Ejaz Ahmed Latki, profile picture
Uploaded byEjaz Ahmed Latki
1,178 views

syn.gas compressor fir&foaming in catacarb system

This document summarizes a process plant shutdown that occurred from August 21st to September 15th, 2012 due to a fire in the ammonia synthesis compressor (C-104) caused by a tripped seal oil pump. The plant underwent 10 days of planned maintenance during the shutdown. However, restarting was delayed due to various problems encountered, including foaming in the Catacarb system, issues with the cold box expander and a steam letdown valve, and leaks. Production finally resumed on September 15th after resolving these issues.

Embed presentation

Downloaded 42 times
  Please fin 8th  Nov. 2                                      CC.  Sr. Mainte Sr. E&I Ma Operation  SH Ammon Coordinati Process En           From  To  Thru:  d attached P 012.                          nance Manage nager   Manager (Nor nia Operations on Engineering ngineering File  :  Pr :  GM (T&P)  LR on the cap                           er   rth)    g  rocess Engine All Concern INTER  ptioned subje                       eering  ed  OFFICE MEM   ect. Please rev                          Date  : Subject  MO  view and pro                 Ab Process  : Plant Ammo ovide your va bdul Ghaffar  Engineering 5th  Novembe t Shutdown  onia Synthes (AMM‐PLR‐ luable comm g Section  er, 2012  due to Fire  sis Compres 34‐12/4)  ents by  at  ssor 
DOCUM   DATE  TIME  INCIDENT DOWNTI COMPLE PRODUC REASON  SHUTDO     Instrumen 21 Equipm Elec Desig MENT CODE  T  IME  ETE (hrs)  CTION LOSS  FOR  WN  nt Failure 1% Machine Fa 13% ment Failure 3% ctrical Faults 11% gn shortcomin 2% PM shor 3   P Am AMM‐PLR 21st  August  1130 hour Fire at Amm AMMONI 611  34,368 M  Fire  at breakth  10 days perform  Post  st issues,  compre PV‐32 s ailure gs Planned 8% rtcomings 3% PRODUC Plant Shut mmonia S R‐34‐2012/4  t, 2012  to  15 rs  monia plant S IA  UR 635 MT  25,83 t  Ammonia  hrough from  s planned ou m critical TA j tart  up  delay power  failu essor, Fire at stucking, blow Proce Shortc 23 unknown/oth 2% CTION LOS tdown du Synthesis REV.  IFR  5th  Septembe Syn Gas comp REA  N 5.8  30 MT  31 plant  Syn  compressor s utage to carry obs.  ys  caused  by  re,  extraordi t cold box Ex wdown vent s dural  oming 3% human er (Negligen 14% ers D SS REPOR ue to Fire s Compre ISSUE DATE O er 2012  pressor, C‐104 itric Acid  624.2  1,210 MT  Gas  compr seals.  y out extensiv various  prob nary  rains,  C xpander C‐10 stack leakage rror  nce) Downtim RT  e at  essor   Oct. 29th , 2012 4  CAN  617.8  34,262 MT ressor,  C‐104 ve repair wor blems  i.e.  Ca C‐104  seal  o 03, HP steam  e and various  me due t Procedur human er Instrume Machine  Equipmen Electrical Design sh Planned PM short unknown Prepared All PE’s Reviewed SR/AG Approved HIB  2  PAGE  0 NP 582 T  23,280  4  due  to  g rk after fire a atacarb  foam il  carry  over  let‐down va other proble to Reaso ral Shortcomin rror (Negligen nt Failure Failure nt Failure  Faults hortcomings tcomings n/others d By  s  d By  G  d By  0 of 41    2   MT  gas  and  ing  to  alve  ms     ons ng nce)
      PROCESS ENGINEERING SECTION          Incident Description  On 21st  Aug, 2012 at 11:27 hrs, Ammonia plant back‐end tripped due to C‐104 (Synthesis compressor)  tripping  on  low  seal  oil  level  security  caused  by  turbine  driven  seal  oil  Pump  (P‐122B)  tripping.  On  machine  tripping,  gas  broke  through  compressor  seals  which  caused  splashing  of  oil  through  the  oil  return header and console. Splash of oil on hot surfaces caused the fire which was effectively controlled.  Emergency Response Team mobilized and took control of the situation. Ammonia & Urea were shut‐ down; however CAN & NP remained in operation till 22nd  Aug, 2012.   After evaluating the situation, it was decided to take about 10 days outage of the complex to attend  various other pressing jobs at all plants. However, while restarting the ammonia plant from 29th  Aug,  various problems were encountered and the production could only be resumed on 15th  Sep, 2012.  The plant startup activities commenced after box up of primary reformer furnace on 28th  august 2012,  However,  while  restarting  the  ammonia  plant  from  29th   Aug,  various  problems  were  encountered  including  foaming  in  Catacarb  causing  carryover  of  solution  to  methanator,  problem  at  cold  box  expander, failure of HP steam let‐down valve, leakage in blow‐down headers, hot spots on transfer line  which were progressively resolved. Production resumed on 15th  Sep, 2012.   SEQUENCE OF EVENTS:  Shutdown:  21st  August 2012:   1. 1127 hrs: C‐104 (Synthesis compressor) tripped on low seal oil level security caused by turbine  driven seal oil Pump tripping. Gas broke through compressor seals resulted in splashing of oil on  hot surfaces which caught fire.  2. 1212  hrs:  Fire  was  completely  extinguished  after  extensive  efforts  by  Emergency  Response  Team (ERT).  3. 1800 hrs: Scope of Damage was assessed and it was estimated that production can be resumed  after ~5 days, if there is not any additional hidden damage. Based on detailed assessment, it was  decided to prolong outage to another 5 days (total 10 days outage) to complete other important  jobs and TA‐2012 was postponed till March 2013 after consent of CEO.    22nd  August 2012:  1. 1650hrs: GTG‐A was stopped to conserve fuel.    23rd  August 2012:  1. 1600hrs: STG was stopped due to low steam requirement.    Start‐up:  28th  August 2012:   1. 0440hrs:  CGT‐102 was started in crank mode for wet washing of axial compressor.   2. 1730hrs: Catacarb solution circulation was established for passivation of towers.  29th  August 2012:   1. 0800hrs: Primary Reformer furnace was fired after final inspection and subsequently process  steam, process gas and process air introduced in the system on achieving specific temperatures.  2. Performance of synthesis machine Seal oil pumps (P‐122A/C) was measured. P‐122A capacity  was  found  ~8.0  m3 /hr  (discharge  pressure;  147  KG/cm2;  dump  valve,  PV‐309  opening  22%)  While P‐122C was found problematic (discharge pressure; 53 Kg/cm2 at 5% opening of PIC‐309).  30th  August 2012:  
      PROCESS ENGINEERING SECTION    1. 0148 hrs: Gas turbine CGT‐102 was fired.  2. 0313hrs: Process air was introduced into the secondary reformer.  3. 0520hrs: LTS was taken in service after catalyst bed heating.  4. 0807hrs: Methanator was lined up.  5. 1230hrs: Dryers and Cold box were taken in service. De‐riming and blowing of Cold Box was  carried out and dust was observed for first 3 blows.  6. 0936 hrs (Fire at GTG‐B): During wet washing of GTG‐B diesel engine tubing leaked and caught  fire  due  to  oil  splashing  on  high  temperature  of  exhaust  line.  Fire  was  extinguished  in  ~10  minutes and oil leak was rectified.   31st  August 2012:   1. 0315hrs:  Ammonia refrigeration compressor was started but tripped 05 times on high radial  vibration (VI‐52/53). Machine was normalized on 6th  attempt.  After start up, 02 PROTECH speed  probes  &  01  WOODWARD  speed  probe  became  faulty.  PROTECH  Over  speed  protection  was  bypassed while WOODWARD probe was replaced with spare one.  2. 1130 hrs: NG booster compressor was C‐101 was started but tripped on dry gas seal vent high  flow security. Compressor re‐started at 1432hrs after replacement of DGS filters.   3. 1730  hrs:  Catacarb  solution  carried  over  with  process  gas  to  downstream  exchangers  and  Methanator,  R‐104  due  to  foaming  in  CO2  absorber.  R‐104  was  immediately  isolated,  depressurized and drained. Process gas was re‐introduced to Catacarb.   1st  September 2012:   1. 0730  hrs:  C‐104  Lube  Oil  pressure  dropped  due  to  low  oil  console  level.  Machine  was  depressurized and seal oil bottles were drained. Seal oil was found in LPC/HPC & recycle line.  Later it was revealed that Level indication of HPC seal oil bottle was faulty resulting in seal oil  overflow into the compressor casing. Consequently 21.5 oil drums were recovered from casing.  Level transmitter was provided on TK‐108 for early identification of level depletion in the tank.  Furthermore additional PDT indication across Reference gas and seal oil supply was provided on  all seal oil bottles.  2. 1400 hrs: Catacarb solution carry over was observed again due to foaming causing high level of  absorber downstream knock out vessel, D‐133.  3. 2345 hrs: Process gas was re‐introduced to Catacarb section & Methanator was taken back in  service.  However,  performance  of  E‐120A/B  was  not  satisfactory  indicating  heavy  fouling  on  tube side due to catacarb solution carry over.   4. Stucking behavior of HP steam let down, PV‐032 was observed.  2nd  September:  1. 1510 hrs: Plant was stopped completely due to stucking behavior of PV‐32 (HP steam letdown)  valve. Valve was shifted to work shop at 0145hrs (03rd  Sep) and some scratches were observed  on the cage. Valve was reinstalled after Polishing of Cage and plug.  2. 1030 hrs: Flushing of E‐120A/B was started with turbine condensate. Exchangers were filled and  drained 7 times. K2CO3 concentration in outlet flushed condensate gradually decreased from 49  to <02% and cleaning was considered complete.  3. 1315 hrs: CT‐105 was stopped and inspection of speed probes was carried out. Total 3 out of 6  speed probes were found damaged (2 for over speed protect & 1 for wood ward). All 6 probes  were replaced with new ones.  4. CT‐105 trip SOV’s‐ 125‐A/B fails safe mode was changed from fail close to fail open by replacing  SOVs.  3rd  September:  1. PV‐32 was reinstalled & stroke tested. 
      PROCESS ENGINEERING SECTION    2. 1230 hrs: Primary reformer furnace (F‐101) was fired and process steam was introduced at 1730  hrs, Feed gas was introduced at 2120 hrs and process air to secondary reformer at 0015 hrs.  3. Catacarb circulation continued for solution regeneration by process gas.  4. CT105 SOV control action was changed, but SOV were not operating.  Logic was checked and  problem was rectified.  4th  September:  1. 1055  hrs:    Methanator  heating  was  started  but  delayed  due  to  poor  performance  of  gas  exchanger (E‐120A/B). It was initially suspected that cleaning of E‐120A/B was inadequate and  exchanger performance was poor due to fouling. However, detailed evaluation of exchangers by  Process  engineering  revealed  poor  performance  of  shall  side  due  to  possible  condensate  accumulation.  In  field  check  it  was  confirmed  as  drain  of  Shell  side  was  found  blocked.  Subsequently,  condensate  was  removed  by  deblocking  drain  and  exchanger  performance  normalized.  2. 1135 hrs: NG booster compressor C‐101 was started.  3. 2300  hrs: Dryers and expander were taken in service and cold  box cooling  was started  after  resolving E‐120 low efficiency problem.  5th  September:  1. 0019 hrs:  C104 was rolled and loaded early morning. Synthesis gas was introduced to Ammonia  Convertor, R‐105 by firing startup heater, F‐102.   2. Fire Incident at 0915 hrs: Fire was observed at C‐103 oil console due to splashing of oil on hot  steam lines caused by over‐pressurization of oil console due to excessive seal gas leak through  the HP oil drain line into the oil console. Consequently some instrument cables and instruments  around C‐103 were damaged which were replaced.   3. 1245 hrs: C‐104 was re‐started keeping cold box bypass.  4. 1551 hrs: C‐104 was stopped again due to PM‐122A (Seal oil pump) capacity valve stem damage.  Stand by seal oil pump was already under machinery forcing stoppage of C‐104.  5. 2020hrs: C‐104 re‐started but stopped at 0147 hrs (6th Sep. 2012) to handover PV‐70 (Sealing  steam vent) and P‐122B replacement.   6th  September:  1. 0030  hrs:  After  various  tests,  it  was  concluded  that  C‐103  seal  gas  line  was  blocked  and   deblockking  without  de‐riming  /  heating  of  Cold  box  was  not  possible.  Consequently,  it  was  decided to derime Cold box and its heating was started.   2. 0226 hrs: Sharp change in pressure of HP seal oil return line was observed confirming Seal gas  line de‐blockage.  3. 0605  hrs:  C‐103  was  re‐started  but  stopped  at  0610  hrs  as  oil  splashed  from  oil  breather  of  console along with gas. Several attempts to restart the Expander remained unsuccessful due to  same problem. It was decided to dismantle C‐103 for detailed inspection.  4.  De‐riming  of  cold  box  was  carried  out,  Perlite  was  removed,  expander  box  plates  were  cut,  piping was dismantled and Expander was removed.   5. Flooding was again observed in CO2 absorber causing 100% level in D‐133. Immediately actions  were taken to avoid solution carry over to methanator. All drains of downstream section were  checked and found normal.  7th  September:  1. 1330 hrs: Process gas was cut to Primary Reformer for leakage rectification of BDH headers at D‐ 110 inlet line. Leak was rectified by installing sleeve and capping of bleeder neck.   2. 1028hrs: CT105 was stopped.  8th  September  1. 0235 hrs: Front end start up activities commenced after welding job on BDH.  2. 0525 hrs: Gas was re‐introduced to reformer. 
      PROCESS ENGINEERING SECTION    3. C103 was replaced with spare one and pressurized with N2 through seal gas line. Oil circulation  was established & oil flow was verified from drains.  4. BT201 was handed over to machinery to attend its governor linkage. However, job could not be  completed and Turbine was taken back in service without rectification of governor.  5. Smoke  was  observed  from  CT‐101  out  board  side  which  was  immediately  extinguished  by  applying fire extinguisher.  9th  September  1. 0330 hrs: Power failure occurred during heavy rain which continued for ~13 hrs with recordable  values of 201 mm and high humidity of 96%.   2. Phase to Phase flash was observed on the breaker trolley arms, but timely tripping by protection  and  AVR  system  prevented  the  major  damage  to  machine.  Immediate  Route  Cause  of  short  circuit established was high humidity.  3. GTG‐B & A tripped one after the other on ‘Generator Lock Out Relay’ security.  4. EDG was started manually (K‐39 breaker did not open on auto mode) from the field. It operated  normal for four hours before tripping on ‘Crank Case High Pressure’ causing total black out and  steam failure due to the tripping of polish water supply pump to deaerator.  5. Starting motor of EDG was completely discharged during various checks and start‐up attempts.  Alternate batteries were arranged and EDG was started.  6. Diesel driven Fire water pump tripped on high engine exhaust temp. due to CW failure.  7. Instrument air supply was isolated when EDG went offline hence cutting IA supply.  8. Emergency power supply/ steam production resumed.  9. DCS  power  supply  was  cut  when  EDG  went  offline.  However  it  was  normalized  after  EDG  startup.  10. 1545hrs: GTG‐A was started and power supply restored. Subsequently steam headers heating  started on MP steam availability.  10th  September  1. 0930hrs: Catacarb circulation started with lean and semi lean pumps.  2. 1200hrs: F‐101 was fired.  3. 1215hrs: Semi lean charge pump (P‐110C) started but had to stop due to abnormality in motor.  Motor was then decided to replace with a spare one.  4. 1530hrs: CGT‐102 rolled on crank speed and fired at 1958hrs.  5. 1745hrs: PHT‐110B rolled after rectification of ED logic.  6. 1800hrs: process steam introduced in primary reformer.  7. Catacarb sump drained with a portable pump considering contamination of catacarb solution.  8. 2313hrs: Process gas was introduced to Primary reformer.    11th  September:  1. 0300hrs: Process air was lined up to secondary reformer.  2. Expander (C‐103) was taken back in service and cold box cooling was started. Activated carbon  bed was taken in service.   3. 1400hrs:  LTS was taken into service.   4. 1532hrs: Secondary reformer tripped on faulty indication of bed temperature thermocouple.  5. 1700hrs: R‐104 was taken into service and subsequently C‐105 was started at 2000hrs.  6. 2354hrs: C‐103 seal oil circulation was started but leakage observed from LS outlet flange. C‐103  was re‐started at 0015hrs (12th  Sep) after rectification of leakage.   7. 1445hrs: NG booster compressor C‐101 was started twice at minimum governor speed, but its  outboard  side  seal  gas  vent  delta  P  increased.  Machine  was  stopped  and  handed  over  for  inspection of dry gas seals (DGS). 
      PROCESS ENGINEERING SECTION    8. GTG‐B  started  after  the  completion  of  maintenance  activities  (replacement  of  isolators  and  diesel engine turbocharger).  9.   12th  September:  1. Excessive foaming was observed in absorber which could not be controlled even with excessive  shock dosing of antifoam.   2. 1540hrs: Methanator bed temperature ran away to maximum value on first bed TI‐025B due to  high CO2 slip from absorber.  Methanator trip security, I‐6 was manually actuated due to high  temperatures of Methanator. C‐104 was started at 1525 hrs and running at 1200 rpm when it  had to be stopped due to I‐16 actuation.  3. 1850hrs:  Catacarb  solution  was  drained  from  towers  to  Catacarb  storage  and  fresh  make‐up  about 40% of total volume charged into the system.  13th  September:  1. 0020Hrs: fresh Catacarb solution feeding started into the system and subsequently circulation  was commenced at 0405hrs.  2. Catacarb solution heating continued through Reboilers by process gas venting upstream of CO2  absorber.  14th  September:  1. Additional  chemicals  were  dosed  to  improve  Catacarb  concentration.  F.E  load  was  gradually  increased to 70 %.   2. C‐101 bearings were removed for DGS inspection. One Dry gas seal was found damaged (NDE  side) due to moisture ingress. Same was replaced.   3. 0055hrs: C‐103 was rolled after filling the startup checklist.  4. An indigenous modification by Process engineering (installation of degasifying tank to avoid Oil  console over‐pressurization and consequent fire due to slightly higher seal gas venting) enabled  startup of Expander(C‐103) despite of excessive seal gas venting .     15th  September:  1. 0137hrs: C‐104 was rolled.  2. 07:00hrs: Start‐up furnace, F‐102 was fired and R‐105 temperatures were increased. Ammonia  production started at 1540hrs at very low rate as reaction in 1st and 2nd bed of the convertor  was very low while reaction rate of 3rd bed was normal.  Water ingress was suspected in reactor  due to moisture contamination with N2 gas while reactor in positive pressure.   3. 2230 hrs: Temperatures of 1st & 2nd beds normalized at about 2100hrs   4. 2330 hrs : C‐104 fully loaded  and production rate normalized.      Summary of main problems faced during Start‐up:  DATE  INCIDENT  RCA  DELAY  (hr)  ACTIONS  21‐31 Aug  Fire at syngas comp  Tripping  of  seal  oil  pump  and  operating philosophy at that time  252.5  Number of Actions as per  recommendation  of  Dresser Rand.  31st Aug  1st Sep  Catacarb  Carryover/  High CO2 slippage  Foaming due to high SS caused by  High iron due to Tower bed churning  Amine Degradation  High SS in solution  20.5  Operating  /  lab  /  monitoring  regime  reviewed  with  tech  supplier.  All  immediate  actions 
