"If
anything can go wrong, it will" Murphy's Law
ดูเหมือนว่าผมจะเขียนเหตุการณ์การระเบิดที่โรงแยกแก๊ส
Esso
ที่เมือง
Longford
จากหลังมาหน้า
(เริ่มจากเรื่อง
Mechanics
of Materials ในงานวิศวกรรมเคมี)
มาถึงตอนนี้ก็จะเป็นการเล่าลำดับการเกิดเหตุ
โดยจะพยายามทำการสรุปเหตุการณ์ที่เกิดเป็นข้อ
ๆ โดยเริ่มจากแก๊สที่รับเข้ามาไปจนถึงการระเบิด
โรงแยกแก๊สแห่งนี้รับแก๊สธรรมชาติที่มาจากแท่นขุดเจาะหลายแท่น
และแต่ละแท่นก็ส่งแก๊สที่มีความแตกต่างกันเข้ามา
(โดยเฉพาะปริมาณ
condensate)
แก๊สที่ส่งเข้ามาถูกกระจายออกไปยังโรงแยกที่ตั้งอยู่ในบริเวณเดียวกัน
๓ โรง
โดยโรงที่เกิดเหตุนั้นเป็นโรงแรกที่ตั้งขึ้นโดยใช้กระบวนการดูดซับในการแยกแก๊ส
ส่วนโรงที่สองและสามนั้นใช้กระบวนการกลั่น
ในโรงแยกที่หนึ่งนั้นมีหอดูดซับ
๒ หอด้วยกันคือหอ A
และหอ
B
(ที่เป็นตัวที่เกิดปัญหา)
ทั้งสองหอนั้นมีการทำงานเหมือนกัน
(แต่ในขณะทำงาน
แยกรับแก๊สต่างกันได้)
ผลิตภัณฑ์และ
rich
oil
ที่ออกจากหอทั้งสองจะถูกรวมเข้าด้วยกันก่อนส่งเข้าสู่หน่วยผลิตในขั้นตอนถัดไป
(คือหน่วยแยกแก๊สออกจาก
rich
oil และหน่วยป้อนกลับ
lean
oil ไปยังหอดูดซับ)
รูปที่
๑ ภาพถ่ายดาวเทียมโรงงานที่เกิดอุบัติเหตุในกรอบสีเหลือง
(นำมาจาก
goolge
map เมื่อวาน)
ในวันก่อนวันเกิดเหตุนั้น
มีการรับแก๊สจากแท่นขุดเจาะที่มี
condensate
สูงกว่าแท่นอื่น
และแก๊สนี้ถูกส่งไปยังโรงแยกแก๊สที่หนึ่งและไปยังหอดูดซับ
GP1104B
ในขณะที่หอดูดซับอีกหอหนึ่งหรือ
GP1104A
รับแก๊สที่มี
condensate
ปะปนอยู่น้อยกว่า
แม้ว่าจะมี slug
catcher (ที่เห็นเป็นแผงท่อยาว
ๆ ทางด้านขวาในรูปที่ ๑)
คอยแยก
condensate
ออกจากแก๊สก่อนส่งไปยังหอดูดซับ
แต่ก็ยังคงมี condensate
บางส่วนติดไปกับแก๊ส
ที่จะไปถูกแยกออกจากแก๊สที่ก้นหอดูดซับ
แก๊สที่เข้ามาที่มี
condensate
ติดมาด้วยนั้น
เมื่อเข้าสู่ก้นหอ condensate
จะตกลงล่าง
(สีเขียว
ดูรูปที่ ๒ ประกอบ)
ในขณะที่แก๊สไหลไปสัมผัสกับ
lean
oil ที่ไหลสวนลงมา
ทำให้ lean
oil กลายเป็น
rich
oil (คือ
lean
oil ที่มีแก๊สละลายอยู่จนอิ่มตัว)
เพื่อให้การดูดซับแก๊สเกิดได้ดี
lean
oil ที่ป้อนเข้ามาจึงมีอุณหภูมิต่ำ
(-25ºC)
แต่เมื่อดูดซับแก๊สจนอิ่มตัวจนกลายเป็น
rich
oil แล้ว
เพื่อที่จะไล่แก๊สที่ละลายอยู่ออกไป
จำเป็นต้องทำให้ rich
oil นั้นร้อนขึ้น
ซึ่งท้ายจะสุดกลายเป็น lean
oil ที่มีอุณหภูมิกว่า
200ºC
ดังนั้นเพื่อที่จะประหยัดพลังงาน
จึงได้มีการติดตั้งระบบแลกเปลี่ยนความร้อน
