).
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Table 3-2. Indicator data collected for the Gulf of Mexico as reported in BP’s Maroon Book for 2009.500 Gulf of Mexico (GoM) BP’s Classification/Description Reported Number for 2009 Major Incidents and HIPOs
Major Incident Announcements (MIAs) Lagging 0 High Potential Incidents (HIPOs) Lagging 11 total (only 1 process safety related) MIA & HIPO Lessons Learned Reports Issued Leading 9 Health and Safety
Workforce Fatalities Lagging, mature industry standard metric 0 Days Away from Work Case Frequency (DAFWCF) † Lagging, mature industry standard metric 0 BP/0.1 Contractors Recordable Injury Frequency (RIF) Lagging, mature industry standard metric 0.9 BP/0.54 Contractor Recordable Occupational Illness Frequency Lagging, aim is improved reporting 0.09 BP/0 Contractor Operations Integrity
Process Safety Incident Index* Lagging metric 21 BP/ Contractor not reported Fires & Explosions
Lagging, industry standard
Loss of Primary Containment (LOPC) Lagging, emerging industry standard 26 BP/ 2 Contractor Flammable Gas Releases Lagging, based on LOPC 11 BP/ 0 Contractor Number of Oil Spills Lagging, mature industry standard metric 8 BP/1 Contractor Volume of Oil Spills Lagging, mature industry standard metric All spills less than 100 barrels Overdue Plant Inspections & Tests Leading No reported numbers Major Accident Risk (MAR) Assessments Completed Leading No reported numbers MAR Action Closures Leading No reported numbers Compliance, Audit and Action Closure
Safety & Operations (S&O) Audit Delinquent Actions Number overdue 0 Number of Approved Changes Change to content/Due Date/Responsibility for S&O Audit Action 0 Incident Investigation - Action Closure Actions from HIPO & MIA Investigations 100% †An industry benchmark defined as injuries that result in an employee being away from work for at least one calendar day after the injury (see definition in API 754). API 754 classifies DAWFC as process safety events only if they are the result of an actual loss of containment due to weaknesses in barriers. BP did not distinguish between personal and process safety DAWFC in its metrics. *The Process Safety Index considers four outcomes: (1) hazard severity of LOPC, (2) severity of fires and explosions, (3) injuries sustained, and (4) environmental impact.
500 Internal Company Document, BP. GoM Maroon Book, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201305171200030/TREX-045257.xls (accessed June 16, 2015).
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As BP indicated, no reported data for the leading indicators was listed in Table 3-2, and the rest of the indicators were lagging, many of them typical metrics used across industry and collected by the regulator.501 Notably missing from Table 3-2 are process safety indicators to address safety management systems, safety critical barriers, or even well kicks, several of which BP-contracted Transocean rigs experienced.502 Nor is there any indication of threats (e.g., weather, ship traffic, or active work permits) that could provide feedback to original risk assessment assumptions.503 As evident in Table 3-2, contractor data is incorporated into the Maroon Book statistics. BP also published an Orange Book quarterly that was shared with senior BP executives and the Board, 504 and included metrics used to generate the Maroon Book, but it addressed the entire international upstream segment.505,506 Although BP executives and management could have used the Orange Book data for action planning or other more strategic initiatives related to process safety or major accident prevention (MAP), the indicators did not provide insight for BP’s safety management systems, safety critical barriers, or threats. Furthermore, lacking from the Orange Book were stated goals, objectives, or other desired outcomes (e.g., reduction targets), set forth as expectations against which to compare, measure, and improve actual safety performance. BP did not state in advance how it would use the data to drive continual improvement, and it did not discuss variance in the level of safety attained versus the level of safety expected. 3.2.2 Individual Performance Plans Lacked Process Safety Metrics Performance indicators can be used to drive individual performance safety goals when management uses them to steer the organization toward specific safety goals. In this way, the workforce can be influenced to approach “safety” as the company defines it. A review of performance contracts for BP employees connected to the Macondo well at various levels and job positions (Figure 3-1) indicates that personal
501 Oil and Gas and Sulphur Operations in the Outer Continental Shelf - Incident Reporting Requirements, 71 Fed. Reg. 19,640 (April 17, 2006). 502 Internal Company Document, Transocean. Annual Report - 2009 Well Control Events & Statistics 2005 to 2009, p 7, TRN-INV-00760087, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201303211200016/TREX-05649.pdf (accessed May 22, 2015). 503 Section 3.4 provides more examples of potential indicators. 504 Hearing before the U.S. District Court for the Eastern District of Louisiana under the Multi-District Litigation docket MDL No. 2179, Feburary 28, 2013 pp 1156-1157, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/2013-02-28_Barbier_Day_04_PM-Final.pdf and June 29, 201, see Mogford Designation Vol 2,1 p 49, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Mogford_John-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). 505 BP’s upstream segment encompasses exploration, development and production activities. 506 Internal Company Document, BP.
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safety metrics such as Total Recordable Incident Rate (TRIR)507 and DAFWC trends were included in individual performance goals, but several indicators tracked in the Maroon and Orange Books were not.508 Instead, many of the indicators listed on BP performance plans were compliance-based metrics that lacked continual performance process safety goals (e.g., adherence to regulations, completed training, adherence to BP policies). During CSB interviews, BP drilling and well completion managers and engineers alike stated that BP’s safety focus in audits, reviews, and safety score cards primarily addressed personal safety, which was also reported to be the sole focus in relevant team meetings and company reports, and during benchmarking activities.
507 TRIR = (the number of medical treatment cases other than first aid + the number of restricted Work/Transfer Cases + the number of Lost Time Incidents + the number of fatalities) multiplied by 200,000 then divided by the Total Hours Worked. See IADC definitions at http://www.iadc.org/wp-content/uploads/2014/01/2015-ISP- Reporting-Guidelines.pdf (accessed October 7, 2015). 508 BP provided numerous Annual Individual Performance Assessments to the CSB. Two examples that have been made public for the Macondo Well Site Leader and a Gulf of Mexico Engineering Manager are, Exhibit 3555 found at http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201304041200022/Kaluza_Robert-Depo_Bundle.zip and Exhibit 0755 found at http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Sprague_John- Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015).
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Figure 3-1. Safety performance goals for BP employees that were a part of the Deepwater Horizon’s organizational structure.
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Without an explicit focus on process safety, employee performance expectations can be overshadowed by intense cost performance expectations. For example, a former BP vice president of drilling and completion indicated an “incredible pressure with respect to cost reduction in 2008 and 2009,” while at the same time production targets in his own individual performance contract were “significantly” raised.509 The net result was that in pursuit of his duties, this vice president “slashed hundreds of millions of costs and increased production” from BP’s offshore drilling operations.510 BP’s vice president of drilling and completions at the time of the Macondo incident also noted that his own individual performance contract had a number of cost containment goals, particularly in 2008 and 2009, due in part to a then-recent drop in oil prices.511 These goals were informed by benchmarking information from industry sources relating to metrics of drilling progress, primarily in terms of cost and time,512 along with “a lot of emphasis on cost,” driven by specific targets for cost reduction during the calendar year before Macondo, all of which shaved approximately 10 percent off the 2009 operating budget.513 However, this came without an accompanying set of goals for process safety in his performance contract.514 Even when there are safety indicators, such as those for personal safety, the former vice president of drilling and completion indicated to the CSB that he made conscious efforts to ensure leaders “were not putting pressure on the [well site leaders] and confusing the value of safety with priorities on cost or time.” He observed, “it was a bit of a new thing for [leaders/well site leaders] to talk about how to have safety and performance in the same conversation.”515 Production focus is not unique to companies operating in the Gulf of Mexico. A 2012/2013 multinational audit in the North Sea observed that benchmarking key performance indicators (KPIs) often focused on drilling progress and efficiency with little to no mention of well control. The auditors noted: There is the potential for such performance orientated KPIs to conflict with safety performance, as it was common practice to have penalties in place for underperformance (e.g., in relation to the downtime rate of drilling progress) but how this was being managed from a human factors perspective was not clear. In other words, there was a lack of attention as to how penalties for underperformance could influence the performance of the driller in relation to safety-related decision-making and behaviour at the front-line.516
509 Hearing before the U.S. District Court for the Eastern District of Louisiana under the Multi-District Litigation docket MDL No. 2179, June 1, 2011, see Lacy Deposition, pp 792-804, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201303071500008/TREX-25002.pdf (accessed October 7, 2015). 510 Ibid, p 804. 511 While this individual discussed his performance plan with the CSB during an interview, BP did not provide the actual performance plan to the CSB. 512 CSB interview. 513 CSB interview. 514 CSB interview. 515 CSB interview. 516 North Sea Offshore Authorities Forum (NSOAF). Multi-National Audit Human and Organisational Factors in Well Control 2012-2013, p 13. http://www.hse.gov.uk/offshore/nsoaf.pdf (accessed May 2016, 2015).
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Transocean’s Selection and Use of Performance Indicators Transocean identified two “key tools” for safety management in both its contract with BP and in its Health and Safety Policies and Procedures Manual: (1) a risk assessment policy, which asked the workforce to identify hazards immediately before conducting a task, and (2) a safety observation program to identify positive and negative actions by the crew. 517 These two programs, the THINK Planning Process (described in Section 1.8.3) and the START Observation and Monitoring Process, and the data derived from them ultimately resulted in a direct company focus on personal/occupational safety and individual behavioral-based safety improvements and inattention to control major accident hazards. 518 The aims of programs such as THINK and START are to reinforce safe behavior and correct unsafe acts or conditions.519 These programs rely upon the employees to observe and recognize unsafe situations or activities. Thus, the types of safety issues likely to be documented are those that are readily observable, such as breaches to occupational safety rules and policies (e.g., missing personal protective equipment, poor housekeeping). However, process safety hazards and the active and passive safeguards meant to control, reduce, or mitigate them are not always readily observable. Thus, the THINK and START programs emphasized worker focus on personal safety observations and easily identifiable deviations from safety rules and company practices.520 Transocean required all personnel to monitor work practices and workplace conditions. All Transocean rig personnel were required to participate by each submitting a START observation card daily where they
517 Internal Company Document, BP. Amendment No. 38 to Drilling Contract No. 980249, September 28, 2009, BP- HZN-CEC041519, see Exhibit 1488, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Hayward_Anthony-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015).; Internal Company Document, Transocean. Health and Safety Policies and Procedures Manual, Issue 03, Revision 07, HQS-HSE-PP-01, December 15, 2009, Preface, BP-HZN- 2179MDL00132055, see Exhibit 4942, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Farr_Daniel-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). 518 Internal Company Document, Transocean. Health and Safety Policies and Procedures Manual, Issue 03, Revision 07, HQS-HSE-PP-01, December 15, 2009, Safety Policies, Procedures and Documentation, BP-HZN- 2179MDL00132454, see Exhibit 4942, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Farr_Daniel-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015).; Internal Company Document, Transocean. Asset Managment Handbook, Issue 01, Revision 00, HQS-OPS-HB-06, April 22, 2008, Physical Asset Management Implementation, TRN-INV-00160105, This document established key performance indicators (KPIs) “to evaluate performance against an agreed benchmark” in specified areas in order to “achieve compliance or realize performance improvement.” The first two categories of KPI’s focused on protecting assets, as well as improving performance. The third category focused on HSE matters, with a heavy emphasis on personal safety and related lagging indicators (some of which were termed leading indicators), and none of which were focused on process safety or major hazards. 519 Ibid., BP-HZN-2179MDL00132055. 520 In CSB interviews, one Transocean crew member from the Deepwater Horizon conveyed that another crew member wrote a START observation on him when he entered a particular location on the rig without wearing safety glasses. Crew members also provided positive examples of “good” START observations, such as being properly tied off or having all the correct safety gear for a job.
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describe observed positive or negative work practices.521 Such reporting requirements are susceptible to underreporting due to the perceived negative potential consequences of candid self-reporting. This was true on the Deepwater Horizon, where some individuals reported hesitation about writing START observations.522 Crewmembers stated they did this out of a fear of discipline or reprisal for being observed breaking a safety rule and that completing the START cards according to the “one a day” rule resulted in unnecessary observations, which in turn diluted the efficacy of actual worker concerns.523 Crewmembers also reported that discussions in rig safety meetings focused on the quantity of cards, not the quality of the content.524 Ultimately, management undermined the value of START card observations as indicators for risk management success by not addressing crew concerns and actively working to change the crew’s perceptions.
521 In interviews, Transocean crew members conveyed to the CSB that they were given 15 minutes on each shift to fill out a START observation card; this requirement was also reflected in some of the publicly available interview notes, e.g., Internal Company Document, Transocean. Interviewing Form, June 24, 2010, p 5, TRN-INV- 00000300, see Exhibit 3339 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201304041200022/Bertone_Stephen-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). 522 As Transocean workers conveyed in CSB interviews, “I’ve seen guys get fired for someone [writing] a bad START card about them, … I’ve seen the people get fired for it;” “they wrote [a START card] on me and turned it in, and I was called into the office the next day and chewed up one side and down the other,” and “people [tried] not to rat people out so to speak, you know like you wanted to be helpful, […] whereas some of the higher-ups in the office, they kind of wanted to weed out problems …” 523 Internal Company Document, Transocean. Lloyd's Register Safety Management Systems and Safety Culture/Climate Reviews: Deepwater Horizon, March 16, 2010, Closing Meeting, slide 5, TRN-INV-00016752, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/TREX-04261.pdf (accessed October 7, 2015).; Internal Company Document, Transocean. Safety Management and Safety Culture/Climate: North America Division Summary Report, July 2, 2010, TRN-HCEC-00090580, see Exhibit 0929 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201304041200022/Bertone_Stephen-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). 524 Internal Company Document, Transocean. Safety Management and Safety Culture/Climate: North America Division Summary Report, July 2, 2010, TRN-HCEC-00090663, see Exhibit 0929 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201304041200022/Bertone_Stephen-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015).; Internal Company Document, Transocean. Lloyd's Register Safety Management Systems and Safety Culture/Climate Reviews: Deepwater Horizon, March 16, 2010, Closing Meeting, slide 5, TRN-INV-00016752, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/TREX-04261.pdf (accessed October 7, 2015).
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At the time of the Macondo incident, Transocean also identified key leading and lagging health, safety, environmental, and operational performance indicators (KPIs), which it used to set goals and targets for itself:525 • Leading o Potential Severity Rate o START Observations o HSE Training Compliance • Lagging o Actual Severity Rate o TRIR o Serious Injury Case (SIC) 526 o Safety statistics (for categories of incidents, such as dropped objects527) For safety, the potential and actual severity rates listed are based upon a classification system for personal injuries (e.g., first aid, restricted work, extended time off of work, etc.). There were also severity rate classification systems for environmental and operational indicators based on releases (e.g., to the rig, atmosphere, or overboard and the extent of cleanup efforts) and loss of revenue or cost to repair.528 Transocean’s health, safety, and environmental 2009 goals and targets appear in Table 3-3.529
525 Internal Company Document, Transocean. Performance Monitoring Audit and Assessment Procedures, Issue 03, Revision 00, HQS-CMS-PR-02, December 31, 2008, Performance Monitoring Audit and Assessment Plan, TRN- MDL-00039491, see Exhibit 0927 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Rose_Adrian-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). 526 As defined by Transocean, “any injury resulting from a work-related incident that prevents the injured person from continuing on his next shift,” Internal Company Document, Transocean. Health and Safety Policies and Procedures Manual, Issue 03, Revision 07, HQS-HSE-PP-01, December 15, 2009, Annex, Definitions, p TRN- HCEC-00005205, the publicly available version of the Transocean Health and Safety Policeis and Procedures Manaul does not include the annex of defitions, so a version provided to the CSB that does is beign cited here. 527 Dropped objects are a concern on rigs because they can result not only in injury, but also death if the mass and/or height from which the object is dropped is sufficient. In the oil and gas industry, dropped objects are among the top 10 causes of fatality and serious injury. See information provided by DROPS, an industrywide initiative focused on preventing dropped objects, http://www.dropsonline.org/assets/DROPS%20Intro.pdf (accessed December 20, 2015). 528 Internal Company Document, Transocean. Field Operations Policies & Procedures Manuel, Issue 01, Revision 00, HQS-POP-PP-01, August 8, 2009, Performance Management: Rig and Well Operation Management, TRN- CSB-00016311. 529 This was completed under the auspices of the QHSE Steering Committee which met at least twice a year to review and set HSE goals and performance. Internal Company Document, Transocean. Health and Safety Policies and Procedures Manual, Issue 03, Revision 07, HQS-HSE-PP-01, December 15, 2009, QHSE Steering Committees, see Exhibit 4942, BP-HZN-2179MDL00132097, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Farr_Daniel-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015).
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Table 3-3. Corporate Quality, Health, Safety and Environment (QHSE) Strategy and Target Goals Status as reported by Transocean.530 Safety Target Goal Year to Date (October 2009) Fatalities 0 4 TRIR < 0.82 0.85 SIC Rate < 0.29 0.39 Potential Severity Rate < 30.00 45.31 Number of High Potential Dropped Objects < 129 137 Environmental Target Goal Year to Date (October 2009) Loss of Containment Major Reports < 25 18
- 3.1
Transocean Recognized Need for Process Safety Performance Indicators Transocean senior leadership voiced dissatisfaction with the company’s development and use of leading indicators. In response to an email string between BP and Transocean senior leadership approximately eight months before the Macondo blowout, Transocean President Steven Newman forwarded his observations about Transocean’s use of leading indicators to several senior Transocean managers: I am not convinced at all that we have the right leading indicators. The leading indicators we report today are all just different incident metrics—they have nothing to do with actually preventing accidents. What if we asked our OIMs to report the number of tasks that proceeded without a think plan discussion? Their first response would obviously be zero—which would then be the start of an interesting conversation (how do you KNOW that?). This is by no means a scientifically measured leading indicator, but the nature of the discussion would get the OIMs thinking about the culture on the decks—and the only way they could really meaningfully answer the questions would be to get out on the decks.531
530 Internal Company Document, Transocean. QHSE Steering Committee Meeting Minutes, October 19, 2009, TRN- MDL-00039081, see Exhibit 0934 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Rose_Adrian-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). 531 Email from President, Transocean, Subject: FW: Prellmlnary thoughts and supplementary lnfo, September 25, 2009, TRN-MDL-03999532, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201303211200016/TREX- 26032.pdf (accessed October 7, 2015).
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Newman’s comment echoes earlier sentiments expressed in this chapter, that “incident metrics” do not address the barriers and safety management systems meant to prevent or mitigate process safety events. His comment also recognizes the need to triangulate indicators information to meaningfully manage risk. For example, ensuring the rig crew completes a THINK plan discussion does not guarantee effective risk management. To fully assess whether THINK plans are driving an understanding of hazards and control measures connected to the task at hand, periodic walkthroughs to engage with the workforce directly or reviews of THINK plans might be necessary to determine exactly how the plans are used. This is particularly important, as THINK plans have been associated with numerous serious incidents and near- misses (see Section 3.5.2.2). One opportunity for such a review occurred when Transocean completed its Performance Monitoring Audit and Assessment (PMAA) of the Deepwater Horizon.532 The PMAA audit was intended to “evaluate performance of people in achieving the expectations and requirements described in the Company Management System.”533 Transocean’s expectations were to analyze at a minimum of every 30 months each component of the company, from the facilities, installations, and offices, up through business units, sectors, divisions, and the corporate level.534 However, during the Deepwater Horizon’s last PMAA, THINK plans that addressed safety critical tasks were not assessed beyond an indication that they should mention the company’s management system more.535 As indicated previously (Section 1.8.4), several Deepwater Horizon TSTPs were vague and lacked well-specific hazards. Transocean PMAA procedures indicate that key performance indicators should be evaluated so that the PMAA team can determine if performance improvement is occurring.536 The health and safety indicators noted during the Deepwater Horizon PMAA were TRIR and SIC,537 reflecting corporate focus and
532 Internal Company Document, Transocean. Performance Monitoring Audit and Assessment Procedures, Issue 03, Revision 00, HQS-CMS-PR-02, December 31, 2008, PMAA Policy and Procedure, TRN-MDL-00039467, see Exhibit 0927 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Rose_Adrian- Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015).; Internal Company Document, Transocean. Company Management System, Issue 04, Revision 05, HQS-CMS-GOV, November 30, 2009, Corporate Policies and Procedures, Level 1, TRN-MDL-00032866, see Exhibit 0925 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Rose_Adrian-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). 533 Internal Company Document, Transocean. Performance Monitoring Audit and Assessment Procedures, Issue 03, Revision 00, HQS-CMS-PR-02, December 31, 2008, PMAA Policy and Procedure, TRN-MDL-00039467, see Exhibit 0927 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Rose_Adrian- Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). 534 Ibid., TRN-MDL-00039468 - TRN-MDL-00039476. 535 Internal Company Document, Transocean. Management Summary of Corrective and Improvement Opportunities: Deepwater Horizon, July 2, 2009, Performance Monitoring, Audit and Assessment Management Principles, TRN- MDL-01007259, see Exhibit 5766 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201304041200022/Hart_Derek-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). 536 Internal Company Document, Transocean. Performance Monitoring Audit and Assessment Procedures, Issue 03, Revision 00, HQS-CMS-PR-02, December 31, 2008, PMAA Policy and Procedure, TRN-MDL-90 see Exhibit 0927 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Rose_Adrian-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015).; 537 Internal Company Document, Transocean. Management Summary of Corrective and Improvement Opportunities: Deepwater Horizon, July 2, 2009, Performance Monitoring, Audit and Assessment Management Principles, TRN-
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reinforcing the Transocean president’s concerns that the indicators being tracked were “just different incident metrics.” 3.3.2 Transocean Bonus Awards Insufficiently Focused on Performance Relating to Process Safety and MAP In a 2009 Transocean “asset reliability” project, Lloyd’s Register found that individual performance contracts were underutilized and represented an “opportunity for improvement,” and that KPIs were “limited” as they focused on items like “downtime, overdue maintenance and money spent.”538 Transocean’s approach to safety through the calculation and payment of performance bonuses at the time of the Macondo incident reinforced Lloyd’s findings. 539 Transocean calculated upper management bonuses on three safety metrics: TRIR, the total potential severity rate (TPSR),540 and high potential dropped objects (HPDO).541 In Transocean’s 2009 annual report to shareholders, safety performance was defined by a formula that relates to bonus calculations. Safety performance related to only 20 percent of any total bonus payment, while financial performance related to 70 percent, and “new builds” accounted for the final 10 percent. The variables used in Transocean’s bonus calculation formula do not distinguish between occupation/personal safety injuries and process safety injuries. Additionally, there is no mention of process safety, major hazards, or catastrophic risks. This type of bonus calculation formula did not provide for balanced safety goal-setting, nor did it lend itself to developing or implementing adequate process safety performance indicators which could boost a company’s ability to prevent catastrophic
MDL-010072579, see Exhibit 5766 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201304041200022/Hart_Derek-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). 538 Internal Company Document, Transocean. Asset Reliability Project/Phase I: Discovery & Defintion, May 2009, p 57, TRN-MDL-01134224, see Exhibit 5638 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201304041200022/Hart_Derek-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). 539 Transocean. Annual Report; 2009; Performance Award and Cash Bonus Plan, p 35. The bonus plan is described as “a goal-driven plan that gives participants, including named executive officers, the opportunity to earn annual cash bonuses based on performance measured against predetermined performance goals.” Id. at 34. The annual report explains that the bonus plan and the performance goals connected to it are set by the Board, through the Executive Compensation Committee, not the Health Safety and Environment Committee, in accordance with the company’s “safety vision” for “an incident-free workplace—all the time, everywhere,” stating: “The Committee sets our safety performance targets at high levels each year in an effort to motivate our employees to continually improve our safety performance towards this ultimate goal.” Id. at 35. 540 As defined by Transocean, “TPSR is a proprietary safety measure that we use to monitor the total potential severity of incidents and comprises 35% of this metric. Each incident is reviewed and assigned a number based on the impact that such incident could have had on our employees and contractors, and the total is then combined to determine the TPSR;” Transocean. Annual Report; 2009. 541 As defined by Transocean, “HPDO is a dropped object that has a potential of causing a serious injury (an injury in which the employee is out of work for six months or more) or a fatality. HPDO is calculated by multiplying the mass of the object by the height dropped and then applying an industry standard formula to determine potential severity. HPDO comprises 30% of this measure. The occurrence of a fatality can override the safety performance measure;” Transocean. Annual Report; 2009.
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accidents. Furthermore, Transocean’s 70 percent weighting toward financial goals broke down into three sub-elements: cash flow value add (relative to budget), overhead costs, and lost revenues. These economic measures are arguably valid business measures, yet process safety measures are necessary to indicate how those economic optimizations may affect the company’s ability to effectively manage the process safety risks.
Without process safety indicators, the company may be rewarding organizational performance that weakens or masks its ability to effectively manage and control its major hazards. In fact, Transocean’s bonus calculation was configured to reward its top-level corporate executives with significant financial bonuses for the company’s “best year in safety” in 2010 despite the 11 fatalities onboard the Deepwater Horizon.542 These bonus calculations and awards raise questions about the validity of Transocean’s chosen safety performance indicators and metrics, and what the company was measuring and rewarding. This public expression of Transocean’s bonuses was the cause of widespread backlash by media, government, and the public, prompting an apology from Transocean’s CEO and the donation of the executives’ safety bonuses to the families of the 11 workers killed during the incident.543 3.4 Advancing the Development and Use of Process Safety Performance Indicators This section focuses on recent efforts to further develop and effectively manage safety performance indicators to prevent major accidents.
542 Internal Company Document, Transocean. Proxy Statement Pursuant to Section 14(a) of the Securities Exchange Act of 1934; Definitive Proxy Statment, April 1, 2011, pp P-35, P-45. As stated in the document, “Based on the foregoing safety performance measures, the actual TRIR was 0.74 and the TPSR was 35.4 for 2010. These outcomes together resulted in a calculated payout percentage of 115% for the safety performance measure for
- However, due to the fatalities that occurred in 2010, the Committee exercised its discretionary authority to
modify the TRIR payout component to zero, which resulted in a modified payout percentage of 67.4% for the safety performance measure.” 543 McMahon, J. Transocean Execs Keep Most of Their Bonuses. Forbes, April 6, 2011. Process Safety Metrics Necessary to Counter Unintended Safety Consequences of Small Steps to Optimization “Drift into failure is marked by… small steps … Constant organizational and operational adaptation around goal conflicts, competitive pressure and resource scarcity produces small, step-wise normalizations. Each next step is only a small deviation from the previously accepted norm, and [meanwhile] continued operational success is relied upon as a guarantee of future safety.”† †Dekker, S. Drift into Failure: From Hunting Broken Components to Understanding Complex Systems; Ashgate Publishing: Burlington, VT, 2011, p 179.