      PROCESS ENGINEERING SECTION    implemented.  Medium term in‐hand.  1st  Sep  Overflow  of  seal  oil  to  syngas  compressor  casing   Faulty Level Indicator  LG not visible / used.  Procedure compliance   32.25  Except two, all immediate  actions implemented.  2nd  Sep    HP steam letdown valve  stuck at 30% opening  Mechanical problem/ foreign particle No stand‐by letdown valve  38  FE  shutdown  to  attend  valve  3rd  Sep  Methanator  heating  issue  Condensate  accumulation  in  Methanator effluent exchanger.  21  Troubleshooting/  condensate drainage  5th   &  6th   Sep  C‐103  (expander)  Oil  Console Fire   High process gas flow through HP  / LP drains/ inadequate seal gas  vent   Lack of care during shut‐down  38.25  Damaged  cables  replaced/  cold  box  de‐ riming  &  spare  expander  installed  7th   &  8th   Sep  Leakage  from  common  Blow down vent valve /  header  Thinning / Corrosion  Thickness monitoring not done  Remaining  action  from  project  not  taken up  21.5  Process  gas  was  cut  to  reformer  &  leakage  rectified.   Medium  /  long  term  actions in hand.  9th  Sep  Power  Failure  during  heavy  rains  in  early  morning  Flash  in  isolator  of  GTG‐B  which  caused GTG‐A also to trip.  Low  clearances  between  phases  of  VCB trolley  Heavy  rains  caused  saturated  atmosphere  59.5  Worked  with  Siemens  on  RCA.  Flash  were  due  to  design issues.  Hardware  improvements  implemented by Siemens.  Site  audited  by  Siemens  and cleared.  10th  Sep  Front  end  Startup  activities  and  Excessive  venting of seal gas from  C‐103 HP drain  Higher seal clearances  69  Operating  procedures  improved.  Modification  of  Degasification  tank/  vent  height with GE.  12th  Sep  Methanator  high  bed  temperature  and  Catacarb  Conc.  achievement  High  CO2  slip  from  absorber  during  shock‐dosing  of  antifoam  to  overcome foaming issue.  16  40%  solution  replaced  with fresh chemicals  13th   &14th   Sep  Methanator  high  bed  temperature  and  Catacarb  Conc.  achievement  High  CO2  slip  from  absorber  during  shock‐dosing  of  antifoam  to  overcome foaming issue.  16  See  earlier  actions  on  Catacarb system.  15th  Sep  Back  end  startup  commenced  Delayed  activation  of  convertor catalyst  Possible ingress of moisture/ oil mist  46.5  Plant  operation  /  monitoring  regime  reviewed.  15th ‐18th   Sep  Plant  Low  load  operation  Catacarb  system  normalization,  C‐ 101 DGS replacement/ recycle cooler  leak rectification.  9.16           
      PROCESS ENGINEERING SECTION        Details of Major Events:  C‐104 Fire:  This incident has been thoroughly investigated by multiple teams and following reports are attached to  PLR:  1. Report by Dresser Rand  2. Report by joint investigation committee (PFL & Fatima)  Summary of incident with key recommendations are given below:    Background:  C‐104 was running with both the seal oil pumps in operation for about last four months as none of the  pumps  were  delivering  the  desired  capacity  individually.  Whenever  either  of  the  pump  used  to  fail,  machine was taken on partial venting to control the situation. On incident day, P122B (turbine driven)  stopped delivering required pressure causing decrease in seal oil flow to compressor seal oil system.  Efforts were made from field to start P122B by adjusting manual dump valve. Although the pump was  started after several attempts but sharp decrease in levels in seal oil bottles of LPC & HPC was observed.  Machine was partially unloaded, which was the practice until then, to control the situation but the level  continued to drop. This led to the tripping of machine.  Analysis:  The seal oil system is designed to be almost fool proof. Oil pressure is kept above the process gas system  by  the  height  of  the  seal  oil  overhead  tank,  which  is  above  the  compressor  and  is  supplied  with  reference pressure, which is suction pressure. If a seal fails then oil goes into the compressor but gas  does not come out. The only way for gas to come out is if the oil in the overhead tank and the line from  the tank to the compressor is completely drained of oil or the seal gas reference line does not respond  quickly to changes in process pressure. As per DR, following possible chronology of events leading to the  incident:   The LPC overhead seal oil tank level control valve was opened manually to over 80% to raise the  level.   The train was tripped due to low level, 18%, in the LPC overhead seal oil tanks.   The seal capacity control valve actuator was in manual control.   The seal oil pump pressure safety valves were passing.   The HPC suction pressure suddenly rose from suction pressure of about 120 Kg/cm2  to the settle  out pressure of about 160 Kg/cm2 .   The seal oil pump pressure remained at about 120 Kg/cm2 .   The level in the HPC overhead seal oil tank fell to zero.   The gas in the HP casing then escaped into the bearing housing which pressurized the lube oil drain  system.   Oil then came out of the drain and bearing vents and dropped on the hot steam lines and the fire  started.   The fire was made worse by the fact that the oil was probably contaminated by process gas.   The seal oil pump was stopped but oil still came out of the vents as the HP compressor takes a long  time to depressurize.  Conclusion: 
      PROCESS ENGINEERING SECTION    As per DR, the cause of the fire was the fact that the seal oil pump pressure did not increase to the  settle out pressure thus cutting off the flow from the pump to the HPC seals. The overhead seal oil tank  then quickly ran down, as there was no oil from the pump.  The reasons for the pump not making pressure are not clear‐cut. There are three possible causes or a  combination of two or all of the three: ‐  1. The seal capacity control valve actuator was in manual control. Had the control been in automatic  then it is possible that the pump capacity would have increased and the HP seals would have not  been starved of oil.  2. The seal oil pump pressure safety valves were passing causing loss of capacity in the seal oil system.  3. The LPC overhead seal oil tank level control valve was opened manually to over 80%. Thus diverting  oil from the HP seals.  DR  reviewed  the  actions  carried  out  by  the  instrument  and  mechanical  maintenance  teams  and  confirmed that all their actions were correct and no further work was needed before C104 is restarted.  Recommendations:    Sr#  DESCRIPTION/ OBERVATIONS  ACTION  Target  DATE  1.   Third  standby  seal  oil  pump  installed.  Piping  installed.  Pump  commissioning and testing being planned in available opportunity.  New seal oil pumps to be ordered, adequately overdesigned to cater  for increase in compressor seals clearance & piping. Recycle control  valve to dump extra oil at lower clearance levels.   (Machinery)  Feb.2013  DR  reply  awaited  2.   a) Improve  reliability  of  other  hardware  including  PSVs,  Capacity  Valves etc. Increase PM frequency till next ATA.  b) A  flow  glass  should  be  fitted  in  the  dump  line  to  monitor  the  effectiveness of the pressure safety valve. MOC to be initiated.  c) Regular  monitoring  of  dump  valves  should  be  carried  out  and  logged.  Any  variation  in  the  dump  valve  opening  under  same  operating  conditions  will  indicate  PSV  passing  or  pump  performance deterioration which should be immediately rectified.  Machinery /  Inst.  (Operations  /Process)    (Operations)    Done    TA‐2013    Immediate.   3.   System  of  Reliability  enhancement  being  developed  by  nominating  multidiscipline  teams  covering  minimum  of  following  aspects:  Reliability  incident  Reporting,  Operational  Experience  Enrichment  Reporting,  Abnormal  operation  management,  Reliability  Based  Maintenance, Adopt Safety critical system at site.  DO    4.   PHA  of  seal  oil  system  should  be  conducted  to  evaluate  all  risks  associated with present system and mitigation measures required to  overcome these risks.  Process/Ops/ Mach/E&I    15th  Nov.  5.   Develop, train and implement tag drills to block compressor through  SOP’s. Procedure has been developed and discussed within team. Tag  drills to be conducted.  (Operations).  15th   Nov.2012 
      PROCESS ENGINEERING SECTION    6.   a. A secondary level indication should be fitted to the overhead seal  oil tanks.   b. LG  is  in  service.  PDTs  installed,  which  should  be  corrected  for  secondary level indication.  c. LG and LTs readings should be logged / compared on two hourly  basis  and  LT  should  be  calibrated  on  immediate  basis  if  any  mismatch is observed between GLG and LT reading.  Process / Inst    Operation  10th   Nov.  2012  Immediate  7.   a. The seal oil level controllers and dump valve, PCV309 should always  remain in automatic control.   b. The use of the ‘auto‐tune’ facility in the DCS should be investigated  to overcome the instability problems in the level control system.  c. In  the  event  of  machine  trip  the  seal  oil  controllers  should  be  switched automatically to “AUTO” or “CASCADE” mode. Ops/proc./ inst.    Inst.      Ops/proc./ inst     30th  Nov.  8.   The seal oil level should be maintained at 82% with a control range  from 70% to 94% as per the D‐R manual.  Levels being maintained at  ~70% to avoid any possibility of bottles overflow.  (Operations /  E&I)  Done  9.   a. Study  to  improve  trip  oil  security  (2oo3  logic)  by  providing  additional low level switches.   b. Bench‐mark seal oil system with FFC and Engro plants.  Ops /Process  / Inst.  Process  TA‐2013    15th  Nov.  10.   The  compressor  train  should  be  completely  vented  in  the  event  of  total  seal  oil  pump  failure,  or  if  any  of  the  seal  oil  overhead  tank  levels falls below 24%.   (Quick  depressurization  shall  be  possible  after  installation  of  automatic SD valves, being studied with the Revamp option)   (Process  /Operations)      30th  Nov.    TBF  11.   Alternately,  Conversion  of  existing  pneumatic  MOVs  to  Motorized/Hydraulic SD valves to be studied. MOC to be raised.  (Operation /  Process/E&I)  TA  12.   Install fire detection and deluge system around the compressors.   (Project)  End 2013  13.    A  comprehensive  procedure  to  be  developed  and  implemented  to  cover abnormal situation management and handling guidelines.  Ops.  Manager  30th  Dec.  14.   Review all critical procedures of plant in Sub SOC forum.  Operation  30th  Nov.       
      PROCESS ENGINEERING SECTION    Catacarb foaming problem:   Catacarb foaming problem has been investigated in detail by Mr. Chao of Eickmeyer during one week  site visit to Fatima Site. Report of Mr. Chao is also attached with PLR for details Summary of problem  and key recommendations are given below:    On  31st   Aug,  Severe  foaming  was  encountered  in  Catacarb  system  during  the  startup  of  the  plant.  Foaming was noted on 1st  Sep. 2012 by sudden overflow of CO2 absorber downstream KO drum and  decrease in Methanator Catalyst bed temperatures due to Catacarb carryover with gas. Severe foaming  restricted F.E load to ~40%. Matter was investigated in consultation with EICKMEYER & HTAS.   Mr.  Chao  of  Eickmeyer  advised  that  foaming  was  caused  by  Fe  in  the  system  and  recommended  switching  over  to  Silicon  based  antifoam  (72‐S)  from  Glycol  based  antifoam  (WBU).  Furthermore,  he  recommended maximizing filtration through mechanical filters and activated Carbon. Activated carbon  charge was replaced with new one and it was taken in service on 11th  September. Furthermore, in‐house  modifications  were  carried  out  in  mechanical  filtration  system  to  improve  its  effectiveness.  Cleaning  frequency  of  mechanical  filter  considerably  increased  after  these  improvements  i.e.  filter  started  choking in 15‐30 minutes intervals (initially 12‐14 hrs) with blackish fluffy deposits. Analysis of these  deposits indicated presence of Fe and degradation products (12% Fe, 56% LOI at 900C).  In view of high cleaning frequency of mechanical filter, an additional mechanical Filter was also installed  on 05th  October to reduce downtime and maximize filtration of solution.    However,  despite  all  these  extensive  efforts,  there  was  minor  improvement  in  solution  foaming  tendency and Catacarb carry over was experienced twice on 31st  august at ~ 60 % load.  Consequently,  it  was  decided  on  12th   Sep.  2012  to  replace  about  40%  Catacarb  solution  to  improve  solution chemistry. Considerable improvement was observed in the system after this step and system  was stabilized at ~90% load with extensive anti‐foam addition regime.  In  view  of  Catacarb  solutions  carry  over  to  feed/  effluent  exchanger,  E‐121  and  Methanator,  HTAS  recommended  cleaning  of  E‐121  with  hot  condensate  and  skimming  of  Methanator  in  available  opportunity. Based on HTAS advice, online cleaning of methanator feed/ effluent exchanger was carried  out. Performance of Methanator catalyst was found normal w.r.t DT and conversion. However there is  slight increase in its DP (increased from 0.1 to 0.23 kg/cm2 ).  Its skimming being planned for TA‐2013.     Problem analysis:    Corrosion  due  to  churning  of  Semi‐lean  solution  bed:  Following  extract  from  Eickmeyer  report  is  considered to be the root cause of the problem:  “During shutdown and initial startup,  high iron and suspended solids have  confirmed occurrence of  local  corrosion  for  a  short  period  of  time.  Review  of  operating  procedures  and  solution  chemistry  before shutdown does not show any abnormality.  After discussion with operation, E&A deems local  corrosion  may  be  resulted  from  bed  churning  in  semi‐lean  regenerator  during  regeneration  due  to  excessive liquid level. Solution levels usually rise after shutdown from drainage of holdups in the beds,  especially  for  semi‐lean  regenerator.  According  to  operators,  the  solution  was  very  dilute  before  startup,  from  above  27%wt.  before  shutdown  to  21‐23%wt.  during  startup.    Since  no  solution  was  returned to the storage, dilute solution means excessive liquid in the semi‐lean regenerator could very  well submerged the reboiler vapor return nozzles. Because liquid is non‐compressible, pressure surges  and  oscillation  from  steam  generation  will  cause  water  hammering  on  packed  beds  and  packing.  Through violent scratching and abrasion against carbon steel vessel walls and among carbon steel rings,  passivation films can be breached and minor corrosion starts. Lab results clearly indicated high iron and 
      PROCESS ENGINEERING SECTION    suspended  solids.  However,  the  analytical  method  for  available  inhibitor  was  interfered  by  dark  solution color and did not detect any difference.”    In addition to above, following factors also contributed in deterioration of Catacarb chemistry:  1. Build‐up of Amine degradation products in the system as Activated Carbon was never taken in  service  since  commissioning.  Solution  color  index  had  gradually  increased  to  ~22000  Hazen  Units as against normal value of ~4000.   2. Design limitations of anti‐foam dosing and filtration system etc.  EICKMEYER Recommendations:  ITEM  OBERVATIONS / RECOMMENDATIONS  ACTION  BY    Target  DATE  1.   Put carbon filter into continuous service with an upstream mechanical  filter  of  5‐10  microns  retention  for  suspended  solids  and  a  downstream filter of 1‐2 microns retention for carbon fines.   Maintenance  Done   2.   Replace activated carbons at least once every 6 months depending on  performance of Activated Carbon.  Operations  Being  done  3.   Analyze catalyst total amines according to E&A’s titration method.  Report total amines in normality (suggested range 0.4 N to 0.6 N.)  Add 4550 liters or 22 drums of CATACARB 400 to raise total amines by  0.1 N, if needed.  Lab  Done   4.   Analyze  available  inhibitor  according  to  E&A’s  newly  revised  redox  titration method.  Lab  Done   5.   Watch total and available inhibitor vanadium levels   Keep total  vanadium above 4000 ppmw   Maintain available vanadium around 70‐80% of total   Add air if available dips below 60%   Reduce air if available exceeds 90%  Operations  Done   6.   Perform shake test on semi‐lean sample to get foam time  a. Keep normal antifoam injection if foam time is below 5 seconds  (well de‐foamed)  b. Increase antifoam injection if foam time falls within 5‐10 seconds  (moderately frothy)  c. Inject  extra  antifoam  if  foam  time  is  above  10  seconds    and  consider replacement of activated carbons (very frothy)  Operations  Being  done  7.   Monitor iron and keep it below the suggested 100 ppm against possible  corrosion.  Operations  Being  done  
      PROCESS ENGINEERING SECTION    a. Watch  closely  and  take  no  action  if  total  vanadium,  available  vanadium, and suspended solids are normal and steady (iron may  rise slightly above 100 ppm from high capacity without corrosion)  b. Increase air injection if available vanadium drops  c. Add inhibitor if total vanadium is below 4000 ppm  8.   Monitor suspended solids and keep it below the recommended 100  ppm against possible corrosion.  a. Take no action if total vanadium, available vanadium, and iron are  normal and steady (no general corrosion.)  b. Increase mechanical filtration to remove solids.  c. Adjust vanadium levels immediately if iron rises with corresponding  drops in total and/or available vanadium (active corrosion)  d. Prepare 72‐S to combat possible iron oxides from active corrosion.  Operations  Being  done  9.   Watch  regenerator  bottom  level  against  damages  from  water  hammering  a. Introduce heat to reboiler only after visual inspection of side  glasses to ensure that liquid level is below vapor return lines  and nozzles   b. Drain solution back to storage if liquid level gets too high  c. Avoid  circulation  without  reboiler  in  operation  for  an  extended  period  of  time  since  pump  seal  water  dilutes  the  solution and raises liquid levels.  Operations  Being  done  10.   Regenerate solution after shutdown by keeping reboiler in operation  for 2‐4 hours so that bicarbonate conversion drops below 20%.  Operations  Being  done  11.   Passivate the system with solution before startup with air injection  and hot circulation for 8‐16 hours before gas introduction.  Operations  Being  done  12.   Clean  the  open  sump  from  time  to  time  and  provide  a  SS  liner  to  avoid in‐leaks of contaminants as also recommended by Eickmeyer.  Maintenance/ Operations  TA‐13  13.   Adjust  solution  chemistry  and  operating  parameters  according  to  operating manual.  Operations  Being  done  14.   Performance  of  Methanator  catalyst  was  found  normal  w.r.t  DT  and  conversion. However there is slight increase in its DP (increased from  0.1 to 0.23 kg/cm2 ).  Its skimming to be planned for TA‐2013.  Process  TA‐13       
      PROCESS ENGINEERING SECTION    Methanator Temperature Run‐away:  On 12th  Sep during startup of Synthesis machine, suddenly high CO2 containing gas broke through to  methanator due to severe foaming issue. Methanator was immediately tripped (I‐6) by swift response of  Panel operator. However, temperature in the 1st  level of catalyst bed reached out of scale (max value  recorded  was  516  C).  Reactor  was  immediately  depressurized  (within  1~  minutes)  and  cooled  with  process gas after normalizing CO2 slip.  It was feared that temperature may have risen even higher than thermocouple maximum limit. However  detailed analysis and temperature profile of other  temperatures ruled out this possibility. Same was  confirmed by HTAS in their analysis.   Since  the  vessel  was  brought  to  safe  conditions  (high  temperature  /  low  pressure)  by  quickly  depressurizing,  it  was  thought  that  the  stresses  on  the  vessel  may  have  remained  within  limits.  Complete data was sent to HTAS for their analysis and advice .HTAS recommended conducting Hardness  test  mapping  and  micro  structure  inspection  of  the  vessel  by  replica  method  in  the  next  available  opportunity.  Hardness  testing  and  replica  test  of  vessel  was  carried  out  by  third  party  and  results  were  found  satisfactory. (Reference report attached)  Sr#  DESCRIPTION/ OBERVATIONS  ACTION  BY    Target DATE 1. All  safety  incidents  (including  process  safety  incidents)  should  be  classified according to HSE procedure (HSE‐QMS‐PRO‐SAF201) and  detailed  investigation  report  to  be  submitted  according  to  the  subject procedure.  HSE  to follow up for  closure of recommendations and present as  leading indicators in their Executive committee meetings.  DMs      HSE  Immediate      2. SOP of methanator start up to be revised to ensure normalization  of  Catacarb  before  gas  introduction  into  methanator  i.e.  CO/CO2  slip  should  be  normal  and  stable  /  Catacarb  system  foaming  is  normal and stable etc.  Ops  15th   Nov.2012  3. Methanator  trip    on  high  level  of  upstream  KO  drum  to  be  considered as per latest design practices  Ops/Process  30th  Nov.  4. Response  of  CO2  analyzer  was  very  slow  and  unreliable  since  commissioning  and  therefore  sharp  rise  in  CO2  slip  could  not  be  picked up by panel operator. Subsequent to this incident, response  of analyzer was improved and now working effectively.    Health of all critical analyzers and instruments should be ensured  for reliable plant operation. A detailed survey to be carried out to  identify all faulty instruments which are necessary for routine plant  monitoring and same should be rectified on priority.   Info        Ops/Inst.            30th   Nov.2012   
      PROCESS ENGINEERING SECTION    Cold Box Expander (C‐103):  On 5th  Sep when cool down of cold box was about to be started, expander was rolled but tripped due to  fire on its oil console. Fire was extinguished by applying Nitrogen blanketing and cutting the source of  ignition i.e. synthesis gas. Subsequent attempts to restart the expander revealed suspected problems in  its labyrinth seal.   During inspection of the expander its labyrinth seal and bearings were found damaged. Expander was  replaced with spare one available at site. However on restart, excessive seal gas flow through the seals  was  encountered.  To  overcome  this  problem  and  avoid  any  further  safety  incident,  an  indigenous  modification was carried out and degasifying tank was installed to avoid Oil console over‐pressurization  and consequent fire due to higher seal gas venting.  During subsequent analysis of the problem, it was revealed that expander seals got damaged due to oil  freezing during Catacarb carryover incident. During this incident, methanator inlet valve, HV‐025 was  closed by panel operator which resulted in expander operating with its oil circuit while the gas side was  depressurized.  The matter was taken up with GE in detail and startup /shutdown procedure and expander logic has  been modified to improve the reliability and prevent recurrence of such incidents in future. The failed  expander seals and bearings were replaced under the supervision of GE VSM and is available as spare  presently.  Sr#  DESCRIPTION/ OBERVATIONS  ACTION  Target DATE  1. Start up, shut down and normal operating procedures of Expander,  C‐103 have been thoroughly revised in consultation with GE.   All operational staff to be trained for revised SOPs.  Info  Ops  30th   Nov.2012  2. Trip logic of C‐103 has been modified and trip of C‐103 has been  incorporated  on  complete  closure  of  HV‐025  to  avoid  expander  damage due to inadvertent closure of HV‐025.  info      Dry gas Seal Failure of C‐101:  On 31st  august, NG booster compressor, C‐101 was rolled at 1130hrs which tripped on high seal gas flow  at 1240hrs. Seal gas filters replaced and compressor again put on roll at 1432hrs. C‐101 was remained  on and off due to various problems in plant startup.   On 11th  September, when C‐101 rolled to MGS at 1445hrs, problem of high seal gas flow through the  seals recurred. After analyzing the data of high differential pressure across seal at PDIT‐400/401, it was  decided to check the health of seals and machine was handed over to machinery team.  On 14th  September, inspection revealed the damage of seal on compressor NDE side which happened  due to moisture ingress with the seal gas caused due to leaking recycle cooler E‐101. The damaged seal  was replaced with new one under the supervision of Flowserve VSM. Special Operational procedure was  developed and implemented to start machine with leaking Recycle cooler. 
      PROCESS ENGINEERING SECTION    Sr#  DESCRIPTION/ OBERVATIONS  ACTION  Target DATE 1. Detailed review of process parameters indicated that before seal  gas failure, flow to DGS had decreased to zero but same could not  be  identified  by  the  panel  operator  as  it  was  already  under  low  alarm mode.    Set values of all process Alarms should be critically reviewed and  alarm values of all parameters which are running in alarm mode  during normal operation should be changed.  Operation /  Process  15th  Nov.  2. DGS OEM, Flowserve has recommended installation of pre‐filter in  view of black sludge found in DGS filters. Same to be installed.  Machinery /  Process  15th   Nov.2012  3. Detailed study to be carried out to identify potential impact of any  leak  from  exchanger  during  start  up  or  normal  plant  operation.  Special procedures to be developed to cover impact of leak through  any exchanger.  Operation/  Process  30th  Dec.    Miscellaneous General recommendations:            1.   Mechanical  governors  of  critical  pumps  at  Ammonia  plant  should  be  replaced  with  hydraulic  governor  to  improve  reliability.  Machinery  2013  2.   A  comprehensive  heat  exchangers  replacement  plan  to  be  developed and implemented based on history of KEMIRA plant.  Inspection  /  Equipment/p rocess  30th  Nov  3.   Performance of Pre‐reformer significantly decreased after plant  outage. HTAS has analyzed the pre‐reformer data and advised  that  Pre‐reformer  charge  has  completed  its  useful  life  and  completely  deactivated.  Furthermore,  HTAS  recommended  to  take Pre‐reformer in service only after availability of recycle H2  gas. To be covered in revised Operating instructions.  Operations  immediate  4.   During  inspection  of  F‐101,  convection  section  eastside  wall  refractory was found damaged. It is suspected that high flow /  velocity  of  combustion  gases  flow  through  convection  section  caused by modified 3rd  duct resulted in refractory damage.  Damper  of  this  modified  duct  should  be  kept  closed  to  avoid  recurrence.   Operations  immediate  5.   On  2nd   September,  HP  steam  letdown  valve  PV‐032  stucking  problem  caused  the  complete  shut‐down  of  ammonia  plant  Process  2013 
      PROCESS ENGINEERING SECTION    including steam network.  Installation of additional let‐down valve parallel to PV‐032 to be  studied to avoid complete outage of plant due to single valve.  6.   Numbers of failures have been observed on probes of C‐105 /  CT‐105. Moisture in C‐105 lube oil was initially high (~2%) and it  was  considered  to  be  root  cause  of  probes  failure.  However,  moisture has reduced to ~400 ppm but probe failure frequency  is still high.  Root  cause  of  probes  failure  to  be  established  in  consultation  with  Bentley  Navada  /  GE  and  reliable  probes  should  be  installed.            Instrument  TA‐2013  7.   DR has suggested some changes in Start up procedure of C‐105  and same should be followed in future. Operating procedure to  be revised as per DR start up procedure.  Operations  DONE   8.   In TA‐2012, skimming of HTS converter was planned to do which  could not be carried out due to limitations in vessel entry and  hence HSE concern.  Gas  inlet  piping  should  be  modified  with  removable  inlet  distributor,(like Desulphurisers inlet piping) for safe  vessel entry  and catalyst loading activity..  Process  TA‐2013  9.   Seal  gas  backup  system  of  C‐103  has  not  been  commissioned  since plant commissioning. A sudden change in plant front end  pressure also affect the seal gas flow and possible entrance of  seal oil into the expander casing.  Back  up  seal  gas  system  of  C‐103  should  be  considered  on  priority.  Instrument  /  Operation  TA‐2013    Major Jobs carried out during Mini TA‐2012 and Plant startup:   Main HP steam Generator (E‐110) Leakage rectification & tube plugging. 03 leaking tubes were  plugged.  The performance of exchanger is satisfactory and no leak was observed after plant  startup. Phosphate concentration in process gas at E‐110 outlet has reduced from ~60 ppb to  <10 ppb after leak repair. However, slight increasing trend in Phosphate concentration is being  observed (latest analysis 19 ppb on 31st  Oct.) which is under close monitoring.   Inspection of Primary Reformer (F‐101) refractory and repair was carried out.    Two tubes of Synthesis Coolers (E‐136B) were found leaking and same were plugged.   Chemical  cleaning  of  E‐136  was  performed  by  CR‐Asia  and  a  heavy  layer  of  scale  removed  during this activity.   E‐101 tube side flow passes was reduced from 08 to 04 due to plugging of tubes and limitation  for flow pattern.   Leakage rectification of Cold Box Expander (C‐103) & JT‐valve (HV‐054) Boxes was carried out.   Inspection of air compressor 1st stage KO Drum (D‐141) & Synthesis Driers (D‐112 A/B) was  carried out.   Activated  Carbon  Drum  (D‐132)  Inspection,  Cleaning  and  loading  of  fresh  activated  carbon  charge cwas carried out.    Rectification of HP steam let Down Valve (PV‐032) stucking problem.   PV‐010 damper blades trimming for smooth manual operation & repair of damaged refractory .   Cleaning of 21 exchangers by Hydro‐jetting / brushing were done.   Complete Overhauling of C‐104 LP casing was carried out.   Bearing inspection and Seals replacement of MP and HP casings of C‐104 was done. 
      PROCESS ENGINEERING SECTION     Bearing Inspection, Governor Actuator overhauling of CT‐104.   Combustion inspection of CGT‐102 was carried out.   Gas Turbine GTG‐A & B Combustion inspection, liner replacement, cross fire tube and retainer  replacement.   C‐101 dry gas seal were replaced on 14th  September.   C‐103 Cold Box Expander replaced with refurbished spare expander.   P‐122 A, B, seal oil pump overhauling and replacement, PT‐122 overhauling.      
      PROCESS ENGINEERING SECTION    Power Failure:   On 9th  Sep, 01 at ~0330 hrs, Power Failure was encountered during heavy rains.    Phase to Phase flash was observed on the breaker trolley arms, but timely tripping by protection  and  AVR  system  prevented  the  major  damage  to  machine.  Immediate  Route  Cause  of  short  circuit established was high humidity.   Issue was taken up with SIEMENS and after investigation SIEMENS accepted that Pole to Pole  distance  of  the  circuit  breakers  (between  live  parts)  is  lower  than  standard  value  for  site  environmental conditions, which is the root cause of the short circuit.   Actual Pole to Pole distance measured by SIEMENS team was 91 mm which is on the minimum  side of IEC recommendation which requires clearance of 90‐115mm.   Root Cause Analysis report is awaited from SIEMENS, however SIEMENS have recommended to  add the separator sheets (Masonite Sheets) between the VCB poles to improve the insulation.    RCA:     Flash in isolator of GTG‐B which caused GTG‐A also to trip.   Low clearances between phases of VCB trolley   Heavy rains caused saturated atmosphere    ITEM  OBERVATIONS/RECOMMENDATIONS  ACTION  BY  Target  DATE  1. Reliability Task force should be developed to identify potential  reliability risks contributing to tripping of GTGS or downstream  power system leading to total power failure  Op. Mngr  10th  Nov.  2. A  detailed  replay  coordination  study  has  been  conducted  by  Siemens  to  improve  design  deficiencies  of  Fatima  power  system. Recommendations implantation Status to be shared.  E&I  30TH  Nov.   3. Detail RCA report to be obtained from Siemens, Germany and  all  recommendations  should  be  implemented  to  avoid  recurrence of these problems.   Based  on  preliminary  report  of  Siemens,  additional  insulation   has been provided in the panels   E&I      info  March  2013  4. Number  of  attempts  to  start  GTG‐A  remained  unsuccessful.  it  was  started  on  the  sixth  attempt  (~  12  hours  after  Power  Failure) due to following main problems:  a. Oil leakage occurred twice from the Turbocharger of starting  diesel engine. Finally Turbocharger of GTG‐B was installed  b. Loss of flame occurred twice  c. Fault encountered with the SRV (Speed Ratio Control Valve)              Operation/E&I  TA‐2013 
      PROCESS ENGINEERING SECTION    Start‐up  of  GTGs  on  first  attempt  has  always  remained  problematic. Reliability of both gas turbines to be improved by  resolving all known issues which have caused start up delays so  that GTGs should always start on first attempt.  5. During  unavailability  of  GTG‐B  due  to  flash  in  isolator  panel,  GTG‐A  could  not  be  restarted  due  to  problem  in  its  diesel  engine’s turbo charger.  Spare turbo charger was not available  and consequently, turbo charger of GTG‐B had to be installed  on GTG‐A for start‐up.  Critical spares should always be maintained in inventory as per  OEM recommendations.           Machinery/  Motor pool    6. EDG was started manually as K‐39 breaker did not open on auto  mode  from  the  field.  Subsequently,  K‐39  logic  was  tested  in  detail  and  some  bugs  in  logic  were  removed  and  logic  was  tested on DCS and found ok.  EDG  synchronized  load  test  run  with  main  bus  bar  to  be  conducted  on  weekly  basis  to  ensure  reliability  of  whole  system  and  its  proposer  functioning  in  case  of  emergency  requirement.    EDG operated normal for four hours before tripping on ‘Crank  Case  High  Pressure’  causing  total  black  out  and  steam  failure  due to the tripping of polish water supply pump to deaerator.  Inspection of Crank case vent was carried out and it was found  blocked due to water ingress during rains. Subsequently, vent  was modified to avoid recurrence.  EDG compartment to be sealed for all sort of water leakages  Info        Operation / E&I                    Maintenance  30th  Nov.  7. Due  to  unavailability  of  EDG,  following  major  problems  were  encountered:  a. DCS HIS power supply was cut to conserve UPS batteries.  b. Instrument air failure   c. Polish  water  pump  failure  and  consequent  steam  system  failure.  d. CCR‐I  &  CCR‐II  AC’s  went  offline  and  doors  had  to  be  opened  for  cross  ventilation.  Consequently,  humidity  of  control  room  increased  considerably  which  could  have  potentially damaged sensitive DCS cards/ modules.   A complete Reliability study of EDG to be carried out to ensure  its availability in case of emergency.  Electrical/  Instrument        30th  Dec.  