(ที่ค่อนข้างซับซ้อน)
เพื่อส่งความร้อนจาก
lean
oil ที่ร้อน
(และต้องการทำให้เย็น)
ไปให้
rich
oil ที่เย็น
(และต้องการทำให้ร้อน)
และด้วยความซับซ้อนนี้จึงทำให้การทำงานของหน่วยปฏิบัติการต่าง
ๆ มีความสัมพันธ์เชื่อมต่อกันไปหมด
รูปที่
๒ โครงสร้างที่ก้นหอดูดซับ
ต่อไปจะเป็นการสรุปเหตุการณ์ที่เกิดขึ้นโดยจะอิงไปยังแผนผังกระบวนการในรูปที่
๓ และ ๔ ที่นำมาจากรายงานการสอบสวน
(เสียดายที่ภาพไฟล์ต้นฉบับไม่ค่อยชัดเท่าใด
เส้นบาง ๆ บางเส้นแทบจะมองไม่เห็นจากแผนผัง)
โดยได้พยายามระบุหมายเลขในแต่ละข้อลงในแผนผัง
เพื่อจะได้เห็นภาพว่าเหตุการณ์มันเกิดที่ส่วนไหนของกระบวนการ
๑.
Condensate ที่ติดมากับแก๊สที่ป้อนเข้ามา
Absorber
GP1104B มีปริมาณมากกว่าเดิม
ประกอบกับหม้อต้มซ้ำ (reboiler)
GP903B ไม่สามารถให้ความร้อนได้เพียงพอ
จึงทำให้อุณหภูมิที่ก้นหอเย็นกว่าปรกติ
๒.
ระดับ
condensate
ก้นหอ
Absorber
GP1104B ที่เพิ่มสูงขึ้น
ส่งให้อุปกรณ์ควบคุมระดับของเหลว
Level
controller LC9B สั่งวาล์วเปิดให้เปิดมากขึ้นเพื่อรักษาระดับ
condensate
ที่ก้นหอ
GP1104B
ไม่ให้สูงเกินไป
โดย condensate
นี้จะไหลไปรวมกับ
condensate
ที่มาจาก
Absorber
GP1104A ก่อนเข้าเครื่องแลกเปลี่ยนความร้อน
GP919
ในแผนผังนั้นไม่มีการกล่าวถึงการติดตั้งปั๊มเพื่อส่ง
condensate
ก้นหอออกไป
เข้าใจว่า condensate
ไหลออกไปได้ด้วยความดันภายในหอที่สูง
(น่าจะประมาณ
6900
kPa ที่เป็นความดันก่อนเข้า
flash
tank GP1108)
๓.
Condensate ที่เย็นไหลผ่านเครื่องแลกเปลี่ยนความร้อน
GP919
มากขึ้นจนทำให้ไม่สามารถรักษาอุณหภูมิ
condensate
ด้านขาออกให้อยู่ในระดับที่เหมาะสมได้
ตรงนี้ขออธิบายเพิ่มเติมนิดนึง
การป้องกันอุปกรณ์ downstream
ไม่ให้ได้รับผลกระทบจากอุณหภูมิที่สูงหรือต่ำเกินไปของสายที่ป้อนเข้ามานั้น
ที่อาจส่งผลต่อความแข็งแรงของโลหะที่ใช้ขึ้นรูปตัวอุปกรณ์นั้น
เป็นสิ่งสำคัญที่ต้องคำนึงถึงในการออกแบบ
อย่างเช่นในกรณีนี้เครื่องแลกเปลี่ยนความร้อน
GP919
ทำหน้าที่เพิ่มอุณหภูมิให้กับ
condensate
ก่อนที่จะส่งไปยังหน่วยต่อไป
โดยต้องทำให้ condensate
นั้นมีอุณหภูมิสูงพอที่จะไม่ทำให้เกิดความเสียหายกับอุปกรณ์ถัดไปที่ทำจากวัสดุที่ไม่สามารถทนต่ออุณหภูมิต่ำได้
ในทางกลับกันถ้าเป็นกรณีของการลดอุณหภูมิของสายร้อนจัดให้เย็นตัวลง
ก็ต้องมั่นใจว่าสายร้อนจัดนั้นมีอุณหภูมิต่ำพอที่จะไม่ก่อให้เกิดความเสียหายกับระบบท่อและอุปกรณ์ที่อยู่ถัดไปได้
๔.
