ADIPEC 2013 Technical Conference Manuscript 
 
Name:  Edward Marszal 
Company: Kenexis Consulting Corporation 
Job ti...
Introduction

 

A Fire and Gas System (FGS) performance‐based design basis was developed for the Sulfur Recovery Units (S...
 
Design Basis Scenarios and Dispersion Modeling 
The design was based on analysis of location and magnitude of hazard sce...
Commercially available computerized consequences analysis software was used to characterize the extent of toxic 
dispersio...
 
Figure 3 

 
Acid Gas ‐ 5mm leak ‐ Vapor Dispersion ‐ Footprint 

 

 

 
The gas dispersion analysis is also sensitive ...
Figure 4 

 

Case Study Wind Rose 

 
 
Design Basis Consequence Assessment 
In order to assess the coverage provided by ...
 
Representative 
Scenario 

Release Frequency 
(/yr) 

SWS Gas Scrubber Pumps 
SWS Gas Knock‐Out 
Sour Water Pumps 
Tail ...
 

 
Table 4 

Gas Performance Grades 
Grade 

Exposure Definition 

Required 
Detector Coverage 

A 

Hydrocarbon process...
Study chose the highest grade, A, as the criteria that must be met, i.e. the detectable scenarios must be greater than 
or...
Detector Coverage Assessment 
FGS detector coverage was assessed in order to determine the risk posed by an H2S release in...
Figure 6 

 

Mitigated Gas Risk – Existing Detector Layout 

 
 
Figure 7 represents detector placement after inclusion o...
Figure 7 

 

Mitigated Gas Risk – Recommended Detector Layout 

 
 
It is likely that the performance targets could have ...
 

References
ISA‐TR84.00.07 The Application of ANSI/ISA 84.00.01‐2004 Parts 1‐3 (IEC 61511 Parts 1‐3  
Instrumented Funct...
Upcoming SlideShare
Loading in...5
×

Adipec 2013 technical conference manuscript - marszal

518

Published on

The placement of gas detectors has traditionally been an imprecise field of engineering. With no detailed prescriptive rules on when and where to place gas detection equipment, designs have been left to experts who use their judgment along with rules of thumb to set designs. These ad hoc methods have left industry in a position where different process units within the same refinery have vastly different gas detection designs for equipment in similar operating profiles. Furthermore, often no documented basis for the selection exists making it difficult to justify the differences in designs between units to stakeholders and regulators.

In 2011, ISA released a technical report describing performance based methods for fire and gas system (FGS) design. This technical report laid out a safety lifecycle and introduced the new metric of “coverage” to define FGS designs. The approach presented in ISA TR84.00.07 was applied to the problem of H2S gas detection on a refinery Sulfur Recovery unit. All of the process equipment was assessed using calibrated semi-quantitative techniques, resulting in graded areas with associated coverage targets. Fire and gas mapping software was then utilized to confirm that the assigned coverage targets were achieved. This paper describes how that project was executed, presents an overview of the results, and compares the resulting design against other process units and expectations.

Published in: Technology, Business
0 Comments
0 Likes
Statistics
Notes
  • Be the first to comment

  • Be the first to like this

No Downloads
Views
Total Views
518
On Slideshare
0
From Embeds
0
Number of Embeds
1
Actions
Shares
0
Downloads
22
Comments
0
Likes
0
Embeds 0
No embeds

No notes for slide

Transcript of "Adipec 2013 technical conference manuscript - marszal"