      PROCESS ENGINEERING SECTION    Power  failure  scenario  during  EDG  unavailability  should  be  thoroughly studied.  8. Fire  water  diesel  engine  pump  started  on  auto  after  power  failure however it tripped due to high coolant temperature and  remained  unavailable  for  ~1  hr  during  power  failure  which  is  great safety concern. As per design, there are two provisions for  its  coolant  supply  i.e.  Clarified  Water  supply  and  FW  from  its  own for stand‐alone operation.   The  Clarified  water  supply  went  offline  on  power  failure  and  flow of FW from its own discharge was not aligned.    Fire  water  diesel  engine  pump  should  always  remain  in  stand  alone mode to ensure its availability during power failure. SOPs  to be revised accordingly.                    OU Operations  immediate 9. All holes/ openings in breakers, marshaling and control cabinets  should  be  completely  sealed  and  special  arrangements  (i.e.  fumigation/mice  killing  tablets  etc)  to  be  made  for  killing  of  reptiles.    Electrical/  Instrument   30th  Nov.  10. GTG start‐up was delayed due to unavailability of power for its  auxiliaries after EDG unavailability for ~4 hours.   GTGs black start provision to be considered.   Electrical/  Instrument  March‐13  11. HRSG‐A  burner  C  signal  amplifier  (installed  in  BMS  cabinet  in  CCR‐1) was blown due to short circuiting. Cable from burner to  field JB was found short circuited.     All electrical  circuits to be sealed for water/ moisture ingress.   Necessary  coatings  to  be  used  with  the  help  of  OEM  recommendation to protect them in case of heavy rains.  Instrument/  Electrical  30th  Nov.           
      PROCESS ENGINEERING SECTION    Extraordinary Rains:    On 9th  Sep. 2012, an intensive rainfall of ~300 mm in 24 hrs was recorded which was record figure for  last 100 years of this area. The storm / rain water drainage system of Fatima Site is designed for max.  rainfall of 40mm/day and recent rains proved that the basis for our site design needs thorough review in  view of changing environmental conditions and there are some additional internal and external factors  which need to be considered in  this study e.g. canal breach, Topology  of site and surroundings etc. Site  infrastructure needs to be upgraded accordingly. Power failure during rains made the situation worst  and connectivity between township and plant site was heavily affected due to accumulation of ~xx feet  water on roads.    ITEM  OBERVATIONS/RECOMMENDATIONS  ACTION  BY  Target  DATE  1. Hardware of Rain water handling system to be completed as per  K‐plant design.   PHT/Civil  June‐ 2013  2. ROW and approval of rain water disposal to canal should be  sorted out on priority.  RM  Jan.13  3. A low budget pond to be constructed near EP‐4 for emergency  disposal of rain water.  Civil  June‐13  4. Additional study to be carried out thru consultant to handle extra  ordinary  rains,  possible  effect  of  canal  breech  and  mitigation  measures and township rain water disposal system. APL drainage  system should also be covered in the study to ensure continuous  supply of Raw water in case of heavy rains.  MM  March‐ 2013  5. Motors were found dipped in rain water (OU backwash pit pump  motors).    Permanent  draining  arrangement  by  installing  a  submersible  pump to be studied.    Individual plant  operations/  Maintenance  30th  Dec.  6. Rain water accumulated in CCR‐1 cable cellar.   Permanent  draining  arrangement  by  installing  a  submersible  pump to be adopted.    Instrument/  Maintenance  30th  Dec. 
      PROCESS ENGINEERING SECTION    7. Rain water seeped through CCR‐1 control room roof and it was  found dripping near Urea DCS board printers. Dripping was also  found on CCR‐1 first floor in front of room no.4.   Expansion  joints  to  be  completely  filled  with  appropriate  sealants to completely seal the roof.    Civil  30th  Dec.  8. Alternator of STG got damaged during the heavy rains. Shed on  STG to be constructed on priority.  Maintenance  30th  Dec.  9. Diesel generator at APL was exposed to heavy rains and serviced  with great difficulties with the help of OEM. Proper shed to be  constructed on priority.  Maintenance  March  2013  10. Permanent  de‐watering  pumps  to  be  considered  at  suitable  locations  of  each  plant  and  periodic  maintenance  of  these  pumps to be ensured by area owners.  Operation  June‐13  11. Adequate  no.  of  De‐watering  pumps  should  be  available  in  Workshop tool room to handle the emergency situations.  MM  June‐13  12. A  special  taskforce  to  be  formulated  to  review  the  problems  faced during recent rains and avoid recurrence in next monsoon  season.   Op.Manager  30th  Dec  13. Based,  on  recommendations  of  task  force,  Special  Emergency  handling  procedure  to  be  developed  for  rain  handling  and  a  team  to  be  nominated  with  clearly  defined  roles  &  responsibilities in case of rain.  Op.Manager  30th  Dec  Township  14. Rain water was accumulated towards D‐type, E‐type, specially G‐ type housing & shopping area. Drain trenches are not available  due to which mosque shopping area was flooded.   A  complete  study  to  be  carried  out  to  provide  adequate  rain  water handling system in the colony.     Resident Manager  March‐ 2013  15. Transformers placed in township were dipped in rain water and  power supply was then stopped in G‐type residence.     RM  March‐ 2013 
      PROCESS ENGINEERING SECTION    Transformers base height to be increased keeping in view the  worst rain scenario in order to avoid water contact       Miscellaneous General recommendations:            10.   Mechanical  governors  of  critical  pumps  at  Ammonia  plant  should  be  replaced  with  hydraulic  governor  to  improve  reliability.  Machinery  2013  11.   A  comprehensive  heat  exchangers  replacement  plan  to  be  developed  and  implemented  based  on  history  of  KEMIRA  plant.  Inspection  /  Equipment  30th  Nov.  12.   Performance  of  Pre‐reformer  significantly  decreased  after  plant outage. HTAS has analyzed the pre‐reformer data and  advised  that  Pre‐reformer  charge  has  completed  its  useful  life  and  completely  deactivated.  Furthermore,  HTAS  recommended  to    take  Pre‐reformer  in  service  only  after  availability  of  recycle  H2  gas.  To  be  covered  in  revised  Operating instructions.  Operations  immediate 13.   During inspection of F‐101, convection section eastside wall  refractory was found damaged. It is suspected that high flow  /  velocity  of  combustion  gases  flow  through  convection  section  caused  by  modified  3rd   duct  resulted  in  refractory  damage.  Damper of this modified duct should be kept closed to avoid  recurrence.   Operations  immediate 14.   On 2nd  September, HP steam letdown valve PV‐032 stucking  problem  caused  the  complete  down  of  ammonia  plant  including steam network.  Installation of additional let‐down valve parallel to PV‐032 to  be studied to avoid complete outage of plant due to single  valve.  Operation  /Process  30th  Dec.  15.   Numbers of failures have been observed on probes of C‐105  / CT‐105. Moisture in C‐105 lube oil was initially high (~2%)  and  it  was  considered  to  be  root  cause  of  probes  failure.  However,  moisture  has  reduced  to  ~400  ppm  but  probe  failure frequency is still high.  Root cause of probes failure to be established in consultation  with  Bentley  Navada  /  GE  and  reliable  probes  should  be  installed.            Instrument  March‐ 2013  16.   DR has suggested some changes in Start up procedure of C‐ 105  and  same  should  be  followed  in  future.  Operating  procedure to be revised as per DR start up procedure.  Operations  30th  Nov.  17.   In  TA‐2012,  skimming  of  HTS  converter  was  planned  to  do  which could  not be carried out due to limitations in vessel  entry and hence HSE concern.  Gas  inlet  piping  should  be  modified  with  removable  inlet  distributor,(like  Desulphurisers  inlet  piping)  for  safe    vessel  entry and catalyst loading activity..  Process  TA‐2013 
      PROCESS ENGINEERING SECTION    18.   Seal gas backup system of C‐103 has not been commissioned  since  plant  commissioning.  A  sudden  change  in  plant  front  end  pressure  also  affect  the  seal  gas  flow  and  possible  entrance of seal oil into the expander casing.  Back up seal gas system  of C‐103 should be considered on  priority.  Instrument  /  Operation  TA‐2013.      Major Jobs carried out during Mini TA‐2012 and Plant startup:   Main HP steam Generator (E‐110) Leakage rectification & tube plugging. 03 leaking tubes were  plugged.  The performance of exchanger is satisfactory and no leak was observed after plant  startup. Phosphate concentration in process gas at E‐110 outlet has reduced from ~60 ppb to  <10 ppb after leak repair. However, slight increasing trend in Phosphate concentration is being  observed (latest analysis 19 ppb on 31st  Oct.) which is under close monitoring.   Inspection of Primary Reformer (F‐101) refractory and repair was carried out.    Two tubes of Synthesis Coolers (E‐136B) were found leaking and same were plugged.   Chemical  cleaning  of  E‐136  was  performed  by  CR‐Asia  and  a  heavy  layer  of  scale  removed  during this activity.   E‐101 tube side flow passes was reduced from 08 to 04 due to plugging of tubes and limitation  for flow pattern.   Leakage rectification of Cold Box Expander (C‐103) & JT‐valve (HV‐054) Boxes was carried out.   Inspection of air compressor 1st stage KO Drum (D‐141) & Synthesis Driers (D‐112 A/B) was  carried out.   Activated  Carbon  Drum  (D‐132)  Inspection,  Cleaning  and  loading  of  fresh  activated  carbon  charge was carried out.    Rectification of HP steam let Down Valve (PV‐032) stucking problem.   PV‐010 damper blades trimming for smooth manual operation & repair of damaged refractory .   Cleaning of 21 exchangers by Hydro‐jetting / brushing were done.   Complete Overhauling of C‐104 LP casing was carried out.   Bearing inspection and Seals replacement of MP and HP casings of C‐104 was done.   Bearing Inspection, Governor Actuator overhauling of CT‐104.   Combustion inspection of CGT‐102 was carried out.   Gas Turbine GTG‐A & B Combustion inspection, liner replacement, cross fire tube and retainer  replacement.   C‐101 dry gas seal was replaced.   C‐103 Cold Box Expander replaced with refurbished spare expander.   P‐122 A, B, seal oil pump overhauling and replacement, PT‐122 overhauling.        
      HRSG Top HRSG insp starvation Previously instructio in TA‐ 20 found dis taken up w   HRSG Ste Inspection HRSG’s ru having liq separator provided. establishe HRSG‐A S         p Duct burner pection in TA n at top duct  y, matter wa n whereas m 12 showed th engaged. It w with vendor a am Drums:  n of steam dr uling out pres uid level has  rs were also fo  Boilers were ed. Data has a Steam Drum  High r disengagem A‐2012 revea burner resul s taken up w mixing plates w hat removal  was also obs and is unders rums in TA‐20 ence of magn much weake ound yellowis e passivated a also been sha     PROCESS EN hlights  of  ment:   led disengage ted in high te with vendor in were reinstat of profile pla erved that bo study with ven 012 showed p netite layer. It r magnetite l sh. Matter wa again as per p ared with HTA NGINEERING S Offsite an ement of top emperature a n TA‐2011 an ted again aft ate resulted n olted bottom ndor.  presence of a  t was also be ayer than up as taken up w procedure afte AS and respon   SECTION nd Utilities p duct burne and ultimatel nd profile plat er their repa no advantage m plates also  yellowish lay en observed  per portion o with OEM but er box‐up and nse is awaited HRSG‐B S :  r in both HR ly disengaged te was remo air. However,  e and burner  found bent.  yer in steam d that portion  of steam drum t no suitable s d magnetite l d.  Steam Drum  SGs. Flue gas d all mixing p ved as per ve burner inspe plates were  Matter was  drum of both  of steam dru m. Cyclone  solution was  layer was      s flow  plates.  endor  ection  again  again  m   
      NG Filters Inspection was  there working a filters we because t replacem   CW Excha Inspection observatio  All ma 229, 1‐  Majori  Massiv  No  sig observ  Tubes   It is ob plugge also ob s:  n of NG filters e  in  filter‐A.  and condensa re rectified b these were no ent and rectif angers inspec n  of  various ons:  jor carbon st ‐E‐136,1‐E‐10 ty of exchang ve debris (fill  gn  of  passiva ved.  of various ex bserved that  ed. All carbon bserved in pa s at NG statio During  deta ate level accu by instrument ot replaced s fication of au ction:  s  heat  exch teel exchang 02,1‐E‐108 an gers have tub pieces) was a tion  layer  w changers had tubes of vari  steel exchan st.   PROCESS EN on was carried ail  analysis,  it umulated in f t. Furthermor ince long. Op to drainers. angers  was  er at Ammon d 1‐E‐122C  h be leakage. Pit also found at t was  observed  d to be plugge ious carbon s ngers (even n NGINEERING S d out in TA‐2 t  was  observ filter vessel a re, filter elem peration and  carried  out nia plant whi have corrosio tting is also o tube sheet w rather  brow ed resulting in steel exchang ew exchange SECTION 012 and it wa ved  that  aut and chocked  ments of filter maintenance t  in  TA‐2012 ich include: 1 on/deposition observed at fe which clogged  wnish  powde n heat duty li gers and alm ers) are at sta as observed t to  drainers  o the filters. A r‐A were foun e to develop P 2  and  follow 1‐E‐240, 1‐E‐ n.   ew points wit the tubes inl rs  along  wit mitation.   ost 15 to 20 ake and frequ that heavy ch of  filters  wer Auto drainers  nd heavily clo PM plan for t wing  were  ‐101, 1‐E‐228 thin exchange let.   h  rust  chips  % tubes has  uent leakages   hoking  re  not  of all  ogged  timely  major  8, 1‐E‐ er.   were  to be   were 
          Matter w provided.   K‐39 logic   During po had to be Consideri command At the tim condition steps;  1 2 3 4 5 6   Summary Dummy te 1. A 2. A at 3. In th 4. A o was taken up   It is required c Testing:  ower failure in  started man ng above hist ds of GTGs A& me of test GTG s to EDG, just . Shifting of  . Opening o Cabinet.  . Verificatio . Closing of  . K39 closing . Verificatio y of Dummy T est was carrie t first all load  false signal O t main substa n 3rd attempt hen it was fou fter working  n DCS.  with Buckma d to raise the  ncidents occu ually, and als tory it was de &B and STG tr G A was on lo t GTG‐A trip s all emergenc f Knife to give n of EDG star knife to give  g from DCS.  n of synchron Test:  ed out as follo d available on OF GTG‐A trip ation. But in f t EDG started und that EDG  on it by instru PROCESS EN an after insp level with Bu urred at Fatim o K39 openin ecided to verif ripping and el ad while GTG signal was req cy bus load to e false signal  rt and breake signal of GTG nization of ED ows;    emergency b pping was pro irst two attem  on auto, and synchronized ument team  NGINEERING S   pection, howe uckman mana ma, always ED ng command  fy the loops a liminate the f G‐B and STG w quired. Dumm o main busba of GTGs Tripp er closing.  Gs startup.  DG with main  bus bar were  ovided by ope mpts EDG fail d its breaker c d without giv problem was SECTION ever,  no app agement to re DG failed to st had to be giv and test all th flaws.  were unavaila my test was to r‐A.  ping from ma busbar‐A.  shifted to bu ening the knif ed to start.  closed but wh ing synchron  rectified by p propriate reco esolve all issu tart on auto m ven manually  he loops by gi able. To provi o be carried o ain substation us bar‐A.   fe in DCS Mar hen knife of G ization comm providing k‐3 ommendation es immediate mode and alw from DCS.  ving dummy  de blackout  out in followi n Marshaling  rshalling Cabi GTG‐A was clo mand.   9 close perm   n was  ely.  ways it  ng  net  osed  issive 
      PROCESS ENGINEERING SECTION    5. Again test was repeated and EDG auto startup verified, but at this time EDG tripped and  “differential voltage alarm”, appeared which was then thoroughly checked by electrical team by  meggering of generator etc.  6. It was also found that the EDG NGR is opened and is not closing so was checked and get closed.  7. After above checks and PM activities dummy test again repeated and all the steps found normal  and EDG auto mode startup on blackout conditions verified twice and found successful.     K39 close permissive:   Initially when EDG is in stopped mode and other generators are on load the K‐39 close  permissive is enabled on DCS.    When EDG is running and all other generators (GTG‐A/B and STG) are stopped / tripped,  then k‐39 close permissive on DCS will be disabled by DCS Operator.    It will be enabled after putting some load on main bus bars after starting any of the  other generators.    Root Caused Analysis:   Earlier K39 opening command was being written from two different sources;  o Manual command from DCS for K39 opening  o Auto command for from DCS for K39 opening   Manual command was always giving Zero value to DCS and EDG failed to start even after  generation of auto command from DCS.    Now K39 opening command will be generated on either of the following commands;  o On auto command from DCS on GTG A&B and STG tripping.  o Manual command from DCS display screen face plate by DCS Operator.     
      PROCESS ENGINEERING SECTION    Urea Plant:  Key highlights:  On  21st   August  2012,  Urea  plant  was  running  at  60%  load.  At  2229hrs,  Plant  put  on  hold  at  11:31:48.562hrs due to fire on C/CT‐104 at ammonia. P‐102A and P‐301A stopped from AC panel at  11:31:47.558hrs  and  11:43:09.310hrs  respectively.  K‐102  taken  on  venting  at  11:32:01:168hrs  but  stopped from AC panel at 1208hrs as suction pressure was continuously decreasing. NP CO2 compressor  was also stopped due to same reason.PCT section also stopped at 1225 hrs. All shutdown actions were  taken according to procedures.  SEQUENCE OF EVENTS:  Chronology of tripping sequence:  TAG  SECURITY DESCRIPTION  TIME  2HS1204‐2P102A‐ESD  SW  (AC)  HP ammonia pump P‐102 was stopped from AC  by pushing ESD Hand switch.  11:31:47.558hrs    P‐102 stopped  11:31:48.258hrs  2XY1031 alarm  Ammonia feed at ammonia pump P‐102 suction  stopped through closing of 2‐XV‐1031  11:31:48.562hrs  2XY1061 alarm  Ammonia  feed  to  scrubber  stopped  through  closing of 2‐XV‐1061  11:31:48.562hrs    2HS1025B‐2XV1043     CO2 compressor final discharge isolation valve  to  stripper  was  closed  from  AC  by  pushing  Hand  switch    11:32:00:935hrs  2XY‐1043B  CO2 to E‐201 slowly closed.  11:32:01:168hrs  2HS3204‐2P301A‐ESD  SW  (AC)  HP carbamate pump P‐301 was stopped from AC  by pushing ESD Hand switch.  11:43:09.310hrs  2HS‐1103 K‐102ESD SW  2K‐102 CO2 compressor was shut down from AC  12:08:47hrs  2XS‐11011‐2K‐101 STOP  2‐K101 process air blower stopped.  12:08:47hrs  Chronology of startup sequence  :16th  September           2‐FI‐1099   Carbamate feed introduced  15:10:21hrs  2‐SI‐1006  Compressor turbine was rolled.  16:03:48hrs  2‐FI‐1038  Ammonia feed introduced  19:05:02hrs  2‐FI‐1024   CO2 feed introduced to stripper  19:10:06hrs    Prilling resumed at   23:20hrs.    Prilling diverted   2350hrs    Prilling started again continuously  01:10hrs    DETAILS OF ACTIVITES CONDUCTED AT UREA PLANT DURING MINI TA:  Mini TA was announced on 21st August 2012 so following activities carried out at urea plant. 
