The propane release was likely caus

The propane release was likely caused by the freeze-related failure of high-pressure piping at
a control station that had not been in service for approximately 15 years. The control station
was not isolated or freeze-protected but left connected to the process, forming a dead-leg.
3

Water in the propane accumulated in the low point formed by the control station and froze
during cold weather prior to the incident, cracking an inlet pipe elbow. Ice sealing the failed
pipe from the process melted as the air temperature rose on the day of the incident, releasing
4,500 pounds per minute of liquid propane, which ignited.
2. The refinery did not conduct a management of change
4
review when the control station was
removed from active service in the 1990s. Consequently, the freeze-related hazards of the


1
The McKee propane PDA unit uses liquid propane as a solvent to separate gas oil from asphalt. The gas oil is fed
to other units in the refinery for further processing. The asphalt is sold as paving material.
2
RMP submittal, December 2007.
3
A dead-leg is a section of piping connected to the process that has no flow through it.
4
Management of change is a systematic method for reviewing the safety implications
of modifications to process technology, facilities, equipment, chemicals, organizations, policies, and standard
operating practices and procedures. Valero - Sunray July 2008

7

dead-leg formed by the control station were not identified or corrected when the change was
made.
3. The McKee Refinery’s freeze protection practices did not ensure that process units were
systematically reviewed to identify and mitigate freezing hazards for dead-legs or
infrequently used piping and equipment.
4. American Petroleum Institute (API)
5
-recommended safety practices for oil refineries do not
provide detailed guidance on freeze protection programs, nor do they sufficiently stress freeze
protection of dead-legs, or of infrequently used piping and equipment.
5. The rapidly expanding fire prevented field operators from closing manual isolation valves or
reaching local pump controls to isolate the high-pressure propane being vented to the
atmosphere. Control room operators were unable to shut off the flow of propane because
remotely operable shut-off valves (ROSOVs)
6
were not installed in the PDA. The lack of
remote isolation significantly increased the duration and size of the fire, resulting in extensive
damage to the PDA, the main pipe rack, and an adjacent process unit.
6. API provides safety guidance for the use of ROSOVs in LPG storage installations, but does
not address their use in refinery process units handling large quantities of flammable
materials. Valero internal standards require the use of ROSOVs in such process units, but the
McKee Refinery had not retrofitted them in the PDA unit.


5
The API, an industry trade group, publishes recommended practices and standards widely used in the refining
industry.
6
ROSOVs, also called emergency isolation valves (EIVs), are equipped with actuators and are configured to be
quickly and reliably operated from a safe location, such as a well-sited control room. Valero - Sunray July 2008

8

7. Flame impingement on a non-fireproofed structural support caused a pipe rack to collapse,
significantly increasing the size and duration of the fire, and led to the evacuation and
extended shutdown of the refinery.
8. API-recommended practices and Valero standards for fireproofing do not provide sufficiently
protective guidance for fireproofing distance for pipe racks near process units containing
high-pressure flammables.
9. The exposure of three one-ton chlorine containers to radiant heating from the fire led to the
release of approximately 2.5 tons of highly toxic chlorine,
7
which was used as a biocide in an
adjacent cooling tower. Biocides that are inherently safer than chlorine are available.
10. A butane storage sphere was exposed to radiant heating that blistered its paint. The manual
firewater deluge valve for the butane sphere was located too close to the PDA unit and could
not be opened during the fire.
11. API-recommended practices do not require the evaluation of hazards posed by adjacent
process units when specifying the design, operation, or location of firewater deluge valves.
12. The McKee Refinery’s Process Hazard Analysis was ineffective in identifying and addressing
the
• risk of pipe failure due to freezing,
• need for ROSOVs in the PDA unit to rapidly isolate LPG releases, and
• hazards posed by fire exposure to neighboring equipment, including the chlorine ton
containers and the butane storage sphere.