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- 4.1
CSB Efforts to Advance Understanding and Use of Process Safety Performance Indicators On July 23-24, 2012, the US Chemical Safety and Hazard Investigation Board conducted a two-day public hearing in Houston, Texas focused on safety performance indicators.544 The CSB’s hearing brought together international regulators, workforce representatives, and industry groups, along with representatives of other high-hazard industries, where process safety indicators are monitored, with an eye toward exploring how companies and the regulator could expand and improve the use of safety performance indicators to manage risks and drive continual safety improvements. The hearing underscored a growing recognition within the oil and gas industry that actively monitoring leading process safety indicators is critical for high-hazard safety management. The event outlined the challenges faced by industry and regulators in using safety performance indicators. It also illuminated the development and implementation of process safety indicators in offshore oil-producing jurisdictions outside the US and other high-hazard industries within the US. One speaker at the hearing noted that no “silver bullet” set of indicators ensures catastrophic accidents will never happen,545 but the hearing concluded that indicators effective in reducing the risk of a major accident event share several characteristics: • Indicators should measure the health of the company’s safety management system (SMS) and the specific barriers in place to prevent or mitigate major accident hazards.546 • The amount of indicator data should suit the intended use, with enough data collected to facilitate long-term studies as well as intracompany or industrywide comparisons.547 • Indicators should be statistically robust so that trends can be monitored not only for large changes or safety upsets (e.g., fire or explosion), but also smaller safety changes that may be a leading indicator for an underlying, latent problem, such as when a process upset triggers the functioning of a safety control and prevents a release of hazardous material, a fire, or explosion.548
544 CSB Public Hearing: Safety Performance Indicators, Houston, TX, July 23-24, 2012; http://www.csb.gov/events/csb-public-hearing-safety-performance-indicators/ (accessed October 7, 2015). (including the agenda, the verbatim transcript of the proceedings, working papers submitted, and PowerPoint presentations and other materials from the proceedings are all available and included as part of the CSB’s record pertaining to the Macondo investigation). 545 Ibid.; testimony of Ian Whewell, Performance Indicators in Major Hazard Industries– An Offshore Regulator’s Perspective, p 135, http://www.csb.gov/assets/1/19/CSB_20Public_20Hearing.pdf (accessed October 7, 2015). 546 Ibid.; testimony of Gunhild Eie, Performance Indicators for Major Accident Prevention, p 183, http://www.csb.gov/assets/1/19/CSB_20Public_20Hearing.pdf (accessed October 7, 2015). 547 Ibid.; testimony of Joe Stough, Overview of Leading Indicator and Usage, p 187, http://www.csb.gov/assets/1/19/CSB_20Public_20Hearing.pdf (accessed October 7, 2015). 548 Ibid.; testimony of Manuel Gomez and Kara Kane, Using Performance Indicators to Drive Improvement: CSB Overview and Summary of CSB Evaluation of ANSI/API Recommended Practice 754, pp 18, 25, http://www.csb.gov/assets/1/19/CSB_20Public_20Hearing.pdf (accessed October 7, 2015).
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• “An indicator is an indicator of something, not the phenomena itself;” therefore, other tools such as cultural surveys, sociological studies, and accident investigations, can be the most effective method to triangulate actual risk areas.549 • Indicators should be “intuitive in the sense what is measured is considered intuitively by the workforce to be important for the prevention of major accidents.”550As major accidents are rare, a company, or even the personnel assigned to a particular facility or work crew, may have never experienced a major accident. Therefore, it may be difficult for employees and managers to understand the importance of accurately reporting specified indicator data without intuitively linking it to the major hazard risks. Moreover, having indicators that closely reflect actual hazard mechanisms may also “contribute to maintaining the awareness about the risk mechanisms.”551 • The selected indicators should be actionable in terms of the necessary actions to improve some specific aspect of safety performance. To this end, once managers observe an undesirable trend, they “[should be able to] turn around and do something about it.”552 • Avoiding too many indicators is important. Some organizations solve this problem by “rolling- up” multiple indicators into combined indicators with more information available when desired.553 • Contractors should be required to provide data for company indicator programs, as they most often perform the bulk of the front-line work in deepwater drilling operations, including safety critical work capable of preventing major accidents, and they are often uniquely positioned to capture—and rely on—important safety data that can prevent accidents.554 Finally, for an indicators program to be effective and ensure continual risk reduction of major accident events, upper management must be involved and act on the data. As one speaker cautioned at the CSB’s indicator hearing, “unless at board and senior management level there is a recognition and an understanding of the significance of the data and the data drives decision-making, then its collection becomes an ineffectual exercise and leads to cynicism. [Oil and gas industry leaders] should be able to demonstrate that they understand the role of major hazard risk controls and the significance of key performance indicators. In addition, to achieve a convincing safety culture at all levels in the organization, industry leaders must acknowledge their responsibility for the effective
549 Ibid.; testimony of Oyvid Lauridsen, Trends in Risk Level Norwegian Petroleum Activity (RNNP), pp 147-148, http://www.csb.gov/assets/1/19/CSB_20Public_20Hearing.pdf (accessed October 7, 2015). 550 Ibid., p 180. 551 Ibid. 552 CSB Public Hearing: Safety Performance Indicators, Houston, TX, July 23-24, 2012; testimony of Joe Stough, Overview of Leading Indicator and Usage, p 187, http://www.csb.gov/assets/1/19/CSB_20Public_20Hearing.pdf (accessed October 7, 2015). 553 CSB Public Hearing: Safety Performance Indicators, Houston, TX, July 23-24, 2012; testimony of Martin Sedgwick & Angela Wands, The Implementation of Effective Key Performance Indicators to Manage Hazard Risks, p 86.; testimony of Gunhild Eie, Performance Indicators for Major Accident Prevention, pp 183 - 185, http://www.csb.gov/assets/1/19/CSB_20Public_20Hearing.pdf (accessed October 7, 2015). 554 CSB Public Hearing: Safety Performance Indicators, Houston, TX, July 23-24, 2012; testimony of Martin Sedgwick & Angela Wands, The Implementation of Effective Key Performance Indicators to Manage Hazard Risks, p 92, http://www.csb.gov/assets/1/19/CSB_20Public_20Hearing.pdf (accessed October 7, 2015).
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management of major accident hazard risks. There must also be a recognition that the culture of the organization is important in ensuring that Board-level data is accurate and reflects reality, again, not what the Board or senior management would like reality to be.”555 3.4.2 Selection of Effective Performance Indicators556 ANSI/API RP 754, Process Safety Performance Indicators for the Refining and Petrochemical Industries,557 was created in response to findings and recommendations that came out of the CSB’s investigation of the BP Texas City onshore disaster. Specifically, the CSB found that BP—and the oil and chemical industries in general—did not have effective programs for developing and using process safety performance indicators. As such, the CSB recommended to API and the United Steelworkers that the two jointly develop a voluntary consensus standard for creating leading and lagging process safety indicators in the refining and petrochemical industries.558 Leading indicators are those that record performance before an incident occurs, such as monitoring open action items identified in an audit, while lagging indicators record the consequences of an unwanted event, such as a hydrocarbon release. The recommendation aimed to develop a standard that would provide guidance on how to develop key process safety indicators, to drive measurable facility, company-level, and industrywide improvement, and to make publicly available individual company and industrywide performance data after collection. API 754 served as a significant and positive step forward in establishing safety performance indicators, and was part of the development of the international recommended practice, Process Safety - Recommended Practice on Key Performance Indicators Report No. 456 (IOGP 456),559 generated by International Association of Oil & Gas Producers (IOGP). Both API 754 and IOGP 456 identify process safety indicators by four tiers:560
555 CSB Public Hearing: Safety Performance Indicators, Houston, TX, July 23-24, 2012; testimony of Ian Whewell, Performance Indicators in Major Hazard Industries– An Offshore Regulator’s Perspective, p 136, http://www.csb.gov/assets/1/19/CSB_20Public_20Hearing.pdf (accessed October 7, 2015). 556 The only U.S. guidance document specifically pertaining to offshore safety indicators is API RP 75, Recommended Practice for Development of a Safety and Environmental Management Program [SEMP] for Offshore Operations and Facilities. However, API RP 75 focuses on personal safety metrics such as “recordable injuries/illnesses,” “DART injuries/illnesses,” and the like, as well as infrequent, lagging safety performance indicators of infrequent incidents such as the “blow-out incident rate,” “fire/explosion incident rate,” and the “number of [oil] spills” suffered by a driller, among others. API Recommended Practice 75, 3rd ed. (2004, reaffirmed 2008), Recommended Practice for Development of a Safety and Environmental Management Program for Offshore Operations and Facilities, Appendix E, pp 37 - 41. 557 API Recommended Practice 754, 1st ed., Process Safety Performance Indicators for the Refining and Petrochemical Industries, April 2010. 558 USCSB, 2007. Refinery Explosion and Fire, Texas City, TX, March 23, 2005, Report No. 2005-04-I-TX, March 2007, pp 25 – 26, 144 – 146, 149, 154 – 155, 159, 163, 165, http://www.csb.gov/assets/1/19/CSBFinalReportBP.pdf (accessed October 7, 2015). 559 IOGP, Process Safety - Recommended Practice on Key Performance Indicators, Report No. 456, November 2011. 560 API Recommended Practice, 754, 1st ed., Process Safety Performance Indicators for the Refining and Petrochemical Industries, April 2010; International Association of Oil & Gas Producers Recommended Practice, Process Safety - Recommended Practice on Key Performance Indicators, Report No. 456, November 2011.
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• Tier 1: A Loss of Primary Containment (LOPC) that results in the release of material with the greatest consequence, such as a fatality or large fire or explosion; • Tier 2: An LOPC, but of lesser consequences than a tier 1 incident (e.g., no casualties, property damage less than $2,000, on a release of process chemical less than pre-defined reportable quantities). These events also play a “leading” role in preventing more serious events if the company uses them as a learning opportunity to improve its process safety performance; • Tier 3: A challenge to a safety system, which results when exceeding defined process limits and a safety system is initiated to bring the system back to an accepted safe state (e.g., the activation of a shutdown system or a pressure relief device); • Tier 4: Performance of barriers and management system components, such as management of change (MOC) compliance, inspections, or timely training schedules. Tiers 1 and 2 tend to be more lagging and infrequent, and they are more generally applicable throughout an industry, while 3 and 4 indicators tend to be more leading, frequent, and company specific. As both the API and IOGP guidelines indicate, monitoring process safety and barrier performance can be complex, requiring a combination of indicators, so the tiers help differentiate the frequency, severity, and timing (leading or lagging) of a monitored event or process.
Figure 3-2. Process Safety Indicator Pyramid as identified by the American Petroleum Institute and the International Association of Oil & Gas Producers.561
561 API Recommended Practice, 754, 1st ed., Process Safety Performance Indicators for the Refining and Petrochemical Industries, April 2010, p 8; International Association of Oil & Gas Producers Recommended
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At least two professional groups, the Oil and Gas UK’s Well Lifecycle Practices Forum (WLCPF)562 and the Center for Offshore Safety (COS),563 have been advancing initial efforts by API and IOGP by more clearly defining or tracking indicators for offshore drilling and well operations.564 For instance, COS expands the API RP 754 Tier 1 and 2 definitions, which COS refers to as Safety Performance Indicators (SPI) (Table 3-4), and publicly reports indicator data from its members:565 Table 3-4. COS definitions of SPI 1 and SPI 2 process safety events.566
SPI Number
1 2 SPI Definition A. Fatality (one or more)
A. Tier 2 (API RP 754) process safety event
B. Five of more injuries in a single event B. Collision resulting in property or equipment damage > $25,000
C. Tier 1 (API RP 754) process safety event
C. Crane or personal/material handling operations incident
D. Loss of well control
D. Loss of station keeping resulting in a drive off or drift off E. >$1 million direct cost from damage to or loss of facility, vessel and/or equipment
E. Life boat, life raft, rescue boat event F. Oil spill > 10,000 gallons (238 barrels)
Practice, Process Safety - Recommended Practice on Key Performance Indicators, Report No. 456, November 2011, Section 2.2. 562 The Well Lifecycle Practices Forum is a group of over 45 well operators and management companies established by Oil and Gas UK in 2010, which provides a forum for discussion and industry guideline development. See http://www.oilandgasuk.co.uk/knowledgecentre/Well_Life_Cycle_Practices.cfm for more information (accessed October 7, 2015). 563 COS is an industry-sponsored group created in 2011 to focus exclusively on deepwater drilling in the Gulf of Mexico (Http://www.centerforoffshoresafety.org/, accessed October 7, 2015). 564 Oil and Gas UK Well Lifcycle Practices Forum. Guide to Drilling Process Safety Performance Measurement, Draft Form, Version 2. 565 One major part of the COS mission, as stated on its webpage, is “compiling and analyzing key industry safety performance metrics.” The COS convened a committee aimed at developing an indicators program for use offshore. COS published its first indicators report in 2015 for the 2013 reporting yes; Annual Performance Report for 2013 Reporting Year; April, 2015; http://www.centerforoffshoresafety.org/COS%202013%20Annual%20Performance%20Report.pdf (accessed October 7, 2015). COS published a second report for the 2014 reporting year: Annual Performance Report for 2014 Reporting Year; September 21, 2015; http://www.centerforoffshoresafety.org/2015_COS_2nd%20APR_FINAL.pdf (accessed December 7, 2015). 566 Center for Offshore Safety. Annual Performance Report for 2013 Reporting Year; April, 2015, Appendix 3; http://www.centerforoffshoresafety.org/COS%202013%20Annual%20Performance%20Report.pdf (accessed October 7, 2015).
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The WLCPF decided that Tier 1 and 2 indicators (blowouts or high potential blowouts where an incident almost occurred) were well defined, but decided that Tier 3 and 4 indicators need more clarification, so it was considering classifying Tier 3 indicators in four categories:567,568
- Engineering Design and Execution of the Well
a. Double Barrier principle compromised with or without an influx b. Dispensations from technical standards granted c. Deviations from well design parameters during operations d. Company defined exceedences of safe operational envelopes related to the well design
- Safety-critical Equipment on the Drilling Unit
a. Operation with Rig Audit “Critical Items” outstanding b. Partial or complete failure of safety-critical well monitoring system c. Partial or complete failure of safety-critical rig equipment or systems in operation or during testing d. Operation of safety-critical systems outside their performance limitations
- Control of Work
a. Noncompliance with or uncontrolled deviations from safety-critical standard operating procedures b. Noncompliance with or uncontrolled changes to detailed operations plans
- Personnel Competency
a. Presence of incompetent or unqualified personnel at the work site b. Personnel inappropriately qualified for the task at hand The WLCPF also grappled with identifying effective Tier 4 indicators and recognized them as more difficult because testing organizational or human barriers is not as straightforward as is testing physical barriers. Since the health of organizational and human barriers is closely linked to an individual company’s safety management systems, the WLCPF is not suggesting specific Tier 4 indicators (like it does with Tier 3), but rather areas that a company can use to focus its own company-specific activities in defining its own parameters. These areas include six foci that may provide information on the health of the organization:569
- HSE (or other) Audit Action Tracker – Receive reports on overdue items and number of close-
outs. Include critical items from rig audits and outcomes from formal audits of HSE activities from global reviews, a local business unit, or team-based periodical reviews.
- Well Control Equipment, Personnel, Barrier Integrity Log – Monitor status of well control
equipment certification, people qualifications, barrier integrity, and pressure tests.
- MOC & Program Changes –Review the register of changes, dispensations, or changes to identify
common themes potentially requiring further action or review.
- Well Examination Report – Review on a quarterly basis summary statistics from the well
examination process. Some organizations may do this as an annual formality. This report, if
567 Oil and Gas UK Well Lifcycle Practices Forum. Guide to Drilling Process Safety Performance Measurement, Draft Form, Version 2, p 9. 568 The WLCPF notes that in some cases, these indicators could be normalized against man hours worked, but that others would be best normalized on a rig-months or per-well basis. 569 Oil and Gas UK Well Lifcycle Practices Forum. Guide to Drilling Process Safety Performance Measurement, Draft Form, Version 2, p 12.
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submitted quarterly and reviewed by leadership, might provide valuable information concerning the health of the well examination process.
- Competency Assurance – Track activities and outcomes associated with a competency
management program of company staff and contractors.
- Log of Minor Events – Review minor events, such as alarm systems switched off and related to
barrier integrity, but which do not represent a threat to the primary barriers. The WLCPF draft guidance document suggests that the data collected on the 6 focus areas can be incorporated into a metric dashboard570 that summarizes safety status of an organization. The trends evident on the dashboard could then be used to identify areas for attention or interventions to reestablish safe operations determined by previously established targets, as part of a risk-based approach to maximize efforts for managing risk.571 Not all barriers necessarily provide metrics that can be assessed on the same time scales, and identifying slow moving and “real-time” barrier metrics will maximize indicator efforts to manage risks.572 About ten years before API 754 and IOGP 456 were developed, Statoil defined a framework that identified four types of indicators, some of which correlate to the four-tier classification system created by API, but Statoil more specifically addressed the timescale of these indicators.573 Statoil not only distinguished lagging and leading metrics, but also between slow moving and real-time metrics. The timescale distinction summarized in Table 3-5 is useful in describing CSB indicator findings in connection with the Macondo incident described in the next section.
570 Some companies create visual displays for the status of various process safety indicators. For instance, green could indicate a healthy barrier while yellow and rid could indicate barriers in need of attention. For example, see Sedgwick, M. Process Safety Key Performance Indicators, CSB Public Hearing: Safety Performance Indicators, Houston, TX, July 24, 2012; http://www.csb.gov/UserFiles/file/Sedgwick%20%28Scottish%20Power%29%20PowerPoint%20-%20printed.pdf (accessed October 7, 2015). 571 Pitblado, R. Real-Time Safety Metric and Risk-Based Operations, 11th International Symposium Loss Prevention, 2004; p 5. 572 Kortner, H.; Sorum, M.; Brandstorp, J. M. Framework For Life-Cycle Assessment of Technical Safety Conditions at Statoil Operated Plants, ESReDA Seminar on Lifetime Management, Erlangen, Germany, November 5-6,
- Cited in Pitblado, R. Real-Time Safety Metric and Risk-Based Operations, 11th International Symposium
Loss Prevention, 2004; p 5. 573 Kortner, H.; Sorum, M.; Brandstorp, J. M. Framework For Life-Cycle Assessment of Technical Safety Conditions at Statoil Operated Plants, ESReDA Seminar on Lifetime Management, Erlangen, Germany, November 5-6, 2001.
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Table 3-5. Four indicators as defined by Statoil in 2001.574 Indicator Type as per Statoil CSB Correlation with Tier Indicator System Developed by API Description575 Lagging measures Tiers 1 and 2 Statistical accumulations of actual incidents or near-miss events for a facility. Typically these are slow moving and make sense only over longer time periods (e.g., annual averages). Leading measures Tier 4 Measures of PSM management system elements that support environmental, health, and safety (EHS), such as management of change systems, training systems, etc. These are mainly assessed by 2-3 year audits. They are slow moving measures not well suited for day-to-day operational management. Barrier/Real- Time measures Tier 3 and 4 (as defined by the WLCPF) Measures of the status of EHS barriers from fully functional to seriously degraded or non-functioning. Suitable candidate for real- time measure. Threat measures No Correlation Measures of the degree of threat to the facility. These are typically EHS challenges at a rate higher than anticipated in the risk assessment that underlies the safeguarding system. These can be determined by monitoring / predicting weather, nearby ship traffic, work permit activity, contractors on board, etc. This is also a suitable candidate for real-time measure.
- 5
Process Safety Metrics Gleaned from the Macondo Blowout Operators and contractors look to industry-specific trade associations for good practice guidance and recommendations for all manner of operational concerns, including performance indicators. However, as efforts by the WLCPF group indicate, industry guidance pertaining to safety performance indicators could be further improved to provide practicable indicator suggestions. Benefiting from a perspective admittedly enlightened by hindsight, this section explores potential lead indicators that the Macondo well operations crew and onshore management could have used to manage risk.
574 Kortner, H.; Sorum, M.; Brandstorp, J. M. Framework For Life-Cycle Assessment of Technical Safety Conditions at Statoil Operated Plants, ESReDA Seminar on Lifetime Management, Erlangen, Germany, November 5-6, 2001. 575 These descriptions come from Pitblado, R. Real-Time Safety Metric and Risk-Based Operations, 11th International Symposium Loss Prevention, 2004, p 5.
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- 5.1
Real-time Indicators for Safety Critical Elements Volume 2 identified barriers as safety critical elements (SCEs), tasks, or pieces of equipment that lead to a disproportionate level of protection against major accident events (MAE), and conversely whose failure can lead to an immense increase in risk for a MAE.576 In Volume 2, these safety critical elements appear on a bowtie diagram which illustrates how a major accident might evolve through the failure of a series of technical, organizational, and operations barriers. (Figure 3-3 is another bowtie example depicting various barriers.)
Figure 3-3. A Bowtie diagram model used by Statoil to track the health of specific barriers that are preventive or mitigative for major accident risks.577 As proposed in Volume 2, safeguarding an SCE’s effectiveness throughout its lifetime should begin by clearly identifying and distinguishing it from noncritical equipment and tasks.578 Standards should be developed to define the required performance of an SCE to reduce the risk of an MAE. Written assurance and verification activities should then define the needed activities to maintain SCE. Through this monitoring, improvements to performance gaps should be initiated to reestablish targets. These SCE activities are candidates for indicators that can be used to influence daily operations in real time as they coincide with WLCPF recommendations to develop Tier 3 indicators for safety critical equipment on the unit. For example, trends and analysis on SCE maintenance backlogs and SCE verification activity failures could provide information on the robustness of the safety critical elements. The Macondo incident demonstrated several instances when the emergency functions of the BOP intended to prevent and mitigate an MAE were not tested or properly maintained:
- Transocean and BP conducted routine inspections and weekly function testing of operational
BOP components necessary for daily drilling operations, but these were insufficient to identify latent failures of the emergency systems (Volume 2, Chapter 5.0);
576 Volume 2, Section 4.2.3.1, p 58. 577 Eie, G. Performance Indicators for Major Accident Prevention, CSB Public Hearing: Safety Performance Indicators, Houston, TX, July 24, 2012, slide 5. http://www.csb.gov/UserFiles/file/Eie%20(Statoil)%20PowerPoint.pdf (accessed October 7, 2015). 578 Volume 2, Chapter 5 presents the lifecycle in more detail.
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- For an extended time during the drilling process, the Deepwater Horizon BOP blind shear
ram could not have reliably sheared the drillpipe used at Macondo during an emergency situation579 (Volume 2, Section 5.2.1); and
- A miswired solenoid valve in the yellow pod and the deficient wiring in the blue pod needed
to function the Deepwater Horizon BOP in an emergency system could not have passed the manufacturer’s factory acceptance testing procedures (Volume 2, Sections 5.3.1 and 5.3.2). These findings highlight the importance of clearly identifying safety critical functions and performance expectations during an emergency scenario of equipment that might also serve an operational function.580 Once identified, the appropriate assurance activities needed to test the safety critical functions must be defined, executed, and monitored as appropriate for deviations from the performance metrics. 3.5.1.1 Well Kicks A kick is an indicator that the primary well barrier failed and secondary well control actions by the crew are needed. After a kick, if the crew does not recognize the need to activate the BOP or is delayed in activating it—as was the case with Macondo—then a gas-in-riser event or even a blowout can occur.581 Transocean compiled a Well Control Events & Statistics report covering the years 2005 to 2009.582 In the report, Transocean reviewed data from various well types (e.g., development or exploration) during various phases of the drilling operations (e.g., abandonment or active drilling) to explore well control trends and compare previous years to 2009. Transocean noted 121 well control events in 2009 that spanned 32 different operators from various geographical locations. Of those 121 well events, 71 were categorized as kicks. In the report, Transocean identifies several potential indicators:583 • Kick volume – indicator of rig and crew performance in shutting in the well; • Kick intensity – indicator of operator’s accuracy in predicting pore pressure; and • Riser unloading events,584 which the Transocean report identified as the biggest concern. A well kick falls under the Tier 3 definition provided in Section 3.4.2 because it represents a challenge to a safety system—the human actions to detect and activate the BOP and the original threat analysis to predict anticipated pore pressures. Although Tier 3 indicators are generally company-specific, this not the case for well kicks. The Transocean data demonstrates that well kicks are not an isolated problem which only BP or the Gulf of Mexico region face, but rather kicks happen under the supervision of many
579 In manual mode, the Deepwater Horizon crew developed a multi-step work-around where the crew would fist close the Casing Shear Ram, move drillpipe stub clear, and then close the Blind Shear Ram to seal the well. The rig’s AMF/deadman automatic emergency system also relied upon the blind shear ram and was similarly impaired, but had no workaround as it could not close the casing shear ram before the blind shear ram. 580 For another example, see the diverter discussion in Section 1.2.1. 581 See Chapter 2.0, which describes incidents when late kick detection occurred, but the BOP was able to seal the well. 582 Internal Company Document, Transocean. Well Control Events & Statistics 2005 to 2009, TRN-INV-00760054, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201303211200016/TREX-05649.pdf (accessed June 24, 2015). 583 Ibid., TRN-INV-00760059. 584 Riser loading events occur when riser fluids (e.g., drilling mud, sea water, or hydrocarbons from the well) are released onto the drilling rig. They can occur only on floating rigs using a subsea BOP.