      PROCESS ENGINEERING SECTION    1. Operational activities  a) Reactor, stripper and scrubber completely were drained, depressurized and flushed.  b) Steam circuit was depressurized and drained.  c) LP/PCT and vacuum sections were drained, flushed and purged.   d) Ammonia circuit was depressurized and purged.  2. Maintenance Activities   a) Calibration of PSVs R202 A/B, PSV‐AM 4002/4009, PSV‐SC‐4097, PSV‐C‐801 and PSV‐C‐803  done.  b) Back washing of exchangers done i.e. E‐702, E‐703, E‐704, E‐801, E‐901, E‐151, E‐152, E‐ 153, E‐154, E‐206 and E‐314A/B.  c) Suction strainers of all pumps cleaned especially P‐102A/B.  d) Ammonia suction filters SP‐253A/B cleaned.  e) Internal Inspection of steam drums V‐905 and V‐909 done. Only internal repair in V‐909  done.  f) Internal inspection of 2nd stage separator S‐402 done, its repair work of previous TA found  Ok, also vessel was cleaned from inside.  g) Internal visual inspection of S‐101 and S‐151 was done and declared Ok.  h) Steam leakages at various points rectifies as per list.  i) PV‐1203 d/s I/V replaced as its d/s flange had cut.  j) R‐202 sample point safurex valve replaced as it had passing.  k) Almost all jobs related to maintenance in job list completed.  3. Instrument Activities   a) LV‐1201 dismantled and sent to workshop due to passing problems but passing increased.   b) LT‐1024A/BC at compressor third stage separator S‐153 and LT‐1013A at compressor first  stage separator were calibrated by applying MOS during plant running.  c) FT‐1099 installed at Carbamate pump P‐301A/B discharge  d) PM of all instruments done.  4. Machinery :  a. K‐101 blower replaced with new one due to oil leakage.  b. P‐301A/B, P‐364A/B, P‐361 and P‐362 couplings inspection job done.  c. Lube oil of various pumps replaced.  5. Electrical :  a) Meggering of all urea plant motors carried out before start up. 
      PROCESS ENGINEERING SECTION    6. Other Activities  a. V‐102 (ammonia receiving vessel) top fire water nozzles de‐blocked.  b. Prilling tower walls and floor washing done in first shutdown.   c. Back washing of lube oil coolers of compressor, ammonia pumps and Carbamate pumps done.  d. Scraper B‐604 gear box replaced by machinery.  e. K‐101 blower replaced by machinery.  f. P‐303A/B discharge valves replaced due to passing problems.  PLANT STARTUP SEQUENCE    CO2  machine  rolled  at  1600hrs,  carbamate  feed  given  to  scrubber  at  1500hrs,  NH3  feed  given  to  scrubber at 1900hrs, while CO2 feed to stripper at 1910 hrs. Prilling resumed at 2320 hrs.  Prilling  Feed  remained  divert  most  of  the  time  between  2350  to  0110hrs  times  due  to  PH&S  belts  tripping.   OBSERVATIONS RECORDED DURING STARTUP   Scrubber was continued to fill with water through HP flush water pump P‐902 into scrubber for  almost 4hrs resulting in extra accumulation of water in reactor through overflow of scrubber  and water was filled in reactor for long time above calculated quantity. It resulted in high level  of reactors approximately 89% during start up.  In cold start up, calculated quantity of water should be added for reactor and scrubber filling.                     (Urea Operation)   In previous shutdown Urea Solution in reactor remained for almost 120hrs. Whereas maximum  allowable residence time for solution in reactor is close to 72hrs .This need to be confirmed  from the vendor or maximum allowable limit of 72 hours should be followed. (Urea Operation)   Turbine condensate pump P‐151A tripped twice due to some unknown cause and could not be  started for few minutes even on putting it on manual mode.    Heavy  leakages  observed  from  ammonia  filters  top  flanges  one  by  one.  Both  were  rectified  before startup.     
      PROCESS ENGINEERING SECTION    NITRIC ACID PLANT  DATE  21‐08‐2012  TIME  1418 Hours  INCIDENT  Low Ammonia Inventory  DOWNTIME DETAILS  COMPLETE  624.2hrs  PRODUCTION LOSS  31,210 MeT  REASON  FOR  SHUTDOWN  Low Ammonia Inventory  BASIC CAUSE  Tripping of C‐104 at Ammonia Plant.    INCIDENT DETAILS:  On 21st August at 1127 hrs Ammonia Plant tripped on low seal oil level security and resulted in tripping  of  C‐104.  NA  Plant  was  planned  to  stop  on  21st   August  at  1418  hrs  due  to  low  ammonia  inventory.  Complex  outage  for  10  days  was  announced  after  evaluating  the  situation.  TA  continued  till  16th   September.  Following major jobs were performed during TA.   Cleaning of exchangers.   Replacement of Pt/Rh/Pd Catalyst.   Inspection and Lamont Boiler shell and Baskets    Plant startup activities resumed as per following sequence   Compressor train rolled at 0630 hrs on 16th  September,2012   Plant ready for ignition at 0930hrs but delayed for 5 hrs due to problem in Ammonia transfer  pumps   Ignition carried out at 1425 hrs on 16th  September,2012     
      PROCESS ENGINEERING SECTION    NP PLANT  DATE  23‐08‐2012  TIME  0125 Hours  INCIDENT  Low Ammonia Inventory  DOWNTIME DETAILS  COMPLETE  582 hrs  PRODUCTION LOSS  23,280 MeT  REASON  FOR  SHUTDOWN  Low Ammonia Inventory  BASIC CAUSE  Tripping of C‐104 at Ammonia Plant.    DOWNTIME BREAKUP:  DEPARTMENT  Upstream Plant  Startup  NP Operation  DOWN TIME (hrs)  553 hrs     5 hrs    24 hrs  PRODUCTION  LOSS  (MT)  22,120 MeT     200    960  REASON  Low  ammonia  Inventory  Startup Activities  Off  spec  Slurry  (RDVFs  didn’t  take load)         INCIDENT DETAILS :  Plant back‐end tripped at 11:27hrs on 21st  Aug, 2012 due to C‐104 (Synthesis compressor) tripping on  low seal oil level security on seal oil Pump tripping. On machine tripping, gas broke through compressor  seals  which  caused  splashing  of  oil  through  the  oil  return  header  and  console.  Splash  of  oil  on  hot  surfaces caused the fire which was effectively controlled.  Ammonia & Urea were shut‐down; however CAN & NP remained in operation till 23rd  Aug, 2012. After  evaluating the situation it was decided to take about 10 days outage of the complex to attend various  other  pressing  jobs  at  all  plants.  TA  of  the  plant  which  was  to  begin  from  24th   Sep,  2012  has  been  rescheduled to March, 2013.  Following is the sequence of Shut Down activities of NP Plant:  1. Dissolving stopped on 21st  Aug, 2012 at 0930 hrs. 
      PROCESS ENGINEERING SECTION    2. Drum Filters both trains taken out of service on 21st  Aug, 2012 at 1343 hrs.  3. Feed stopped to Neutralizer train A on 22nd  Aug, 2012 at 2145 hrs.  4. Feed stopped to Neutralizer train B on 23rd  Aug, 2012 at 0137 hrs.  5. Feed cut to Evaporator 6‐40‐2106 on 23rd  Aug, 2012 and to Evaporator 6‐40‐2126 on 23rd  Aug,  2012 at 0302 hrs.  6. Finally Prilling was stopped on 23rd  Aug, 2012 at 0303 hrs   Shut Down Jobs at NP Plant  Followings are the major shut down jobs which were performed at NP Plant during Mini Turn Around,  1. Routine Operational Activities   Cleaning/flushing of Digestors seal pots and vent headers   RT filter grids dismantling for cleaning of trays and grids   Dismantling of cloth wash box , cloth wash tank 6‐40‐2039 and piping for cleaning   Following tanks manhole were dismantled for internal cleaning.  1. 6‐40‐2091  2. 6‐40‐2092  3. 6‐40‐2094  4. 6‐17‐2004  5. 617‐2006  6. 6‐17‐2025   Dismantling  of  overflow  and  Vent  Headers  of  Both  Neutralizer  trains  for  cleaning  and  inspection   Acid Washing of NP Evaporators 6‐40‐2106/26, Falling Film Evaporators, 6‐17‐2105/06 and  AC Tower, 6‐17‐2201   Replacement of AC tower damaged packing with new PP Rosset rings and SS Paul rings     2. Instrument Jobs (Control Valves Inspection & Cleaning)    Following Control Valves were dismantled, cleaned and inspected during Shut Down:  1. 6‐FV‐0059  2. 6‐LV‐0053  3. 6‐LV‐0055  4. 6‐FV‐0100  5. 6‐FV‐0030  6. 6‐LV‐0033  7. 6‐FV‐0015  8. 6‐FV‐0016  9. 6‐FV‐0019  10. 6‐FV‐0020  11. 6‐FV‐0055     Calibration of both Rock weigh belt feeders was done.    3. Modifications  Followings are the modification jobs performed during Shut Down   Tie‐in of filtrate line from tank 6‐40‐2089 to 6‐40‐2020   Tie‐in of Demin Water line for cloth washing spray nozzles of RT Filter 
      PROCESS ENGINEERING SECTION     Tie‐in of new Crystal suspension pump 6‐40‐1105 A   WA Transfer line from the discharge pumps of 6‐40‐2018 tank to 6‐40‐2020 tank.   DM water connection is provided for Vacuum pumps 6‐40‐1112/88/92   Clarified water connection is provided for 6‐40‐2069/70 Tanks.   Bleed of acidic scrubber 6‐40‐2213 is connected to basic scrubber 6‐40‐2212   Vessel entry of CN reactor and spargers cutting job  4. Equipment Maintenance Jobs   Replacement of AC tower damaged packing with new PP Rosset rings and SS Paul rings    Shaft  bush  replacement  and  casing  patch  welding  to  mend  leakages  of  following  screw  conveyors  a) 6‐40‐1259  b) 6‐40‐1260  c) 6‐40‐1261   Vessel entry of CN Melt tank 6‐40‐2022   Ammonia spargers for Neutralizer train B were made free to rotate.   Diaphragms replacement of PF plate packs # 4,5,18 & 20   Collection tray welding job and connect its drain line to 6‐17‐2025   Repair work of its outlet chute for trouble free cake discharge   Pf hydro cyclone 6‐17‐2311 body leakage repair  Enlisted Heat Exchangers were cleaned and inspected,   6‐40‐2101A/B   6‐40‐2119   6‐40‐2122   6‐40‐2124A/B   6‐17‐2102A/B   6‐17‐2103A/B   6‐17‐2124A/B    5. Machinery Maintenance Jobs     Shaft bush replacement and casing patch welding to mend leakages of 6‐40‐1259/60/61   Complete filter cloth and underlying nylon cloth of RDVFs were replaced.   Inspection of control head of 6‐40‐2305 to check drum, drum main drive shaft and valve  bridge plate.   Agitator drive gearbox and shaft 6‐40‐2305 were removed from the drum filter and shifted  to workshop for repair work   Control head of 6‐40‐2311 was removed for inspection. O ring in the control head was also  found damaged. Damaged control head bush, and O‐ring were replaced.   All  preventive  maintenance  checks  were  done  on  6‐40‐2311,  Bearings  were  packed  with  fresh grease. M02 gearbox oil was replaced.   All  preventive  maintenance  checks  were  done  on  6‐40‐2326.  Teflon  pieces  fitted  in  it  to  control air blow port size and washing port size had been removed. Brass bush in the control  head was damaged. Shaft sleeve under the control head was also damaged. Complete shaft 
      PROCESS ENGINEERING SECTION    sleeve was removed from the shaft by cutting it. A new sleeve was machined locally and was  installed on the shaft. Damaged control head PTFE valve bridge plate, O‐ring and PTFE plate  were replaced.   Driving  and  Non‐Driving  end  bearings  of  6‐40‐1256  were  slightly  damaged.  DE  shaft  was  shifted to workshop and repaired by buildup and machining   DE side bearing 6‐40‐1257 was found damaged. Cage of bearings was broken. Bearing areas  of both the shafts were damaged. These shafts were repaired by welding and machining in  the workshop.   Preventive maintenance of both Prilling bucket assemblies   Replacement of 6‐40‐1210 Belt Conveyor   Inspection of supporting/tensioning rods   Gland packing of all neutralizer agitators was leaking. All the gland packings were replaced.  Gland pusher of 6‐40‐1376 was damaged. A new gland pusher was machined locally in the  workshop and was installed on the agitator.   Pressure Filter guide roller inspection and greasing   Maintenance of tensioning roller motor of PF   Screen patch work to mend holes of PF   Cleaning 6‐17‐1201 and replacement of its faulty rollers    6. NP Plant Start‐Up Sequence  Following is the sequence of Shut Down activities of NP Plant:  1. Dissolving started on 17th  Sep, 2012 at 2321 hrs.  2. Drum Filter train A taken in service on 18th  Sep, 2012 at 1204 hrs.  3. Drum Filter train A taken in service on 17th  Sep, 2012 at 1700 hrs.  4. Feed was given to Neutralizer train A on 18th  Sep, 2012 at 0236 hrs.  5. Feed was given to Neutralizer train B on 18th  Sep, 2012 at 0812 hrs.  6. Feed cut to Evaporator 6‐40‐2106 on 18th  Sep, 2012 at 0942 hrs and to Evaporator 6‐40‐2126 on  17th  Sep, 2012 at 0345 hrs.  7. Finally Prilling was started on 18th  Sep, 2012 at 0303 hrs       7. INCIDENTS DURING SHUT DOWN    1. AC Tower Packing Damage during Acid Washing Activity  On  22nd  August  at  1230hrs  acid  washing  activity  was  started.  At  1300hrs  AC  tower  bed  temperatures  started  to  increase  and  reached  to103  O C  at  1320  hrs.  Yellow  fumes  were  witnessed from the AC Tower top which was due to burning of Polypropylene Packing Rings.  Temperature of AC tower normalized at 1630hrs.  2. Roof Bulging of 6‐40‐2056  In night shift of 25 Aug, 2012 at 2352 hrs. On/off valve XV‐0083 at the drain line of Crystallizer 6‐ 40‐2228  malfunctioned  and  solution  drained  to  Crystal  suspension  tank  6‐40‐2056.  Crystal  suspension  tank  6‐40‐2056  was  already  filled  up  to  65%  and  the  drained  solution  from  the  Crystallizer 6‐4‐2228 didn’t over flow due to partial chocking of line. Overfilling pressurized the  tank 6‐40‐2056 and resulted in its roof bulging and agitator seal damage.   IFR Reports for above two incidents have been issued separately.  
      PROCESS ENGINEERING SECTION       
      PROCESS ENGINEERING SECTION    CAN PLANT   DATE  23‐08‐2012  TIME  0125 Hours  INCIDENT  Low Ammonia Inventory  DOWNTIME DETAILS  COMPLETE  617:50 hrs  PRODUCTION LOSS  34261.8 MeT  REASON  FOR  SHUTDOWN  Low Ammonia Inventory  BASIC CAUSE  Tripping of C‐104 at Ammonia Plant.    DOWNTIME BREAKUP:      INCIDENT DETAILS:  On 21st August at 1127 hrs Ammonia Plant tripped on low seal oil level security and resulted in tripping  of C‐104. CAN Plant was planned to stop on 23rd  August at 0125 hrs due to low ammonia inventory.  Complex  outage  for  10  days  was  announced  after  evaluating  the  situation.  TA  continued  till  17th  September.  Following major jobs were performed during TA.   Cleaning of exchangers.   Dryer gear box replacement and alignment.   Hot Product Elevator chain reinforcement.   Scrubber demister pad washing.  DEPARTMENT  Upstream Plant  CAN Instrument  CAN Maintenance  DOWN TIME (hrs.)  614:35  00:20  03:00  PRODUCTION LOSS (MT)  34059  36.57  166.23  REASON  Low  Ammonia  Inventory  P‐3403  safety  pull  cord switch issue  P‐3403  &  P‐3404  misalignment 
      PROCESS ENGINEERING SECTION     Roller replacement of MTM.   Installation of Lime weigh feeder.   Recycle product belt replacement.  Plant startup activities resumed as per following sequence  1. At 06:30hrs by loop filling of CAN plant granulation circuit.  2. AN plant was started at 0830hrs and it got trip twice; 1st at low nitric acid flow, 2nd on flash  vessel (D‐107) high pressure.  3. AN Plant was started at 0855hrs by keeping open PC‐503A/B 100% on process steam header.   4. Process Steam header pressure was normalized at 1000hrs.  5. Filled material rotation and heating started at 1300hrs after making required level in AN buffer  tank (D‐2401).  6. Loop heating was stopped at 1345hrs due to hot product belt (P‐3403) misalignment. Belt was  normalized at 1520hrs and CAN plant evaporation unit was taken in service.  7. Plant was started at 1635hrs after achieving the desired concentration of Ammonium nitrate.   8. Plant  was  stopped  at  1715hrs  due  to  trippage  of  final  product  elevator  (P‐3409)  against  low  speed switch actuation.   9. Plant restarted at 1913hrs after alignment of final product elevator (P‐3409).  10. Plant load remained limited to 70% till 2210hrs due to low Ammonium Nitrate inventory.  INCIDENTS DURING TA:  INCIDENT#1:  On 25th  August while pressurizing the Nitric acid line on B pipe rack with plant air for drainage, hose pipe  got disconnected from utility point resulting in nitric acid spillage in the CAN‐3 building.  ROOT CAUSE ANALYSIS:  Root cause for the spillage was improper hose pipe connection.  OBSERVATIONS & RECOMMENDATIONS:  1. All drain valves and Nitric acid B.L valve at CAN‐3 was close and plant operator opened the plant  air supply at CAN‐3 which resulted in the back pressure of circuit and ultimately the detachment  of the hose pipe.    Proper SOP to be developed for draining of nitric acid line.                  (Operations)    2. Plant air hose pipe for the purging was connected using metallic wire.    Proper coupling needs to be purchase to connect hose pipes to bear pressure.  (Operations)    3. Some portion of nitric acid line at B pipe rack make dead region, which cannot be drained .    Drains to be provided for proper draining of the dead areas to safe location.     (Process/Maintenance)      INCIDENT#2  On 1st  September Control Valve (LV‐0053) from AN Transfer line was removed to transfer AN from CAN  to NP. Heavy steam emission was observed from the open end of Ammonium nitrate transfer line at  pipe rack near ANC area. Steam was containing ammonium nitrate and acid solution.  
      PROCESS ENGINEERING SECTION    On investigation it was found that area operator had opened 10 bar flushing steam in AN line without  any information. Flushing steam was cut after 20 mins. Line was blinded later.  ROOT CAUSE ANALYSIS:  Root cause for the emission was miss communication and miss‐operation.  OBSERVATIONS & RECOMMENDATIONS:  1. Valve was removed to transfer AN from CAN to NP plant, which resulted in the open end on one  side.    Permanent arrangement needs to be developed to transfer AN from CAN to NP.                  (Process)    2. Nitric acid was found in the AN line as acid cleaning activity was performed at NP side and the  acid had penetrated in the circuit.    Arrangement to be developed to avoid acid entrance in the AN line while performing acid washing the  at NP plant. 