7
Chlorine has a permissible exposure limit (PEL) of 1.0 pp

ผลลัพธ์ (ไทย) 1:

รุ่นโพรเพนอาจเกิดจากความล้มเหลวที่เกี่ยวข้องกับการตรึงของท่อแรงดันสูงที่ สถานีควบคุมที่ไม่ได้อยู่ในบริการประมาณ 15 ปี สถานีควบคุม ไม่แยก หรือหยุดป้องกัน แต่การซ้ายเชื่อมต่อกับกระบวนการ รูปคนตายขาไว้3 น้ำในโพรเพนที่สะสมในจุดต่ำที่เกิดขึ้นจากสถานีควบคุม และแช่แข็ง ในช่วงอากาศเย็นก่อนเหตุการณ์ แตกข้อศอกท่อน้ำเข้า น้ำแข็งปิดผนึกที่ล้มเหลว ท่อจากกระบวนการหลอมที่อุณหภูมิของอากาศเพิ่มขึ้นในวันที่เกิดเหตุ ปล่อย 4,500 ปอนด์ ต่อนาทีของโพรเพนเหลว ที่จุดประกาย 2 โรงกลั่นน้ำมัน.ไม่ได้ดำเนินการจัดการเปลี่ยนแปลง4 ทบทวนเมื่อมีสถานีควบคุม ลบออกจากบริการที่ใช้งานในปี 1990 ดังนั้น เกี่ยวข้องหยุดอันตรายของการ 1 หน่วย McKee โพรเพ PDA ใช้โพรเพนเหลวเป็นตัวทำละลายเพื่อแยกก๊าซน้ำมันยางมะตอย น้ำมันก๊าซจะถูกป้อน หน่วยอื่น ๆ ในโรงกลั่นงาน ขายยางมะตอยเป็นวัสดุปู 2 การส่ง RMP, 2550 ธันวาคม 3 ตายขาเป็นส่วนของท่อที่เชื่อมต่อกับกระบวนการที่มีไม่ไหลผ่านตัวมัน 4 การเปลี่ยนเป็นวิธีการตรวจสอบด้านความปลอดภัยเป็นระบบ การปรับเปลี่ยนเทคโนโลยีการผลิต สิ่งอำนวยความสะดวก อุปกรณ์ สารเคมี องค์กร นโยบาย และมาตรฐาน แนวทางการดำเนินงานและกระบวนการ วาเลโร - ซันเรย์ 2551 กรกฎาคม 7 ขาตายที่เกิดขึ้น โดยควบคุมสถานีไม่ระบุ หรือแก้ไขเมื่อการเปลี่ยนแปลง ทำ 3 ของโรงกลั่น McKee.ตรึงป้องกันปฏิบัติไม่แน่ใจว่า หน่วยกระบวนการได้ ระบบการตรวจสอบเพื่อระบุชี้ และลดอันตรายตรึงขาตาย หรือ นาน ๆ ครั้งใช้ท่อและอุปกรณ์ 4 สถาบันปิโตรเลียมอเมริกัน (API)5-ความปลอดภัยที่แนะนำสำหรับโรงกลั่นน้ำมันไม่ ให้คำแนะนำเกี่ยวกับโปรแกรมป้องกันหยุด หรือพวกเขาไม่พอเครียดหยุด ป้องกัน ของ ขาตาย หรือท่อและอุปกรณ์ที่ใช้บ่อย 5. การขยายตัวอย่างรวดเร็วไฟฟิลด์ป้องกันผู้ประกอบการปิดวาล์วแยกด้วยตนเอง หรือ ถึงปั๊มเครื่องควบคุมจะแยกโพรเพแรงดันสูงที่มีการระบายอากาศเพื่อการ บรรยากาศ ผู้ควบคุมห้องไม่สามารถปิดการไหลของโพรเพนเนื่องจาก ใช้งานได้จากระยะไกลปิดวาล์ว (ROSOVs)6 