  1. 1.      ADIPEC 2013 Technical Conference Manuscript    Name:  Edward Marszal  Company: Kenexis Consulting Corporation  Job title: President  Address: 3366 Riverside Dr, Columbus, Ohio, 43221, USA  Phone number: 614‐451‐7031  Email: Edward.Marszal@kenexis.com  Category: Case Studies    Abstract ID: 555  Title: Case Study: Implementing Performance Based Gas Detector Placement per ISA TR 84.00.07 on a Sulfur Recovery  Unit  Author(s): Edward Marszal, Elizabeth Smith  This manuscript was prepared for presentation at the ADIPEC 2013 Technical Conference, Abu Dhabi, UAE, 10‐13 November 2013.  This manuscript was selected for presentation by the ADIPEC 2013 Technical Committee Review and Voting Panel upon online submission of an  abstract by the named author(s).    Abstract:  The placement of gas detectors has traditionally been an imprecise field of engineering.  With no detailed  prescriptive rules on when and where to place gas detection equipment, designs have been left to experts  who use their judgment along with rules of thumb to set designs.  These ad hoc methods have left industry  in a position where different process units within the same refinery have vastly different gas detection  designs for equipment in similar operating profiles.  Furthermore, often no documented basis for the  selection exists making it difficult to justify the differences in designs between units to stakeholders and  regulators.    In 2011, ISA released a technical report describing performance based methods for fire and gas system  (FGS) design.  This technical report laid out a safety lifecycle and introduced the new metric of “coverage”  to define FGS designs.  The approach presented in ISA TR84.00.07 was applied to the problem of H2S gas  detection on a refinery Sulfur Recovery unit.  All of the process equipment was assessed using calibrated  semi‐quantitative techniques, resulting in graded areas with associated coverage targets.  Fire and gas  mapping software was then utilized to confirm that the assigned coverage targets were achieved.  This  paper describes how that project was executed, presents an overview of the results, and compares the  resulting design against other process units and expectations.        1   
  2. 2. Introduction   A Fire and Gas System (FGS) performance‐based design basis was developed for the Sulfur Recovery Units (SRUs)  operated by a US Gulf Coast Refinery.  The study was performed to determine the hazard posed to personnel from  process material releases in the vicinity of the SRUs.  The Sulfur Recovery Units are responsible for treating gases  that have elevated levels of Hydrogen Sulfide (H2S) present, e.g. acid gas and sour water stripper gas produced as a  byproduct of other refining processes.  As a result, the SRU has a significant inherent risk if a release were to occur.   The study included analysis of the H2S hazards, dispersion modeling, an assessment of detector coverage, and  recommendations for detector placement.    The case study was performed based on guidelines from ANSI/ISA‐TR84.00.07‐2010 Technical Report Guidance on  the Evaluation of Fire, Combustible Gas and Toxic Gas System Effectiveness.  The Performance‐Based FGS Lifecycle  Process, as defined by this technical report, is shown in Figure 1.    Figure 1  FGS Safety Lifecycle (from ANSI/ISA‐TR84.00.07‐2010)      Step 1 can be determined by either the facility if the project is limited in scope, e. g. SRU included in the Case Study,  or can be defined during execution of a project if an entire facility is being analyzed, e.g. offshore platforms.    Steps 2 through 6 are discussed in the section of this paper that addresses the Hydrogen Sulfide Hazard Analysis,  whereas Steps 7 through 11 are discussed in the Coverage Assessment section, although each step is not explicitly  identified.  Note that Step 7, in this particular case study was provided as an existing H2S Detector Array that will  remain in place, and Step 9 was not within the scope of this case study.    Hydrogen Sulfide Hazard Analysis Hydrogen sulfide‐containing process streams are treated in the Sulfur Recovery Unit to convert gaseous hydrogen  sulfide to elemental sulfur.  The Claus reaction was used in this particular application.  H2S + O2  S2 + 2 H2O  As the H2S is being converted and recycled, there are various concentrations of H2S present in the SRU, ranging  from less than 1% (v/v) to greater than 75% (v/v), or 1,000 ppm to 75,000 ppm.  These concentrations are hazardous  to personnel.  Hydrogen sulfide is a broad spectrum toxin, meaning that it damages several different body systems  simultaneously.  The most pronounced effects are as a pulmanotoxin resulting in pulmonary edema in  concentrations in the low 300 ppm range and a neurotoxin resulting in rapid and then sudden loss of breathing at  concentrations as low as the 500 ppm range.  2   