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operators all around the world. Well kick data can be used as a safety benchmark for the offshore industry both intracompany and industrywide. For example, international analyses of offshore blowout and well release frequencies have been completed, like one by Lloyd’s Register that analyzed a SINTEF well release and blowout database585 for three international geographical regions.586 3.5.2 Slow Moving Indicators for SMS Elements 3.5.2.1 Emerging MOCs Themes The WLCPF suggested monitoring MOC programs to identify common themes. Safety management program performance metrics are categorized as slow moving indicators in 3.4.2, implying that larger timeframes (i.e., a year or longer) are needed to assess safety trends. The CSB also observes that monitoring one SMS element will likely lead to learnings for other safety management systems. Both of these facts were evident for the Deepwater Horizon. 3.5.2.1.1 MOC Indicators - Transocean The CSB examined Transocean-identified DWH MOCs completed during the seven years prior to the Macondo incident for changes to the blowout preventer (BOP). Transocean corporate policies mandate that all changes to safety critical systems, such as a BOP,587 should trigger a formal MOC and risk assessment.588 Table 3-6 lists 10 MOCs for the BOP from 2003 to 2009. A preliminary theme emerging from the table589 is that the BOP was not consistently identified as safety critical in the MOCs. Instead, only four MOCs identified it as such, and further, only four of the MOCs indicated that a risk assessment was required to complete the change.
585 See https://www.sintef.no/en/projects/sintef-offshore-blowout-database/ (accessed December 7, 2015). 586 Lloyd's Register. Blowout and Well Release Frequencies based on SINTEF Offshore Blowout Database 2009 (Draft A); 80.005.003/2010/R3; Lloyd's Register: March 17, 2010; p BP-HZN-BLY00104032. See Exhibit 4156, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Baxter_John-Depo_Bundle.zip (accessed May 28, 2015). 587 Transocean identified the BOP as safety critical in its Major Accident Hazard Risk Assessment; Internal Company Document, Transocean. Major Accident Hazard Risk Assessment Deepwater Horizon, Revision 01, August 29, 2004, TRN-MDL-01184581, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201303141200012/TREX-02188.pdf (accessed October 7, 2015). 588 Internal Company Document, Transocean. Field Operations Policies & Procedures Manuel, Issue 01, Revision 00, HQS-POP-PP-01, August 8, 2009, Management of Change, TRN-CSB-0002251-0002260. 589 Internal Company Document, Transocean. Managment of Change 2004 2005 2006 2009 Deepwater Horizon, TRN-INV-00758181; Internal Company Document, Transocean. Change Proposal SS-024, April 12, 2009, BP- HZN-BLY00395154.
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Table 3-6. Summary of MOCs documented by Transocean for the Deepwater Horizon BOP. ID # Date Subject BOP identified as Safety Critical? Indication of a Required Risk Assessment? Description† 1 12/29/2003 Upper Annular (UA) Failure No No Hydraulic leak on the UA, so electronically locked. Will rely on lower annular. 2 1/5/2004 BOP MOC for Horizon No No Changes to the control and mechanical systems. Required modifications to installation drawings and operating procedures, vendor involvement, and engineering approval. 3 8/28/2004 LMRP failsafe panel removal No No Removed unnecessary BOP components; required modification of installation drawings, acceptance testing, and engineering approval. 4 11/21/2004 BOP Test Rams No Yes Converted the lowest pipe ram into a test ram. 5 2/6/2006 Auto Shear Circuit Not Working Yes Yes Autoshear circuit leaked, so disabled. 6 3/9/2006 18-3/4" Annular stripper packer No No Installed a different UA to allow for stripping of 6 5/8" drillpipe which changed operating procedures. 7 1/11/2006 BOP Operation No No* Yellow pod malfunctioning, so remainder of well drilled with the blue pod selected which changed operating procedures. 8 3/5/2007 Software Modification Yes No Software modification to address erroneous faults, required vendor involvement and acceptance testing upon completion. 9 10/29/2008 Auto Shear Circuit Not Working Yes Yes Autoshear circuit leaked, so disabled. 10 4/12/2009 Auto Shear Circuit Not Working Yes Yes Autoshear circuit leaked, so disabled. † Definitions for technical terms used in this column appear in Volume 2 of the CSB’s Macondo investigation report. *Six days after the facility manager signed this MOC (and original date of MOC), the technical manager noted, “Moot as BOP is on the deck at this point; however, a) This would normally require a risk analysis and b) steps must be taken to communicate this change to those who follow (placards on control panels, for example).”
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A review of the Deepwater Horizon MOCs for the autoshear emergency function points to another potential theme: the MOC process might have devolved into a check-the-box activity. Three MOCs from 2006, 2008, and 2009 addressed leaks in the autoshear system590 (MOC # 5, 9, and 10 from Table 3-6). Each of the autoshear MOCs indicated a risk assessment was required to address disabling the system, and the later MOCs from 2008 and 2009 noted the previous situation(s) when the same issue arose.591 The risk of operating without an autoshear for a finite period might be acceptable compared to (a) operating with a leak or (b) bringing the BOP to the surface for repair. But that risk management choice, the real- time well conditions, or the duration of operating without the autoshear are not indicated on any of the approved MOCs. A final theme emerges that the MOC process was documenting changes, but other safety management systems were not being updated to reflect the controls needed to mitigate the risks introduced by the changes. MOC #4 in Table 3-6 concerns the conversion of a pipe ram to a test ram.592 Pipe rams like those installed on the Deepwater Horizon BOP are designed to hold pressure from one direction and normally are installed to hold pressure coming up from the well, such as would be expected during a well kick. To save time and money during required subsea pressure tests of the BOP stack, BP requested that the lowest pipe ram in the Deepwater Horizon’s BOP be installed upside down to hold pressure from above. 593 A consequence of this change is the loss of a pipe ram for well control, leaving only two, so less redundancy. Despite the indication on the MOC that a risk assessment was needed, the CSB could not identify any Transocean-authored risk assessments concerning the test ram. For Transocean, the new hazards introduced by the conversion of the pipe ram to a test ram included new operational procedures and practices that would be required by the crew and third-party contractors. Hazards introduced by the new test rams procedures and practices were highlighted in a February 2010 Transocean investigation report that documented an incident when the Deepwater Horizon well
590 The autoshear system is a safety critical element designed to close the BOP’s blind shear rams and seal the well in the event the lower marine riser package (LMRP) is inadvertently disconnected from the wellhead. The disconnect could result from, for example, either an accidental push of the LMRP unlatch button on one of the rig- based BOP control panels or from a malfunction within the BOP control system. See Section 2.1, Volume 2 for more details. 591 Internal Company Document, Transocean, Change Proposal SS-15: Auto Shear Circuit Not Working, February 6, 2006, TRN-INV-01262584, see Exhibit 4312, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201304041200022/Odenwald_Jay-Depo_Bundle.zip; Change Proposal SS-23: Auto Shear Circuit Not Working, October 29, 2008, TRN-INV-01595873.; Change Proposal SS- 23: Auto Shear Circuit Not Working, October 29, 2008, TRN-INV-01595873.; Change Proposal SS-24: Auto Shear Circuit Fluid Leak, April 12, 2009, BP-HZN-2179MDL00359935, see Exhibit 4610, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201304041200022/Odenwald_Jay-Depo_Bundle.zip; 592 Internal Company Document, Transocean. Change Proposal SS-10: BOP Test Rams, November 21, 2004, TRN- INV-01262577, see Exhibit 4309 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201304041200022/Odenwald_Jay-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). 593 Hearing before the U.S. District Court for the Eastern District of Louisiana under the Multi-District Litigation docket MDL No. 2179, August 17, 2011, see Keeton Designations Vol 1 p 43, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Keeton_Jonathan-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015).
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operations crew failed to close the test rams before beginning subsea pressure test procedures.594 Transocean’s investigation report noted that the Task Specific THINK Procedure for the subsea test did not explicitly require closing the test rams595 and that on two occasions, closing the test rams had been a step added to the procedure, but that not all test sheets were updated to include this critical step. 3.5.2.1.2 Dispensation/MOC Indicators - BP Internal company standards contain the boundaries, requirements, and practices that management agrees upon, essentially describing the risk an organization formally accepts for a process. For drilling and well operations, BP’s company standards appear in the Drilling and Well Operations Practice (DWOP) and related Engineering Technical Practices596 (ETPs). At the time of the Macondo blowout, BP stated that “deviations from the Drilling and Well Operations Practice and ETPs shall only be considered in exceptional circumstances.” 597 During the planning of the Macondo well, BP processed six MOCs for dispensations from the DWOP and seven more after drilling began. Actively monitoring the number of dispensations or MOCs for a well or a rig provides indications of possible safety issues to manage for MAE potential. First, several Macondo well MOCs completed by BP noted that the company standards in the DWOP and ETP were not appropriate for deepwater wells,598 implying that similar MOCs would be required for BP to drill other deepwater wells. An increase in dispensations from company standards may indicate that they need updating or expansion. The potential danger is clear. Relying on outdated company standards increases improvisation because the standards do not accurately represent the work conditions, and it perpetuates a lack of organizational controls for managing risk to acceptable levels commensurate with the company’s goals. One potential solution might be to develop an ETP that specifically addresses deepwater drilling. Second, no one metric can define when an organization’s focus on the risk of a major accident event begins to drift, and will likely require a triangulated approach that includes reviewing the content of dispensations and MOCs. For example, some of the BP MOCs completed for Macondo describe conditions that could lead to burst casing, but then state, “This scenario has a very low probability of occurring.”599 Low probability still means some probability, a point highlighted in another Macondo
594 Internal Company Document, Transocean. Deepwater Horizon BOP Test Rams, Feburary 9, 2010, TRN-MDL- 00481481, see Exhibit 1441, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Burgess_Mark-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). 595 Transocean indicated that no one involved in the task actually reviewed the TSTP. 596 BP’s used Engineering Technical Practices (ETPs), Site Technical Practice (STPs), and Group Practices to define minimum engineering and operations corporate standards. 597 Internal Company Document, BP. GP 10-00 Drilling and Well Operations Practice, Issue 1, October 2008, p A- 4, BP-HZN-BLY00034504, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201304110900026/TREX- 06121.pdf (accessed May 26, 2015). 598 For example: Internal Company Document, BP. DCMOC-09-0048: Kick tolerance less than 25 bbls with a 1.0 ppg kick intensity, July 10, 2009.; Internal Company Document, BP. DCMOC-09-0049: Design Pore Pressure (DPP) requirements, July 10, 2009. 599 See text from MOCs for 22" and 16" casing burst designs, Internal Company Document, BP. Dispensation from Drilling and Well Opeartions Policy, BP-HZN-2179MDL00252262, BP-HZN-2179MDL0025226, see Exhibit
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MOC where the requester stated, “This would certainly be a worst-case scenario; however, I have seen it happen so know it can occur.”600 Minimizing the probability of a worst-case scenario could lead those responsible for risk management to prematurely stop looking for controls to prevent or mitigate the unwanted consequences.
- 5.2.2
Cross Reference Indicators Between the Operator/Drilling Contractor An independent 2009 Deepwater Horizon rig audit requested by BP601 observed: The TSTP which provides the core risk assessment procedure is only used if one is available for the job. It was evident that the extensive TSTP library was not being fully utilised. That said the written THINK plans reviewed were generally of an acceptable quality and personnel were seen to be actively involved during the THINK Planning process.
6092 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Thierens_Henry-Depo_Bundle.zip (accessed October 15, 2015). 600 See text from MOC for 9-7/8” production casing collapse design; Internal Company Document, BP. Dispensation from Drilling and Well Opeartions Policy, BP-HZN-2179MDL00252277, see Exhibit 6092 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Thierens_Henry-Depo_Bundle.zip (accessed October 15, 2015). 601 Internal Company Document, BP. Deepwater Horizon Follow Up Rig Audit, Marine Assurance Audit and Out of Service Period September 2009, September 2009, p 5, BP-HZN-I IT -0008875, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201305171200030/TREX-000275.pdf (accessed October 7, 2015). Indicators Developed by BP Post-Macondo BP itself came to recognize potential safety performance indicators in the aftermath of Macondo. BP’s internal investigation team recognized an opportunity to initiate revisions to its safety performance indicator program. As a result, the team recommended the following improvements to the company:† Establish D&C leading and lagging indicators for well integrity, well control and rig safety control equipment, to include but not be limited to: • Dispensations from DWOP. • Loss of containment (e.g., activation of BOP in response to a well control incident). • Overdue scheduled critical maintenance on BOP systems. Require drilling contractors to implement an auditable integrity monitoring system to continuously assess and improve the integrity performance of well control equipment against a set of established leading and lagging indicators. †BP. Deepwater Horizon Accident Investigation Report; September 8, 2010; pp 184.
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The acceptable quality noted in the audit conflicts with observations made in this report on the Deepwater Horizon TSTPs as well as TSTPs associated with serious near-misses Transocean had recently experienced: • As a result of Transocean’s Sedco 711 incident, Shell recommended that TSTPs include loss of well barrier risks and well control implications.602 • In connection with the M.G. Hulme incident, Transocean’s investigation report noted that the TSTP was not approved and did not adequately identify the hazards and cover risk mitigation and preventive controls.603 • At Macondo, the TSTP for the negative test was general, lacking process parameters or other criteria to assist the crew in recognizing when the well began drifting outside safe conditions.604 Hindsight can be a powerful tool in examining the quality of risk assessment tools. Cross referencing findings in routine audits, either internal or client-requested, with those from incidents and near-misses, regardless of where they occurred, could provide a new perspective on what should be considered acceptable. Improvements in the selection and use of process safety performance indicators are necessary to effectively reduce the risks of a major accident event offshore. BP, Transocean, and industry more broadly had access to data that provided insights into the performance of safety critical barriers and safety management systems before the April 20 blowout. Yet the focus from both companies—in audits, performance contracts, and award measures— was on personal safety without an equal and sufficient emphasis on major accident risks. 3.6 Regulatory Requirements for Indicators Reporting At the time of the Macondo incident, MMS required operators to report primarily lagging and infrequently occurring events, such as losses of well control, fires, explosions, collisions, and incidents that damaged or disabled safety systems or equipment.605, 606 MMS also voluntarily collected from its lessees and operators information on the number of recordable injuries/illnesses of company and contract employees, DART607 injuries/illnesses of company and contract employees, notices of EPA noncompliance, and oil spills greater than one barrel annually, as well as the total volume for those
602 See Section 2.2. 603 Internal Company Document, Transocean. EAU Incident Investigation Report - M.G. Hulme, Jr. Well Control Incident - Riser Unloading, OER-MGH-09-005, March 26, 2009, p 12, TRN-INV-01143039, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201303211200016/TREX-05650.pdf (accessed October 7, 2015); see also Section 2.1. 604 See Section 1.8.3. 605 More detail is available in Volume 4, Section 4.3. 606 Oil and Gas and Sulphur Operations in the Outer Continental Shelf - Incident Reporting Requirements, 71 Fed. Reg. 19,640 (April 17, 2006). 607 DART stands for Days Away from work, Restricted duty, and Transfer situations; US DOI MMS Performance Measures Data, MMS-131, http://www.ocsbbs.com/ntls/ntl2005-n02-formmms-131.pdf, (accessed October 7, 2015).
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reported spills.608 Appendix E of API 75, which was merely a voluntary recommended practice at the time of Macondo, recommended the collection of those same safety performance metrics, as well as fire, explosion, and blow-out incident rates, and Incidents of Noncompliance issued by MMS.609 Since these data reporting recommendations were voluntary, the regulator did not have access to a full range of data possible to assess industry performance, identify negative safety trends, or set targets for industry improvement. Post-Macondo, the potential for the US regulator to use safety performance indicator data to further advance safety offshore is recognized, with the regulator’s voluntary request becoming mandatory in February 2011 and the introduction of an anonymous near-miss reporting program, SafeOCS, in 2015.610 Volume 4 describes approaches BSEE might take to promote offshore safety improvements using indicator data it collects.611 3.7 Conclusion The imperative to prevent another offshore catastrophe supports efforts by industry to actively monitor safety performance indicators that capture barrier and safety management system health. This chapter highlights some of the more advanced work on the issue to suggest ways companies can effectively collect and use safety data to manage major accident hazards. Volume 4 of the CSB Macondo Investigation Report, describes in detail how the regulator can play an influential role in developing and using safety performance indicators.
608 US DOI MMS Notice to Lessees and Operators of Federal Oil and Gas Leases on the Outer Continental Shelf: Performance Measures for OCS Operators and Form MMS-131, NTL2005-N02, https://ocsbbs.com/ntls/ntl05- n02.asp, and US DOI MMS Performance Measures Data, MMS-131, http://www.ocsbbs.com/ntls/ntl2005-n02- formmms-131.pdf, (accessed October 7, 2015). 609 API Recommended Practice, 75, 3rd (2004, reaffirmed 2008) ed., Recommended Practice for Development of a Safety and Environmental Management Program for Offshore Operations and Facilities, Appendix E, pp 37-41. 610 https://near-miss.bts.gov/ (accessed January 15, 2015). 611 Section 4.3.
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- 0 Ineffective Risk Management Approaches at Macondo
and the Challenges of the Multi-Employer Offshore Work Environment Major process safety incidents such as the 1988 UK Piper Alpha (offshore production facility)612 and the 1989 Phillips 66 Chemical Complex (petrochemical production facility)613 explosions were shaped by factors related to contractor management and ensuring safe operations in a multi-employer environment. At Piper Alpha, causal factors included deficiencies in contractor training and communication related to safety critical procedures as well as emergency response.614 For the 1989 Phillips 66 incident, findings addressed dispersed responsibility for employee safety where one or more contractors were engaged in potentially hazardous activities at the worksite.615 In its Phillips 66 investigation report, OSHA compared the owner/contractor problem to threats that can arise from dividing safety responsibility at construction sites where procedures were not in place.616 Similar lessons presented themselves at Macondo, but with nuances specific to the offshore drilling industry. As detailed in Section 1.8, while BP designed the Macondo well, Transocean supplied most of the workforce and drilling equipment. Before drilling began, BP agreed to use Transocean’s Safety
612 On July 6, 1988, an explosion occurred aboard the Piper Alpha oil production platform 120 miles off the coast of Scotland in the North Sea. A series of explosions and fire killed 167 workers and almost completed destroyed the platform. This incident became the deadliest accident in the history of the offshore industry. 613 On October 23, 1989, an explosion occurred at the Phillips 66 Company’s Houston Chemical Complex where high-density polyethylene plastic for milk bottles and other containers was produced, killing 23 workers and injuring 130 others. This was one of the worst industrial workplace accidents in the United States. 614 Department of Energy. The Public Inquiry into the Piper Alpha Disaster; Presented to Parliament by the Secretary of State for Energy by Command of her Majesty; November, 1990; noted in several locations, including examples on pp 194, 213, 293, and 356. 615 U.S. Department of Labor Occupational Safety and Health Administration, The Phillips 66 Company Houston Chemical Complex Explosion and Fire: Implementation for Safety and Health in the Petrochemical Industry, April 1990, p vii. 616 OSHA noted, “Following the L'Ambiance Plaza apartment complex collapse in Bridgeport, Connecticut, in April 1987, in which 28 workers were killed, OSHA held the primary contractor responsible for not meeting the safety and health requirements at the site. It was the agency's position that the primary contractor, in its role of supervisor of the entire project, could have prevented those violations regardless of whether part of the work was subcontracted.” U.S. Department of Labor Occupational Safety and Health Administration, The Phillips 66 Company Houston Chemical Complex Explosion and Fire: Implementation for Safety and Health in the Petrochemical Industry, April 1990, p 63. Chapter 4.0 Overview This chapter examines various BP and Transocean policies for managing major accident risks during drilling operations. The chapter demonstrates how despite contracted rigs represent a majority of BP’s blowout risks and Transocean’s rigorous corporate management risk policies, neither company sufficiently managed major hazard risks at the Macondo well.
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Management System (SMS) on the Deepwater Horizon.617 For the workforce under the drilling contractor, consistently working within one safety management system should improve front-line activities as the drilling rig moves from one well to another or as crew members work on wells managed by different operators. However, as Section 1.8 indicates, the interface of the safety management systems between the operator and the contractors, particularly the drilling contractor, can play an important role in bridging the natural gap between work-as-imagined in the drilling program and work-as-done by the well operations crew. To do so effectively, the interface must encompass fundamental hazard identification and both companies’ process safety risk management practices. At Macondo, BP and Transocean did not clarify hazard identification and risk management roles and responsibilities for safety critical activities contained within the temporary abandonment program. Consequently, while both companies had more rigourous corporate policies for risk management, neither assumed effective responsibility for ensuring their implementation at Macondo. This chapter addresses the corporate policies that establish the basis for BP and Transocean’s risk managment expectations. 4.1 BP and Transocean Risk Reduction Goal: ALARP Companies need an effective, and realistic, risk reduction goal because they cannot eliminate every risk completely—absolute safety is not possible. The question then becomes, when are efforts to reduce the level of residual risk sufficient? This challenge led to reducing risk to a level as low as is reasonably practicable, or ALARP, an important concept to explore in risk reduction practices employed during the Macondo drilling project since both BP and Transocean had policies to apply ALARP principles.618
617 Internal Company Document, BP. Transocean Drilling Contract for the Deepwater Horizon, 1998, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201305171200030/TREX-004271.pdf (accessed May 27, 2015).; Hearing before the Hearing before the U.S. District Court for the Eastern District of Louisiana under the Multi-District Litigation docket MDL No. 2179, June 29, 2011, see Mogford Designations Vol 2 pp 22-25, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Mogford_John-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015); Hearing before the U.S. District Court for the Eastern District of Louisiana under the Multi- District Litigation docket MDL No. 2179, June 21, 2011, see Baxter Designations Vol 1 pp 26-27, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Baxter_John-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). 618 BP’s OMS Exploration and Production Drilling and Well Operations Practice (DWOP) states, “all risks shall be managed to a level which is as low as reasonably practical” or ALARP, Internal Company Document, BP. GP 10- 00 Drilling and Well Operations Practice, Issue 1, October 2008, "This document contains the practices that have been agreed by BP management as current and relevant for drilling and well operations.", p A-8, BP-HZN- BLY00034518, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201304110900026/TREX-06121.pdf (accessed May 26, 2015). Transocean policies require employees to manage risks to ALARP, which Transocean defines as “… requiring personnel to consider the various additional risk reduction measures (additional controls) and determine if the effort and cost of those measures justify the additional amount of risk reduction obtained” Internal Company Document, Transocean. Health and Safety Policies and Procedures Manual, Issue 03, Revision 07, HQS-HSE-PP-01, December 15, 2009, Section 4 (Safety Policies, Procedures and Documentation), p BP- HZN-2179MDL00132218, see Exhibit 4942, BP-HZN-2179MDL00132055, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Farr_Daniel-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015).
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No prescribed methodology defines the type or number of barriers needed to demonstrate ALARP.619 The determination relies on informed judgments supported by a robust hazard analysis process that weighs the strengths and weaknesses of a range of potential barriers. Generally, proof that ALARP levels have been achieved is accepted when companies can show they adhere to generally recognized codes, standards, and relevant good practices.620 ALARP is also defined as “efforts to reduce risk [that are] continued until the incremental sacrifice (in terms of cost, time, effort,or other expenditure of resources) is grossly disproportionate to the incremental risk reduction achieved.”621 In practice, these efforts by the company are twofold. First, they are the initial identificaton and implementation of physical, operational/human, and organizational safety barriers to reduce the risk of a major accident as determined by a hazard analysis. Second, they are adherence to safety managment systems intended to ensure strong barriers throughout the lifetime of an operation. The success of these systems hinges on the risk management approach and corporate oversight of that approach to create a strong and supportive culture. Collaboration of this magnitude means actively monitoring for, and then addressing, barrier performance gaps appropriately. Thus, while an initial effort to address risk levels is necessary, the efforts should be continual and in response to various factors such as new technology developments, updated industry standards, or lessons learned from an incident. ALARP is not required by the SEMS Rule. Despite its lack of presence, several widely recognized standards and guidelines recommend using ALARP. Specific to drilling, ALARP is recommended by the IADC, a trade association of which Transocean is a member.622 While this chapter details ALARP provisions stipulated in both BP and Transocean corporate policies to demonstrate inadequacies in their risk management approaches, Volume 4 expands the ALARP conversation and addresses the important role of the regulator in overseeing and verifying adequate risk reduction measures by industry in an ALARP environment.
619 Executive, H. a. ALARP "at a glance", http://www.hse.gov.uk/risk/theory/alarpglance.htm (accessed October 7, 2015), 2015.; NOPSEMA. Guidance Note: ALARP; N-04300-GN0166 Revision 6; June, 2015; pp 5-7. http://www.nopsema.gov.au/assets/Guidance-notes/N-04300-GN0166-ALARP.pdf (accessed October 7, 2015). 620 The Center for Chemical Process Safety (CCPS) identifies ALARP as an appropriate risk reduction approach in their hazard identification and risk analysis guidance; Center For Chemical Process Safety. Guidelines for Risk Based Process Safety; John Wiley & Sons: Hoboken, NJ, 2007; see generally Chapter 9, Hazard Identification and Risk Analysis, pp 209-244. CCPS is a not-for-profit industry alliance within the chemical engineering professional society - the American Institute of Chemical Engineers (AIChE) “that identifies and addresses process safety needs within the chemical, pharmaceutical, and petroleum industries, http://www.aiche.org/ccps/about (accessed February 28, 2015). CCPS’s mission is to “eliminate process safety incidents in all industries” but much of CCPS safety guidance has historically focused on onshore process safety issues, http://www.aiche.org/ccps/about/mission-vision (accessed February 28, 2015). Member companies include major oil companies such as BP, Chevron, ConocoPhillips, ExxonMobil, Total and Shell that manage process safety both on and offshore. 621 Center For Chemical Process Safety. Guidelines for Risk Based Process Safety; John Wiley & Sons: Hoboken, NJ, 2007; pp xxxvii. 622 With the exception of the US, regulators of the leading oil and gas producing countries of the world have recognized or adopted these guidelines. IADC Safety Case Guidelines web page detailing the 21 countries where the guidelines have been adopted or are pending adoption, http://www.iadc.org/iadc-hse-case-guidelines/ ; International Association of Drilling Contractors Health, Safety and Environment Case Guidelines for Mobile Offshore Drilling Units, January 2015, Issue 3.6, Part 4, pp 22-23.