ไม่ได้ติดตั้งใน PDA การขาด แยกระยะไกลเพิ่มระยะเวลาและขนาดของไฟไหม้ ผลอย่างละเอียด ความเสียหาย PDA แขวนท่อหลัก และหน่วยกระบวนการติด 6. API ให้คำแนะนำด้านความปลอดภัยสำหรับการใช้ ROSOVs ในการติดตั้ง LPG เก็บ แต่ไม่ ไม่อยู่ใช้ในโรงกลั่นกระบวนการการจัดการจำนวนมากของไวไฟ วัสดุ วาเลโรภายในมาตรฐานต้องใช้ ROSOVs ในหน่วยกระบวนการ แต่ โรงกลั่น McKee มีดัดให้ในหน่วย PDA 5 API กลุ่มการค้าการอุตสาหกรรม เผยแพร่แนะนำและมาตรฐานที่ใช้ในโรงกลั่น อุตสาหกรรม 6 ROSOVs ยังเรียกว่าวาล์วฉุกเฉินแยก (EIVs), มี actuators และกำหนดค่าเป็น อย่างรวดเร็ว และเชื่อถือได้ดำเนินการจากตำแหน่งที่ปลอดภัย เช่นห้องควบคุมสำหรับครอบครัวแห่งนี้ วาเลโร - ซันเรย์ 2551 กรกฎาคม 8 7. ไฟปะทะ fireproofed ไม่สนับสนุนโครงสร้างเกิดชั้นท่อเพื่อยุบ ช่วยเพิ่มขนาดและระยะเวลาของไฟ และนำไปสู่การอพยพ และ ปิดเครื่องขยายของโรงกลั่น 8. API-แนะนำและมาตรฐานวาเลโรสำหรับมิเรอร์บาไม่ให้เพียงพอ คำแนะนำป้องกันสำหรับมิเรอร์บาระยะสำหรับวางท่อใกล้หน่วยกระบวนการที่ประกอบด้วย แรงดันสูง flammables 9. การเปิดรับแสงของภาชนะบรรจุคลอรีนหนึ่งตันสามการร้อนที่สดใสจากไฟนำไปสู่การ จำหน่ายคลอรีนพิษสูง ประมาณ 2.5 ตัน7 ซึ่งใช้เป็นวฆาตในการ ติดกับหอหล่อเย็น Biocides ที่ปลอดภัยเสมอกว่าคลอรีนมี 10. บิวเทเก็บทรงกลมถูกสัมผัสกับร้อนที่สดใสที่ blistered ของสี คู่มือ วาล์วสถานการณ์น้ำท่วม firewater ทรงบิวเทเกินไปที่ตั้งอยู่ใกล้กับเครื่อง PDA และสามารถ ไม่สามารถเปิดในระหว่างไฟ 11. API-แนะนำวิธีปฏิบัติไม่ต้องประเมินอันตราย โดยติดกันมากขึ้น กระบวนการหน่วยเมื่อออกแบบ การดำเนินการ หรือตำแหน่งของวาล์ว firewater สถานการณ์น้ำท่วม 12 วิเคราะห์อันตรายของกระบวนการของโรงกลั่น McKee.ไม่ได้ผลในการระบุ และจัดการกับ การ •ความเสี่ยงของความล้มเหลวในท่อเนื่องจากการแช่แข็ง •ต้องการ ROSOVs เครื่อง PDA เพื่อแยกรุ่น LPG อย่างรวดเร็ว และ •อันตรายถูกวาง โดยแสงไฟใกล้เคียงอุปกรณ์ รวมทั้งคลอรีนตัน ภาชนะบรรจุและทรงเก็บบิวเทน 7 คลอรีนมีขีดจำกัดการสัมผัสที่ได้รับอนุญาต (PEL) 1.0 pp