  3. 3.   Design Basis Scenarios and Dispersion Modeling  The design was based on analysis of location and magnitude of hazard scenarios.  In this study, gas dispersion  modeling was conducted for the identified credible hazard scenarios to determine the potential size of gas clouds  and to determine which equipment had the potential to release hazardous concentrations of H2S.  Equipment of  interest was identified based on this analysis, and existing detectors were modeled to determine coverage of  identified hazard scenarios.  Since every possible hazard scenario cannot feasibly be analyzed, a subset of those  scenarios that have been chosen as the basis of the design, those scenarios are herein designated as “Design‐Basis  Scenarios”.    Dispersion modeling was conducted to provide incident outcomes of design basis hazards.  In the case of H2S gas,  the design basis hazard has been defined as an initial incipient stage gas cloud which can be detected at a point  which allows for personnel egress from the affected area as well as preventing personnel entry into the area if  unoccupied at the time of release.    Dispersion modeling was performed using commercially available consequence analysis software and general  parameters reflecting the condition at the facility.    In selecting appropriate design‐basis scenarios, consideration was given to the predominant H2S‐containing streams  present in the SRU.  In sulfur recovery units, release scenarios associated with 5 mm equivalent hole diameter were  selected as credible design‐basis scenarios.  The released streams that were considered included: Acid Gas, Sour  Water Stripper Gas, Tail Gas, and Rich Amine used for both Tail Gas Treatment and Acid Gas Treatment.  Tail Gas  was modeled as a 25mm hole size due to the less concentrated process conditions and H2S concentrations.    Credible hazard scenarios were identified that have the potential to result in personnel injury due to H2S exposure.   A small leak (5 mm equivalent hole diameter for excepting Tail Gas) was identified as having the capability to create  a hazardous situation while simultaneously being more difficult to detect than larger leaks.    For H2S exposure, the level‐of‐concern for injuries is 100 ppm (parts per million v/v) airborne concentration (IDLH as  per the United States National Institute of Occupational Safety Hygienists [NIOSH]) and life‐threatening effects at  700 ppm airborne concentration or higher (immediate exposure).  In addition, lower concentrations associated with  occupational exposure of 10 ppm were modeled, this concentration is the limit of detection / alarm capability for  many common H2S detectors.  The Short‐Term Exposure Limit (STEL) as established by the American Conference of  Government Industrial Hygienists (ACGIH) is 5 ppm as of 2010 publication (the STEL was previously 15 ppm).  The  STEL is the exposure concentration not to be exceeded for up to 15 minutes, not more than 4 times per 8 hr day.   The justification for lowering the STEL was to protect against minor irritation of the respiratory tract and a “brief  change” in rate of oxygen uptake.  For each representative release scenario, H2S dispersion was modeled to four  endpoints, as shown in Table 1.    Table 1 – H2S Dispersion Endpoints  Endpoint Concentration  (ppm)  700  100  10    Notes Potentially Fatal – Consistent w/ Course H2S Dispersion Study  IDLH – Consistent w/ Course H2S Dispersion Study H2S Detection High Alarm Concentration   3   