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- 2
Contractor Safety Management Guidance Calls for Clear Definition of Roles and Responsibilities The International Association of Drilling Contractors (IADC), the Center for Chemical Process Safety (CCPS),623 and API guidance identify that keys to managing major process risk between a contracting company and a contractor are clear definition and communication of safety critical roles and responsibilities.624 IADC recommends that a drilling contractor identify in writing hazardous operations and barriers that likely fall under its responsibility, including running drillpipe into and out of a well, well testing, and displacing a well.625 The objective of such an activity is to incorporate input from relevant stakeholders (like an operator) on the uncertainties and assumptions made when identifying risk reduction measures, and then communicating the information to the workforce.626 The IADC also identifies that a bridging document between the operator and contractor should describe “individual and collective stakeholder responsibilities during the various operational phases,”627 which include HSE management responsibilities and authorities628 as well as HSE critical activities and verification of effectiveness.629 CCPS emphasizes that owners/operators need to “establish expectations, roles and responsibilities for safety program implementation and performance.”630 CCPS states that one key principle for owners/operators in contractor management is to “maintain high standards of safety performance during the conduct of the contracted services,” and it further asserts that the contracting company must implement a contractor management program to ensure safe operations.631 Maintaining a dependable process safety practice and ensuring consistent implementation require “compliance with specific company, facility or regulatory requirements. Responsibility for each associated work activity should be identified and designated, as appropriate to the company or contractor.”632 CCPS also states that most companies require that contractor safety standards and practices be comparable to the owner/operator’s.
623 Guidelines for managing risk have been produced by various authors including the CCPS and IADC. While the CCPS guidelines were not expressively written for offshore operations, they have recently been effectively implemented in drilling and well operations (Chajai, H.; Smith, C. Defining and Improving Process Safety for Drilling and Well Services Operations, IADC/SPE Drilling Conference and Exhibition, Fort Worth, TX, March 4
- 6, 2014) As such, they complement the IADC guidelines for assessing policies and practices relevant to the
Macondo incident. 624 Center For Chemical Process Safety. Guidelines for Risk Based Process Safety; John Wiley & Sons: Hoboken, NJ, 2007; p 365. 625 International Association of Drilling Contractors Health, Safety and Environment Case Guidelines for Mobile Offshore Drilling Units, January 2015, Part 4, Section 4.8, p 36. 626 Ibid., Part 4, Section 4.8.1, p 37. 627 Ibid., Part 2, Section 2.2.1, p 4. 628 Ibid., Part 2, Section 2.2.3.4, p 8. 629 Ibid., Part 6, Section 6.4, pp 6-7. 630 Center For Chemical Process Safety. Guidelines for Risk Based Process Safety; John Wiley & Sons: Hoboken, NJ, 2007, p 367. 631 Ibid., p 368. 632 Ibid., p 370.
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API Recommended Practice 76,633 Contractor Safety Management for Oil and Gas Drilling and Production Operations, establishes owner/operator responsibilities for contractor safety performance, including drilling contractors, and advises that the “operator should identify the safety requirements and communicate them to the contractor.” 634 Where contractors have specialized expertise and knowledge of expected hazards, it is important that a determination be made “as to which individual or company will have the primary responsibility for implementing additional safety requirements applicable to their specialty.”635 4.3 Transocean did not apply its More Rigorous Corporate Risk Management Policies to the Deepwater Horizon and Macondo Well This section shows that Transocean offered minimal internal guidance and unclear expectations of the risk management tools its personnel should use for an offshore operation or facility, and the more rigorous ones were not applied at the Macondo well. Transocean claims not to have used the more rigorous ones because US regulations did not require them.636 Transocean’s rig crews manage risk with the THINK planning process (Section 1.8.3), a hierarchical approach with levels of risk assessment that depended on factors such as the complexity and potential safety impact of the task.637 As the complexity and severity of the potential risk increases, responsibility should shift from the rig crew to further up the organizational hierarchy, and the company should use more rigorous risk management approaches, including HAZOP/HAZID, Major Accident Hazard Risk Assessment (MAHRA; sometimes referred to as MHRA or Major Hazard Risk Assessment), and the Health Safety and Environmental (or safety) case and operations integrity case (OIC) (see Figure 4-1 and Table 4-1).
633 API RP 76 has been cited as a potentially helpful document in “developing guidelines for contractor selection” in API Recommended Practice 75 that was made mandatory in offshore regulations post-Macondo. See Volume 4, Section 2.1 for more discussion. 634 Note that API 76 has not been updated since 2007 or revised in the aftermath of the Macondo incident. API Recommended Practice 76, 2nd ed., Contractor Safety Management for Oil and Gas Drilling and Production Operations, November 2007 (, reaffirmed January 2013), p 1. 635 It should be noted that the language used in API RP 76 revolves around permissive “should” and not “shall” requirements. Also, API 76 has not been updated since 2007 or revised in the aftermath of the Macondo incident; API Recommended Practice 76, 2nd ed., Contractor Safety Management for Oil and Gas Drilling and Production Operations, November 2007 (reaffirmed January 2013), p 1. 636 See text in Section 4.3.1.1.; Internal Company Document, Transocean. Investigations - Hazard Studies, July 29, 2010, p TRN-INV-03403088. 637 Internal Company Document, Transocean. Health and Safety Policies and Procedures Manual, Issue 03, Revision 07, HQS-HSE-PP-01, December 15, 2009, Risk Management Think Planning Process, see Exhibit 4942, BP-HZN-2179MDL00132218 - 20, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Farr_Daniel-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015).
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Figure 4-1. Transocean’s Levels of Risk Management. The higher level risk management approaches were applied to activities with greater complexity and severity of risk. 638
638 Ibid., BP-HZN-2179MDL00132220.
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Table 4-1. Shore-based risk management tools as identified and described in Transocean’s Health and Safety Policies and Procedures Manual-Level.
Risk Management Tool Transocean Description639 Hazard Identification (HAZID)/ Hazard and operability (HAZOP) A HAZID study is the structured, systematic risk assessment of an activity in order to identify the hazards associated with it. A HAZOP study is used to identify health, safety, and environmental hazards and operability issues for equipment or systems to reduce risks to ALARP. HAZOPs are primarily used during a design stage. Major Hazard Risk Assessment (MAHRA) Demonstrates that the company has identified the major hazards of an installation, qualitatively assessed the risk associated with those hazards, and identified the preventive and mitigating controls necessary to reduce the risk to ALARP. Safety Case A summary of the installation, installation management, and company safety management system, showing the company has identified and evaluated all major hazards that may affect the installation and has appropriate means for controlling risks of those hazards. Operation Integrity Case (OIC) Assures that the company has identified major and other workplace hazards, assessed the risks associated with these hazards, and possesses the necessary controls to reduce the risk to as low as reasonably practicable. A person is assigned to each identified control. The OIC process is based on the Company Management System.
These tools, requiring varying levels of analysis and organizational responsibility, should assist in identifying and managing needed safeguards. For the Macondo well, scant evidence exists that Transocean used any of these risk management tools to adequately assess hazards and implement effective controls to manage loss-of-well control risks. 4.3.1 Transocean Lacks Implementation Guidance for its Risk Management Tools The Transocean Health and Safety Manual (HSE Manual) in effect at the time of the incident provided little guidance on the selection of risk management tools and their requirements. For the higher level risk tools, Transocean merely states that every vessel in the fleet must have a current version of the MHRA, Safety Case, or OIC. 640 Of these three tools, Transocean does not describe which tool is required under given conditions except to say that countries such as the UK use the Safety Case to demonstrate that risks are ALARP.641 While the Transocean HSE Manual indicates that these three tools should be used where the severity and complexity of risk “increases” (Figure 4-1), it provides no direction about their benefits for major accident prevention under different risk conditions. In April 2010, Transocean commissioned Lloyd’s Register to review its safety management systems.642 Lloyd’s Register reported that Transocean’s
639 Ibid., BP-HZN-2179MDL00132229. 640 Ibid. 641 Ibid. 642 Internal Company Document, Transocean. An Independent Review of CMS and SMS, Client: Transocean, April 9, p 11, 2010,TRN-INV-02825041.
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offshore workforce was confused about the risk management hierarchy and that the workers viewed the tools as poorly described and lacking guidance on “when and how [the tools] should be applied.” The report found that while Transocean’s risk management procedure required quantifying hazards and reducing risks to ALARP, the management system lacked a procedure to do so. The various levels of Transocean’s risk management hierarchy were all intended to demonstrate that risks were reduced to ALARP.643 However, Transocean did not use the good practice test for ALARP for the Deepwater Horizon rig or the Macondo well project, which requires that the incremental sacrifice (in terms of cost, time, etc.) be grossly disproportionate to the incremental risk reduction achieved. Rather Transocean stated that ALARP “requires personnel to consider the various risk reduction measures (additional controls) and determine if the effort and cost of those measures justify the additional amount of risk reduction obtained.”644 By eliminating the gross disproportionality test, Transocean expressly allowed risk reduction to carry less weight and cost factors to play a greater role in the ALARP determination. BP notes that traditional risk assessments are not appropriate for managing the risk of low probability, high consequence major accident events, requiring instead a different strategy that does not lead to excluding them from further risk reduction efforts (see Section 4.4.1). 4.3.1.1 Transocean Identified Risk Mitigation Tool Weaknesses Post Incident Despite the high severity of known risks in exploring high pressure/high temperature wells in deep water, like Macondo, the only Transocean higher level risk management activity completed was a generic Major Hazard Risk Assessment (MHRA) for the Deepwater Horizon rig.645 While Transocean’s HSE Manual required a review and update of the MHRA,646 the Horizon MHRA had not been revised since 2004, nearly six years before the Macondo incident. The purpose of the MHRA was to “demonstrate that adequate controls were in place so that HSE risks on the Deepwater Horizon can be considered both tolerable and ALARP.” The MHRA examined a number of hazards using a generic risk matrix that defined the categories of severity and likelihood.647 Ultimately, this led to a designation that a well
643 Internal Company Document, Transocean. Health and Safety Policies and Procedures Manual, Issue 03, Revision 07, HQS-HSE-PP-01, December 15, 2009, Demonstrating Risks are ALARP, see Exhibit 4942, BP- HZN-2179MDL00132229, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Farr_Daniel- Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). 644 Ibid. 645 Internal Company Document, Transocean. Major Accident Hazard Risk Assessment Deepwater Horizon, Revision 01, August 29, 2004, TRN-MDL-01184581, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201303141200012/TREX-02188.pdf (accessed October 7, 2015). 646 Internal Company Document, Transocean. Health and Safety Policies and Procedures Manual, Issue 03, Revision 07, HQS-HSE-PP-01, December 15, 2009, Risk Management Think Planning Process, see Exhibit 4942, BP-HZN-2179MDL00132229, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Farr_Daniel- Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). 647 The likelihood categories were based on the subjective determination of the personnel involved. For a medium likelihood, an event such as a blowout would have had to occur on the Horizon. Low likelihood was assigned if the staff knew the event occurred in industry. The report has no justification for using the categories or the significant gap between “known to have occurred in the industry” and “occurs on this rig.” Based on this subjective approach, the MHRA concluded that while the consequences of a well blowout were judged to be
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blowout was a “medium risk” for the Deepwater Horizon and required review, but Transocean did not issue recommendations for the well blowout hazard under its scheme.648 (See also Volume 2, Section 5.1.1.) Despite the critical role of manual activation of the BOP in ensuring the BOP can act as a physical barrier against a well kick or blowout,649 Transocean has no record that it identified, evaluated, and implemented the necessary corresponding human and process controls. Post-incident, Transocean technical personnel concluded that the MHRA approach was less effective than what other countries require and observed an absence of a Macondo bowtie650 analysis to address safety barriers.651 A Transocean outside risk consultant agreed, noting that the use of MHRA is “not as good as the bowties,” in part as they are not “user friendly” and do not address barrier effectiveness or circumstances that could compromise barriers.652 The Transocean DWH Investigation team identified that regulatory requirements to undertake more in-depth analysis of major hazard events influenced the level of analysis actually conducted by the company.653 The comments from the Transocean investigation team portray the use of MHRA as a minimum compliance approach—Transocean will use the more effective approach only if the regulatory regime requires it. This minimal compliance approach undermines Transocean’s claim of reducing major accident risk to ALARP. If the same company recommends and uses a more effective risk management approach for the same activity, then the less rigorous approach clearly is not ALARP.
“extremely severe” based on the fact that no blowout had occurred on the Deepwater Horizon, the likelihood of occurrence was low. 648 Internal Company Document, Transocean. Major Accident Hazard Risk Assessment Deepwater Horizon, Revision 01, August 29, 2004, TRN-MDL-01184597 and TRN-MDL-01184589 - 91, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201303141200012/TREX-02188.pdf (accessed October 7, 2015). 649 Volume 2, Section 2.2. 650 Bowtie diagrams are introduced in Volume 2, Section 4.2.1. A bowtie diagram (also referred to simply as a bowtie) is a visual tool that depicts the relationships between hazards, barriers, and the major accident events the barriers are intended to prevent. 651 Internal Company Document, Transocean. Investigations - Hazard Studies, July 29, 2010, TRN-INV-03403088. 652 Email from Operations Manager, Marex, to Deepwater Horizon Investigation Team, Transcoean, Subject: FW: Champion's - Major Hazard Risk Assessment or Safety Case, May 13, 2010, TRN-INV-02872965. The email specifically states “barrier effectiveness, escalation.” ‘Escalation’ factors are commonly used to describe barrier threats, see Lewis, S.; Smith, K. Lessons Learned From Real World Application of hte Bow-tie Method, American Institute of Chemical Engineers 2010 Spring Meeting 6th Global Congress of Process Safety, San Antonio, TX, March, 2010. 653 Internal Company Document, Transocean. Investigations - Hazard Studies, July 29, 2010, p TRN-INV- 03403088.
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Post-Texas City Refinery Disaster, BP Developed but Macondo did not Benefit from the Robust Corporate Risk Management System The 2007 Baker Panel and CSB reports654 issued in the wake of the 2005 BP Texas City refinery accident led to a renewed global emphasis on process safety performance for many high-hazard industries and regulators beyond the oil refining sector. Two major lessons with broad implications from both reports were (1) the necessity to focus on process safety separate and distinct from personal safety and (2) the influential power of corporate leadership and organizational culture in driving continual process safety improvement.655 The Baker Panel report recommended that BP implement “an integrated and comprehensive process safety management system that systematically and continuously identifies, reduces, and manages process safety risk.”656 BP agreed to adopt the Baker Report recommendations, establishing a Board reporting process to track progress to implementation. BP also responded to findings and recommendations from the CSB and Baker Panel by developing an overhaul of its corporate safety management system approach to its entire global operations. It termed this approach the BP Operating Management System Framework or OMS, which in 2008 replaced the business-wide HSE management system Getting Health, Safety, and Environment Right (GHSER).657 The BP Group Chief Executive Tony Hayward asserted “the operating management system (OMS) is fundamental to delivering safe and reliable operating activities in BP.”658 The CSB Texas City report noted that GHSER, the OMS predecessor, listed “expectations” encompassing both personal safety and some limited process safety elements, but the reporting requirements to corporate leaders focused on personal safety, which weakened BP’s ability to prevent the Texas City incident.659 In contrast, OMS addresses both process and personal safety in its risk approach and included a larger collection of process safety-related policies and engineering and technical practices that represented, as a whole, a more structured and rigorous approach to major accident prevention. BP
654 The Baker Panel. The Report of the BP US Refineries Independent Safety Review Panel; January, 2007; http://www.csb.gov/assets/1/19/Baker_panel_report1.pdf (accessed October 7, 2015).; USCSB, 2007. Refinery Explosion and Fire, Texas City, TX, March 23, 2005, Report No. 2005-04-I-TX, http://www.csb.gov/assets/1/19/CSBFinalReportBP.pdf (accessed October 7, 2015), March 2007. 655 Hopkins, A. Failure to Learn - the BP Texas City Reginery Disaster; CCH Australia Limited: 2009; pp 63-64. 656 The Baker Panel. The Report of the BP US Refineries Independent Safety Review Panel; January, 2007; p xvi. http://www.csb.gov/assets/1/19/Baker_panel_report1.pdf (accessed October 7, 2015). 657 Internal Company Document, BP. The BP Operating Management System Framework, Part 1, An Overview of OMS, Version 2, November 3, 2008, BP-HZN-2179MDL00333196, see Exhibit 2352 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Lynch_Richard-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). 658 Ibid., p 2, BP-HZN-2179MDL00333198. 659 USCSB, 2007. Refinery Explosion and Fire, Texas City, TX, March 23, 2005, Report No. 2005-04-I-TX, p 149, http://www.csb.gov/assets/1/19/CSBFinalReportBP.pdf (accessed October 7, 2015), March 2007.
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explicitly approved these policies for implementation “across the BP Group”660 and intended to apply them to onshore and offshore operations, including drilling and completions.661 Under OMS, BP required the systematic identification of process safety hazards, risk assessment, and risk reduction measures at the plant, process, and people levels.662 OMS’s risk approach required an annually updated risk register that identified specific safety and environmental risk reduction measures.663 Implementing OMS was intended to include at least an annual gap assessment of the entity’s operations based on the OMS guidance and related standards at all levels of the organization.664 The standards included Group Engineering Technical Practices, which defined minimum engineering and operations process safety corporate standards for reducing risks, including Integrity Management,665 a Hazard and Operability Study,666 Inherently Safer Design,667 and Layers of Protection Analysis (LOPA).668 As the CSB shows in recently published investigation reports, policies like these have the potential of more robustly reducing process safety risk.669 Other risk management practices that BP required included BP’s
660 BP Group management is the global corporate management responsible for business operations, including exploration and production (E&P). 661 Internal Company Document, BP. Gulf of Mexico SPU Operating Plan (OMS Handbook), December 3, 2008, BP-HZN-2179MDL00333155, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201305171200030/TREX- 002908.pdf (accessed October 7, 2015). 662 Ibid. 663 Internal Company Document, BP. The BP Operating Management System Framework, Part 2, Elements of Operating including Group Essentials, Issue 2, November 3, 2008, see Exhibit 2352, BP-HZN- 2179MDL00333245, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Lynch_Richard- Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). 664 Ibid. 665 "This practice provides requirements for designing, constructing, operating and maintaining […] floating structures throught their lifecycle. The intent is to prevent loss of containment, structural failure or unintended release of stored energy;" Internal Company Document, BP. 666 Internal Company Document, BP. GP 48-02 Hazard and Operability (HAZOP) Study, June 12, 2008, BP-HZN- CSB00181666. 667 Internal Company Document, BP. GP 48-04 Inherently Safer Design (ISD), June 5, 2008, BP-HZN- CSB00181764, “Inherently safer design (ISD) is a way of thinking differently from traditional hazard management. Instead of identifying hazards and adding layers of protection to prevent and minimise hazards, inherently safer design first challenges whether the hazard can be eliminated completely or reduced in severity.” 668 Internal Company Document, BP. GP 48-03 Layers of Protection Analysis (LOPA), June 5, 2008, "This GP describes the method used to evaluate the effectiveness of independent protection layer(s) in reducing the likelihood or severity of an undesirable event." BP-HZN-CSB00181723. 669 USCSB, 2013. Final Investigation Report: Chevron Richmond Refinery Pipe Rupture and Fire, Richmond, CA, August 6, 2012, Report No. 2012-03-I-CA, http://www.csb.gov/assets/1/19/Chevron_Interim_Report_Final_2013- 04-17.pdf (accessed October 7, 2015), April 2013.; USCSB, 2014. Catashtrophic Rupture of Heat Exchanger, Anacortes, WA, April 2, 2010, Report No. 2010-08-I-WA, http://www.csb.gov/assets/1/7/Tesoro_Anacortes_2014-May-01.pdf (accessed October 7, 2015), May 2014.
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Major Accident Risk Process670 and the Drilling and Well Operations Practice (DWOP). 671 Both are detailed in this section. 4.4.1 OMS Roll-out Lags Macondo Well Planning and Drilling—Related Safety Practices were not Effectively Applied at the Macondo Well BP pledged to implement OMS as a response to the Texas City recommendations across all operations. As indicated on the timeline in Figure 4-2 BP first announced OMS in 2006, with piloting of the new system beginning in 2007 and large company rollout in 2008.672 In 2008, BP CEO Tony Hayward stated at an annual general meeting for shareholders, “Our intense focus on process safety continues. We are making good progress in addressing the recommendations of the Baker Panel and have begun to implement a new Operating Management System across all of BP’s operations.”673 By 2009, BP announced rollout was 80% complete businesswide, and specifically in the Gulf of Mexico by December 2009.674
670 Internal Company Document, BP. BP Group Engineering Technical Practices, Major Accident Risk (MAR) Process, GP 48-50, June 5, 2008, BP-HZN-2179MDL00407937, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/TREX-01734.pdf (accessed May 22, 2015). 671 Internal Company Document, BP. GP 10-00 Drilling and Well Operations Practice, Issue 1, October 2008, "This document contains the practices that have been agreed by BP management as current and relevant for drilling and well operations." BP-HZN-BLY00034504, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201304110900026/TREX-06121.pdf (accessed May 26, 2015). 672 See BP Sustainability Reviews from 2006 – 2008 at http://www.bp.com/en/global/corporate/sustainability/about- our-reporting/Sustainability-report/sustainability-report-archive.html (accessed March 3, 2016). 673 Hayward, T. Tony Hayward's speech at the 2008 Annual Genearl Meeting, Docklands, London, April 17, 2008; see Exhibit 6015, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Hayward_Anthony- Depo_Bundle.zip (accessed 7 2015, October). 674 See BP Sustainability Reviews from 2008 – 2010 at http://www.bp.com/en/global/corporate/sustainability/about- our-reporting/Sustainability-report/sustainability-report-archive.html (accessed March 3, 2016).
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Figure 4-2. OMS Rollout at BP, 2006-2009. BP’s guidance indicates that the OMS requirements would be applicable to contractor-owned rigs,675 but the “delivery of HSSE [health, safety, security and environment] would be accomplished through the drilling contractor’s Safety Management System (SMS).”676,677 Even though BP did not require
675 For example, BP’s Gulf of Mexico SPU, Drilling and Completions OMS Implementation Terms of Reference states that “OMS is not an option; it is a requirement … OMS applies to all operations and premises, controlled or owned by BP and sites operated or controlled on BP’s behalf … For GoM D&C this document serves to define the activities planned for 2009 to ensure clarity around how OMS will apply to both BP-owned and contractor- operated and contractor-owned and operated rigs and further how the organization is currently conforming to OMS expectations.” Internal company document, BP, Gulf of Mexico SPU Drilling and Completions OMS Implementation Terms of Reference, February 13, 2009, BP-HZN-2179MDL00369586, see Exhibit 0784 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Grounds_Cheryl-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). 676 Hearing before the Hearing before the U.S. District Court for the Eastern District of Louisiana under the Multi- District Litigation docket MDL No. 2179, June 29, 2011, see Mogford Designations Vol 2 pp 22 - 25, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Mogford_John-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015); Hearing before the U.S. District Court for the Eastern District of Louisiana under the Multi- District Litigation docket MDL No. 2179, June 21, 2011, see Baxter Designations Vol 1 pp 26 - 27, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Baxter_John-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). 677 Internal Company Document, BP. Gulf of Mexico SPU Drilling and Completions The Way We Work, 2200-T2- PM-RP-000001, May 12, 2009, p 24, BP-HZN-2179MDL00394896,
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Transocean to directly apply OMS in lieu of its own management system, OMS expressly applied to BP’s drilling projects with contracted rigs in the GoM in two key ways:
- OMS applied to BP’s well drilling planning and execution activities, “performed under the
control or supervision of BP, or on behalf of BP”; and678
- BP’s Drilling and Well Operations Practice (DWOP) requires a well control bridging document;
thus, BP’s GoM Drilling and Completion (D&C) procedures required that the parties execute a bridging document to align BP and the drilling contractors’ safety management system.679 Consequently, while contractors do not have to adopt OMS verbatim, its associated technical practices do apply to contracted wells like Macondo. Unfortunately, as indicated in Figure 4-2, OMS requirements were just starting for D&C during the initial Macondo planning stages and when the well was first drilled.680 The CSB found no evidence that BP retroactively initiated OMS elements at Macondo that could have impacted risk management at the well. The following sub-sections describe those OMS examples. 4.4.2 Macondo Risk Analysis Lacked BP ALARP Requirements Before Macondo, BP did not apply the Baker and CSB process safety lessons learned that led it to adopt OMS. Rather, it employed the pre-Texas City “Beyond the Best (BtB) Common Process” for contracted rigs.681 BtB was a commercial risk management approach for D&C projects that “focused on improving drilling and completions efficiency.”682 BtB had a typical project management stage-gate approach that
http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Lacy_Kevin-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). 678 Internal Company Document, BP. GP 10-00 Drilling and Well Operations Practice, Issue 1, October 2008, Section 1.3, p A-4, BP-HZN-BLY00034514, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201304110900026/TREX-06121.pdf (accessed May 26, 2015). 679 Internal Company Document, BP. Gulf of Mexico SPU Drilling and Completions The Way We Work, 2200-T2- PM-RP-000001, May 12, 2009, p 24, BP-HZN-2179MDL00394896, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Lacy_Kevin-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015).; Internal Company Document, BP. GP 10-00 Drilling and Well Operations Practice, Issue 1, October 2008, Section 15.2.17, p B-10, BP-HZN-BLY00034545, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201304110900026/TREX-06121.pdf (accessed May 26, 2015). 680 Additionally, as communicated in a CSB interview, “we [D&C] had just started this year [2010] with [OMS]. And we were in the process of rolling it out to the organization.” 681 Beyond the Best was developed in 2001 and was described as having “passed the test of time,” Internal Company Document, BP. Exploration and Production, Drilling and Completions, Beyond the Best Common Process, June 2008, p 2, BP-HZN-2179MDL00333309, see Exhibit 6066 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Hayward_Anthony-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015).; Internal Company Document, BP. GoM Drilling and Completions; GoM D&C Operating Plan/Local OMS Manual, 2200-T2-DM-MA-0001, November 1, 2009, p 22, BP-HZN-MBI00193469, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/TREX-06065.pdf (accessed October 7, 2015). 682 Internal Company Document, BP. Exploration and Production, Drilling and Completions, Beyond the Best Common Process, June 2008, p 7, BP-HZN-2179MDL00333314, see Exhibit 6066 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Hayward_Anthony-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015).