More Related Content

PDF
Kbr[1] report
bymohd asif siddique
 
PDF
(LTS) Low Temperature Shift Catalyst - Comprehensive Overview
byGerard B. Hawkins
 
PPTX
Urea plant
byutkarsh gupta
 
PDF
Ammonia Synthesis Flowsheet - Operator training
byGerard B. Hawkins
 
PDF
Methanol Flowsheets - A Competitive Review
byGerard B. Hawkins
 
PPTX
SULFUR RECOVERY UNIT DESIGN
byTosin Orimoyegun
 
PDF
Brief desccription of ammonia & urea plants with revamp
byPrem Baboo
 
PDF
Ammonia plant fundamentals
byPrem Baboo
 
Kbr[1] report
bymohd asif siddique
 
(LTS) Low Temperature Shift Catalyst - Comprehensive Overview
byGerard B. Hawkins
 
Urea plant
byutkarsh gupta
 
Ammonia Synthesis Flowsheet - Operator training
byGerard B. Hawkins
 
Methanol Flowsheets - A Competitive Review
byGerard B. Hawkins
 
SULFUR RECOVERY UNIT DESIGN
byTosin Orimoyegun
 
Brief desccription of ammonia & urea plants with revamp
byPrem Baboo
 
Ammonia plant fundamentals
byPrem Baboo
 

What's hot

PDF
haldor topsoe ammonia plant startup document
bydrs. ing. George van Bommel MBE, BSc
 
PDF
Ammonia converter
byDr.Mohamed Tarek,PhD
 
PDF
Ammonia CO2 Removal Systems
byGerard B. Hawkins
 
PDF
Reduction and Start-Up of Steam Reforming Catalyst
byGerard B. Hawkins
 
PPT
Benfield system
byPrem Baboo
 
PDF
Theory and Operation - Secondary Reformers -
byGerard B. Hawkins
 
PPTX
Hydrogen Production Unit
byMagdy Abo Hashish
 
PDF
Steam Reforming - Common Problems
byGerard B. Hawkins
 
PDF
High Temperature Shift Catalyst Reduction Procedure
byGerard B. Hawkins
 
PPTX
sru-presentation.pptx
byRaul79654
 
PPTX
Petroleum refining (3 of 3)
byChemical Engineering Guy
 
PPTX
Ammonia production from natural gas, haldor topsoe process
byGaurav Soni
 
PPT
Ammonia plant
byPrem Baboo
 
PDF
Theory and Practice of Steam Reforming
byGerard B. Hawkins
 
PDF
Ammonia Plant - Secondary Reforming
byGerard B. Hawkins
 
PPTX
Crabon black ccil.ppt
bySunder Singh Jeena
 
PPTX
Hydrogen production in refinery
byAnupam Basu
 
PDF
(HTS) High Temperature Shift Catalyst (VSG-F101) - Comprehensiev Overview
byGerard B. Hawkins
 
PPTX
Amonia manufacturing process
byAshvani Shukla
 
PPTX
Process Simulation of Urea Plant
byRahul Ghalme
 
haldor topsoe ammonia plant startup document
bydrs. ing. George van Bommel MBE, BSc
 
Ammonia converter
byDr.Mohamed Tarek,PhD
 
Ammonia CO2 Removal Systems
byGerard B. Hawkins
 
Reduction and Start-Up of Steam Reforming Catalyst
byGerard B. Hawkins
 
Benfield system
byPrem Baboo
 
Theory and Operation - Secondary Reformers -
byGerard B. Hawkins
 
Hydrogen Production Unit
byMagdy Abo Hashish
 
Steam Reforming - Common Problems
byGerard B. Hawkins
 
High Temperature Shift Catalyst Reduction Procedure
byGerard B. Hawkins
 
sru-presentation.pptx
byRaul79654
 
Petroleum refining (3 of 3)
byChemical Engineering Guy
 
Ammonia production from natural gas, haldor topsoe process
byGaurav Soni
 
Ammonia plant
byPrem Baboo
 
Theory and Practice of Steam Reforming
byGerard B. Hawkins
 
Ammonia Plant - Secondary Reforming
byGerard B. Hawkins
 
Crabon black ccil.ppt
bySunder Singh Jeena
 
Hydrogen production in refinery
byAnupam Basu
 
(HTS) High Temperature Shift Catalyst (VSG-F101) - Comprehensiev Overview
byGerard B. Hawkins
 