  4. 4. Commercially available computerized consequences analysis software was used to characterize the extent of toxic  dispersion and the potential impact on personnel.  Table 2 shows the release rate of H2S, the duration of the release  modeled, and the anticipated distance the H2S will travel downwind of the release point.  The reported distances  are the IDLH concentrations and detectable concentrations, respectively.     Table 2  Design Basis Consequence Modeling   Model  Description  Release Rate (lb/hr) Duration  (min)  Distance to Endpoint (ft)  Distance to   100 ppm  Distance to 10  ppm  S‐01  Acid Gas ‐ 5mm vapor leak    13  60  100  540  S‐02  SWS Gas ‐ 5mm vapor leak  9  60  60  240  S‐03  Tail Gas ‐ 25 mm vapor leak  170  60  50  80  S‐04  Tail Gas Clean‐Up Rich Amine  27 (1)  60  35  160  S‐05  (1)   Acid Gas Clean‐Up Rich Amine  144 (1)  60  90  350  Release Rate of H2S only    Figure 2 shows the results of the Acid Gas design basis scenario dispersion modeling when taking a vertical cross‐ section of the dispersion profile.  This view represents the height of the cloud as well as the downwind distance  reached by various concentrations of H2S.    Figure 2  Acid Gas ‐ 5mm leak ‐ Vapor Dispersion ‐ Sideview      Figure 3 shows the results of the Acid Gas design basis scenario dispersion modeling when taking a horizontal cross‐ section, or “footprint” of the dispersion profile.  This view represents the width of the cloud as well as the downwind  distance reached by various concentrations of H2S at or near ground level.  This model type is used during the  detector coverage assessment.    4   
  5. 5.   Figure 3    Acid Gas ‐ 5mm leak ‐ Vapor Dispersion ‐ Footprint        The gas dispersion analysis is also sensitive to meteorological conditions.  A wind rose was obtained to determine  the relative probability of the release being blown in any specific direction.    Also, the following atmospheric stability and wind speed condition was modeled after considering the range of  atmospheric conditions that are likely to occur at the facility.      Adverse Nighttime: F class atmospheric stability with 1.5 m/s wind speed    Toxic gas cloud sizes resulting from releases are very sensitive to the selected wind speed.  In addition, the wind  direction distribution (wind rose) for the case study area was used to determine the probability of gas dispersing in  any given direction around the point of release.  This is shown in Figure 4.      5   
  6. 6. Figure 4    Case Study Wind Rose      Design Basis Consequence Assessment  In order to assess the coverage provided by toxic gas detectors, the location, size and frequency of the design basis  releases must be determined.  This is performed on an equipment‐by‐equipment basis, by first determining which of  the representative release scenarios most accurately reflects the process material within each piece of equipment.   The equipment must then be assigned a location in relation to other equipment and also gas detectors in the  vicinity, which is typically done using plot plans.  The frequency of release is based on the type of equipment being  analyzed.  Generally rotating equipment, such as pumps and compressors, is assigned a release frequency that is  greater than that assigned to pressure vessels or shell and tube heat exchangers.  These frequencies can be obtained  from publicly available databases of leak rates as well as proprietary data from specific process plants and operating  companies.    Table 3 shows some of the major pieces of SRU equipment considered for this study, the representative scenario  applicable to that equipment, and the chosen release frequency (assuming a 5mm leak.  Please note, Table 3 does  not include all leak sources included for this study.    Table 3  Sample of SRU Equipment and Associated Release Scenarios / Frequencies   Representative  Release Frequency  Equipment Description  Scenario  (/yr)  Amine Stripper Tower  Stripper Reflux Pumps  Acid Gas Scrubber  SRU Scrubber Pumps  Reactor  SWS Gas Scrubber  S01  S01  S01  S01  S01  S02  1E‐03  1E‐02  3E‐03  1E‐02  3E‐03  3E‐03  6   
  7. 7.   Representative  Scenario  Release Frequency  (/yr)  SWS Gas Scrubber Pumps  SWS Gas Knock‐Out  Sour Water Pumps  Tail Gas Treatment Reactor Feed Cooler  Tail Gas Treatment Reactor  Tail Gas Treatment Stripper  Tail Gas Rich Solvent Pump  Tail Gas Rich Solvent Flash Drum  Acid Gas Rich Solvent Pumps  S02  S02  S02  S03  S03  S03  S04  S05  S05  1E‐02  1E‐03  1E‐02  1E‐03  3E‐03  3E‐03  1E‐02  1E‐03  1E‐02  Acid Gas Lean / Rich Solvent Exchanger  S05  1E‐03  Equipment Description    The magnitude and frequency of releases has been determined based on the design scenarios and the types of  equipment that process the hazardous material.  This is as inputs to the hazard assessment and the gas coverage  assessment discussed in the following section.    