ในแผนผังนั้น
Temperature
controller TC9B ที่ควบคุมอุณหภูมิ
condensate
ด้านขาออกของเครื่องแลกเปลี่ยนความร้อน
GP919
ควบคุมอุณหภูมิด้วยการปรับอัตราการไหลของ
lean
oil แต่ในกรณีที่การปรับดังกล่าวไม่เพียงพอก็จะไป
override
(คือไปมีอำนาจเหนือ)
การทำงานของอุปกรณ์ควบคุมระดับ
LC9B
(คือไปปิดการทำงานของ
LC9B)
ด้วยการไปสั่งปิดวาล์วระบาย
condensate
จากก้นหอ
Absorber
GP1104B เพื่อให้
condensate
ไหลออกมาน้อยลง
ดังนั้นในขณะนี้จึงไม่มีการควบคุมระดับของ
condensate
ที่ก้นหอ
Absorber
GP1104B
แผนผังแสดงให้เห็นว่า
TC9B
นั้นควบคุมอุณหภูมิ
condensate
ด้านขาออกจาก
GP919
ด้วยการ
(ก)
ปรับอัตราการไหลของ
leand
oil ที่ไหลผ่าน
หรือ
(ข)
ปรับอัตราการไหลของ
condensate
ที่มาจากก้นหอ
Absorber
GP1104A ด้วยการไป
override
อุปกรณ์ควบคุมระดับ
LC9A
ที่ควบคุมระดับ
condensate
ที่ก้นหอ
Absorber
GP1104A หรือ
(ค)
ปรับอัตราการไหลของ
condensate
ที่มาจากก้นหอ
Absorber
GP1104ฺB
ด้วยการไป
override
อุปกรณ์ควบคุมระดับ
LC9B
ที่ควบคุมระดับ
condensate
ที่ก้นหอ
Absorber
GP1104B
แต่ในเหตุการณ์นี้
LC9A
ไม่ได้ถูก
override
เพราะสาย
condensate
ที่มาจากหอนี้มีอุณหภูมิที่สูงกว่า
หรือกล่าวอีกนัยหนึ่งคือ
controller
TC9B เลือกจัดการกับตัวที่ก่อปัญหามากสุดก่อน
๕.
การสั่งปิดวาล์วที่เดิมนั้น
LC9B
เป็นตัวควบคุมทำให้ระดับ
condensate
ที่ก้นหอ
Absorber
GP1104B เพิ่มมากขึ้นจนเกินขีดที่อุปกรณ์วัดระดับนั้นจะวัดได้
(คือระดับ
condensate
สูงท่วมจุดวัดความดันตำแหน่งบนของ
LC9B)
ประกอบกับการมีแก๊สที่มีปริมาณ
condensate
สูงไหลเข้ามาอย่างต่อเนื่อง
ทำให้เกิดการ carry
over ของ
condensate
ไปยัง
rich
oil มากขึ้นจนในที่สุดระดับ
condensate
ก็ล้นจนถึงระดับ
tray
รวบรวม
rich
oil ทำให้ช่วงเวลาเหล่านี้มี
condensateไหลปนไปกับ
rich
oil ไปยัง
rich
oil flash tank GP1108
อุปกรณ์วัดระดับในที่นี้ใช้การวัดผลต่างความดันที่ระดับความสูงสองตำแหน่ง
โดยถ้าระดับของเหลวนั้นอยู่ต่ำกว่าจุดวัดความดันตำแหน่งล่าง
ความดันที่แต่ละจุดวัดได้จะเป็นความดันของแก๊สภายในหอ
ดังนั้นผลต่างความดันจะมีค่าเป็นศูนย์
เครื่องวัดจะส่งสัญญาณขาออกที่กำหนดให้รายงานระดับว่ามีค่าเป็นศูนย์
แต่ทั้งนี้ไม่ได้หมายความว่าจะไม่มีของเหลว
มันบอกแต่เพียงว่าระดับของเหลวนั้นอยู่
"ต่ำกว่า"
จุดวัดความดันตำแหน่งล่างแค่นั้นเอง