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defined risk not in terms of process safety, but as “uncertain future events” which could have “an impact on the delivery of well objectives.”683 The outputs of the process were to be recorded in a risk register where impact types could be categorized under safety and environment, but other commercial impact types were listed as well, such as cost and schedule.684 The November 2009 version of the GoM Drilling and Completions Local OMS Manual recognized that the BtB risk management approach needed to align with OMS.685 While BtB listed commercial impacts, BP’s Group Defined Practice (GDP) for Assessment, Prioritization and Management of Risk, GDP 3.1 – 0001, issued in 2008, focused specifically on “Health, Safety, Security and Environmental (HSSE) and operating risks in projects.”686 The Group practice emphasized the implementation of risk reduction action plans with deliverables and timelines for completion. It recommended the hierarchy of controls to assess the effectiveness of risk reduction measures and referenced BP’s Layers of Protection Analysis practice as a tool.687 Post-incident, the former D&C Vice President and a senior process safety engineer acknowledged the BtB approach did not meet the requirements of examining the HSSE impacts in Group Defined Practice 3.1 and that the BtB risk register provided “limited direction.”688 BP D&C was moving to the consistent use of a tool that examined HSSE risk, but the required transition to the new BP Risk Assurance Tool (BP RAT), occurred for GoM D&C after developing the Macondo well risk register. Thus the BtB tool was used.689 Also the risk management practices for the GoM
683 Ibid., p 54, BP-HZN-2179MDL00333361. 684 Internal Company Document, BP. Risk Register and Action Tracking Sheet for E&P Projects (Macondo), Risk Rating Matrix: Type of Impact, p 12, see Exhibit 4189 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Jassal_Kalwant-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). 685 Internal Company Document, BP. GoM Drilling and Completions; GoM D&C Operating Plan/Local OMS Manual, 2200-T2-DM-MA-0001, November 1, 2009, p 22, BP-HZN-MBI00193469, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/TREX-06065.pdf (accessed October 7, 2015). 686 Internal Company Document, BP. GDP 3.1-0001 Assessment, Prioritization and Management of Risk, October 14, 2009, pp 6, 16-17, BP-HZN-2179MDL00998896, see Exhibit 8013 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Yilmaz_Barbara-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). 687 Ibid. 688 Hearing before the Hearing before the U.S. District Court for the Eastern District of Louisiana under the Multi- District Litigation docket MDL No. 2179, May 4, 2011 pp 109-112, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Grounds_Cheryl-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015).; Hearing before the Hearing before the U.S. District Court for the Eastern District of Louisiana under the Multi-District Litigation docket MDL No. 2179, April 17, 2013 pp 9305-9307, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201303141200012/O'Bryan_Patrick-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). 689 Hearing before the Hearing before the U.S. District Court for the Eastern District of Louisiana under the Multi- District Litigation docket MDL No. 2179, April 17, 2013 p 9306, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201303141200012/O'Bryan_Patrick-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015).
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Strategic Performance Unit (SPU)690 were not scheduled to align with GDP 3.1-0001 until June 2010, after the Macondo accident.691 When BP developed the Macondo risk register, its GoM D&C draft Risk Management Plan noted that using the BtB risk tool was a fragmented approach lacking consistency.692 The draft plan found significant issues with D&C’s use of BtB, including lack of a single point of accountability, no clear roles and responsibilities, and little understanding of what OMS entails and how it impacts the risk management process.693 The draft plan also noted that aggregating risks was difficult, a finding that would affect efforts to identify companywide process safety indicators (see Chapter 3.0).694 Similar to the lack of HSSE impacts listed in the Macondo risk register, the draft plan found in many cases that “major hazard and accident risks are not included in register and subsequently not addressed as expected.”695 Despite these findings, the Macondo risk register completed later that month was not reviewed or revised to address HSSE risk consistent with GDP 3.1-0001. The outputs of the risk register for the Macondo well were used to create a risk rating matrix. BP determined in the Macondo risk matrix that the impact of an uncontrolled well control event—just considering cost—would be “medium,”696 judged to be $1-3 million based upon the team’s subjective evaluation that comparable events were within their direct experience.697 However, the case was not a well control event involving a kick and blowout, but rather a lost wellbore due to an unspecified problem within the well, presumably due to stuck pipe or lost circulation; in fact, both did occur earlier in the Macondo well.698 The risk register also listed PP/FG (pore pressure/fracture gradient) uncertainty as a
690 BP divided its operating segments such as exploration and production into regional Strategic Performance Units or SPUs. The drilling of the Macondo well was conduct in BP’s Gulf of Mexico. 691 Internal Company Document, BP. Gulf of Mexico SPU, Operating Plan (OMS Handbook), Revision 1, 2000-T2- OP-PL-0001, March 1, 2010, p 13, BP-HZN-2179MDL01160046, see Exhibit 3893 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Armstrong_Ellis-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). 692 The draft plan was based on interviews with D&C team leads and personnel responsible for managing risk; Internal Company Document, BP. Gulf of Mexico SPU; GoM D&C; Risk Management Plan; Assessment, Recommendations and Implementation Plan, Revision B, 2200-T2-PM-RP-000000, January 1, 2010, p 6, BP- HZN-2179MDL01793825, see Exhibit 4165 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Jassal_Kalwant-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). 693 Internal Company Document, BP. Gulf of Mexico SPU; GoM D&C; Risk Management Plan; Assessment, Recommendations and Implementation Plan, Revision B, 2200-T2-PM-RP-000000, January 1, 2010, pp 6-9, BP- HZN-2179MDL01793825-28, see Exhibit 4165 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Jassal_Kalwant-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). 694 Ibid., p 7, BP-HZN-2179MDL01793826. 695 Ibid., p 7, BP-HZN-2179MDL01793826. 696 Ibid., p 7, BP-HZN-2179MDL01793826. 697 Ibid., p 7, BP-HZN-2179MDL01793826. 698 National Commission on the BP Deepwater Horizon Oil Spill and Offshore Drilling. Chief Counsel's Report: The Gulf Oil Disaster; Feburary 17, 2011; p 59.
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risk, implying a possible kick,699 but one that would be controllable and therefore a “medium” risk for cost. BP used an ALARP tool in the risk matrix to determine the need for risk reduction. For the moderate category, risk reduction was required only “where cost beneficial.”700 On that basis, BP accepted the well control risk for the Macondo project and proposed no additional actions. BP’s approach minimized the risk of an uncontrolled kick or blowout. Ultimately, there was no evaluation of barriers and their effectiveness to prevent or mitigate such events. Despite BP’s ALARP requirements, no documentation shows that BP performed any analysis that well control safeguards were effective and that safety risk was driven to as low as reasonably practicable. BP had not yet applied its own OMS framework to its deepwater operations in the geologically difficult Gulf of Mexico, a clear example of failure to implement ALARP even to the risk level of its own safety standards. 4.4.3 BP’s Major Accident Risk (MAR) Process was not Implemented BP determined that traditional strategies for managing risk did not adequately address high consequence- low frequency events, so it developed the MAR Process. Acknowledging resources to reduce risk are finite, the MAR process requires the company to prioritize efforts to continually drive down risk of accidents.701 The method for an MAR study starts by identifying and quantifying the likelihood of potential major accident events and their consequences.702 The MAR Process allows for risk assessment across a group of multiple facilities.703 For offshore operations, this includes risk scenarios like riser unloading events and blowouts.704 The goal of the MAR study is to evaluate preventive and mitigative controls, and show that MAR is “on a steady decline.”705 Ultimately, the leader of each BP Operation, such as D&C, is accountable for ensuring a MAR study is completed, reviewed, and the results communicated to the appropriate level.706
699 See Volume 1, Section 2.1 for discussion of pore pressure/fracture gradient. 700 Internal Company Document, BP. Gulf of Mexico SPU; GoM D&C; Risk Management Plan; Assessment, Recommendations and Implementation Plan, Revision B, 2200-T2-PM-RP-000000, January 1, 2010, p 7, BP- HZN-2179MDL01793826, see Exhibit 4165 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Jassal_Kalwant-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). 701 Internal Company Document, BP. BP Group Engineering Technical Practices, Major Accident Risk (MAR) Process, GP 48-50, June 5, 2008, pp 9-10, BP-HZN-2179MDL00407945-46, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/TREX-01734.pdf (accessed May 22, 2015). 702 Ibid,, p 13, BP-HZN-2179MDL004074949. 703 Ibid., p 17, BP-HZN-2179MDL004074953. 704 Ibid., p 24, BP-HZN-2179MDL00407960. 705 Ibid, p 55, BP-HZN-2179MDL00407991. 706 Ibid., p 12, BP-HZN-2179MDL00407948.
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The MAR Process applied to contractors and required that an MAR study be conducted with the cooperation of the contractor.707 In January 2010, BP identified loss of well control, specifically blowouts, as one of the two highest MAR risks for D&C in the GoM and BP.708 While BP included Transocean’s Deepwater Horizon in the “high risk” category as part of its MAR review,709 BP did not apply the MAR process or perform an MAR study with the Deepwater Horizon or other contracted rigs.710 This inaction disregarded the fact that contracted rigs represented the greater percentage of BP’s well blowout risk (see Call-out Box). As a result, BP used the MAR approach to identify actions plans that included developing barrier effectiveness tools and identifying controls and recovery measures to prevent and respond to loss of well control events; however, these action plans only applied to BP-owned drilling rigs. If BP had worked with Transocean to develop an MAR study, it could have examined a Transocean 2009 report that expressed riser unloading events as “the biggest concern” when identifying areas for improvement.711 Transocean experienced six such events in the previous year.712 Transocean’s report recommended preventing the riser unloading events by “treating every positive indicator as a kick, [and] shutting in the well quickly.”713 BP and Transocean could have used that analysis to improve well control planning, training, and response practices and continually reduce risk of a Macondo-type event.
707 Internal Company Document, BP. BP Group Engineering Technical Practices, Major Accident Risk (MAR) Process, GP 48-50, June 5, 2008, p 9, BP-HZN-2179MDL00407945, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/TREX-01734.pdf (accessed May 22, 2015). The practice states, “If BP relies on a contractor to perform work that would be subject to GRP STD 01 if performed by BP employees … BP shall, after an appropriate risk assessment, endeavor to conduct a MAR study with the cooperation of the contractor/third party.” The drilling and completions work would be subject to GRP STD 01 and OMS if performed by BP personnel so the MAR process should apply to contracted drilling rigs. 708 Internal Company Document, BP. BP Gulf of Mexico SPU Annual Engineering Plan, Rev 0, January 15, 2010, p 27, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201304110900026/TREX-02910_NATIVE.pdf (accessed May 22, 2015). 709 Ibid. 710 Testimony given in the U. S. Districk Court for the Eastern District of Louisiana under the Multi-District Litigation docket MDL No. 2179, July 21, 2011 pp 20-21, see Jassal Designations (BP GoM SPU D&C Integrity Engineer and risk management specialist), http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Jassal_Kalwant-Depo_Bundle.zip (accessed May 22, 2015). 711 Internal Company Document, Transocean. Annual Report - 2009 Well Control Events & Statistics 2005 to 2009, p 7, TRN-INV-00760060, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201303211200016/TREX-05649.pdf (accessed May 22, 2015). 712 Ibid. 713 Ibid.
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Absent Reporting Requirements BP’s October 2008 E&P OMS Drilling and Well Operations Practice (DWOP) applied to well drilling and completions, requiring the DWOP to “form part of the contractual relationship between BP and the Contracted Rigs Represented Major Portion of BP’s Drilling Operation Loss of Well Control and Blowout Risk In March 2010, BP described itself as the largest oil and gas operator in the Gulf of Mexico, possessing approximately 30% of the total deepwater GoM production. a This included 8 platforms, which were BP assets, and 22 other producing fields for which BP held some financial interest. In early 2010, BP stated that in the Gulf of Mexico Thunder Horse was the only BP-owned drilling rig and that the remaining rigs were contracted mobile offshore drilling units (MODUs) operated by Transocean.b Worldwide, BP was the most significant client for Transocean based on operating revenue in 2008c and Transocean managed three-fourths of the global MODU drilling operations for BP.d The BP GoM Drilling and Completion SPU maintained responsibility for two major accidents risks: loss of well control and loss of drilling riser.e BP recognized that “[b]oth risks represent major exposure to GoM SPU with a severity level of D and above.” Severity levels were measured in terms of health, safety and environment. A Level D event was at the low end of the impact scale representing a “very major health/safety incident” with the potential for 3 or more fatalities. Level A was the most severe representing an event “comparable to the most catastrophic health/safety incidents ever seen in industry” with the potential for 100 or more fatalities. Because both risks involved activities conducted by drilling contractors, Transocean’s GoM well drilling and completion activities represented a major percentage of BP’s risk in these areas. a Internal Company Document, BP. Gulf of Mexico SPU, Operating Plan (OMS Handbook), Revision 1, 2000-T2-OP-PL- 0001, March 1, 2010, BP-HZN-2179MDL01160037, see Exhibit 3893 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Armstrong_Ellis-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). b Internal Company Document, BP. BP Gulf of Mexico SPU, Annual Engineering Plan 2009, Revision 0, 2010-T2-PM- PR-2009, January 15, 2010, BP-HZN-2179MDL02206804 to BP-HZN-2179MDL02206805, see Exhibit 4170 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Jassal_Kalwant-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). c Internal Company Document, BP. d Internal Company Document, BP, Memo from BP’s GoM Vice President of Drilling and Completion: Transocean Improvement Plan, January 23, 2008, BP-HZN-CEC055713, see Exhibit 7205 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Baxter_John-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). e Internal Company Document, BP, Drilling & Completions Recommended Practice, 2200-T2-RM-DC-000000, January 20, 2010, BP-HZN-2179MDL00332282, see Exhibit 1975 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Jassal_Kalwant-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015).
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service providers.”714 The DWOP required that the contractor’s safety management system “incorporate or be supplemented to address the requirements of the OMS framework.”715 The purpose of DWOP was to support BP’s goal of “no accidents, no harm to people and no damage to the environment.”716 Since BP considered the DWOP critical for conformance with its OMS framework, all staff and contractors had to be knowledgeable in the DWOP.717 However, the 2008 DWOP training was not initially rolled out to BP’s own GoM Well Site Leaders until April 14-15, 2010, just a week prior to the well blowout.718 While BP applied the DWOP to the Macondo well, in part by MOCs where BP personnel sought deviations from the DWOP, the company did not implement key substantive provisions of the DWOP related to Macondo causal factors. DWOP well control practices require completion of a well control incident report in BP’s Tr@ction electronic incident reporting system.719 The BP OMS framework requires incident investigation reports to identify system-level causes and to establish safety improvement action items with specific due dates tracked to completion.720 However, BP did not issue in Tr@ction an investigation report related to the March 8, 2010 well control incident (described in Section 2.3). Similar to the Macondo blowout, that incident also involved a delayed response to a well kick.721 Post-incident, a BP Macondo Well Site Leader indicated that the “incident was not recorded in Tr@ction, as this was not the normal process in the Deepwater GoM.” He further indicated he “did not know that reporting this type of an incident was a requirement of DWOP.”722
714 Internal Company Document, BP. GP 10-00 Drilling and Well Operations Practice, Issue 1, October 2008, pp A- 4, A-7, BP-HZN-BLY00034504, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201304110900026/TREX- 06121.pdf (accessed May 26, 2015). 715 Ibid., p A-7. 716 Ibid., p A-1. 717 Ibid., 1, A-4. 718 Internal Company Document, BP. BP Incident Investigation Team - Note of Interview with John Guide, July 1, 2010, p 7, BP-HZN-BLY00124223, see Exhibit 0153 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201304041200022/Sepulvado_Murry-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). 719 Internal Company Document, BP. GP 10-00 Drilling and Well Operations Practice, Issue 1, October 2008, Section 15.2.12, p B-10, BP-HZN-BLY00034545, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201304110900026/TREX-06121.pdf (accessed May 26, 2015). 720 Internal Company Document, BP. The BP Operating Management System Framework, Part 2, Elements of Operating including Group Essentials, Issue 2, November 3, 2008, Section 4.4, Incident Management, p 32, BP- HZN-2179MDL00333255, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201303071500008/TREX- 45002.pdf (accessed October 7, 2015). 721 BP Wells Team Leader for the Deepwater Horizon in his interview with the BP investigation team acknowledged that BP did not initiate a formal investigation of the March 8 incident that included a significant delay in well kick response for 35-40 minutes. Internal Company Document, BP. BP Incident Investigation Team - Note of Interview with John Guide, July 1, 2010, p 12, BP-HZN-BLY00124228, see Exhibit 0153 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201304041200022/Sepulvado_Murry-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). 722 Internal Company Document, BP. BP Incident Investigation Team - Note of Interview with John Guide, July 1, 2010, p 12, BP-HZN-BLY00124228, see Exhibit 0153 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201304041200022/Sepulvado_Murry-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015).
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- 4.5
BP did not implement OMS-required Application to Contracted Rigs through Contracts and Bridging Documents BP’s Group OMS emphasized that OMS was “relevant to all projects as well as facilities, sites and operations” and included provisions on its application to contractors.723 BP identified that OMS: shall as needed, include and apply contract provisions such that the work is carried out in a way that supports and is consistent with BP’s application of OMS to BP’s Operating activities. Where such contract provisions are not included in an existing contract, BP shall endeavor to amend the contract as needed, immediately or on renewal. BP, however, did not amend its Deepwater Horizon contract with Transocean to ensure every drilling activity “supports and is consistent with” OMS. BP did not implement OMS provisions when it amended health and safety requirements in Deepwater Horizon contract on September 28, 2009.724 In fact, the 2009 Amendment 38 included new safety management provisions introducing the outdated GHSER safety program.725 Elsewhere, BP developed HSSE contract provisions for offshore drilling units that included OMS requirements;726 however, it did not apply these provisions to the Deepwater Horizon contract. The 2009 amendment had no references to OMS, the DWOP, or other BP post-Texas City engineering technical practices. The contract did contain some process safety requirements described as “minimum conditions” attached as an Exhibit D, including the use of ALARP, the hierarchy of controls, risk assessment tools such as HAZID and HAZOP, and Major Accident Hazard Identification and Assessment. However, the listed requirements were not scheduled to apply until the renewal date of September 18, 2010, about five months after the Macondo incident.727 BP and Transocean each had their own safety management systems, but they agreed that Transocean’s safety management systems would govern well drilling operations on the DWH, as supplemented by BP through a bridging document.728 Transocean’s Quality, Health, Safety, and Environment manager for North America asserted that a bridging document should provide “primacy” for operators and drillers in
723 Internal Company Document, BP. The BP Operating Management System Framework, Part 4, OMS Governance and Implementation, Issue 2, November 3, 2008, Section 4, Applicability and Deviation Requirements, p 7, BP- HZN-2179MDL00333144, see Exhibit 2352 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Lynch_Richard-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). 724 Internal Company Document, BP. Amendment No. 38 to Drilling Contract No. 980249, September 28, 2009, see Exhibit 1488, BP-HZN-CEC041519, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Hayward_Anthony-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). 725 Ibid., BP-HZN-CEC041493 and BP-HZN-CEC041513. 726 Internal Company Document, BP. 727 Internal Company Document, BP. Amendment No. 38 to Drilling Contract No. 980249, September 28, 2009, see Exhibit 1488, BP-HZN-CEC041519, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Hayward_Anthony-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). 728 Internal Company Document, BP/Transocean. Drilling Contract RBS-8D Semisubmersible Drilling Unit, Contract No. 980249, December 9, 1998, Section 3.0: Compatibility of HSE Management Systems, BP-HZN- MB100021887-8, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201305171200030/TREX-004271.pdf (accessed October 7, 2015).
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determining which aspects of each companies’ safety management systems would govern.729 He stated, “[B]oth Transocean and BP have safety management systems. And we can’t run both systems onboard one vessel. So in general terms, one would have to be selected over another. And there are times when one group’s management system supersedes that of another and that would be clarified if it were the agreed wish of both parties use one management system . . . day-to-day. But [if] there is an issue or two that the other system was desired to be used, you could express those wishes in a bridging document.”730 For Macondo, the two companies created a five-page bridging document signed by senior managers from each organization. It sought to address gaps between BP’s and Transocean’s safety management systems. Ultimately, the resulting bridging document was only envisioned for personal safety issues without mention of process safety items, such as the TSTPs or SIDs (discussed in Section 1.8) or other measures aimed at major accident prevention.731 For example, the heart of the bridging document, the HSE Management Systems Table, referenced only six issues, five of which focused on personal safety: • Fall Protection • Personal Protective Equipment • Travel • General Safe Work Practices • Incident Reporting • Dive Operations
729 Hearing before the U.S. District Court for the Eastern District of Louisiana under the Multi-District Litigation docket MDL No. 2179, March 24, 2011 pp 177-178, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Canducci_Gerald-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). 730 Ibid., p 178. 731 BP’s GoM SPU Drilling and Completions The Way We Work well project management guidance states that the GoM SPU “Safe Practices Manual” (SPM) would be bridged to the contractor’s safety management systems. BP described the SPM as containing “BP-approved standards for personal safety, MOC and industrial hygiene,” but the pre-Texas City manual first issued in 2002 contained little mention of process safety and no reference to the OMS framework. Internal Company Document, BP. Gulf of Mexico SPU Drilling and Completions The Way We Work, 2200-T2-PM-RP-000001, May 12, 2009, p 27, BP-HZN-2179MDL00394922, see Exhibit 0760 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Lacy_Kevin-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015).
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The fifth issue, incident reporting, can cover both personal and process safety issues, but its utility depends largely upon what the receiver of that information does with the incident report (e.g., whether the information reported was used for learning and continual improvement or simply tallied and reported). Nothing in the bridging document distinguished process safety or MAP.732 The bridging document notes some minimal process safety-type concepts in a section “Additional BP Requirements.” For example, the General Safety Work Practices had an additional requirement to conduct an MOC for any worker asked to work in excess of 28 continuous days within a 42-day period. Another addition, under Incident Reporting, required “All Serious Incidents (HIPO, DAFWC, Medical Treatment and Restricted Work) will be investigated and led by Transocean and supported by BP to identify root cause and corrective actions within 30 day time frame set forth in BP reporting guidelines.” But other than the HIPO category, these serious incidents typically capture personal safety events. All other additional BP requirements more plainly focused on personal safety (e.g., secondary fall protection requirements, respiratory protection program requirements, life vests, etc.). The bridging document also included a commitment to form an “HSE Steering Team” of representatives from both companies, with specific reference to the positions required for participation. They would meet quarterly to resolve “gaps across the different business units in the GoM operating area” to “review
732 Even Section 4.0 of the bridging document itself, entitled “Revision Log,” confirms that the four documented updates to the bridging document focused on personal safety, with attention paid to items such as fall protection, scaffolding, electrical safety and hazardous materials, or rudimentary administrative matters such as a change in document custodian. Internal Company Document, BP/Transocean. BP Gulf of Mexico Transocean Offshore Deepwater Drilling Inc. North America HSE Management System Bridging Document, September 8, 2008, see Exhibit 0948, p 5, BP-HZN-BLY00076264, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Canducci_Gerald-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). API Bulletin 97,† Well Interface Control Document Guidelines seek to help address deficiencies in the bridging process between leaseholders and drilling contractors. Included in the Bulletin are recommendations about what type of information should be shared between the leaseholder and the drilling contractor regarding well construction and rig- specific operating guidelines. The Bulletin intends to align the leaseholder’s safety and environmental management system (SEMS) with the drilling contractor’s safe work practices. Covered in this guidance is a recommended full informational exchange, along with other opportunities for alignment between the parties—a step forward compared to what occurred during the bridging process between BP and Transocean prior to drilling Macondo. However, API 97 is a Bulletin and not a recommended practice, and the language used in the Bulletin is permissive with the pervasive use of “should” denoting that its recommendations are at the discretion of the company. †American Petroleum Institute (API) Bulletin 97, Well Construction Interface Document Guidelines, First Edition, (November 2013), p. iii.
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and implement new programs” and to delete or change existing programs.733 However, the bridging document sets no dates for forming the HSE Steering Team and establishes no goals or objectives for reviewing safety surrounding well operations or making adjustments to anything as part of a continual improvement process. In the months leading to the Macondo blowout, BP became aware of bridging document problems. In February 2010, BP commissioned a work team to investigate the effectiveness of bridging documents used at contractor rigs.734 That team determined that most bridging documents were outdated or poorly understood and noted that many contractors’ supervisors had a poor understanding of their own safety management systems.735
733 Internal Company Document, BP/Transocean. BP Gulf of Mexico Transocean Offshore Deepwater Drilling Inc. North America HSE Management System Bridging Document, September 8, 2008, see Exhibit 0948, p 3, BP- HZN-BLY00076262, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Canducci_Gerald- Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). 734 Hearing before the U.S. District Court for the Eastern District of Louisiana under the Multi-District Litigation docket MDL No. 2179, July 27, 2011 p 75, see Yilmaz Designations Vol 2 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Yilmaz_Barbara-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). 735 Internal Company Document, BP. Improving Control of Work within Drilling & Completions, Feburary 2010, slide 6, BP-HZN-MBI00109889, see Exhibit 0951 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Yilmaz_Barbara-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). Multinational Audit of Safety Management Systems The Macondo blowout prompted numerous international responses, including a multinational audit in the North Sea in 2012/2013 to assess the incorporation of organizational factors into operator and drilling contractor safety management systems.a A major conclusion from the audit was the lack of role clarity in bridging documents intended to identify and address potential gaps between the operator and drilling contractor’s safety management systems. The audit team found: • The quality and content of the companies’ bridging documents varied; • Individuals directly affected by the bridging documents insufficiently verified their content; and • Client auditing of the drilling contractor’s safety management system was either nonexistent or focused upon equipment. The multinational audit focused on systems and standards, such as those found in well control manuals, and the audit’s findings are similar to ones presented in this report. a North Sea Offshore Authorities Forum (NSOAF). Multi-National Audit Human and Organisational Factors in Well Control 2012-2013; http://www.hse.gov.uk/offshore/nsoaf.pdf (accessed May 2016, 2015). Eleven audits of jack-up and semi-submersible rigs were completed in Netherlands, Denmark, Germany, Norway, and the UK during 2012/2013.