Gas Coverage Assessment The Gas Coverage Assessment consisted of the following tasks for the case study discussed in this paper:    Define Performance Targets   Mapping of Gas Releases   Assess Detector Coverage  o o  Unmitigated Risk Assessment (without benefit of detectors)  Mitigated Risk (first‐pass or existing detector design / layout)  Modify FGS Design  A Gas Detection System performance assessment typically also includes an assessment of the FGS Safety Availability.   The Case Study on which this paper is based did not include this in the scope of the H2S hazard assessment, only an  assessment of coverage was carried out.    Defining Performance Targets  The performance grade is a specification that defines the ability of an FGS function to detect, alarm, and if  necessary, mitigate the consequence of a fire or gas release upon a demand condition.  In concept, a higher hazard  installation should require higher levels of performance; while a lower hazard installation should allow for lower  levels of performance, so that FGS resources can be more effectively allocated.    Specification of target performance grade for fire and gas systems is an exercise in risk assessment.  For the Case  Study, a semi‐quantitative risk assessment was performed to specify risk reduction requirements for each area using  a scoring procedure.  The goal of this risk assessment was to assign a performance grade for each leak source within  the Sulfur Recovery Unit zone.      Each process area containing toxic gas hazards was characterized by one of four performance grades. These grades  are listed in Table 4.  7   
  8. 8.     Table 4  Gas Performance Grades  Grade  Exposure Definition  Required  Detector Coverage  A  Hydrocarbon processing, with high exposure.  90%  B  Hydrocarbon processing, with moderate exposure.  Hydrocarbon processing, with low or very‐low exposure.  80%  60%  C  No Grading  ~  Risk is tolerable w/o benefit of FGS    Each of the grades serves to define a relative level of gas risk, with grade A being the highest risk areas and grade C  being the lowest risk areas necessitating detection.  The grades correspond to required levels of FGS performance  (i.e. detector coverage) as shown in Table 4.    The Required Detector Coverage metric was chosen for this project.  Alternatively, the release frequency, detector  coverage, FGS availability, and other factors (e.g. occupancy) can be assessed and compared verified against  allowable risk targets (e.g. Target Mitigated Event Likelihood) as defined by the organization or facility.    Gas performance grades were specified for gas functions which protect H2S processing areas.  Performance targets  were selected toxic gas detection for each major equipment item.  A summary of the results are presented in Table  5, which provides the selected performance target for gas functions in the SRU for the equipment containing the  defined design basis scenarios.  The grade selections are based on equipment type, occupancy, process conditions,  and toxic concentration.    Table 5  SRU Grade Selection Summary  Plant: 1. Sulfur Recovery Unit Zone ID SRU Zone Description Zone Type Sulfur Recovery Unit X - Toxic Area Grading Equip Tag Acid Gas Equipment Description Acid Gas 79% H2S <50 psig Area Grading Hazard Type Grade H2S Gas A Sour Water Stripper Sour Water Stripper Gas Gas 40% H2S <50 psig H2S Gas A Tail Gas H2S Gas B H2S Gas C Amine Regeneration Unit Rich H2S Gas Amine B Tail Gas 0.8% H2S <50 psig TGU Rich Amine Tail Gas Unit Rich Amine 1% H2S 50 - 100 psig ARU Rich Amine 2% H2S 100 - 150 psig   Note: the grades reported here are only indicative of design basis scenarios within the zone.  FGS detection for all  major equipment within each zone is defined independently based on the process stream conditions and equipment  type.  As the detector coverage is relevant to an entire zone and ell equipment contained within the zone, this Case  8   