แต่ถ้าระดับของเหลวนั้นสูงจนมาจ่อถึงจุดวัดความดันตำแหน่งบน
ความดันที่จุดวัดความดันตำแหน่งล่างวัดได้คือ
ความดันที่เกิดจากความสูงของของเหลวบวกกับความดันแก๊สภายในถัง
ในขณะที่ความดันที่จุดวัดความดันตัวบนวัดได้คือความดันแก๊สภายในถัง
ณ จุดนี้จะกำหนดให้สัญญาณขาออกของอุปกรณ์วัดมีค่าเป็น
100%
ถ้าระดับของเหลวสูงท่วมตำแหน่งจุดวัดความดันตัวบน
อุปกรณ์วัดก็จะมองเห็นเพียงแค่ระดับ
100%
เท่านั้น
ตรงนี้ขอขยายความการทำงานของอุปกรณ์วัดนิดนึง
ปรกติอุปกรณ์วัดจะส่งสัญญาณมาตรฐานออกมาในช่วงหนึ่ง
เช่น เป็นสัญญาณไฟฟ้า 4-20
mA โดยกำหนดให้ช่วงที่วัดได้นั้นคือ
0-100%
เช่น
ณ ตำแหน่งค่าที่วัดได้เป็น
0%
นั้น
ก็จะให้เครื่องส่งสัญญาณขนาด
4
mA ออกมา
(ที่ไม่ให้ส่งเป็น
0
mA ก็เพื่อที่จะได้แยกแยะได้ระหว่างการวัดค่าได้
0%
กับการที่อุปกรณ์เสียและไม่ส่งสัญญาณออกมา)
และ
ณ ตำแหน่งค่าที่วัดได้นั้นเป็น
100%
ก็จะให้เครื่องส่งสัญญาณขนาด
20
mA ออกมา
ส่วนจะให้ช่วง 0-100%
นี้เทียบเท่าระดับความสูงกี่เมตรก็ขึ้นอยู่กับว่าตำแหน่งวัดความดันสองตำแหน่งนั้นมีระดับความสูงที่แตกต่างกันเท่าใด
๖.
จากการที่มี
condensate
ที่เย็นและมีไฮโดรคาร์บอนเบาปริมาณมากผสมมากับ
rich
oil จึงทำให้อุณหภูมิของเหลวที่ออกจาก
rich
oil flash tank GP1108 ลดต่ำลง
และมีไฮโดรคาร์บอนเบาไหลไปยัง
rich
oil de-ethaniser colum มากขึ้น
เรื่องนี้อธิบายไว้ใน
Memoir
เมื่อวันอังคารที่
๑๗ เมษายน ๒๕๖๑ ที่ผ่านมา
เรื่อง "Throttling
process กับ
Throttling process กับ Flash separation"
๗..
ไฮโดรคาร์บอนเบาที่มีมากขึ้นเกิดการ
carry
over ออกทางยอดหอ
rich
oil de-ethaniser ไปสะสมที่
oil
saturator tank GP1110 ทำให้ระดับของเหลวที่
GP1110
เพิ่มสูงขึ้น
รายงานการสอบสวนมีการพิจารณาสาเหตุต่าง
ๆ ที่ทำให้เกิดการ carry
over ของเหลวไปกับแก๊สมีเทนที่ออกจากยอดหอ
rich-oil
de-ethaniser (ที่นำไปใช้ในการทำให้
lean
oil นั้นอิ่มตัวด้วยแก๊สมีเทน)
ที่ส่งผลให้ระดับของเหลวใน
oil
saturator tank GP1110 เพิ่มสูงขึ้น
แต่ไม่สามารถหาข้อสรุปได้ว่าเกิดจากกลไกใด
(มีหลายปัจจัยที่ทำให้ไม่สามารถข้อสรุปได้
ซึ่งรวมทั้งการที่อุปกรณ์วัดที่เกี่ยวข้องนั้นไม่ทำงาน)
แต่หนทางเดียวที่การสอบสวนเห็นว่าจะทำให้ระดับของเหลวใน
oil
saturator tank GP1110 เพิ่มสูงขึ้นคือต้องมีการ
carry
over จากยอดหอ
de-ethaniser
๘.