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BP Did Not Pursue Its 2008 Initiative to Engage GoM D&C Contractors in Risk and Barrier Management In May 2008, BP’s GoM Drilling and Completions (D&C) Leadership Group met with a new D&C Vice President to emphasize the importance of process safety and contractor engagement in preventing major accidents such as well blowouts. The intent of the meeting was to emphasize that deepwater drilling has special challenges that include reliance on manual crew intervention to prevent a major accident and contractor engagement for risk management.736 A BP presentation at the meeting, Major Accident and Risk Management, was prompted by findings and major themes expressed in the Baker Panel Report and recent major BP incidents, including:737
- the importance of process safety culture that continually reduces risk;
- defined expectations and accountability; and
- the effective use of leading and lagging indicators.
The presentation identified that the scope of BP’s risk management policy included major drilling projects where BP was the operator. The objectives included assessing and reducing risk through prevention and control measures using the Major Accident Risk Process with defined key management and engineering accountabilities.738 Tools included risk registers and process safety ETPs such as HAZOP and LOPA. Key to the presentation was the use of bowtie diagrams with identified independent barriers and controls and the maintenance of safety critical systems. The presentation identified top GoM Strategic Performance Unit (SPU) and D&C risks as safety, environmental, or reputational, with a focus on BP assets. In response to the question about who is responsible for managing the risk, the leadership presentation answered, “Ultimately it is the BP Wells Team.”739 Another important question addressed was “How do we engage contractors to manage risk?” The implication was that nearly two years before Macondo, the “Major Accident and Risk Management” presentation provided a structured, robust proposal for strengthening the engagement with contractors to manage risk. The presentation proposed reviewing with contractors existing bowties to identify additional hazards, causes, and barriers. It recommended updating bowties, MAR registers, and risk mitigation plans
736 Internal Company Document, BP. GOM-D&C Major Hazard and Risk Management Leadership Action, 2008, Slide 3, see Exhibit 2952 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Jassal_Kalwant- Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). 737 Ibid., Slide 6. 738 Internal Company Document, BP. GOM-D&C Major Hazard and Risk Management Leadership Action, 2008, Slide 23, see Exhibit 2952 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Jassal_Kalwant- Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015).; BP’s Major Accident Risk Process, GP 48-50, was an ETP approved for implementation across the BP Group; Internal Company Document, BP. GP 48-50 Major Accident Risk (MAR) Process, June 5, 2008, BP-HZN-2179MDL00407937, http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/TREX-01734.pdf (accessed October 7, 2015). 739 Internal Company Document, BP. GOM-D&C Major Hazard and Risk Management Leadership Action, 2008, Slide 19, see Exhibit 2952 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Jassal_Kalwant- Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015).
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with contractors as well as agreeing on the use of tools such as the BP risk register and the HAZID analysis.740 The presentation emphasized the need to agree on risk management roles and responsibilities. Two types of barriers were identified: those BP directly and indirectly controlled under a contract and those the contractor controlled. The presentation noted the importance of potentially modifying existing agreements with contractors to assure conformance with the safety requirements. The path forward with contractor engagement was to “review risks and determine if there are any additional risks, barriers, mitigations … update register and bowties accordingly.”741 A responsibility matrix was presented for risk tasks, deliverables, and the role of the BP Wells Team and contractor (see Figure 4-3). The process intended to identify which barriers and controls BP and the contractor would manage and to demonstrate how they managed them. The promise of the more robust approach presented at the Leadership Action presentation was not fulfilled. In the same month as the D&C Leadership Group presentation, BP personnel proposed a work plan for future risk assessment activities, use of risk tools, and contractor engagement,742 but little evidence exists that BP pursued the path forward for contractor engagement presented to BP’s D&C Leadership Team.743,744 In fact, the use of bowties in the BP organization itself was not officially rolled out until January 2010,745 and no document shows that either BP or Transocean used bowties or allocated barrier responsibility for risk management or communication at the Macondo well.
740 Internal Company Document, BP. GOM-D&C Major Hazard and Risk Management Leadership Action, 2008, Slide 52, see Exhibit 2952 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Jassal_Kalwant- Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). 741 Ibid., Slide 57. 742 Email from Engineering Manager, BP, to Drilling Engineering Team Leader, BP, Subject: IM Bowties - Let's try and simplify, May 22, 2008, BP-HZN-2179MDL01002350, see Exhibit 4187 http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Jassal_Kalwant-Depo_Bundle.zip (accessed October 7, 2015). 743 Hearing before the U. S. Districk Court for hte Eastern District of Louisiana under the Multi-District Litigation docket MDL No. 2179, July 21, 2011 pp 77-79, see Jassal Designations (BP GoM SPU D&C Integrity Engineer and Risk Management Specialist) http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201302281700004/Jassal_Kalwant-Depo_Bundle.zip (accessed May 22, 2015). 744 Ibid., pp 78-79. 745 Ibid., p 79.
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Figure 4-3. May 2008 BP D&C Teams and Contractor Engagement from the Major Hazard and Risk Management Presentation to the D&C Leadership group. The presentation, two years before the Macondo incident, envisioned a detailed allocation of risk and barrier management responsibilities between BP and the contractor. BP did not implement the responsibility matrix approach. 4.6 Conclusion Both this chapter and Section 1.8 demonstrate that BP and Transocean detailed daily operational tools and overarching corporate policies regarding how to handle major accident risk in a number of key areas during drilling operations. Also, internal BP and Transocean policies required risks to be reduced to an ALARP level. Unfortunately, these policies did not translate to practices at Macondo despite the bridging process intended to clarify safety roles and responsibilities while identifying potential gaps in the operative safety management systems. Instead, personal safety considerations predominated over process safety and major accident prevention, and the bridging document failed to look ahead in a meaningful way toward major accident prevention.
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A fundamental question emerges: How in the United States can BP, Transocean, or any company operating in the areas subject to BSEE jurisdiction be required to implement effective risk management practices? Volume 4 addresses this question in depth, but the basic answer is to enact regulatory requirements for more robust risk management approaches, including demonstrated risk reduction to ALARP and explicit safety accountability by all parties creating the risk. In the US, both the leaseholder/operator and the drilling contractor have well control responsibilities under offshore regulations.746 But before the Macondo incident, the leaseholder/operator was held as the primary entity responsible for the safe conduct of offshore exploration and production in the US GoM. There was little, if any, history of citations against offshore contractors despite their legal responsibility for well control actions.747 As Volume 4 details, post-Macondo, contractors such as Transocean and Halliburton were cited for a number of safety violations, and BSEE, the offshore regulator, asserted that drilling contractors and other well service providers can be cited for future safety violations.748 However, the key federal offshore safety regulations—the Safety and Environmental Management Systems (SEMS) Rule749 issued in the wake of the Macondo incident—does not directly apply to contractors, does not have a requirement for demonstrated risk reduction to an ALARP level (or similar), and does not clarify major hazard roles and responsibilities of the operators and drilling contractors when it comes to design and operational risk.
746 This was true at the time of Macondo and present day, 30 C.F.R. § 250.400, 401. 747 BSEE. Inspection and Enforcement: Incidents of Noncompliance, http://www.bsee.gov/Inspection-and- Enforcement/Enforcement-Programs/Incidents-of-Non-Compliance/ (accessed October 7, 2015). 748 Notification of Incident(s) of Noncompliance, with respect to offshore operations in the Gulf of Mexico, off the coast of Louisiana. 00071 IBLA 2013-137 (District Supervisor, District Office, Bureau of Safety and Environmental Enforcement September 25, 2015). 749 30 C.F.R. § 250 Subpart S (2011).
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- 0 Corporate Governance, the Influence of Shareholders
and Public Disclosure of Process Safety Information The importance of a corporation’s board of directors cannot be overstated, especially when the corporation is involved in a high-hazard industry such as offshore drilling. The BP and Transocean boards of directors demonstrated varying levels of effectiveness in efforts aimed at helping their respective companies avoid a catastrophic event like the Macondo blowout. Despite efforts to manage process safety and major accident risk, the two companies’ boards adopted governance approaches that emphasized personal safety and commercial risk without assuring process safety and major accident prevention. In part, these approaches are illustrated through a study of shareholder communications, required US Securities and Exchange Commission (SEC) 750 reporting, and other public information released by both companies. Some elements of this analysis are further explored in other chapters of Volume 3, including Chapter 2 (Organizational Learning), Chapter 3 (Indicators), Chapter 4 (Risk Management), and Chapter 6 (Safety Culture). This chapter primarily explores publicly available records and compares BP and Transocean’s corporate governance approaches with best practices in other international jurisdictions with active offshore drilling, illustrating broader offshore sector issues concerning corporate governance and securities disclosures that merit further discussion and improvements. As Macondo made clear, major accident events (MAEs) can interfere with drilling operations and production, damage reputation, and cause significant financial distress for a company with predictable, negative outcomes.751 Consequently, corporate boards of directors must act vigilantly in preventing MAEs from their position as the highest echelon of leadership within the company. It is in shareholders’ best interests to understand the relevant information needed to assess the companies in which they invest, and to benchmark the process safety performance of such companies. In doing so, shareholders would be positioned to better understand and question companies’ business decisions. They can both directly and indirectly help to ensure or improve process safety and major accident prevention efforts of companies engaged in offshore drilling and production. Thus, enhanced reporting not only benefits shareholders, but all stakeholders, including workers, the public, and the environment.
750 The SEC is a Federal agency whose mission is “to protect investors, maintain fair, orderly, and efficient markets, and facilitate capital formation.” http://www.sec.gov/about/whatwedo.shtml (accessed October 7, 2015). 751 For example, reduction or elimination of dividend payments, inability to expand or otherwise initiate new profit- making activities, necessity of selling productive assets to raise cash for risk contingencies and potential liabilities, decrease in share price. Chapter 5.0 Overview This chapter examines the corporate governance approaches by both BP and Transocean to demonstrate both companies’ efforts to manage personal safety and commercial risk without an equivalent focus on the effective management of barriers and safety management systems for preventing major accident events. This chapter explores the influence of shareholders in managing process safety and advances in corporate governance in other international offshore regions.
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This idea is especially important for a company like BP, which suffered several significant process safety incidents in a ten-year period including Grangemouth (2000), BP Texas City (2005), BP Prudhoe Bay (2006), and Macondo (2010). This string of MAEs in such a short time and across different business segments within the company’s worldwide operations raises a question as to whether the BP board of directors is sufficiently engaged in process safety matters, and even whether there is a corporate “failure to learn.”752 This is especially true in the BP Texas City incident, investigated independently by the CSB, and by the company itself through the BP US Refineries Independent Safety Review, the Baker Panel, an independent panel which examined BP’s US refineries and the company’s safety culture. Both reports recommended that the BP board deepen its commitment to adopt process safety policies, take preventive actions, and monitor indicators.753 Despite BP board governance improvements since BP Texas City, serious problems remain that leave the company vulnerable to a Macondo-type of event. For its own part, Transocean’s board exhibited some of the same flawed approaches as BP, but exhibited less of a willingness to engage in self-reflection and the desire to make significant improvements concerning responsibility for the incident. This chapter also explains that SEC reporting requirements for companies like BP and Transocean impede shareholder efforts to examine process safety matters related to major accident prevention which could impact the investment worthiness of companies working offshore. Inconsistent or even sometimes obscure information emerges from such companies, if at all, in a sometimes cumbersome or more generalized narrative style that avoids more straightforward inclusion of a full slate of health and safety metrics and other critical process data (e.g., leading and lagging process safety performance indicators) across the spectrum of corporate operations and related risk activities. To be clear, both BP and Transocean appeared to satisfy SEC requirements in their disclosures in shareholder communications, and in required reporting with the Commission. Therefore, this chapter more generally explores the information shareholders need to monitor the process safety performance of companies with MAE potential. BP and Transocean are referenced as salient examples to show the weakness of the US regulatory reporting scheme relating to the disclosure of material MAE risks offshore. Lastly, this chapter describes the relationship between the regulator and the board of directors both in the US and other international regulatory drilling regimes. Various offshore oil and gas regulatory regimes adopted proactive approaches using audits, investigations, published guidance, and training to influence industry at the board level, whereas BSEE’s mechanisms for change today are still primarily focused on the facility/site level through permit approvals, dispensations, inspections, compliance audits, accident investigations, and citations stemming from enforcement activities. As a result, BSEE now has an
752 Hopkins A. Failure to Learn – The BP Texas City Refinery Disaster; CCH Australia Limited: 2009. See also Reed S. & Fitzgerald A. In Too Deep; John Wiley & Sons: 2011, p. 156 (“The lessons learned at Texas City and Prudhoe Bay apparently had not reached the Gulf of Mexico.”) 753 The Baker Panel. The Report of the BP US Refineries Independent Safety Review Panel; January, 2007; p xvi. http://www.csb.gov/assets/1/19/Baker_panel_report1.pdf (accessed October 7, 2015); USCSB, 2007. Refinery Explosion and Fire, Texas City, TX, March 23, 2005, Report No. 2005-04-I-TX, Recommendations 2005-4I-TX- R11 to 2005-4I-TX-R13, http://www.csb.gov/assets/1/19/CSBFinalReportBP.pdf (accessed October 7, 2015), March 2007.
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opportunity to work with industry more proactively to strengthen the role of boards of directors and to improve corporate governance for publicly traded companies at work in US waters. 5.1 Boards of Directors and Shareholders 5.1.1 What is Corporate Governance? Corporate governance is broadly defined as "the system by which companies are directed and controlled," or "the whole set of legal, cultural, and institutional arrangements that determine what publicly traded corporations can do, who controls them, how that control is exercised, and how the risks and returns from the activities they undertake are allocated."754 Shareholders typically vote for individuals to serve on a corporation’s board of directors and expect them to serve as the highest echelon of an overall system of managerial activities as well as a means of checks and balances. Rooted in a series of fiduciary duties,755 once directors are in place, a board must act to protect the best interests of the company as a whole, ensuring its overall success. Historically, corporate boards have taken a hands-off approach to oversight. Chancellor of the Delaware Court of Chancery and judicial scholar on corporate governance William Allen explained: The conventional perception is that boards should select senior management, create incentive compensation schemes and then step back and watch the organization prosper. In addition, board members should be available to act as advisors to the CEO when called upon and they should be prepared to act during a crisis: an emergency succession problem, threatened insolvency or a management buy-out proposal, for example.756 Allen went on to challenge this view as inadequate, calling for boards of directors to play a more active role in ensuring the health of an organization: This view of the responsibilities of membership on the board of directors of a public company is, in my opinion, badly deficient. It ignores a most basic responsibility: the duty to monitor the
754 Clarke, D. C. Nothing But Wind? The Past and Future of Comparative Corporate Governance; Am. J. Comp. L. 2011, 75, p 59, citing The Committee on the Financial Aspects of Corporate Governance . The Financial Aspects of Corporate Governance; “the Cadbury Report,” 1992; http://www.icaew.com/~/media/corporate/files/library/subjects/corporate%20governance/financial%20aspects%2 0of%20corporate%20governance.ashx (accessed October 7, 2015). See generally: The Financial Reporting Council. The UK Approach to Corporate Governance; October, 2010; https://www.frc.org.uk/Our- Work/Publications/Corporate-Governance/The-UK-Approach-to-Corporate-Governance.aspx (accessed October 7, 2015). 755 “A fiduciary duty is a legal duty to act solely in another party's interests. Parties owing this duty are called fiduciaries. The individuals to whom they owe a duty are called principals … A fiduciary duty is the strictest duty of care recognized by the US legal system. Examples of fiduciary relationships include those between a lawyer and her client, a guardian and her ward, and a director and her shareholders.” (emphasis added) Legal Information Institute, Cornell University Law School, http://www.law.cornell.edu/wex/fiduciary_duty (accessed October 7, 2015). 756 Martin Lipton & Jay W. Lorsch, A Modest Proposal for Improved Corporate Governance, The Business Lawyer, Vol. 48 (November 1992) pp 61-62, citing Chancellor William T. Allen, Redefining the Role of Outside Directors in an Age of Global Competition, presented at Ray Garrett, Jr., Corporate and Securities Law Institute, Northwestern University, Chicago (April 1992).
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performance of senior management in an informed way. Outside directors should function as active monitors of corporate management, not just in crisis, but continually. They should have an active role in the formulation of the long-term strategic, financial, and organizational goals of the corporation and should approve plans to achieve those goals. They should as well engage in the periodic review of short and long term performance according to plan and be prepared to press for correction when in their judgment there is need.757 The “informed way” implies that if a company goal is to avoid major accident events, boards must be equipped with adequate and timely information to question and hold management accountable, or even to assert a course of correction when such challenge is needed. To perform this role, however, at least some number of board members must have adequate levels of relevant education, training, and professional experience to allow them to assess the sufficiency of the information they receive and to challenge executive management, if necessary. This especially applies to independent directors.758 In this role, boards as a whole, by committees or through individual directors playing specialized leadership roles, can help to shape corporate activity at the highest level (e.g., policies, communications, strategic goals and objectives, mergers and acquisitions, indicators, compensation and incentive pay programs). These decisions help to shape the corporation’s overall culture and the degree to which that culture is focused on safety and major accident prevention. (See Chapter 6.) 5.1.2 The Role of Shareholders and their Influence on Corporate Governance When shareholders become dissatisfied with corporate performance or governance, they can lobby for change either through direct dialogue with the board of directors, for instance, by speaking during open corporate meetings or filing formal shareholder proposals for shareholder vote.759 These activities, referred to as “shareholder activism,” can result in significant change, such as redirecting a company’s business strategy (e.g., financial restructuring, spin-offs, acquisitions, increasing dividends) or affecting the organization’s behavior as a corporate citizen (e.g., proposals concerning labor practices, political spending, lobbying, social issues, environmental issues).760 Activists are typically single minority
757 Martin Lipton & Jay W. Lorsch, A Modest Proposal for Improved Corporate Governance, The Business Lawyer, Vol. 48 (November 1992) pp 61-62, citing Chancellor William T. Allen, Redefining the Role of Outside Directors In an Age of Global Competition, presented at Ray Garrett, Jr., Corporate and Securities Law Institute, Northwestern University, Chicago (April 1992). 758 In defining an independent (also called a non-executive) director, the NYSE notes: "no director qualifies as 'independent' unless the board of directors affirmatively determines that the director has 'no material relationship' with the listed company, either directly or as a partner, shareholder or officer of an organization that has a relationship with the company," while the NASDAQ requires that an independent director “must not be an officer or employee of the company or its subsidiaries or any other individual having a relationship that, in the opinion of the company's board of directors, would interfere with the exercise of independent judgment in carrying out the responsibilities of a director.” See generally Larkin, G. Just What is an Independent Director Anyway? The Conference Board, September 10, 2010, available at http://tcbblogs.org/governance/2010/09/10/just-what-is-an- independent-director-anyway/. 759 Cossin, D.; Caballero, J. Shareholder Activism Background Literature Review; IMD Global Board Center: July, 2013, pp 5-6. 760 PwC. Shareholder Activisim: Who, What , When and How?; March, 2015, p 2-4.
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investors with large block holdings in a company, or institutional investors with majority holdings,761 such as mutual, pension, or hedge funds. Labor unions and nonprofit organizations also engage in shareholder activism.762 Activism occurs because a public company is, after all, owned by its shareholders. Regardless of the size of holdings, shareholders are always free to sell their shares, and non- shareholders can refrain from purchasing shares. Such decisions to sell or to refrain from buying can effectively weaken companies that investors deem to be poor investment choices, decisions which can be prompted through informed decision-making relating to a company’s poor process safety practices or other insufficient efforts aimed at major accident prevention, among other issues. Thus, whether through activism or marketplace decisions to buy or sell, shareholders have demonstrated that they have influence. Scholars acknowledge this reality, and note that a number of such “social controls” can indirectly influence industrial safety performance, such as laws and norms for corporate governance that cause companies to inform shareholders and potential investors about corporate activities so they can make informed decisions about financial risks. If the activities are hazardous, these sources of financial support may need to be convinced that their financial risks are held to acceptable levels by evidence of effective safety management, which thereby makes it necessary for companies to develop and implement codes of conduct and safety management practices that adhere to industrial standards and comply with government regulations. Similarly, corporate governance principles also establish management accountability to these financial stakeholders, and cause companies to take the pragmatic step of securing insurance coverage for losses and liabilities which could arise from accidents and other mishaps. This induces companies to maintain their safety performance at a level sufficient to convince insurers to provide sufficient coverage at affordable rates. Thus, “corporate governance is not only a legal concept but is also embedded in organizational theory.” It creates a linkage between financial risk and risks to health, safety, property and the environment and can be an important promoter of safety management.763 Numerous high profile organizations, including Yahoo, Staples-Office Depot, Target, and eBay have recently been affected by shareholder activist efforts.764 Currently, a number of active shareholder resolutions face several major US corporations that focus on issues such as climate change, energy, water scarcity, and sustainability reporting.765
761 Cossin, D.; Caballero, J. Shareholder Activism Background Literature Review; IMD Global Board Center: July, 2013, p 5.; PwC. Shareholder Activisim: Who, What , When and How? March, 2015, pp 2-4. 762 Cossin, D.; Caballero, J. Shareholder Activism Background Literature Review; IMD Global Board Center: July, 2013, p 5. 763 Lindoe, P; Baram, M; Renn, O, Risk Governance of Offshore Oil and Gas Operations, Cambridge University Press, 2014; pp 36-37; citing OECD (2012) Corporate Governance for Process Safety. OECD: Paris; CERES; Swiss Re (2011) Operational Hazards in the Oil and Gas Industry. Zurich; and De Groot, C (2009), Corporate Governance as a Limited Legal Concept. Wolters Kluwer Law & Business: Amsterdam, p. 128. 764 Jay, M. Dow-DuPont-Activist Investors story. AP, December 14, 2015, http://finance.yahoo.com/news/agitators- behind-dow-dupont-yahoo-214607644.html (accessed December 16, 2015). 765 “Ceres tracks shareholder resolutions filed by our investor network participants on sustainability-related issues that companies are facing, focusing on climate change, energy, water scarcity, and sustainability reporting. These resolutions are part of broader investor efforts encouraging companies to address the full range of environmental, social and governance issues. The resolutions are filed by some of the nation’s largest public pension funds, foundations, and religious, labor and socially responsible investors. Many of the investors are members of Ceres’
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Recent examples of successful shareholder activism involve two chemical manufacturers (DuPont Co. and Dow Chemical Co.), and even BP itself. Dow and DuPont recently announced a merger of the two companies to create one new company worth more than $120 billion, after which, the company will split into three separate companies.766 The companies’ chief executives worked with activist investors, including the Trian Fund Management LP (Trian), to plan and execute the deal.767 As observed by Chris Davis, a lawyer who advises activists, “Seven months ago, DuPont had beaten Trian in a proxy fight, a victory some thought could mark a pushback on activism’s rise. Now, Trian looks vindicated. America’s corporate landscape is being permanently reshaped under the influence of two of its pre-eminent activists.”768 In the case of BP, CCLA Investment Management formally led an effort to form a coalition of investor groups called “Aiming for A.” Their proposal, Strategic Resilience for 2035 and Beyond, sought to influence BP, as well as Dutch oil and gas major Royal Dutch Shell, to adopt a strategic approach to the challenges posed by climate change and the desire to lower carbon emissions. The coalition put forward this resolution “to address our interest in the longer term success of the Company, given the recognised risks and opportunities associated with climate change.”769 The shareholders requested annual reporting about “ongoing operational emissions management … low-carbon energy research and development (R&D) and investment strategies; relevant strategic key performance indicators (KPIs) and executive incentives; and public policy positions relating to climate change.” BP’s board of directors supported the resolution, and after 98% in-favor vote, the resolution passed. One member group of the coalition, the Church of England, recently noted on its website that the positive reception offered by both BP and Shell in an area like this is “completely unprecedented,”770 while a spokesperson for another member of the coalition, the Chair of the Local Authority Pension Fund Forum said: "This development from BP is a clear example of the effectiveness of shareholder engagement backed by investor commitment … taking an active approach to long-term risk, sustainability and carbon management issues has benefits both for our beneficiaries and for our underlying investments."771 These examples demonstrate the potential shareholder influence on a board of directors.
Investor Network on Climate Risk (INCR),” http://www.ceres.org/investor-network/resolutions (accessed December 17, 2015). 766 Benoit, D. Dow, DuPont Deal Cements Activists’ Rise. The Wall Street Journal, December 11, 2015, http://www.wsj.com/articles/dow-dupont-deal-cements-activists-rise-1449882586 (accessed December 16, 2015). 767 Ibid. 768 Ibid. 769 Ceres. Investor Network > Sharehodler Resolutions > BP Report Annually on Carbon Asset Risk Mitigation , http://www.ceres.org/investor-network/resolutions/bp-report-annually-on-carbon-asset-risk-mitigation (accessed December 17, 2015). 770 BP Board Advises Shareholders to Support Resolution on Climate Change at 2015 AGM, https://www.churchofengland.org/media-centre/news/2015/02/bp-board-advises-shareholders-to-support- resolution-on-climate-change-at-2015-agm.aspx (accessed March 2, 2016). 771 Ibid.
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- 1.3
Corporate Governance Risk Management and Sustainability Informed oversight activities by a board of directors includes questioning management about significant risks challenging the company and its ongoing viability in worst-case scenarios. These concerns involve a concept of “corporate sustainability.” At its core, sustainability means that the corporation will remain viable and profitable for its shareholders while providing jobs for employees and products or services needed within the broader economy, but it is also inclusive of other factors reflective of a progressive society. For example, the “Dow Jones Sustainability Indexes (DJSI) defines corporate sustainability as ‘a business approach that creates long-term shareholder value by embracing opportunities and managing risks deriving from economic, environmental and social developments.’”772 Thus, sustainability can involve an assessment of how environmental stewardship and social policies affect long-term viability of the corporation as it aligns social and environmental demands with the need for profitability, products, and services, and the ability to provide healthy and safe jobs for employees. At the macro level, risk assessment and management types of activity by boards of directors is termed enterprise risk management (ERM), the process by which a firm determines the major risks it faces and the risk management strategies it deploys to face those risks (e.g., acceptance, mitigation, transfer, elimination).773 ERM is undeniably a critical board function.