  9. 9. Study chose the highest grade, A, as the criteria that must be met, i.e. the detectable scenarios must be greater than  or equal to 90% of the total scenarios.    Mapping Gas Releases  The gas releases, as shown in Figures 2 and 3 and Table 3 are represented graphically using a commercially available  FGS assessment tool.  The mapping analysis involves obtaining an equipment layout or plot plan of the zone being  analyzed.  Figure 5 presents the Unmitigated Gas Risk.      Figure 5  Unmitigated Gas Risk        This is a composite of all of the equipment that were considered leak sources, a sample of this equipment is listed in  Table 2.  The major equipment is shown here (with all identifying information removed) – the plot plan and overlay  can be as detailed as the plot plans provided, resulting in varying degrees of detail in the geographic risk image.    The FGS mapping software aggregates the release scenarios, consisting of concentration, frequency, and dispersion  size, and plots the “footprint” overlaid on a plot plan of the unit.  The location of the release is defined by the user to  coincide with the equipment that is the source of the leak.  The software output also shows the wind distribution  and release frequency.    As shown in Figure 5, the highest hazard frequency typically occurs in areas that contain the most equipment of  concern.  Alternatively, it can occur in the vicinity of higher risk (i.e., higher leak rate) equipment, such as pumps or  compressors.  Although not utilized in this case study, the release scenarios can also be represented in either the  upwind or downwind direction from equipment by an appropriate distance – this distance is a property of the  release orientation, release height, process conditions, and the material being released.    9   
  10. 10. Detector Coverage Assessment  FGS detector coverage was assessed in order to determine the risk posed by an H2S release in the SRU to personnel  located in the SRU and ensure that the performance coverage targets are achieved.    The existing layout of detectors was assessed to ensure the coverage footprint is sufficient to provide the required  hazard alarms and control actions.  The effective range of selected detectors considers the expected environment  based on test data.    The existing design was analyzed to determine the gas scenario coverage.  This involves an assessment to determine  how effective the proposed array of detectors will be in detecting an incipient hazard at a level that will alert  personnel to a toxic gas release.  Using the FGS assessment software tool, Kenexis has reviewed the existing design  and modified as necessary to deliver acceptable gas coverage.  As the detection of H2S within the process area of  this Case Study does not initiate any automatic actions, and is instead used only for alarm, the coverage numbers  were based on any single detector being in alarm state, or 1ooN.  It is also possible to report one or more detector’s  ability to detect a hazard, i.e. 2ooN coverage, in instances where appropriate.  This is often used for fire detection as  well as automated actions (e.g. shutdown, isolation, blowdown, and fire mitigation measures) based on gas  detection as 2ooN vote‐to‐trip will reduce spurious activation.      The initial design, which accounted for the location of existing detectors, included 11 gas detectors.  This resulted in  an achieved coverage of 58.1%, which is graphically represented in Figure 6 and reported in Table 6.      Table 6  Detector Coverage Summary  Layout  Number of  Achieved Coverage  Zone  Hazard  Detectors  (%, 1ooN)  Existing  8  58.1%  SRU  Toxic – H2S  Recommended  15  90.1%      10   
  11. 11. Figure 6    Mitigated Gas Risk – Existing Detector Layout      Figure 7 represents detector placement after inclusion of the recommended detectors.  These detectors are in  addition to those detectors already existing.  The Case Study focused on the inclusion of existing detectors with the  addition of detectors to meet the performance targets.   11   
  12. 12. Figure 7    Mitigated Gas Risk – Recommended Detector Layout      It is likely that the performance targets could have been achieved using fewer detectors had the Case Study included  provisions for an “optimized design”, i.e. achieving desired coverage with the fewest installed detectors.  This is not  meant to imply that the additional detectors do not offer hazard reduction to the facility, as they may be used for earlier  detection, may be placed at locations that are heavily trafficked and therefore represent increased hazard to personnel,  or represent areas in which increased awareness is desired.  12   
  13. 13.   References ISA‐TR84.00.07 The Application of ANSI/ISA 84.00.01‐2004 Parts 1‐3 (IEC 61511 Parts 1‐3   Instrumented Functions (SIFs) in Fire & Gas Systems  Modified) for Safety  Kenexis Case Study on H2S Hazard Analysis and Assessment performed for a US Refinery’s Sulfur Recovery Unit.                      13   

×