Amonia manufacturing process
byAshvani Shukla
 
Process Simulation of Urea Plant
byRahul Ghalme
 

Similar to syn.gas compressor fir&foaming in catacarb system

PPTX
Ammonia plant GSFC by Vishal Tapiawala
byVishal Tapiawala
 
DOC
Operation Refinery - Mayur resume
byMayur Amin
 
DOC
Control room operator
byalalawi123
 
DOC
AJITHKUMAR -Lead Production Operator
byAjith Kumar
 
DOCX
ammonia&utility operator
byVeeru Golla Palli
 
PDF
Sop for total_power_failure.[1]
bydastak
 
DOC
Raiyani cv
byrakeshraiyani
 
DOCX
bismilla operation & comissioning
byBismilla Syed
 
DOC
lemirandacv
byLeandro Esmeralda Miranda
 
DOC
Mekki cv 2016
byMekki Lakhdar
 
DOC
Khan Bahadar CV
bykhan Bahadar
 
DOC
Process plant operator Shabeer Ahmad
byshabeer ahmad
 
DOC
JPE.doc
byjoseph rajan
 
DOCX
ADNOC
byBasiru Osuman
 
DOCX
ammoniautility operator
byVeeru Golla Palli
 
PPTX
Stakeholder weekly report-20th May 2023.pptx
bybalajikollu3
 
DOC
CV3
byGanesh Salvi
 
DOCX
CURRENT CV1 2015
byBasiru Osuman
 
DOC
ghanshyam sfe - Copy
byGhanshyam Chodvadiya
 
DOCX
Suneel profile
bySuneel Tripathi
 
Ammonia plant GSFC by Vishal Tapiawala
byVishal Tapiawala
 
Operation Refinery - Mayur resume
byMayur Amin
 
Control room operator
byalalawi123
 
AJITHKUMAR -Lead Production Operator
byAjith Kumar
 
ammonia&utility operator
byVeeru Golla Palli
 
Sop for total_power_failure.[1]
bydastak
 
Raiyani cv
byrakeshraiyani
 
bismilla operation & comissioning
byBismilla Syed
 
lemirandacv
byLeandro Esmeralda Miranda
 
Mekki cv 2016
byMekki Lakhdar
 
Khan Bahadar CV
bykhan Bahadar
 
Process plant operator Shabeer Ahmad
byshabeer ahmad
 
JPE.doc
byjoseph rajan
 
ADNOC
byBasiru Osuman
 
ammoniautility operator
byVeeru Golla Palli
 
Stakeholder weekly report-20th May 2023.pptx
bybalajikollu3
 
CV3
byGanesh Salvi
 
CURRENT CV1 2015
byBasiru Osuman
 
ghanshyam sfe - Copy
byGhanshyam Chodvadiya
 
Suneel profile
bySuneel Tripathi
 

syn.gas compressor fir&foaming in catacarb system

  • 1.
      Please fin 8th  Nov. 2                                      CC.  Sr. Mainte Sr. E&I Ma Operation  SH Ammon Coordinati Process En           From  To  Thru:  d attached P 012.                          nance Manage nager   Manager (Nor nia Operations on Engineering ngineering File  :  Pr :  GM (T&P)  LR on the cap                          er   rth)    g  rocess Engine All Concern INTER  ptioned subje                       eering  ed  OFFICE MEM   ect. Please rev                          Date  : Subject  MO  view and pro                 Ab Process  : Plant Ammo ovide your va bdul Ghaffar  Engineering 5th  Novembe t Shutdown  onia Synthes (AMM‐PLR‐ luable comm g Section  er, 2012  due to Fire  sis Compres 34‐12/4)  ents by  at  ssor 
  • 2.
    DOCUM   DATE  TIME  INCIDENT DOWNTI COMPLE PRODUC REASON  SHUTDO     Instrumen 21 Equipm Elec Desig MENT CODE  T  IME  ETE (hrs)  CTION LOSS  FOR  WN  nt Failure 1% Machine Fa 13% ment Failure 3% ctrical Faults 11% gn shortcomin 2% PM shor 3   P Am AMM‐PLR 21st  August  1130 hour Fire at Amm AMMONI 611  34,368 M  Fire  at breakth 10 days perform  Post  st issues,  compre PV‐32 s ailure gs Planned 8% rtcomings 3% PRODUC Plant Shut mmonia S R‐34‐2012/4  t, 2012  to  15 rs  monia plant S IA  UR 635 MT  25,83 t  Ammonia  hrough from  s planned ou m critical TA j tart  up  delay power  failu essor, Fire at stucking, blow Proce Shortc 23 unknown/oth 2% CTION LOS tdown du Synthesis REV.  IFR  5th  Septembe Syn Gas comp REA  N 5.8  30 MT  31 plant  Syn  compressor s utage to carry obs.  ys  caused  by  re,  extraordi t cold box Ex wdown vent s dural  oming 3% human er (Negligen 14% ers D SS REPOR ue to Fire s Compre ISSUE DATE O er 2012  pressor, C‐104 itric Acid  624.2  1,210 MT  Gas  compr seals.  y out extensiv various  prob nary  rains,  C xpander C‐10 stack leakage rror  nce) Downtim RT  e at  essor   Oct. 29th , 2012 4  CAN  617.8  34,262 MT ressor,  C‐104 ve repair wor blems  i.e.  Ca C‐104  seal  o 03, HP steam  e and various  me due t Procedur human er Instrume Machine  Equipmen Electrical Design sh Planned PM short unknown Prepared All PE’s Reviewed SR/AG Approved HIB  2  PAGE  0 NP 582 T  23,280  4  due  to  g rk after fire a atacarb  foam il  carry  over  let‐down va other proble to Reaso ral Shortcomin rror (Negligen nt Failure Failure nt Failure  Faults hortcomings tcomings n/others d By  s  d By  G  d By  0 of 41    2   MT  gas  and  ing  to  alve  ms     ons ng nce)
  • 3.
          PROCESS ENGINEERING SECTION          Incident Description  On 21st  Aug, 2012 at 11:27 hrs, Ammonia plant back‐end tripped due to C‐104 (Synthesis compressor)  tripping on  low  seal  oil  level  security  caused  by  turbine  driven  seal  oil  Pump  (P‐122B)  tripping.  On  machine  tripping,  gas  broke  through  compressor  seals  which  caused  splashing  of  oil  through  the  oil  return header and console. Splash of oil on hot surfaces caused the fire which was effectively controlled.  Emergency Response Team mobilized and took control of the situation. Ammonia & Urea were shut‐ down; however CAN & NP remained in operation till 22nd  Aug, 2012.   After evaluating the situation, it was decided to take about 10 days outage of the complex to attend  various other pressing jobs at all plants. However, while restarting the ammonia plant from 29th  Aug,  various problems were encountered and the production could only be resumed on 15th  Sep, 2012.  The plant startup activities commenced after box up of primary reformer furnace on 28th  august 2012,  However,  while  restarting  the  ammonia  plant  from  29th   Aug,  various  problems  were  encountered  including  foaming  in  Catacarb  causing  carryover  of  solution  to  methanator,  problem  at  cold  box  expander, failure of HP steam let‐down valve, leakage in blow‐down headers, hot spots on transfer line  which were progressively resolved. Production resumed on 15th  Sep, 2012.   SEQUENCE OF EVENTS:  Shutdown:  21st  August 2012:   1. 1127 hrs: C‐104 (Synthesis compressor) tripped on low seal oil level security caused by turbine  driven seal oil Pump tripping. Gas broke through compressor seals resulted in splashing of oil on  hot surfaces which caught fire.  2. 1212  hrs:  Fire  was  completely  extinguished  after  extensive  efforts  by  Emergency  Response  Team (ERT).  3. 1800 hrs: Scope of Damage was assessed and it was estimated that production can be resumed  after ~5 days, if there is not any additional hidden damage. Based on detailed assessment, it was  decided to prolong outage to another 5 days (total 10 days outage) to complete other important  jobs and TA‐2012 was postponed till March 2013 after consent of CEO.    22nd  August 2012:  1. 1650hrs: GTG‐A was stopped to conserve fuel.    23rd  August 2012:  1. 1600hrs: STG was stopped due to low steam requirement.    Start‐up:  28th  August 2012:   1. 0440hrs:  CGT‐102 was started in crank mode for wet washing of axial compressor.   2. 1730hrs: Catacarb solution circulation was established for passivation of towers.  29th  August 2012:   1. 0800hrs: Primary Reformer furnace was fired after final inspection and subsequently process  steam, process gas and process air introduced in the system on achieving specific temperatures.  2. Performance of synthesis machine Seal oil pumps (P‐122A/C) was measured. P‐122A capacity  was  found  ~8.0  m3 /hr  (discharge  pressure;  147  KG/cm2;  dump  valve,  PV‐309  opening  22%)  While P‐122C was found problematic (discharge pressure; 53 Kg/cm2 at 5% opening of PIC‐309).  30th  August 2012:  
  • 4.
          PROCESS ENGINEERING SECTION    1.0148 hrs: Gas turbine CGT‐102 was fired.  2. 0313hrs: Process air was introduced into the secondary reformer.  3. 0520hrs: LTS was taken in service after catalyst bed heating.  4. 0807hrs: Methanator was lined up.  5. 1230hrs: Dryers and Cold box were taken in service. De‐riming and blowing of Cold Box was  carried out and dust was observed for first 3 blows.  6. 0936 hrs (Fire at GTG‐B): During wet washing of GTG‐B diesel engine tubing leaked and caught  fire  due  to  oil  splashing  on  high  temperature  of  exhaust  line.  Fire  was  extinguished  in  ~10  minutes and oil leak was rectified.   31st  August 2012:   1. 0315hrs:  Ammonia refrigeration compressor was started but tripped 05 times on high radial  vibration (VI‐52/53). Machine was normalized on 6th  attempt.  After start up, 02 PROTECH speed  probes  &  01  WOODWARD  speed  probe  became  faulty.  PROTECH  Over  speed  protection  was  bypassed while WOODWARD probe was replaced with spare one.  2. 1130 hrs: NG booster compressor was C‐101 was started but tripped on dry gas seal vent high  flow security. Compressor re‐started at 1432hrs after replacement of DGS filters.   3. 1730  hrs:  Catacarb  solution  carried  over  with  process  gas  to  downstream  exchangers  and  Methanator,  R‐104  due  to  foaming  in  CO2  absorber.  R‐104  was  immediately  isolated,  depressurized and drained. Process gas was re‐introduced to Catacarb.   1st  September 2012:   1. 0730  hrs:  C‐104  Lube  Oil  pressure  dropped  due  to  low  oil  console  level.  Machine  was  depressurized and seal oil bottles were drained. Seal oil was found in LPC/HPC & recycle line.  Later it was revealed that Level indication of HPC seal oil bottle was faulty resulting in seal oil  overflow into the compressor casing. Consequently 21.5 oil drums were recovered from casing.  Level transmitter was provided on TK‐108 for early identification of level depletion in the tank.  Furthermore additional PDT indication across Reference gas and seal oil supply was provided on  all seal oil bottles.  2. 1400 hrs: Catacarb solution carry over was observed again due to foaming causing high level of  absorber downstream knock out vessel, D‐133.  3. 2345 hrs: Process gas was re‐introduced to Catacarb section & Methanator was taken back in  service.  However,  performance  of  E‐120A/B  was  not  satisfactory  indicating  heavy  fouling  on  tube side due to catacarb solution carry over.   4. Stucking behavior of HP steam let down, PV‐032 was observed.  2nd  September:  1. 1510 hrs: Plant was stopped completely due to stucking behavior of PV‐32 (HP steam letdown)  valve. Valve was shifted to work shop at 0145hrs (03rd  Sep) and some scratches were observed  on the cage. Valve was reinstalled after Polishing of Cage and plug.  2. 1030 hrs: Flushing of E‐120A/B was started with turbine condensate. Exchangers were filled and  drained 7 times. K2CO3 concentration in outlet flushed condensate gradually decreased from 49  to <02% and cleaning was considered complete.  3. 1315 hrs: CT‐105 was stopped and inspection of speed probes was carried out. Total 3 out of 6  speed probes were found damaged (2 for over speed protect & 1 for wood ward). All 6 probes  were replaced with new ones.  4. CT‐105 trip SOV’s‐ 125‐A/B fails safe mode was changed from fail close to fail open by replacing  SOVs.  3rd  September:  1. PV‐32 was reinstalled & stroke tested. 
  • 5.
          PROCESS ENGINEERING SECTION    2.1230 hrs: Primary reformer furnace (F‐101) was fired and process steam was introduced at 1730  hrs, Feed gas was introduced at 2120 hrs and process air to secondary reformer at 0015 hrs.  3. Catacarb circulation continued for solution regeneration by process gas.  4. CT105 SOV control action was changed, but SOV were not operating.  Logic was checked and  problem was rectified.  4th  September:  1. 1055  hrs:    Methanator  heating  was  started  but  delayed  due  to  poor  performance  of  gas  exchanger (E‐120A/B). It was initially suspected that cleaning of E‐120A/B was inadequate and  exchanger performance was poor due to fouling. However, detailed evaluation of exchangers by  Process  engineering  revealed  poor  performance  of  shall  side  due  to  possible  condensate  accumulation.  In  field  check  it  was  confirmed  as  drain  of  Shell  side  was  found  blocked.  Subsequently,  condensate  was  removed  by  deblocking  drain  and  exchanger  performance  normalized.  2. 1135 hrs: NG booster compressor C‐101 was started.  3. 2300  hrs: Dryers and expander were taken in service and cold  box cooling  was started  after  resolving E‐120 low efficiency problem.  5th  September:  1. 0019 hrs:  C104 was rolled and loaded early morning. Synthesis gas was introduced to Ammonia  Convertor, R‐105 by firing startup heater, F‐102.   2. Fire Incident at 0915 hrs: Fire was observed at C‐103 oil console due to splashing of oil on hot  steam lines caused by over‐pressurization of oil console due to excessive seal gas leak through  the HP oil drain line into the oil console. Consequently some instrument cables and instruments  around C‐103 were damaged which were replaced.   3. 1245 hrs: C‐104 was re‐started keeping cold box bypass.  4. 1551 hrs: C‐104 was stopped again due to PM‐122A (Seal oil pump) capacity valve stem damage.  Stand by seal oil pump was already under machinery forcing stoppage of C‐104.  5. 2020hrs: C‐104 re‐started but stopped at 0147 hrs (6th Sep. 2012) to handover PV‐70 (Sealing  steam vent) and P‐122B replacement.   6th  September:  1. 0030  hrs:  After  various  tests,  it  was  concluded  that  C‐103  seal  gas  line  was  blocked  and   deblockking  without  de‐riming  /  heating  of  Cold  box  was  not  possible.  Consequently,  it  was  decided to derime Cold box and its heating was started.   2. 0226 hrs: Sharp change in pressure of HP seal oil return line was observed confirming Seal gas  line de‐blockage.  3. 0605  hrs:  C‐103  was  re‐started  but  stopped  at  0610  hrs  as  oil  splashed  from  oil  breather  of  console along with gas. Several attempts to restart the Expander remained unsuccessful due to  same problem. It was decided to dismantle C‐103 for detailed inspection.  4.  De‐riming  of  cold  box  was  carried  out,  Perlite  was  removed,  expander  box  plates  were  cut,  piping was dismantled and Expander was removed.   5. Flooding was again observed in CO2 absorber causing 100% level in D‐133. Immediately actions  were taken to avoid solution carry over to methanator. All drains of downstream section were  checked and found normal.  7th  September:  1. 1330 hrs: Process gas was cut to Primary Reformer for leakage rectification of BDH headers at D‐ 110 inlet line. Leak was rectified by installing sleeve and capping of bleeder neck.   2. 1028hrs: CT105 was stopped.  8th  September  1. 0235 hrs: Front end start up activities commenced after welding job on BDH.  2. 0525 hrs: Gas was re‐introduced to reformer. 
  • 6.
          PROCESS ENGINEERING SECTION    3.C103 was replaced with spare one and pressurized with N2 through seal gas line. Oil circulation  was established & oil flow was verified from drains.  4. BT201 was handed over to machinery to attend its governor linkage. However, job could not be  completed and Turbine was taken back in service without rectification of governor.  5. Smoke  was  observed  from  CT‐101  out  board  side  which  was  immediately  extinguished  by  applying fire extinguisher.  9th  September  1. 0330 hrs: Power failure occurred during heavy rain which continued for ~13 hrs with recordable  values of 201 mm and high humidity of 96%.   2. Phase to Phase flash was observed on the breaker trolley arms, but timely tripping by protection  and  AVR  system  prevented  the  major  damage  to  machine.  Immediate  Route  Cause  of  short  circuit established was high humidity.  3. GTG‐B & A tripped one after the other on ‘Generator Lock Out Relay’ security.  4. EDG was started manually (K‐39 breaker did not open on auto mode) from the field. It operated  normal for four hours before tripping on ‘Crank Case High Pressure’ causing total black out and  steam failure due to the tripping of polish water supply pump to deaerator.  5. Starting motor of EDG was completely discharged during various checks and start‐up attempts.  Alternate batteries were arranged and EDG was started.  6. Diesel driven Fire water pump tripped on high engine exhaust temp. due to CW failure.  7. Instrument air supply was isolated when EDG went offline hence cutting IA supply.  8. Emergency power supply/ steam production resumed.  9. DCS  power  supply  was  cut  when  EDG  went  offline.  However  it  was  normalized  after  EDG  startup.  10. 1545hrs: GTG‐A was started and power supply restored. Subsequently steam headers heating  started on MP steam availability.  10th  September  1. 0930hrs: Catacarb circulation started with lean and semi lean pumps.  2. 1200hrs: F‐101 was fired.  3. 1215hrs: Semi lean charge pump (P‐110C) started but had to stop due to abnormality in motor.  Motor was then decided to replace with a spare one.  4. 1530hrs: CGT‐102 rolled on crank speed and fired at 1958hrs.  5. 1745hrs: PHT‐110B rolled after rectification of ED logic.  6. 1800hrs: process steam introduced in primary reformer.  7. Catacarb sump drained with a portable pump considering contamination of catacarb solution.  8. 2313hrs: Process gas was introduced to Primary reformer.    11th  September:  1. 0300hrs: Process air was lined up to secondary reformer.  2. Expander (C‐103) was taken back in service and cold box cooling was started. Activated carbon  bed was taken in service.   3. 1400hrs:  LTS was taken into service.   4. 1532hrs: Secondary reformer tripped on faulty indication of bed temperature thermocouple.  5. 1700hrs: R‐104 was taken into service and subsequently C‐105 was started at 2000hrs.  6. 2354hrs: C‐103 seal oil circulation was started but leakage observed from LS outlet flange. C‐103  was re‐started at 0015hrs (12th  Sep) after rectification of leakage.   7. 1445hrs: NG booster compressor C‐101 was started twice at minimum governor speed, but its  outboard  side  seal  gas  vent  delta  P  increased.  Machine  was  stopped  and  handed  over  for  inspection of dry gas seals (DGS). 
  • 7.
          PROCESS ENGINEERING SECTION    8.GTG‐B  started  after  the  completion  of  maintenance  activities  (replacement  of  isolators  and  diesel engine turbocharger).  9.   12th  September:  1. Excessive foaming was observed in absorber which could not be controlled even with excessive  shock dosing of antifoam.   2. 1540hrs: Methanator bed temperature ran away to maximum value on first bed TI‐025B due to  high CO2 slip from absorber.  Methanator trip security, I‐6 was manually actuated due to high  temperatures of Methanator. C‐104 was started at 1525 hrs and running at 1200 rpm when it  had to be stopped due to I‐16 actuation.  3. 1850hrs:  Catacarb  solution  was  drained  from  towers  to  Catacarb  storage  and  fresh  make‐up  about 40% of total volume charged into the system.  13th  September:  1. 0020Hrs: fresh Catacarb solution feeding started into the system and subsequently circulation  was commenced at 0405hrs.  2. Catacarb solution heating continued through Reboilers by process gas venting upstream of CO2  absorber.  14th  September:  1. Additional  chemicals  were  dosed  to  improve  Catacarb  concentration.  F.E  load  was  gradually  increased to 70 %.   2. C‐101 bearings were removed for DGS inspection. One Dry gas seal was found damaged (NDE  side) due to moisture ingress. Same was replaced.   3. 0055hrs: C‐103 was rolled after filling the startup checklist.  4. An indigenous modification by Process engineering (installation of degasifying tank to avoid Oil  console over‐pressurization and consequent fire due to slightly higher seal gas venting) enabled  startup of Expander(C‐103) despite of excessive seal gas venting .     15th  September:  1. 0137hrs: C‐104 was rolled.  2. 07:00hrs: Start‐up furnace, F‐102 was fired and R‐105 temperatures were increased. Ammonia  production started at 1540hrs at very low rate as reaction in 1st and 2nd bed of the convertor  was very low while reaction rate of 3rd bed was normal.  Water ingress was suspected in reactor  due to moisture contamination with N2 gas while reactor in positive pressure.   3. 2230 hrs: Temperatures of 1st & 2nd beds normalized at about 2100hrs   4. 2330 hrs : C‐104 fully loaded  and production rate normalized.      Summary of main problems faced during Start‐up:  DATE  INCIDENT  RCA  DELAY  (hr)  ACTIONS  21‐31 Aug  Fire at syngas comp  Tripping  of  seal  oil  pump  and  operating philosophy at that time  252.5  Number of Actions as per  recommendation  of  Dresser Rand.  31st Aug  1st Sep  Catacarb  Carryover/  High CO2 slippage  Foaming due to high SS caused by  High iron due to Tower bed churning  Amine Degradation  High SS in solution  20.5  Operating  /  lab  /  monitoring  regime  reviewed  with  tech  supplier.  All  immediate  actions 