ผลลัพธ์ (ไทย) 2:

ปล่อยโพรเพนได้เกิดจากความล้มเหลวของการแช่แข็งที่เกี่ยวข้องกับท่อแรงดันสูงที่สถานีควบคุมที่ไม่ได้รับในการให้บริการประมาณ 15 ปี
สถานีควบคุมไม่ได้แยกหรือแช่แข็งที่มีการป้องกัน แต่เชื่อมต่อกับกระบวนการกลายเป็นขาตาย. 3 น้ำในโพรเพนสะสมอยู่ในจุดต่ำสุดที่เกิดขึ้นจากสถานีควบคุมและแช่แข็งในช่วงสภาพอากาศหนาวเย็นก่อนที่จะมีเหตุการณ์ที่เกิดขึ้นแตกข้อศอกท่อทางเข้า น้ำแข็งปิดผนึกที่ล้มเหลวท่อจากกระบวนการละลายเป็นอุณหภูมิของอากาศที่เพิ่มขึ้นในวันที่เกิดเหตุปล่อย£ 4,500 ต่อนาทีของโพรเพนเหลวซึ่งจุด. 2 โรงกลั่นไม่ได้ดำเนินการจัดการการเปลี่ยนแปลง4 ทบทวนเมื่อสถานีควบคุมถูกลบออกจากบริการที่ใช้งานในปี 1990 ดังนั้นอันตรายที่เกี่ยวข้องกับการแช่แข็งของ1 แมคโพรเพนหน่วย PDA ใช้โพรเพนเหลวเป็นตัวทำละลายในการแยกน้ำมันก๊าซจากยางมะตอย น้ำมันก๊าซจะถูกป้อนให้กับหน่วยงานอื่น ๆ ในโรงกลั่นสำหรับการประมวลผลต่อไป ยางมะตอยขายเป็นวัสดุปู. 2 ส่งได้ RMP ธันวาคม 2007 3 ตายขาเป็นส่วนของท่อที่เชื่อมต่อกับกระบวนการที่มีกระแสไม่ผ่านมัน. 4 การบริหารจัดการของการเปลี่ยนแปลงเป็นวิธีการที่เป็นระบบในการตรวจสอบผลกระทบด้านความปลอดภัยของการปรับเปลี่ยนในการประมวลผลเทคโนโลยีสิ่งอำนวยความสะดวก, อุปกรณ์, สารเคมี, องค์กรนโยบายและมาตรฐานการปฏิบัติและขั้นตอนการดำเนินงาน Valero - Sunray กรกฎาคม 2008 7 ขาตายที่เกิดขึ้นจากสถานีควบคุมที่ไม่ได้ระบุหรือการแก้ไขเมื่อมีการเปลี่ยนแปลงที่ถูกทำ. 3 โรงกลั่นน้ำมันแมคปฏิบัติในการปกป้องการแช่แข็งไม่แน่ใจว่าหน่วยกระบวนการที่ได้รับการตรวจสอบอย่างเป็นระบบในการระบุและลดอันตรายจากการแช่แข็งสำหรับขาตายหรือใช้บ่อยท่อและอุปกรณ์. 4 สถาบันปิโตรเลียมอเมริกัน (API) 5 -recommended ปฏิบัติด้านความปลอดภัยสำหรับโรงกลั่นน้ำมันไม่ให้คำแนะนำรายละเอียดเกี่ยวกับโปรแกรมป้องกันการแช่แข็งหรือไม่ได้เน้นพอแช่แข็งป้องกันขาตายหรือท่อที่ใช้บ่อยและอุปกรณ์. 5 ไฟขยายตัวอย่างรวดเร็วป้องกันไม่ให้ผู้ประกอบการเขตข้อมูลจากการปิดวาล์วด้วยตนเองหรือการเข้าถึงการควบคุมเครื่องสูบน้ำในท้องถิ่นที่จะแยกโพรเพนแรงดันสูงที่จะถูกระบายไปยังบรรยากาศ ผู้ประกอบการห้องควบคุมไม่สามารถที่จะปิดการไหลของโพรเพนเพราะoperable ระยะไกลปิดวาล์ว (ROSOVs) 6 ไม่ได้ถูกติดตั้งอยู่ในพีดีเอ การขาดการแยกระยะไกลเพิ่มขึ้นอย่างมีนัยสำคัญในช่วงระยะเวลาและขนาดของการเกิดไฟไหม้ส่งผลให้กว้างขวางความเสียหายให้กับพีดีเอ, ชั้นวางท่อหลักและหน่วยกระบวนการที่อยู่ติดกัน. 6 API ให้คำแนะนำด้านความปลอดภัยสำหรับการใช้ในการติดตั้ง ROSOVs จัดเก็บแอลพีจี แต่ไม่ได้อยู่ที่การใช้งานของพวกเขาในหน่วยการกลั่นจัดการจำนวนมากไวไฟวัสดุ Valero มาตรฐานภายในต้องใช้ ROSOVs ในหน่วยกระบวนการดังกล่าว แต่แมคโรงกลั่นไม่ได้ดัดแปลงไว้ในหน่วยPDA. 5 API ที่กลุ่มการค้าอุตสาหกรรมเผยแพร่แนะนำการปฏิบัติและมาตรฐานที่ใช้กันอย่างแพร่หลายในการกลั่นอุตสาหกรรม. 6 ROSOVs, เรียกว่าวาล์วฉุกเฉิน (EIVs) มีการติดตั้งตัวกระตุ้นและมีการกำหนดค่าให้เป็นไปอย่างรวดเร็วและดำเนินการได้อย่างน่าเชื่อถือจากสถานที่ปลอดภัยเช่นห้องควบคุมที่ดีอภิมหา Valero - Sunray กรกฎาคม 2008 8 7. การปะทะเปลวไฟในการสนับสนุนโครงสร้างที่ไม่ก่อให้เกิด fireproofed วางท่อที่จะยุบอย่างมีนัยสำคัญการเพิ่มขนาดและระยะเวลาของการเกิดไฟไหม้และนำไปสู่การอพยพและการปิดเครื่องขยายโรงกลั่น. 8 การปฏิบัติ API แนะนำและมาตรฐาน Valero สำหรับป้องกันไฟไม่ให้พอคำแนะนำในการป้องกันสำหรับระยะทางป้องกันไฟสำหรับชั้นวางท่อที่อยู่ใกล้หน่วยกระบวนการที่มีสารไวไฟแรงดันสูง. 9 การเปิดรับสามคลอรีนหนึ่งตันภาชนะร้อนที่สดใสจากไฟที่นำไปสู่การเปิดตัวของประมาณ 2.5 ตันของคลอรีนเป็นพิษสูง, 7 ซึ่งถูกใช้เป็นไบโอไซด์ในที่หอระบายความร้อนที่อยู่ติดกัน biocides ที่โดยเนื้อแท้ปลอดภัยกว่าคลอรีนที่มีอยู่. 10 ทรงกลมจัดเก็บบิวเทนได้สัมผัสกับความร้อนที่สดใสของสีพอง คู่มือวาล์วน้ำท่วมสุราสำหรับทรงกลมบิวเทนที่ตั้งอยู่ใกล้เกินไปกับหน่วย PDA และอาจไม่สามารถเปิดได้ในช่วงที่ไฟไหม้. 11 การปฏิบัติ API แนะนำไม่จำเป็นต้องมีการประเมินผลจากอันตรายที่เกิดจากการที่อยู่ติดกันหน่วยกระบวนการเมื่อระบุการออกแบบการดำเนินงานหรือสถานที่ของวาล์วน้ำท่วมสุรา. 12 กระบวนการกลั่นน้ำมันแมคของการวิเคราะห์อันตรายก็ไม่ได้ผลในการระบุและที่อยู่ความเสี่ยง•ท่อความล้มเหลวเนื่องจากการแช่แข็ง, •ต้องการสำหรับ ROSOVs ในหน่วยพีดีเออย่างรวดเร็วแยกรุ่นแอลพีจีและอันตราย•เกิดจากการสัมผัสไฟกับอุปกรณ์ที่อยู่ใกล้เคียงรวมทั้งคลอรีนตันภาชนะทรงกลมและบิวเทนจัดเก็บข้อมูลได้. 7 คลอรีนมีขีด จำกัด เปิดรับอนุญาต (PEL) 1.0 pp ได้