พอระดับของเหลวที่
oil
saturator tank GP1110 เพิ่มสูงขึ้น
อุปกรณ์ควบคุมระดับของเหลว
LRC2
ที่ทำหน้าที่รักษาระดับของเหลวใน
GP1110
จึงไปสั่งลดการเปิดวาล์วควบคุมการไหลของ
lean
oil ที่มาจากปั๊ม
GP1201
ที่สูบ
lean
oil จากก้นหอ
de-ethaniser
๙.
แต่ของเหลวที่ติดเข้ามากับแก๊สนั้นไมได้ลดลง
LRC2
จึงลดอัตราการไหลของ
lean
oil ที่มาจากปั๊ม
GP1201
นั้นให้ลดต่ำลงไปเรื่อย
ๆ พออัตราการไหลจากปั๊ม
GP1201
ลดลงถึงระดับหนึ่ง
(ไม่จำเป็นต้องเป็นศูนย์)
LFSD8 (Low flow shut down swithch)
ที่เป็นอุปกรณ์ป้องกันความเสียหายให้กับปั๊ม
จึงปิดการทำงานปั๊ม GP1201
เพื่อป้องกันไม่ให้
GP1201
เสียหายจากการทำงานโดยไม่มีของเหลวไหลผ่าน
(ที่เรียกว่า
run
dry)
ในระหว่างการทำงานของปั๊มหอยโข่งนั้น
ต้องมีของเหลวไหลผ่านอย่างน้อยในปริมาณหนึ่ง
เพื่อที่จะได้นำเอาความร้อนออกจากตัวปั๊ม
(และบางทียังใช้ของเหลวนั้นเป็นสารหล่อลื่นตรงส่วนของ
seal
ด้วย)
ปั๊มหอยโข่งที่ทำงานโดยไม่มีของเหลวอยู่ภายใน
หรือของเหลวที่อยู่ภายในนั้นไม่มีการไหลหมุนเวียนออกไปในปริมาณที่มากพอ
ก็จะทำให้ตัวปั๊มร้อนจนเกิดความเสียหายได้
ประสบการณ์ส่วนตัวเคยเจอเหตุการณ์ที่คิดว่ามีสาเหตุมาจากการที่ปั๊ม
run
dry ครั้งหนึ่ง
(ดูได้ใน
Memoir
ปีที่
๙ ฉบับที่ ๑๒๒๐ วันจันทร์ที่
๑๕ สิงหาคม ๒๕๕๙ เรื่อง "ผิดที่ Installation หรือ Operation")
๑๐.
ปั๊ม
GP1202
ที่ทำหน้าที่สูบ
lean
oil จาก
oil
saturator tank GP1110 เพื่อป้อนไปยังยอดหอ
Absorber
GP1104B ยังทำงานต่อไปเรื่อย
ๆ จนระดับของเหลวใน GP1110
ลดต่ำลงมากจนทำให้
safety
switch หยุดการทำงาน
GP1202
เพื่อป้องกันไม่ให้ปั๊ม
run
dry
ปรกติแล้วพวก
safety
switch นั้นจะไม่
reset
ตัวเอง
และในเหตุการณ์นี้ก็แสดงให้เห็นเช่นนั้น
กล่าวคือเมื่อปั๊ม GP1201
ที่ป้อน
lean
oil มายัง
oil
saturator tank GP1110 หยุดทำงานไปแล้ว
ในขณะที่ปั๊ม GP1202
ที่สูบ
lean
oil ที่อิ่มตัวไปด้วยแก๊สมีเทนแล้วออกจาก
oil
saturator tank GP1110 ทำให้ระดับของเหลวใน
oil
saturator tank GP1110 ลดต่ำลงเข้าสู่ระดับปรกติ
ตัวปั๊ม GP1201
ก็ยังคงหยุดทำงานอยู่
(คือไม่มีการเริ่มเดินเครื่องใหม่โดยอัตโนมัติ)
ส่งผลให้ระดับของเหลวใน
oil
saturator tank GP1110 ลดต่ำลงจน
safety
switch ของปั๊ม
GP1202
ต้องปิดการทำงานของปั๊ม
GP1202
๑๑.