772 Center for Resilience, Ohio State University, available at http://www.resilience.osu.edu/CFR- site/resilienceandsustainability.htm (accessed on March 8, 2016). 773 According to the leading ERM framework, designed by the Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission (COSO), ERM “is a process, effected by an entity’s Board of Directors, management and other personnel, applied in strategy settings and across the enterprise, designed to identify potential events that may affect the entity, and manage those risks to be within its risk appetite, to provide reasonable assurance regarding the achievement of the entity objectives.” Committee of Sponsoring Organizations. Enterprise Risk Management – Integrated Framework, Executive Summary; September, 2004, p 2.
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The Committee of Sponsoring Organizations (COSO) asserts that boards of directors should: discuss with senior management the state of the entity’s enterprise risk management and provide oversight as needed. The board should ensure it is apprised of the most significant risks, along with actions management is taking and how it is ensuring effective enterprise risk management. The board should consider seeking input from internal auditors, external auditors, and others.774
774 Committee of Sponsoring Organizations. Enterprise Risk Management—Integrated Framework, Executive Summary; September, 2004; pp 6-7. Enterprise Risk Management According to the Committee of Sponsoring Organizations,† the four broad categories of ERM focus are strategy, operations, reporting, and compliance. They include eight specific activities:
- Internal Environment – This activity encompasses the tone of an organization and sets the
basis for how an entity’s people view and address risk, including risk management philosophy and risk appetite, integrity and ethical values, and the environment in which they operate.
- Objective Setting – Objectives must exist before management can identify potential events
affecting their achievement. Enterprise risk management ensures management has in place a process to set objectives and that the chosen objectives support and align with the entity’s mission and are consistent with risk appetite.
- Event Identification – The entity must identify internal and external events affecting
achievement of its objectives, distinguishing between risks and opportunities. Opportunities are channeled back to management’s strategy or objective-setting processes.
- Risk Assessment – The entity analyzes risks, considering likelihood and impact as a basis for
determining how to manage them, and they assess risks inherently and residually.
- Risk Response – Management selects risk responses—avoiding, accepting, reducing, or
sharing risk—developing a set of actions to align risks with the entity’s risk tolerances and risk appetite.
- Control Activities – Management establishes and implements policies and procedures to help
ensure the effective risk response.
- Information and Communication – The entity identifies, captures, and communicates relevant
information in a form and timeframe that enable people to carry out their responsibilities. Effective communication also occurs in a broader sense, flowing down, across, and up the entity.
- Monitoring – Ongoing management activities and separate evaluations monitor of the entire
enterprise’s risk management and makes modifications as necessary. † COSO describes its mission on its website. “The Committee of Sponsoring Organizations’ (COSO) mission is to provide thought leadership through the development of comprehensive frameworks and guidance on enterprise risk management, internal control and fraud deterrence designed to improve organizational performance and governance and to reduce the extent of fraud in organizations.” http://www.coso.org/aboutus.htm (accessed October 7, 2015).
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A growing trend among US boards of directors is a greater readiness to engage whenever and wherever appropriate to ensure management is effectively leading and managing the many areas of a corporation’s business activities.775 The rationale for that development has been long in the making, but is straightforward: “By acting early and effectively, directors may prevent small problems from growing into a major crisis.”776 In terms of ERM responsibilities, the role of boards “has become increasingly challenging as expectations for board engagement are at all-time highs.”777 COSO recently opined about corporate failures during the last financial crisis, but the statements have broader applicability across the gamut of corporate risk: The benefit of hindsight has shown us that boards have a difficult task in overseeing the management of increasingly complex and interconnected risks that have the potential to devastate organizations overnight. At the same time, boards and other market participants are receiving increased scrutiny regarding their role … Boards are being asked—and many are asking themselves—could they have done a better job in overseeing the management of their organization’s risk exposures.778 So whether through managing a CEO and executive management team, audit and oversight, or establishing corporate goals and objectives or other high-level policies (such as compensation systems and bonus structures), the role of a company’s board of directors is multifaceted and ongoing. It is not enough to set certain goals and objectives or to delegate such activities to the CEO and the senior management team. Instead, the board must at least monitor the company’s performance with an eye toward policies they have implemented, to ensure they take appropriate actions and achieve anticipated results. Perhaps for this reason, Bob Dudley, shortly after taking over as CEO at BP, instigated a review of BP’s compensation practices, especially incentive pay, out of potential concern that the company was incentivizing behaviors contrary to corporate safety goals. Dudley said: “BP is reviewing its compensation practices so that they are aligned with BP’s corporate safety goals. While safety has long been a component of the company’s performance incentives plan, going forward, all compensation structures are being reviewed to ensure that safety-first behavior is appropriately and permanently incentivized across all of BP’s businesses.”779 Mr. Dudley further explained he took this step “to be absolutely clear that safety, compliance and operational risk management is BP’s number one priority.”780 The rationale for board engagement in risk management and corporate sustainability in the offshore drilling sector takes on even more urgency, especially with the benefit of hindsight of a disaster like Macondo. As examples in this chapter indicate, economic, legal, and reputational damages of the magnitude caused by such catastrophic accidents threaten both a company’s short-term performance and
775 Bussey, J. Governance Grows Up: Governance Grows Up in American Baord Rooms. The Wall Street Journal, October 12, 2010, pp 1, 5. 776 Lipton, M.; Lorsch, J. W. A Modest Proposal for Improved Corporate Governance; The Business Lawyer 1992, 48, p 62. 777 Committee of Sponsoring Organizations. Effective Enterprise Risk Oversight: The Role of the Board of Directors; 2009; p 1. 778 Ibid. 779 BP. BP’s COMMITMENT TO SAFETY, p 1, December 13, 2010. 780 Ibid., p 3.
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long-term viability.781 In effect, a board of directors’ oversight and strategic leadership are vital for process safety and issues concerning major accident events. To be clear, micromanagement is not suggested or appropriate; rather, an engaged board willing and able to meet its oversight responsibility is the key. Boards of directors must be knowledgeable about the major accident risks in a company’s operations, and they must insist on access to relevant information to play an active role in overseeing management of those risks and to ensure those risks are communicated appropriately to shareholders and regulators. 5.1.4 The Business Case for Effective Process Safety Oversight The Organization for Economic Cooperation and Development (OECD) is an intergovernmental organization with representatives from 34 industrialized countries in North and South America, (including the US), Europe, and the Asia and Pacific region, as well as from within the European Commission. OECD meets as a body to coordinate and harmonize policies, discuss issues of mutual concern, and collaborate to respond to international problems. In June 2012, through its “Environment, Health and Safety Chemical Accidents Program,” OECD published the guidance Corporate Governance for Process Safety: Guidance for Senior Leaders in High Hazard Industries. OECD instructs “Good process safety management needs the active involvement of senior leaders, and it is important that they are visible within their organisation, because of the influence they have on the overall safety and organisational culture.”782 The document outlines a business case in favor of effective process safety management. Noting significant international incidents such as Bhopal,783 BP Texas City, and Buncefield,784 OECD asserts that a growing tide of corporate social responsibility is emerging around the globe, and that regulators, shareholders of companies in high-hazard
781 Coburn, J.; Salmon, R.; Grossman, D. Sustainable Extraction? An Analysis of SEC Disclosure by Major Oil & Gas Companies on Climate Risk & Deepwater Drilling Risk; CERES: August, 2012; pp 7-8. http://www.ceres.org/resources/reports/sustainable-extraction-an-analysis-of-sec-disclosure-by-major-oil-gas- companies-on-climate-risk-and-deepwater-drilling-risk/view (accessed October 17, 2015). 782 Organisation for Economic Co-operation and Development (OECD). Corporate Governance for Process Safety: OECD Guidance for Senior Leaders in High Hazard Industries; June, 2012; p 9. http://www.oecd.org/chemicalsafety/chemical-accidents/corporate%20governance%20for%20process%20safety- colour%20cover.pdf (accessed October 7, 2015). Note, some existing guidance is unclear whether a term like “senior leadership” includes the board of directors (including independent directors), or is limited to the executive leadership team, or others further down the management chain. Many best practices in this area apply equally well to all levels of leadership, and some are more particularized; however, it is clear that as one considers the corporate hierarchy, the higher the level of leadership, the more appropriate it becomes to apply a higher scope of duties. 783 On December 3, 1984, a methyl isocyanate (MIC) release at the Union Carbide insecticide plant in Bhopal, India resulted in an estimated 3,800 people that died within days, and tens of thousands that were injured. Eventually, the release killed tens of thousands of people. See http://www.csb.gov/on-30th-anniversary-of-fatal-chemical- release-that-killed-thousands-in-bhopal-india-csb-safety-message-warns-it-could-happen-again-/?pg=4 (accessed June 17, 2015). 784 On December 11, 2005 a large vapor cloud explosion and multiple tank fires occurred after the overfilling of a tank when unnoticed. The explosion injured 43 people, damaged 22 additional tanks at the site, and $1.5 billion damage in a commercial and residential property; Johnson, D. The Potential for Vapour Cloud Explosions: Lessons from Buncefield; Journal of Loss Prevention in the Process Industries 2010, 23, pp 921-927.
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industries, and citizens alike are all expecting more of business leaders in the modern business environment.785 Businesses can suffer if they do not meet those expectations. Corporate leaders are expected to manage the risks posed by their businesses alongside other critical factors within their businesses, with severe consequences for failure to do so.786 Similar to the work of COSO, OECD reminds that major accidents are just like other significant business risks, especially when considering the integrated nature of many high-hazard businesses.787 OECD explains that good corporate governance in process safety is not just about avoiding potential negative effects. Key commercial benefits of good process safety management include (1) less downtime and higher plant/facility availability, (2) easier-to-forecast maintenance budgets, (3) longer lifespans for plants/facilities and equipment, (4) improved efficiency and flexibility in operations, (5) enhanced employee, stakeholder-regulator relationships, and (6) improved access to capital and insurance at more attractive rates or premiums.788 Stated differently, good process safety equates to good business.
785 Organisation for Economic Co-operation and Development (OECD). Corporate Governance for Process Safety: OECD Guidance for Senior Leaders in High Hazard Industries; June, 2012; pp 8-9. http://www.oecd.org/chemicalsafety/chemical-accidents/corporate%20governance%20for%20process%20safety- colour%20cover.pdf (accessed October 7, 2015). 786 BP Plc., CEO Bob Dudley recently likened the Macondo blowout to a near-death experience, “Sometimes it takes a near death experience to radically change a company;” US Gulf oil spill nearly ruined BP, says chief Bob Dudley. BBC News, January 2, 2016, http://www.bbc.com/news/uk-35210450 (accessed January 15, 2016). 787Organisation for Economic Co-operation and Development (OECD). Corporate Governance for Process Safety: OECD Guidance for Senior Leaders in High Hazard Industries; June, 2012, pp 8-9. http://www.oecd.org/chemicalsafety/chemical-accidents/corporate%20governance%20for%20process%20safety- colour%20cover.pdf (accessed October 7, 2015). 788 Ibid., pp 9-10.
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- 1.5
The Need for Better Reporting Illustrated by Consequences Stemming from the Macondo Blowout The messages to shareholders in annual reports illustrate what a board of directors and senior management team consider necessary to demonstrate the investment value of the company. These reports include a domestic company’s 10-K report,789 a foreign issuer’s 20-F report,790 and any company reports produced for the benefit of shareholders and the public, such as BP’s sustainability reports, or annual board performance reports. US reporting regulatory requirements apply to foreign companies, such as BP (United Kingdom) or Transocean (Switzerland), whose stock trades in US markets as American Depositary Shares or American Depositary Receipts.791
789 10-K reports are comprehensive annual financial reports required by the SEC, the requirements for which are detailed in the Securities and Exchange Act of 1934. http://www.investopedia.com/terms/1/10-k.asp (accessed October 7, 2015). 790 20-F reports are comprehensive annual financial reports required by the SEC from “foreign private issuers” who issue equity shares available in US markets, the requirements for which are detailed in the Securities Exchange Act of 1934. See http://www.investopedia.com/terms/s/sec-form-20-f.asp (accessed October 7, 2015). 791 BP Shares trade as American Depositary Shares rather than American Depositary Receipts, which are similar instruments. See http://www.bp.com/en/global/corporate/investors/shareholder-information/managing-your- shares---ads-holders.html. Transocean shares trade as American Depositary Receipts. Commitment to Safety, Sustainable Profits In the UK, international utility giant Scottish Power demonstrates that a commitment to safety can be part of a strategy toward increased and sustainable profits and total shareholder value—key goals of any high performing corporate board of directors. Judith Hackitt, Chair of the UK HSE, recently cited Scottish Power as an example of a company whose board has “led the way” in demonstrating commitment to safety and reliability from the top to the bottom of the organization, and throughout the process delivered real benefits in terms of both safety and profitability.a With a formal governance model that involves monthly meetings on reviewing process safety dashboard information from the facility level up to the board itself, the company started to “establish ownership and accountability for process safety management” and to foster a corporate culture intentionally designed “to ensure people are always thinking about what could go wrong and never complacent.”b a Hackitt, J. Why Corporate Governance and Why Now?, Conference on Corporate Governance for Process Safety, Paris, France, June 14-15, 2012; http://www.hse.gov.uk/aboutus/speeches/transcripts/hackitt140612.htm (accessed October 7, 2015). b CSB. CSB Public Hearing: Safety Performance Indicators, Houston, TX, July 23-24, 2012, p 86 http://www.csb.gov/assets/1/19/CSB_20Public_20Hearing.pdf (accessed October 7, 2015); Sedgwick, M.; Wands, A. The Implementation of Effective Key Performance Indicators to Manage Major Hazard Risks, CSB Sfaety Performance Indicator Public Hearing, Houston, TX, July 23, 2012. slide 4. http://www.csb.gov/UserFiles/file/Sedgwick%20%28Scottish%20Power%29%20PowerPoint%20- %20printed.pdf (accessed October 7, 2015).
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BP and Transocean are required to communicate relevant information to shareholders about major hazard risks, especially where information about risks are determined to be material. Failure to do so could lead to liability under Section 10(b) of the Securities Exchange Act of 1934.792 Failure to disclose material information could also lead to potential civil liability arising from shareholder litigation.793 The theory in this type of litigation is that insufficient disclosure prevents shareholders from understanding the risk they are taking by purchasing shares at what essentially is an artificially high share price, because the risk associated with the companies’ activities could not adequately be factored into the market’s assessment of share prices. In a relevant example, following Macondo, BP shares fell in value by over 48% between April 20, 2010 and June 25, 2010.794 The slide in share value was compounded by BP’s need to set aside money for anticipated litigation costs related to the accident, in both criminal and civil contexts. These funds were to be generated by suspending regular shareholder dividend payments as well as the sale of potentially lucrative oil fields to competitors at a time of rising oil prices.795 Other costs continue to mount, including a negotiated $18.7 billion dollar settlement the company reached with the US government,796 along with
http://deepwater.com/investor-relations.html. See generally http://www.investopedia.com/ask/answers/06/adrvsads.asp (all sites accessed October 7, 2015). 792 Codified at 15 U.S.C. § 78j(b); see also 17 C.F.R. § 240.10b-5, “Employment of Manipulative and Deceptive Practices,” which states, in part: “It shall be unlawful for any person, directly or indirectly, by the use of any means or instrumentality of interstate commerce, . . . (b) To make any untrue statement of a material fact or to omit to state a material fact necessary in order to make the statements made, in the light of the circumstances under which they were made, not misleading . . ." (Emphasis added.) 793 Although factual allegations in a complaint cannot be presumed as true, and can only be accepted as fact after litigation on the merits, shareholder litigation pending against both BP and Transocean asserts safety disclosure failures relative to the Macondo blowout. See Alameda County Retirement Association v. BP which asserts, inter alia, that shareholder-plaintiffs lost millions of dollars on their BP investments as a result of false and misleading statements made by the defendants regarding the extent of BP’s commitment to a “safety first” approach to oil drilling and a “profits first” corporate culture. See Consolidated Complaint, ¶ 2, Case No.: 12-CV-01256, 12-CV- 01261, 12-CV01614. Similarly, a suit against Transocean by shareholder-plaintiffs Thomas Yuen and Sumni Ahn accused Transocean of misrepresenting a string of failures involving blowout preventers. This class action suit alleged that false claims by management caused the price of Transocean stock to rise artificially due to a lack of understanding of actual risks, and then to plunge when the truth was later revealed. See Complaint – Class Action, ¶¶ 1, 6 Case No: 2:10-CV-01467-JCZ-SS. The common underpinning of these suits is the fact that the risk of a subsea blowout was well understood by industry, making such information inherently “material,” defined as “of such a nature that knowledge of the item would affect a person’s decision-making process.” Black’s Law Dictionary, 7th ed. (1999); see also TSC Industries v. Northway, 426 U.S. 438, 449 (1976) (must be a substantial likelihood that the reasonable investor would view the disclosure of an omitted fact as having significantly altered the "total mix" of available information in a manner that shareholders would consider relevant to the buying and selling of stocks). 794 Alameda County Retirement Association v. BP, Consolidated Complaint, ¶¶ 399-402, Case No.: 12-CV-01256, 12-CV-01261, 12-CV01614. 795 BP. Annual Report and Form 20-F 2011, p 103 http://www.bp.com/content/dam/bp/pdf/investors/bp-annual- report-and-form-20f-2011.pdf (accessed December 17, 2015); See also, http://dealbook.nytimes.com/2012/09/10/bp-said-to-be-in-talks-to-sell-gulf-of-mexico-assets-for-6-billion/?_r=0 (sales in the Gulf of Mexico and sales pending in Russia); http://articles.latimes.com/2010/jul/12/nation/la-na- 0712-oil-spill-bp-20100712 (Alaska). 796 http://www.bloomberg.com/news/articles/2015-07-02/bp-said-to-settle-2010-gulf-oil-spill-claims-with-u-s-states. This settlement was approved by the judge presiding over the case on April 5, 2016; see
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ongoing environmental remediation costs and marketing costs related to rebuilding BP’s image with the American public. The possibility remains of more adverse judgments stemming from other pending legal actions.797 BP’s 2014 annual report noted that potential costs related to the Macondo blowout still could not be fully estimated, and “they have had and could continue to have a material adverse impact on the group’s business, competitive position, financial performance, cash flows, prospects, liquidity, shareholder returns and/or implementation of its strategic agenda, particularly in the US.”798 Transocean had a similar statement in its own annual report that indicated “the Macondo well incident could result in increased expenses and decreased revenues, which could ultimately have a material adverse effect on us … we are currently unable to estimate the full impact the Macondo well incident will have on us.”799 Issues of required disclosures in the case of BP and Transocean must, however, be kept in proper context. For its part, based on annual reports filed in 2011 for the 2010 performance year, BP was recognized by public interest group Ceres as having provided shareholders with “good” disclosures relating to deepwater drilling risks in four of five categories among the world’s ten largest publicly-owned oil and gas companies.800 As this chapter explains, more could have been disclosed but disclosure was not required, in light of controlling SEC regulation or other accompanying guidance. Moreover, as Ceres found even in a post- Macondo world, none of the world’s ten largest publicly traded oil and gas companies produced “excellent” disclosures with respect to climate change and deepwater drilling risks; yet, these companies continue to make extensive capital investments in extracting oil and gas and expanding deepwater exploration and production efforts. In doing so, they are “posing significant risks to investors and stakeholders.”801 To that end, Ceres called on investors to push for better quality disclosure from oil and gas companies, and for securities regulators to “keep close tabs” on the quality of corporate disclosures of
http://www.cnbc.com/2016/04/05/us-judge-approves-bp-settlement-for-2010-gulf-of-mexico-oil- spill.html?__source=facebook%7Cbusiness%7Clink%7C040416%7C5AM%7Cjudge-approves-bp-settlement. 797 For example, on December 11, 2015 Acciones Colectivas de Sinaloa filed a class action lawsuit against BP seeking compensation for environmental damage sustained in Mexico as a consequence of the 2010 oil spill; Rodriguez, J. C. Mexico Files Class Action Lawsuit Against BP plc (ADR) over Deepwater Horizon Spill. Law360, December 11, 2015, http://www.law360.com/articles/737080/bp-hit-with-class-action-in-mexico-over- deepwater-horizon (accessed January 15, 2015). 798 BP Annual Report and Form 20-F 2014, p 228. http://www.bp.com/content/dam/bp/pdf/investors/bp-annual- report-and-form-20f-2014.pdf (accessed December 17, 2015). 799 Transocean. Annual Report, 2014, pp AR15-AR16. 800 For its 2010 annual report, Ceres recognized BP for “Good Disclosures” with respect to Safety & Environmental Statistics, Drilling Risk Management, Safety R&D, and Corporate Governance on Drilling, while it recognized BP for “Fair Disclosures” relating to Spill Response. Coburn, J.; Salmon, R.; Grossman, D. Sustainable Extraction? An Analysis of SEC Disclosure by Major Oil & Gas Companies on Climate Risk & Deepwater Drilling Risk; CERES: August, 2012; pp 1-3. http://www.ceres.org/resources/reports/sustainable-extraction-an-analysis-of-sec- disclosure-by-major-oil-gas-companies-on-climate-risk-and-deepwater-drilling-risk/view (accessed October 17, 2015). 801 Coburn, J.; Salmon, R.; Grossman, D. Sustainable Extraction? An Analysis of SEC Disclosure by Major Oil & Gas Companies on Climate Risk & Deepwater Drilling Risk; CERES: August, 2012; pp i, 1, 4-5. http://www.ceres.org/resources/reports/sustainable-extraction-an-analysis-of-sec-disclosure-by-major-oil-gas- companies-on-climate-risk-and-deepwater-drilling-risk/view (accessed October 17, 2015).
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those companies working offshore in the extractive industry with specific regard to deepwater drilling risks, while “prodding companies that continue to fall short.”802 Ceres’ recognition of companies with better reporting is further tempered by the fact that “even the best reporting provided narrative discussions of deepwater drilling policies and actions, without providing investors sufficient metrics to evaluate the success of new policies designed to reduce the risks of accidents.”803 5.2 BP and Transocean: Corporate Governance and Communication of Process Safety and Major Accident Prevention Information BP and Transocean boards of directors met requirements for disclosing material information about safety, but neither board effectively communicated process safety performance in the form of leading indicator data and lagging metrics of sufficient scope and frequency, which could have provided greater depth concerning the safety of drilling operations. As this section describes, shareholder communications and other public information about board activities and corporate risk demonstrate missed opportunities by BP’s and Transocean’s boards to communicate additional information from the highest level to focus their companies’ efforts on safety in a manner that could help to minimize the potential for a catastrophic event like the one on April 20, 2010. The rationale underpinning this critique is straightforward. In business, “your measurement system will determine what your staff will pay attention to.”804 On the executive level, “Leaders create cultures by what they systematically pay attention to.”805 In effect, a successful corporate safety program aimed largely at personal safety provides little insight into how well the company is controlling, mitigating, and managing major hazards and catastrophic risk, especially in the area of process safety risk. As described in Section 3.1, it could even lull observers from all levels of a company—and even shareholders—into a false sense of security over major hazards. 5.2.1 A Case Study of Board Involvement Demonstrated in Shareholder Communications BP and Transocean both publicly reported health and safety information about risk and the sustainability of operations to shareholders in annual reports for many years. An analysis of BP board communications before and after the BP Texas City disaster in 2005, and of BP and Transocean communications before and after the Macondo disaster, illustrate an evolving focus and approach to process safety and major
802 Ibid., p i. 803 Ibid., p 2. 804 Eves, D.; Gummer, J. Questioning Performance: Essential Guide to Health, Safety and the Environment ; IOSH Services Ltd: Wigston, United Kingdom, 2011, p 103 (as attributed to Peter Drucker). HSE also commissioned research into the types of KPIs a company could select, which investment institutions would likely regard as significant, with obvious implications for a company’s access to capital, and simultaneously an easy way for directors to drive safety and profit. See id. at p 106. 805 Schein, E. H. Organizational Culture and Leadership, 4th ed.; Jossey-Bass: San Francisco, CA, 2010, as cited in Ellis, G. Process Safety Begins in the Board Room. Chemical Processing, March 21, 2013, http://www.chemicalprocessing.com/articles/2013/process-safety-begins-in-the-board-room/?show=all (accessed October 7, 2015).
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accident prevention communications from BP’s board of directors’ perspective, and a somewhat more static and traditional approach taken by Transocean. 5.2.1.1 BP Shareholder Communications Before and After BP Texas City Following the BP Texas City disaster, the Baker Panel found a “substantial gulf” between the information management reported to the BP board of directors and the reality in the field, where company personnel were generating process safety information and making operational decisions which had major accident risk implications for the company. Specifically: BP’s Board of Directors has been monitoring process safety performance of BP’s operations based on information that BP’s corporate management presented to it. A substantial gulf appears to have existed, however, between the actual performance of BP’s process safety management systems and the company’s perception of that performance. Although BP’s executive and refining line management was responsible for ensuring the implementation of an integrated, comprehensive, and effective process safety management system, BP’s Board has not ensured, as a best practice, that management did so. In reviewing the conduct of the Board, the Panel is guided by its chartered purpose to examine and recommend any needed improvements. In the Panel’s judgment, this purpose does not call for an examination of legal compliance, but calls for excellence. It is in this context and in the context of best practices that the Panel believes that BP’s Board can and should do more to improve its oversight of process safety at BP’s five US refineries.806 Consider that following the Texas City disaster, BP was assessed $50 million in penalties for felony safety violations leading to the event. BP’s sustainability report in 2005, issued after Texas City, communicated the message that the company was learning from its mistakes and working toward safer performance.807 In particular, the report commented in detail on BP’s response to the Texas City disaster with its own investigations, a “fundamental” review of its safety systems and processes, and a whole host of new measures and investments to “maintain the safety of our people and the integrity of our plant.”808 In fact, little changed in BP’s management of Texas City. When OSHA re-inspected the facility 2009, OSHA found “439 instances of ‘willful’ violations, most or all of which were designated with gravity of 10 on a scale of 1 to 10.”809 OSHA issued notices of violations in response to several significant
806 The Baker Panel. The Report of the BP US Refineries Independent Safety Review Panel; January, 2007, p XV. http://www.csb.gov/assets/1/19/Baker_panel_report1.pdf (accessed October 7, 2015). 807 BP. Making energy more-Sustainability Report 2005; pp 3-4. http://www.bp.com/content/dam/bp/pdf/sustainability/group-reports/bp_sustainability_report_2.pdf (accessed October 7, 2015). 808 United States Department of Labor. Fact Sheet on BP 2009 Monitoring Inspection, https://www.osha.gov/dep/bp/Fact_Sheet-BP_2009_Monitoring_Inspection.html (accessed December 15, 2015).; Sanford, L. Lessons on Corporate "Sustainability" Disclosure from Deepwater Horizon; New Solutions 2011, 21, p 202. 809 OSHA. Inspection: 311962674 - BP Products North America, Inc., https://www.osha.gov/pls/imis/establishment.inspection_detail?id=311962674&id=310266085#311962674; US Department of Labors OSHA issues record-breaking fines to BP, https://www.osha.gov/pls/oshaweb/owadisp.show_document?p_table=NEWS_RELEASES&p_id=16674 (accessed October 7, 2015).