เมื่อ
GP1202
หยุดทำงาน
การป้อน lean
oil ไปยังยอดหอ
Absorber
GP1104B จึงหยุดลง
ทำให้ไม่มี lean
oil ไหลลงสู่
tray
รองรับ
rich
oil ที่อยู่ข้างล่าง
๑๒.
ผลที่ตามมาคือมีแต่
condensate
เท่านั้นที่ไหลผ่านเส้นทางการไหลของ
rich
oil ไปยัง
rich
oil flash tank GP1108 (เพราะระดับ
condensate
นั้นท่วมมาถึง
tray
ของ
lean
oil แล้ว)
ทำให้ของเหลวที่ได้จากการ
flash
และไหลไปยัง
rich
oil de-ethaniser colum มีอุณหภูมิลดต่ำลงไปอีก
๑๓.
การมี
condensate
ที่เย็นไหลผ่านและการไม่มี
lean
oil ที่ในสภาวะปรกติทำหน้าที่เป็นตัวกลางให้ความร้อน
ส่งผลให้อุณหภูมิที่หม้อต้มซ้ำ
reboiler
GP905 (ที่ใช้
lean
oil เป็นตัวกลางให้ความร้อน)
ที่ก้นหอ
de-ethaniser
(ที่ปรกติทำหน้าที่รองรับ
rich
oil นั้น
แต่ตอนนี้กลายเป็นมีแต่
condensate
ที่เย็นไหลเข้ามาแทน)
และเครื่องแลกเปลี่ยนความร้อน
GP922
(ที่อุ่น
condensate
ให้มีอุณหภูมิสูงขึ้นก่อนส่งไป
rich
oil fractionator) เย็นจัดจนมีน้ำแข็งเกาะ
ตรงนี้เห็นว่ามีประเด็นหนึ่งที่น่าสนใจก็คือ
เครื่องแลกเปลี่ยนความร้อนสองตัวนี้ปรกติจะทำงานที่อุณหภูมิสูง
แต่ในวันที่เกิดเหตุการณ์ดังกล่าวนั้นมีการสังเกตพบว่าท่อด้านนอกที่ไม่มีฉนวนหุ้มนั้นมีน้ำแข็งเกาะ
แต่ผู้ปฏิบัติงานก็ไม่มีการเฉลียวใจใด
ๆ ว่าระบบมีอุณหภูมิที่เย็นจัด
ทั้งนี้อาจเป็นเพราะช่วงนั้นอากาศค่อนข้างจะหนาวมากก็ได้
(อุณหภูมิอากาศช่วงเวลาดังกล่าวอยู่ที่ประมาณ
0ºC)
และด้วยการที่สภาพอากาศค่อนข้างจะหนาวมาก
ทำให้มีความต้องการใช้แก๊สเพื่อให้ความอบอุ่นตามอาคารบ้านเรือนต่าง
ๆ เพิ่มมากขึ้น
จึงค่อนข้างมีความกดดันให้ต้องทำให้ระบบกลับคือสู่สภาพเดิมโดยเร็ว
๑๔.
อุณหภูมิที่เย็นจัด
ก่อให้ thermal
gradient ที่หน้าแปลนของ
GP922
ทำให้ช่องว่างระหว่างหน้าแปลนเพิ่มมากขึ้น
เกิดการรั่วไหลของไฮโดรคาร์บอน
การรั่วไหลที่หน้าแปลนของ
GP922
นั้นเกิดที่สองตำแหน่งในเวลาที่แตกต่างกัน
การสอบสวนสรุปว่าเกิดจากอุณหภูมิที่แตกต่างกันมากกว่าสภาวะปรกติ
แต่สาเหตุที่ทำให้แต่ละตำแหน่งที่เกิดการรั่วนั้นมี
thermal
gradient ก็แตกต่างกันไปด้วย
รูปที่
๔ แผนผังระบบการแยกแก๊ส
(ส่วนต่อของรูปที่
๒)
บริเวณส่วนของหอกำจัดแก๊สออกจาก
rich
oil ให้เป็น
lean
oil
๑๕
การตรวจสอบพบว่าความตึงของนอตที่ขันหน้าแปลน
GP922
อยู่ในระดับปรกติ
(คือไม่สามารถขันตึงเพิ่มมากจขึ้นเพื่อหยุดการรั่วไหลได้)
จึงมีแนวความคิดที่จะหยุดการรั่วไหลด้วยการอุ่น
GP922
ให้ร้อนขึ้นด้วย
lean
oil
การขันนอตกดประเก็นที่หน้าแปลนนั้นจำเป็นต้องขันให้มีความตึงที่พอเหมาะและเท่ากับทุกตัว
ถ้าขันนอตไม่ตึงพอ
แรงที่หน้าแปลนกดปะเก็นก็จะต่ำ
ของไหลที่อยู่ภายในก็จะรั่วไหลผ่านระหว่างผิวหน้าแปลนกับปะเก็นได้
แต่ถ้าขันนอตตึงมากเกินไปอาจเสี่ยงต่อการที่นอตจะขาดจากแรงดึงที่สูงมากเกินไป
(เวลาเราขันนอตตัวเมียอัดลงไป
นอตตัวผู้จะยืดตัวออก)
และยังทำให้ตัวปะเก็นสูญเสียรูปร่างจนไม่แนบสนิทกับผิวหน้าแปลน
ทำให้เกิดการรั่วไหลได้เช่นกัน)
ดังนั้นเพื่อให้ขันนอตแต่ละตัวด้วยความตึงเท่ากัน
จึงควรใช้ torque
wrenches (ที่บ้านเราเรียกว่า
ประแจปอนด์ ประแจทอร์ค
หรือประแจวัดแรงบิด)
ในการขันนอต
๑๖.
การทำงานของระบบป้องกันที่ป้องกันไม่ให้ปั๊มที่จ่าย
lean
oil เกิดความเสียหายจากการ
run
dry (คือการที่ปั๊มหยุดทำงานก่อนหน้านั้น
ทำให้ของเหลวมีการไหลย้อน
เกิดส่วนที่เป็นไอในท่อทางเข้าปั๊ม)
ทำให้มีปัญหาในการเริ่มเดินเครื่องปั๊มจ่าย
lean
oil ประจวบกับความสับสนในการเปิดวาล์วทำให้มี
lean
oil อุณหภูมิสูงไหลผ่าน
GP905
แทนที่จะไหลเลี่ยงออกไป
เหตุการณ์ความสับสนเรื่องการเปิดวาล์วนี้เล่าไว้ใน
Memoir
เมื่อวันพุธที่
๑๑ เมษายน ๒๕๖๑ ที่ผ่านมา
เรื่อง "TRC หรือ PRC"
๑๗.
การขยายตัวของโลหะในส่วน
shell
ของ
GP905
ทำให้เกิดความเค้นที่สูงที่
cover
ของส่วน
tube
ที่ยังเย็นจัดอยู่นั้น
จน conver
ของส่วน
tube
แตกออก
เหตุการณ์นี้เล่าไว้ใน
Memoir
เมื่อวันเสาร์ที่
๗ เมษายน ๒๕๖๑ ที่ผ่านมา
เรื่อง "Mechanics of Materials ในงานวิศวกรรมเคมี"
๑๘.
พอ
cover
ของส่วน
tube
ของ
GP905
แตกออก
ก็เกิดการรั่วไหลของไฮโดรคาร์บอนและการระเบิดตามมา
ความซับซ้อนของกระบวนการ
การทำงานของระบบป้องกันอุปกรณ์แต่ละตัวที่แม้ว่าจะทำหน้าที่ป้องกันเฉพาะอุปกรณ์ตัวนั้น
แต่การป้องกันดังกล่าวส่งผลกระทบผูกพันกันไปหมด
ทำให้เกิดความสับสนในการแก้ปัญหา
(กล่าวคือมีทั้งไม่รู้ว่าอุปกรณ์นี้มีระบบป้องกันอยู่
และไม่รู้ว่ายังมีระบบป้องกันตัวอื่นที่ส่งผลต่อการทำงานของอุปกรณ์ตัวนี้แม้ว่าจะได้ทำการปิดระบบป้องกันของอุปกรณ์ตัวนั้นไปแล้วก็ตาม)
และยังมีปัจจัยอื่น
ๆ อีกหลายปัจจัย
(รวมทั้งการเปลี่ยนโครงสร้างองค์กร)
ที่รายงานการสอบสวนสรุปว่าเป็นต้นตอของเหตุการณ์ดังกล่าว
ไม่มีความคิดเห็น:
แสดงความคิดเห็น