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remaining safety concerns.810, 811 By August 12, 2010, BP still had not addressed these issues fully. For its failure to act, BP negotiated yet another agreement with OSHA to pay a $50.6 million penalty for ongoing failure-to-abate violations—the largest penalty ever paid in the history of OSHA enforcement.812 Shareholders, for their part, received little in the way of specifics, despite a narrative-style summary of the ongoing issues and their resolution. BP’s 2009 annual report, issued before Macondo, carried another important message to shareholders. Opening with a letter from Carl-Henric Svanberg, the Chairman of the BP’s board, the company made it clear that it remained ready and able to take on the risks presented by its operations. He noted:
Risk remains a key issue for every business, but at BP it is fundamental to what we do. We operate at the frontiers of the energy industry, in an environment where attitude to risk is key. The countries we work in, the technical and physical challenges we take on and the investments we make – these all demand a sharp focus on how we manage risk. We must never shrink from taking on difficult challenges, but the board will strive to set high expectations of how risk is managed and remain vigilant on oversight.813 CEO Tony Hayward’s own letter in the 2009 annual report paralleled the Chairman: Our priorities have remained absolutely consistent—safety, people and performance—and you can see the results of this focus with improvements on all three fronts. This year we have increased emphasis on operational efficiency, with a particular focus on compliance and continuous improvement. Achieving safe, reliable and compliant operations is our number one priority and the foundation stone for good business. This year we achieved a reported recordable injury frequency of 0.34, an improvement of 20% over 2008. In Refining and Marketing reported major incidents have been reduced by 90% since 2005. All our operated refineries and petrochemicals plants now operate on the BP operating management system (OMS), which governs how BP’s operations, sites, projects and facilities are managed. In Exploration and Production 47 of our 54 sites completed the transition to OMS by the end of 2009, and I expect all BP operations to be on OMS by the end of 2010.This represents good progress and we must remain absolutely vigilant.814 Together, these letters communicated the company’s willingness to operate at the “frontiers” of the energy sector, essentially willing to take on bigger risks for bigger rewards. Macondo represented just this
810 “Our information indicates that for some identified hazards, BP has not specified or allocated the specific layers of protection needed and for other identified hazards where BP has specified the layers of protection it will use to control the hazards, the specified instrument controls have not been installed or are not operational.” From Sanford, L. Lessons on Corporate "Sustainability" Disclosure from Deepwater Horizon; New Solutions 2011, 21, p 202. 811 OSHA warned in September 2009 that its audit identified “systemic deviations from the industry standards” and further noted that “areas of concern included a failure, four years after the blast, to complete a determination of which alarm functions in each unit were critical to process safety.” From Sanford, L. Lessons on Corporate "Sustainability" Disclosure from Deepwater Horizon; New Solutions 2011, 21, p 202. 812 Sanford, L. Lessons on Corporate "Sustainability" Disclosure from Deepwater Horizon; New Solutions 2011, 21, p 199. To be clear, these violations were not the same issues that led to the Texas City disaster, but instead were violations occurring afterward due to the failure of BP to implement needed fixes. 813 BP 2009 Annual Report, letter from Carl-Henric Svanberg, Chairman of the Board, p 3. 814 BP 2009 Annual Report, letter from Tony Hayward, Group CEO, p 6.
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kind of risk/reward, referred to as the “well from hell,”815 and presenting BP and Transocean numerous operational challenges, while promising a significant payoff of potential hydrocarbon reserves. The letters also sought to communicate a sense of safety to investors, presenting not only the board’s perspective on safety in general, but even some specific safety results deemed important from the perspective of the CEO. The remainder of the report, however, provided little in the way of process safety, major hazards, and process safety indicators—perhaps because no express regulatory requirement existed for the reporting of such information, and because BP’s industry peers do not report the same type of information. 5.2.1.2 BP Shareholder Communications Before and After Macondo In its 2009 annual shareholder report, four years after BP Texas City but one year before Macondo, BP included only three indicators which the company described as having to do with safety: Recordable Injury Frequency (RIF), oil spills, and greenhouse gas emissions. As noted in Chapter 3 and as Hayward touts in his letter, BP achieved strong results with respect to personal safety as measured by RIF. The BP workforce (employees and contractors) achieved a RIF of “0.34, significantly below 2008 and 2007 levels of 0.43 and 0.48, respectively.” Oil spills, which were defined as spills of one barrel or more, also showed a reduction from the two prior years, down from 340 in 2007, 335 in 2008, and 234 in 2007. In contrast, greenhouse gas emissions were up in 2009 from levels as reported in 2007 and 2008, which the company attributed to “increases in operational activity” in various regards. This is the type of data upon which shareholders could assess BP’s performance in personal safety issues impacting the company’s workforce. These two limited lagging indicators on oil spills and greenhouse gas emissions illustrate environmental concerns and give some indication of process safety management results. At the same time, however, safety data also illustrates the area of potential improvement open to BP, notwithstanding the current absence of a regulatory requirement for more. The company provided no leading process safety indicators that could have given shareholders or the regulator insight into specifics about process safety issues or major accident prevention.816 While BP discussed both personal and process safety concepts and issues throughout the report, the absence of meaningful indicator data weakens the effectiveness of the communication. It gave no KPI or metrics-driven discussions relating to success in process safety management issues, especially for offshore drilling and production. In another example, similar to the phrasing noted in Hayward’s letter and the “90% reduction in major incidents,” the Exploration and Production section noted, “We also achieved improvements in the number of process safety-related incidents and a significant reduction in the number of spills.”817 These statistics
815 See http://www.nytimes.com/2014/09/05/business/bp-negligent-in-2010-oil-spill-us-judge-rules.html?_r=0 (referencing exploration and production challenges “in the deep waters of the Gulf of Mexico, where high pressures and temperatures in the wells test the most modern drilling technologies.”) See also in re: Oil Spill by the Oil Rig “Deepwater Horizon” in the Gulf of Mexico on April 20, 2010, Findings of Fact and Conclusions of Law, Judge Barbier, ¶56 (“Drilling the Macondo well did not go smoothly. Some called it the “well from hell.”); and exhibit TREX-22924, “Macondo Was the Well from Hell,” (timeline showing challenges in drilling Macondo), available at http://www.mdl2179trialdocs.com/releases/release201304041200022/D-3126.pdf. 816 BP. Annual Report and Accounts; 2009; p 15. http://www.bp.com/content/dam/bp/pdf/investors/bp-annual- report-accounts-2009.pdf (accessed October 15, 2015). 817 Ibid., p 12.
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are not particularly illuminating to shareholders, even from a lagging indicators perspective. Although on its face a 90% reduction in major incidents is a positive development, a reader cannot know the number of major incidents that actually occurred, how near-misses were handled in terms of data collection, or whether these incidents had a common causation. Also absent were the operational goals for this area, leaving a shareholder uncertain as to whether BP met its objectives in this area. Missing as well is any attempt to benchmark the number of major incidents against industry standards. In contrast, in the Refining and Marketing section of the report, BP provides some financial indicators about specific industry benchmarks.818 In terms of safety, Refining and Marketing again repeated the 90% reduction of “reported major accidents” as well as the previously noted reduction of oil spills and RIF and the absence of workplace fatalities for the year.819 Some improvement in the area of reporting would be helpful because BP appeared to be tracking matters like reported major accidents internally, so bringing that type of data into its annual reports would cost little, but could add much by way of transparency. In deeper consideration of BP’s indicators chosen for report, oil spills and greenhouse emissions are lagging indicators, providing shareholders and the regulator with little more than notice of events that already occurred, rather than including any specific mention of near-misses or the myriad of more sophisticated leading process safety indicators that are frequently tracked and trended offshore which, if disclosed, could have provided readers with far better insights into major process safety issues. Such indicators could have included, for example, data pertaining to challenges to barriers, problems with barriers discovered during inspections, overdue inspections and audits, well kick frequency, response time to well kicks, and the like. Ceres also cited the improvement in BP’s 2010 report over its previous edition in its study on the disclosures made by companies engaged offshore, as well as the limitations in that reporting, noting, “BP’s and several other companies deepwater drilling disclosure improved significantly after Macondo. As explained above, however, even the best narrative-style reporting relative to offshore operations, without the addition of indicators, KPIs, or metrics, cannot provide the basis to understand and evaluate the impact of policies and procedures designed to reduce the risk of accidents.”820 This finding by Ceres corroborates the CSB’s findings, which is that although BP described issues concerning process safety risk in narrative form, it provided little about significant process safety performance indicators before or immediately after Macondo. In a positive development, post-Macondo, BP’s communication from its board to its shareholders evolved through more transparent and complete reporting related to major hazards. Only briefly in its 2010 annual
818 Such benchmarks include refining margin and refining availability percentage. See BP. Annual Report and Accounts; 2009; p 18. http://www.bp.com/content/dam/bp/pdf/investors/bp-annual-report-accounts-2009.pdf (accessed October 15, 2015). 819 BP. Annual Report and Accounts; 2009, p 21. http://www.bp.com/content/dam/bp/pdf/investors/bp-annual- report-accounts-2009.pdf (accessed October 15, 2015). 820 Coburn, J., Salmon, R., Grossman, D. Sustainable Extraction? An Analysis of SEC Disclosure by Major Oil & Gas Companies on Climate Risk & Deepwater Drilling Risk; CERES: August, 2012, p 2. http://www.ceres.org/resources/reports/sustainable-extraction-an-analysis-of-sec-disclosure-by-major-oil-gas- companies-on-climate-risk-and-deepwater-drilling-risk/view (accessed October 17, 2015).
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report, and then more fully its 2011-2014 reports,821 BP’s communications with shareholders began to provide even more information relating to the company’s safety performance. For example, the 2011 report emphasized work on a wide swath of corporate activity aimed at improving safety, including coverage of numerous and significant critical safety issues. The report highlighted categories of key accomplishments, such as safety and operational risk, upstream restructuring, operational review, values and behaviors, individual performance and reward, contractor management, technology, and joint ventures not operated by BP.822 The core of the report, the “Business Review—BP in More Depth” section, included detailed subsections on topics such as risk factors, safety and operational risks, and environmental and social responsibility.823 It also included a special section detailing ongoing issues in the Gulf of Mexico cleanup efforts.824 Most of this type of information would benefit the entire sector in publicly traded companies’ annual reports. 5.2.1.3 Transocean Shareholder Communications Before and After Macondo The year before Macondo, in the Chairman’s and CEO’s joint letter to shareholders accompanying Transocean’s 2009 annual report and proxy statement, the company related a corporate message focused on personal safety: “Unfortunately, despite our continued focus on safety and operational excellence and our best-ever total recordable incident rate of 0.77 incidents per 200,000 hours worked, four of our employees suffered fatal accidents while working on our rigs in 2009.”825 Transocean related no other safety performance indicators or other metrics-driven safety data in this public disclosure, with no specific reference to process safety or major accident prevention. In Transocean’s 2009 annual report to shareholders, Transocean defined safety performance through a formula that related to bonus calculations used to reward individual executives and employees. However, safety performance translated to only 20 percent of any total bonus payment, while financial performance related to 70 percent, and “new builds” accounted for the final 10 percent. Thus, per the public transmission of information in its annual report, Transocean intended to incentivize financial performance and new building activity versus safety in an 80/20 split. Moreover, for the 20 percent allocation to safety performance, the report indicated that a total score on this component is computed by reference to three variables: (1) Total Recordable Injury Rate, (2) Total Potential Severity Rate, and (3) High Potential Dropped Objects, with the total score used to calculate employee bonus payments.826 The variables used in Transocean’s bonus calculation formula were mainly personal safety statistics relating to the higher frequency—and typically lower consequence—events that most often result in a
821 BP. Annual reporting archive, http://www.bp.com/en/global/corporate/investors/results-and-reporting/annual- report/annual-reporting-archive.html (accessed December 17, 2015), 2015. 822 BP. Annual Report and Form 20-F 2010; p, 36. http://www.bp.com/content/dam/bp/pdf/investors/bp-annual- report-and-form-20f-2010.pdf (accessed October 2015, 2015). 823 Ibid., p, 59-72. 824 Ibid., p, 76-79. 825 Transocean. Annual Report, 2009, 2009 Letter to the Shareholders, p 1. 826 Transocean. Annual Report, 2009. The three variables comprised 35%, 35%, and 30 % of the measure respectively. TRIR is described in Section 0. TPSR is a proprietary measure used to monitor the total potential severity of incidents, and High Potential Dropped Objects are dropped objects that could cause serious injury resulting in an employee being out of work for six or more months.
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single person injury, but could potentially include a fatality. 827 However, there was no mention of process safety, major hazards or issues of catastrophic accidents, which represent the potential for numerous serious injuries/fatalities, as well as large scale damage to property or the environment. By choosing these measures, the Transocean board of directors did not provide for appropriate process safety goal-setting. Instead, Transocean’s 70 percent weighting toward financial goals broke down into three sub-elements: (1) cash flow value add relative to budget, (2) overhead costs, and (3) lost revenues,828 each of which provides incentives to push drilling along faster, without an accompanying set of factors or overarching philosophical approach to help employees meet company goals safely. Transocean’s 2010 annual report is largely the same, with the exception of the company’s acknowledgment of the Macondo disaster and a promise to produce a publicly available investigation report as well as a “risk assessment” for shareholders regarding the risks to the company presented by Macondo in terms of business interruption, lawsuits, and the like.829 Conversely, BP initiated its own investigation, publicly releasing a report on September 8, 2010.830 Notably, no accounting from Transocean’s Health, Safety and Environment Committee831 appeared in the report, despite the inclusion of reports by other standing committees of the board of directors, including the Audit and Executive Compensation committees on unrelated matters. In addition, notwithstanding the sinking of the Deepwater Horizon, the deaths of 11 workers, and a massive oil spill, Transocean also disclosed bonuses for the company’s “best ever” year in safety.832 Transocean’s 2011 report appeared similar in content to the 2010 version, although it mentions Transocean’s overall findings and conclusions of its investigation of the Macondo well blowout.833 However, the annual report’s summary of the investigation focuses only on the safety shortcomings of BP
827 Transocean. Annual Report; 2009, “Performance Award and Cash Bonus Plan,” p 35. The bonus plan is described as “a goal-driven plan that gives participants, including named executive officers, the opportunity to earn annual cash bonuses based on performance measured against predetermined performance goals.” Id., p 34. The annual report explains that the bonus plan and the performance goals connected to it are set by the Board, through the Executive Compensation Committee—not the Health Safety and Environment Committee—in accordance with the company’s “safety vision” for “an incident-free workplace—all the time, everywhere,” stating: “The Committee sets our safety performance targets at high levels each year in an effort to motivate our employees to continually improve our safety performance towards this ultimate goal.” Id., p 35. 828 Transocean. Annual Report; 2009, pp 34-35. 829 Ibid., pp 34-35. 830 BP. Deepwater Horizon Accident Investigation Report; September 8, 2010. 831 Transocean. Annual Report, 2010, pp 27. Despite the Macondo disaster and the loss of the Deepwater Horizon and eleven employees, the HSE Committee met only once in 2010. In contrast, the Corporate Governance Committee met 4 times, the Finance/Benefits Committee met 4 times, the Executive Compensation Committee met 5 times, and the Audit Committee met 17 times. Id., p 28. 832 Ibid., p 44. This public expression of Transocean’s bonuses was the cause of widespread backlash by media, government and the public alike, prompting an apology from Transocean’s CEO. See, e.g., McMahon, J. Transocean Executives Get Bonuses for “Best Year in Safety” Despite Gulf Oil Disaster. Forbes, April 4, 2011.“Notwithstanding the tragic loss of life in the Gulf of Mexico, we achieved an exemplary statistical safety record as measured by our total recordable incident rate and total potential severity rate. As measured by these standards, we recorded the best year in safety performance in our Company’s history, which is a reflection on our commitment to achieving an incident free environment, all the time, everywhere.” 833 Transocean. Annual Report, 2010, p 5.
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in its role as operator and the party that was legally responsible as the leaseholder, from Transocean’s perspective. There is no mention of Transocean internal safety lapses or other deficiencies and no lessons learned for improving the safety of its offshore drilling operations. The 2011 report also lacks any discussion of process safety management issues, major hazards, or catastrophic risk beyond mentioning the formation of a risk management subcommittee that would help the Transocean audit committee to analyze risk for the company in varied settings. In any event, such support would prove fruitless with no apparent application of process safety principles or adequate consideration of MAP and related operational risk. The substance surrounding the work of that subcommittee, however, was not explained. In a positive development, Transocean recently updated its most current compensation scheme. Its 2014 annual report includes process safety considerations as part of the overall individual calculations for employees. Now, 30 percent of compensation relates to safety, and the measurement is based on “process safety events” that the company is treating as indicators with potential for a major accident event in their fleet’s operations.834 According to the report, Transocean is using standard industry definitions to describe the “process safety events,” but limited to incidents involving fire, explosion, release of a hazardous substance with serious injury or fatality, major structural damage, serious injuries/fatalities, and uncontrolled release of hazardous fluids. 5.3 Historical BP Corporate Governance Issues During its investigation of the 2005 explosion at the BP Texas City refinery, the CSB found that BP exhibited ineffective corporate leadership and oversight of refinery operations, which cascaded from the company’s board of directors through successive layers of corporate management, creating a safety culture vulnerable to catastrophe.835 The CSB’s report in that case made specific reference to the existing Turnbull Guidance adopted by the UK’s Financial Reporting Council. It also referenced guidance in the UK Health and Safety Executive’s report on the BP Grangemouth refinery and provided references to other HSE directives to make clear the existing health and safety responsibilities that a corporate board of directors must meet in major accident prevention.836 In detail, the CSB report stated: Directors should, at least annually, review systems of control including risk management, financial, operational, and compliance controls that are the key to the fulfillment of the company’s business objectives. The HSE has prepared guidance for directors in order to help them ensure that the health and safety risks arising from their organizations’ activities are properly managed. Directors should be fully aware of their corporate responsibilities in relation to the control of major accident hazards.837
834 Transocean. 2014 Extraordinary General Meeting Definitive Proxy Statement; Schedule 14A; March 23, 2015; p P-28. http://phx.corporate- ir.net/External.File?item=UGFyZW50SUQ9NTUxMDI5fENoaWxkSUQ9MjQ1NDY1fFR5cGU9MQ==&t=1 (accessed October 7, 2014). 835 USCSB, 2007. Refinery Explosion and Fire, Texas City, TX, March 23, 2005, Report No. 2005-04-I-TX, pp 187-
- http://www.csb.gov/assets/1/19/CSBFinalReportBP.pdf (accessed October 7, 2015), March 2007.
836 Ibid., pp 189-190. 837 Ibid., p 190.
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The CSB’s report noted that at the time of the BP Texas City incident, no independent member of the board of directors had a background in refinery operations and process safety management. Thus, no then-serving member had the professional background necessary to discern whether the board as a whole had received all necessary information, and whether the information received from management reflected appropriate consideration of the process safety impacts on corporate decisions. As a result, the CSB recommended that BP “Appoint an additional non-executive member of the Board of Directors with specific professional expertise and experience in refinery operations and process safety. Appoint this person to be a member of the Board Ethics and Environmental Assurance Committee.”838 At the time of the Macondo blowout, BP had still not met the express terms of this recommendation, and no independent member of the board of directors on April 20, 2010 had a background in refinery operations and process safety.839 Similarly, no then-serving independent board member of the company’s Safety, Ethics and Environment Assurance Committee (SEEAC) committee had a professional background in offshore drilling relevant to the major accident risks undertaken at a well like Macondo. Of course, these are difficult issues, but a legitimate question can be posed as to whether the presence of an independent board member with a background in process safety and refining operations could have helped to inform the board of emerging safety issues at BP Texas City, and whether an independent board member with process safety and offshore drilling and production experience could have provided more effective board oversight for major accident risk management at Macondo. One example relates to the Orange Book, discussed earlier. BP established the Orange Book after hiring Duane Wilson, the board’s retained process safety expert. Chapter 3 noted the limitations of the Orange Book process safety indicators. This data is provided to the SEEAC in the form of quarterly reports. The SEEAC, and even the Board as a whole, would be in a disadvantageous position with this limited safety information without a fellow board member with the experience and knowledge to parse through the information, identify any limitations, and ask insightful process safety questions of its corporate personnel. SEEAC members lacking an educational and professional experience in process safety within the refining or drilling sector could find themselves wholly reliant on an employee of the company to identify for them potential gaps in the information. Refining and drilling are two critical areas that represent the most significant business risks facing the company. Thus, adequate representation of those sectors in conjunction with process safety are critical for informed board decision-making. Despite several other actions intended to improve board function, BP’s board remained less effective in oversight and risk mitigation than it might otherwise have been. Governance experts agree that oversight and risk management are among a board’s chief obligations, and any actions to improve board function in these areas should be encouraged. This challenge is not unique to BP. The safety committee of Pike River Coal Company was chaired by the company’s CEO, an executive board member with an extensive background in iron mining; however, he
838 Ibid., p 190. 839 Instead, the company chose to take a number of alternative actions in light of the CSB recommendation, along with the Baker Panel’s recommendations. For example, the company (1) hired an outside expert to advise the board on process safety matters for a fixed term of five years; (2) created the Group Operational Risk Committee (GORC) at the highest level within the company to help understand and manage risk; (3) created the Orange Book in an attempt to communicate both leading and lagging indicators directly to the Board of Directors in general and the SEEAC in particular; and (4) reinvigorated the SEEAC through an expansion of the committee’s role and authority with respect to assessing health and safety risk of all types.
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lacked experience in coal mining, which posed unique hazards, and the company proved unable to steer clear of disaster in that case. (See callout box.) In addition, board members without industry-specific knowledge may assess inadequate information without realizing its profound impact on process safety and the company’s sustainability. They may not readily detect critical correlations between seemingly tangential issues and process safety and major accident prevention. This shortcoming makes it difficult for boards to decide wisely on policy or strategy. For example, Chapter 3 discusses BP management employee’s individual performance contracts, which focused primarily on operational success measures such as drilling speed and well completions, and safety was rewarded in a lower percentage than other measures of operational success. Even where safety was mentioned, it related primarily to personal safety indicators, such as Recordable Injury Frequency and Days Away from Work Case Frequency. Without understanding the implications of this model, board members were not positioned to foresee potential shortcomings, and could not challenge this construct. Board decisions on setting corporate goals and objectives cascade through the organization through a traditional management-by-objective methodology.840 Thus, board decisions based on incomplete information could guide a company’s actions towards less safe operations in a push for target completions.841 In sum, board involvement and oversight of process safety management and major accident prevention can serve to sharpen a company’s focus on safety. Various tools, described in Section 5.5, aim to improve levels of operational safety while boosting overall corporate performance.842
840 See, e.g., Drucker, P. The Practice of Management; Harper & Row: New York, 1954 (establishing “management by objective” as the management theory most capable of driving execution in business through the balancing of competing corporate needs with goal-setting). However, critics of “management by objective,” including business scholars such as W. Edwards Deming, actually argued against management by objective, stating that a lack of understanding of contextual environment and other interrelated systems commonly results in the misapplication of objectives by managers and companies, and that setting production targets encourages resources to be allocated to meet those potentially arbitrary production targets through whatever means necessary, which can result in poor quality or other negative consequences. Deming, E. Out of the Crisis. 841 In re: Oil Spill by the Oil Rig “Deepwater Horizon” in the Gulf of Mexico on April 20, 2010, Report of Expert Witness Patrick Hudson, PhD., pp 23-29 (describing BP’s decision to continue a strategy rooted in “loss avoidance” and a culture that “continued to encourage excessive risk taking in pursuit of commercial targets.”) 842 Martin Sedgwick & Angela Wands, The Implementation of Effective Key Performance Indicators to Manage Major Hazard Risks, testimony presented by Martin Sedgwick Head of Engineering ScottishPower/Iberdrola Group on July 23, 2012 at the CSB’s public meeting, “CSB Public Meeting: Safety Performance Indicators,” transcript pp 85-86, http://www.csb.gov/about/publichearing.aspx. See also Martin Sedgwick & Angela Wands, The Implementation of Effective Key Performance Indicators to Manage Major Hazard Risks, pp 2-3, 8, Figures 10-12 (2012), presented by Martin Sedgwick Head on July 23, 2012.
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Corporate Governance “Underlying Cause” of Pike River Coal Mine Disaster –International Lessons for the Offshore Industry Accident investigations from the entire spectrum of all high-hazard industries present opportunities for lessons learned that cross industry-specific boundaries. For example, accidents in coal mining, nuclear energy production, chemical manufacturing, oil refining, natural gas production, and even air travel all create learning opportunities for those who wish to avoid similar events. Many lessons from a variety of industrial accidents can be used to improve the safety of offshore drilling. For example, following the Pike River Coal Mine disaster in New Zealand that killed 31 people, the Royal Commission, which investigated the disaster, issued a 400-plus page report along with a series of associat