  • 8.
          PROCESS ENGINEERING SECTION    implemented.  Medium term in‐hand.  1st  Sep  Overflow of  seal  oil  to  syngas  compressor  casing   Faulty Level Indicator  LG not visible / used.  Procedure compliance   32.25  Except two, all immediate  actions implemented.  2nd  Sep    HP steam letdown valve  stuck at 30% opening  Mechanical problem/ foreign particle No stand‐by letdown valve  38  FE  shutdown  to  attend  valve  3rd  Sep  Methanator  heating  issue  Condensate  accumulation  in  Methanator effluent exchanger.  21  Troubleshooting/  condensate drainage  5th   &  6th   Sep  C‐103  (expander)  Oil  Console Fire   High process gas flow through HP  / LP drains/ inadequate seal gas  vent   Lack of care during shut‐down  38.25  Damaged  cables  replaced/  cold  box  de‐ riming  &  spare  expander  installed  7th   &  8th   Sep  Leakage  from  common  Blow down vent valve /  header  Thinning / Corrosion  Thickness monitoring not done  Remaining  action  from  project  not  taken up  21.5  Process  gas  was  cut  to  reformer  &  leakage  rectified.   Medium  /  long  term  actions in hand.  9th  Sep  Power  Failure  during  heavy  rains  in  early  morning  Flash  in  isolator  of  GTG‐B  which  caused GTG‐A also to trip.  Low  clearances  between  phases  of  VCB trolley  Heavy  rains  caused  saturated  atmosphere  59.5  Worked  with  Siemens  on  RCA.  Flash  were  due  to  design issues.  Hardware  improvements  implemented by Siemens.  Site  audited  by  Siemens  and cleared.  10th  Sep  Front  end  Startup  activities  and  Excessive  venting of seal gas from  C‐103 HP drain  Higher seal clearances  69  Operating  procedures  improved.  Modification  of  Degasification  tank/  vent  height with GE.  12th  Sep  Methanator  high  bed  temperature  and  Catacarb  Conc.  achievement  High  CO2  slip  from  absorber  during  shock‐dosing  of  antifoam  to  overcome foaming issue.  16  40%  solution  replaced  with fresh chemicals  13th   &14th   Sep  Methanator  high  bed  temperature  and  Catacarb  Conc.  achievement  High  CO2  slip  from  absorber  during  shock‐dosing  of  antifoam  to  overcome foaming issue.  16  See  earlier  actions  on  Catacarb system.  15th  Sep  Back  end  startup  commenced  Delayed  activation  of  convertor catalyst  Possible ingress of moisture/ oil mist  46.5  Plant  operation  /  monitoring  regime  reviewed.  15th ‐18th   Sep  Plant  Low  load  operation  Catacarb  system  normalization,  C‐ 101 DGS replacement/ recycle cooler  leak rectification.  9.16           
  • 9.
          PROCESS ENGINEERING SECTION        Details of Major Events:  C‐104 Fire:  This incident has been thoroughly investigated by multiple teams and following reports are attached to  PLR:  1.Report by Dresser Rand  2. Report by joint investigation committee (PFL & Fatima)  Summary of incident with key recommendations are given below:    Background:  C‐104 was running with both the seal oil pumps in operation for about last four months as none of the  pumps  were  delivering  the  desired  capacity  individually.  Whenever  either  of  the  pump  used  to  fail,  machine was taken on partial venting to control the situation. On incident day, P122B (turbine driven)  stopped delivering required pressure causing decrease in seal oil flow to compressor seal oil system.  Efforts were made from field to start P122B by adjusting manual dump valve. Although the pump was  started after several attempts but sharp decrease in levels in seal oil bottles of LPC & HPC was observed.  Machine was partially unloaded, which was the practice until then, to control the situation but the level  continued to drop. This led to the tripping of machine.  Analysis:  The seal oil system is designed to be almost fool proof. Oil pressure is kept above the process gas system  by  the  height  of  the  seal  oil  overhead  tank,  which  is  above  the  compressor  and  is  supplied  with  reference pressure, which is suction pressure. If a seal fails then oil goes into the compressor but gas  does not come out. The only way for gas to come out is if the oil in the overhead tank and the line from  the tank to the compressor is completely drained of oil or the seal gas reference line does not respond  quickly to changes in process pressure. As per DR, following possible chronology of events leading to the  incident:   The LPC overhead seal oil tank level control valve was opened manually to over 80% to raise the  level.   The train was tripped due to low level, 18%, in the LPC overhead seal oil tanks.   The seal capacity control valve actuator was in manual control.   The seal oil pump pressure safety valves were passing.   The HPC suction pressure suddenly rose from suction pressure of about 120 Kg/cm2  to the settle  out pressure of about 160 Kg/cm2 .   The seal oil pump pressure remained at about 120 Kg/cm2 .   The level in the HPC overhead seal oil tank fell to zero.   The gas in the HP casing then escaped into the bearing housing which pressurized the lube oil drain  system.   Oil then came out of the drain and bearing vents and dropped on the hot steam lines and the fire  started.   The fire was made worse by the fact that the oil was probably contaminated by process gas.   The seal oil pump was stopped but oil still came out of the vents as the HP compressor takes a long  time to depressurize.  Conclusion: 
  • 10.
          PROCESS ENGINEERING SECTION    As per DR, the cause of the fire was the fact that the seal oil pump pressure did not increase to the  settle out pressure thus cutting off the flow from the pump to the HPC seals. The overhead seal oil tank  then quickly ran down, as there was no oil from the pump.  The reasons for the pump not making pressure are not clear‐cut. There are three possible causes or a  combination of two or all of the three: ‐  1.The seal capacity control valve actuator was in manual control. Had the control been in automatic  then it is possible that the pump capacity would have increased and the HP seals would have not  been starved of oil.  2. The seal oil pump pressure safety valves were passing causing loss of capacity in the seal oil system.  3. The LPC overhead seal oil tank level control valve was opened manually to over 80%. Thus diverting  oil from the HP seals.  DR  reviewed  the  actions  carried  out  by  the  instrument  and  mechanical  maintenance  teams  and  confirmed that all their actions were correct and no further work was needed before C104 is restarted.  Recommendations:    Sr#  DESCRIPTION/ OBERVATIONS  ACTION  Target  DATE  1.   Third  standby  seal  oil  pump  installed.  Piping  installed.  Pump  commissioning and testing being planned in available opportunity.  New seal oil pumps to be ordered, adequately overdesigned to cater  for increase in compressor seals clearance & piping. Recycle control  valve to dump extra oil at lower clearance levels.   (Machinery)  Feb.2013  DR  reply  awaited  2.   a) Improve  reliability  of  other  hardware  including  PSVs,  Capacity  Valves etc. Increase PM frequency till next ATA.  b) A  flow  glass  should  be  fitted  in  the  dump  line  to  monitor  the  effectiveness of the pressure safety valve. MOC to be initiated.  c) Regular  monitoring  of  dump  valves  should  be  carried  out  and  logged.  Any  variation  in  the  dump  valve  opening  under  same  operating  conditions  will  indicate  PSV  passing  or  pump  performance deterioration which should be immediately rectified.  Machinery /  Inst.  (Operations  /Process)    (Operations)    Done    TA‐2013    Immediate.   3.   System  of  Reliability  enhancement  being  developed  by  nominating  multidiscipline  teams  covering  minimum  of  following  aspects:  Reliability  incident  Reporting,  Operational  Experience  Enrichment  Reporting,  Abnormal  operation  management,  Reliability  Based  Maintenance, Adopt Safety critical system at site.  DO    4.   PHA  of  seal  oil  system  should  be  conducted  to  evaluate  all  risks  associated with present system and mitigation measures required to  overcome these risks.  Process/Ops/ Mach/E&I    15th  Nov.  5.   Develop, train and implement tag drills to block compressor through  SOP’s. Procedure has been developed and discussed within team. Tag  drills to be conducted.  (Operations).  15th   Nov.2012 
  • 11.
          PROCESS ENGINEERING SECTION    6.  a. A secondary level indication should be fitted to the overhead seal  oil tanks.   b. LG  is  in  service.  PDTs  installed,  which  should  be  corrected  for  secondary level indication.  c. LG and LTs readings should be logged / compared on two hourly  basis  and  LT  should  be  calibrated  on  immediate  basis  if  any  mismatch is observed between GLG and LT reading.  Process / Inst    Operation  10th   Nov.  2012  Immediate  7.   a. The seal oil level controllers and dump valve, PCV309 should always  remain in automatic control.   b. The use of the ‘auto‐tune’ facility in the DCS should be investigated  to overcome the instability problems in the level control system.  c. In  the  event  of  machine  trip  the  seal  oil  controllers  should  be  switched automatically to “AUTO” or “CASCADE” mode. Ops/proc./ inst.    Inst.      Ops/proc./ inst     30th  Nov.  8.   The seal oil level should be maintained at 82% with a control range  from 70% to 94% as per the D‐R manual.  Levels being maintained at  ~70% to avoid any possibility of bottles overflow.  (Operations /  E&I)  Done  9.   a. Study  to  improve  trip  oil  security  (2oo3  logic)  by  providing  additional low level switches.   b. Bench‐mark seal oil system with FFC and Engro plants.  Ops /Process  / Inst.  Process  TA‐2013    15th  Nov.  10.   The  compressor  train  should  be  completely  vented  in  the  event  of  total  seal  oil  pump  failure,  or  if  any  of  the  seal  oil  overhead  tank  levels falls below 24%.   (Quick  depressurization  shall  be  possible  after  installation  of  automatic SD valves, being studied with the Revamp option)   (Process  /Operations)      30th  Nov.    TBF  11.   Alternately,  Conversion  of  existing  pneumatic  MOVs  to  Motorized/Hydraulic SD valves to be studied. MOC to be raised.  (Operation /  Process/E&I)  TA  12.   Install fire detection and deluge system around the compressors.   (Project)  End 2013  13.    A  comprehensive  procedure  to  be  developed  and  implemented  to  cover abnormal situation management and handling guidelines.  Ops.  Manager  30th  Dec.  14.   Review all critical procedures of plant in Sub SOC forum.  Operation  30th  Nov.       
  • 12.
          PROCESS ENGINEERING SECTION    Catacarb foaming problem:   Catacarb foaming problem has been investigated in detail by Mr. Chao of Eickmeyer during one week  site visit to Fatima Site. Report of Mr. Chao is also attached with PLR for details Summary of problem  and key recommendations are given below:    On 31st   Aug,  Severe  foaming  was  encountered  in  Catacarb  system  during  the  startup  of  the  plant.  Foaming was noted on 1st  Sep. 2012 by sudden overflow of CO2 absorber downstream KO drum and  decrease in Methanator Catalyst bed temperatures due to Catacarb carryover with gas. Severe foaming  restricted F.E load to ~40%. Matter was investigated in consultation with EICKMEYER & HTAS.   Mr.  Chao  of  Eickmeyer  advised  that  foaming  was  caused  by  Fe  in  the  system  and  recommended  switching  over  to  Silicon  based  antifoam  (72‐S)  from  Glycol  based  antifoam  (WBU).  Furthermore,  he  recommended maximizing filtration through mechanical filters and activated Carbon. Activated carbon  charge was replaced with new one and it was taken in service on 11th  September. Furthermore, in‐house  modifications  were  carried  out  in  mechanical  filtration  system  to  improve  its  effectiveness.  Cleaning  frequency  of  mechanical  filter  considerably  increased  after  these  improvements  i.e.  filter  started  choking in 15‐30 minutes intervals (initially 12‐14 hrs) with blackish fluffy deposits. Analysis of these  deposits indicated presence of Fe and degradation products (12% Fe, 56% LOI at 900C).  In view of high cleaning frequency of mechanical filter, an additional mechanical Filter was also installed  on 05th  October to reduce downtime and maximize filtration of solution.    However,  despite  all  these  extensive  efforts,  there  was  minor  improvement  in  solution  foaming  tendency and Catacarb carry over was experienced twice on 31st  august at ~ 60 % load.  Consequently,  it  was  decided  on  12th   Sep.  2012  to  replace  about  40%  Catacarb  solution  to  improve  solution chemistry. Considerable improvement was observed in the system after this step and system  was stabilized at ~90% load with extensive anti‐foam addition regime.  In  view  of  Catacarb  solutions  carry  over  to  feed/  effluent  exchanger,  E‐121  and  Methanator,  HTAS  recommended  cleaning  of  E‐121  with  hot  condensate  and  skimming  of  Methanator  in  available  opportunity. Based on HTAS advice, online cleaning of methanator feed/ effluent exchanger was carried  out. Performance of Methanator catalyst was found normal w.r.t DT and conversion. However there is  slight increase in its DP (increased from 0.1 to 0.23 kg/cm2 ).  Its skimming being planned for TA‐2013.     Problem analysis:    Corrosion  due  to  churning  of  Semi‐lean  solution  bed:  Following  extract  from  Eickmeyer  report  is  considered to be the root cause of the problem:  “During shutdown and initial startup,  high iron and suspended solids have  confirmed occurrence of  local  corrosion  for  a  short  period  of  time.  Review  of  operating  procedures  and  solution  chemistry  before shutdown does not show any abnormality.  After discussion with operation, E&A deems local  corrosion  may  be  resulted  from  bed  churning  in  semi‐lean  regenerator  during  regeneration  due  to  excessive liquid level. Solution levels usually rise after shutdown from drainage of holdups in the beds,  especially  for  semi‐lean  regenerator.  According  to  operators,  the  solution  was  very  dilute  before  startup,  from  above  27%wt.  before  shutdown  to  21‐23%wt.  during  startup.    Since  no  solution  was  returned to the storage, dilute solution means excessive liquid in the semi‐lean regenerator could very  well submerged the reboiler vapor return nozzles. Because liquid is non‐compressible, pressure surges  and  oscillation  from  steam  generation  will  cause  water  hammering  on  packed  beds  and  packing.  Through violent scratching and abrasion against carbon steel vessel walls and among carbon steel rings,  passivation films can be breached and minor corrosion starts. Lab results clearly indicated high iron and 
  • 13.
          PROCESS ENGINEERING SECTION    suspended solids.  However,  the  analytical  method  for  available  inhibitor  was  interfered  by  dark  solution color and did not detect any difference.”    In addition to above, following factors also contributed in deterioration of Catacarb chemistry:  1. Build‐up of Amine degradation products in the system as Activated Carbon was never taken in  service  since  commissioning.  Solution  color  index  had  gradually  increased  to  ~22000  Hazen  Units as against normal value of ~4000.   2. Design limitations of anti‐foam dosing and filtration system etc.  EICKMEYER Recommendations:  ITEM  OBERVATIONS / RECOMMENDATIONS  ACTION  BY    Target  DATE  1.   Put carbon filter into continuous service with an upstream mechanical  filter  of  5‐10  microns  retention  for  suspended  solids  and  a  downstream filter of 1‐2 microns retention for carbon fines.   Maintenance  Done   2.   Replace activated carbons at least once every 6 months depending on  performance of Activated Carbon.  Operations  Being  done  3.   Analyze catalyst total amines according to E&A’s titration method.  Report total amines in normality (suggested range 0.4 N to 0.6 N.)  Add 4550 liters or 22 drums of CATACARB 400 to raise total amines by  0.1 N, if needed.  Lab  Done   4.   Analyze  available  inhibitor  according  to  E&A’s  newly  revised  redox  titration method.  Lab  Done   5.   Watch total and available inhibitor vanadium levels   Keep total  vanadium above 4000 ppmw   Maintain available vanadium around 70‐80% of total   Add air if available dips below 60%   Reduce air if available exceeds 90%  Operations  Done   6.   Perform shake test on semi‐lean sample to get foam time  a. Keep normal antifoam injection if foam time is below 5 seconds  (well de‐foamed)  b. Increase antifoam injection if foam time falls within 5‐10 seconds  (moderately frothy)  c. Inject  extra  antifoam  if  foam  time  is  above  10  seconds    and  consider replacement of activated carbons (very frothy)  Operations  Being  done  7.   Monitor iron and keep it below the suggested 100 ppm against possible  corrosion.  Operations  Being  done  
  • 14.
          PROCESS ENGINEERING SECTION    a.Watch  closely  and  take  no  action  if  total  vanadium,  available  vanadium, and suspended solids are normal and steady (iron may  rise slightly above 100 ppm from high capacity without corrosion)  b. Increase air injection if available vanadium drops  c. Add inhibitor if total vanadium is below 4000 ppm  8.   Monitor suspended solids and keep it below the recommended 100  ppm against possible corrosion.  a. Take no action if total vanadium, available vanadium, and iron are  normal and steady (no general corrosion.)  b. Increase mechanical filtration to remove solids.  c. Adjust vanadium levels immediately if iron rises with corresponding  drops in total and/or available vanadium (active corrosion)  d. Prepare 72‐S to combat possible iron oxides from active corrosion.  Operations  Being  done  9.   Watch  regenerator  bottom  level  against  damages  from  water  hammering  a. Introduce heat to reboiler only after visual inspection of side  glasses to ensure that liquid level is below vapor return lines  and nozzles   b. Drain solution back to storage if liquid level gets too high  c. Avoid  circulation  without  reboiler  in  operation  for  an  extended  period  of  time  since  pump  seal  water  dilutes  the  solution and raises liquid levels.  Operations  Being  done  10.   Regenerate solution after shutdown by keeping reboiler in operation  for 2‐4 hours so that bicarbonate conversion drops below 20%.  Operations  Being  done  11.   Passivate the system with solution before startup with air injection  and hot circulation for 8‐16 hours before gas introduction.  Operations  Being  done  12.   Clean  the  open  sump  from  time  to  time  and  provide  a  SS  liner  to  avoid in‐leaks of contaminants as also recommended by Eickmeyer.  Maintenance/ Operations  TA‐13  13.   Adjust  solution  chemistry  and  operating  parameters  according  to  operating manual.  Operations  Being  done  14.   Performance  of  Methanator  catalyst  was  found  normal  w.r.t  DT  and  conversion. However there is slight increase in its DP (increased from  0.1 to 0.23 kg/cm2 ).  Its skimming to be planned for TA‐2013.  Process  TA‐13       
  • 15.
          PROCESS ENGINEERING SECTION    Methanator Temperature Run‐away:  On 12th  Sep during startup of Synthesis machine, suddenly high CO2 containing gas broke through to  methanator due to severe foaming issue. Methanator was immediately tripped (I‐6) by swift response of  Panel operator. However, temperature in the 1st  level of catalyst bed reached out of scale (max value  recorded was  516  C).  Reactor  was  immediately  depressurized  (within  1~  minutes)  and  cooled  with  process gas after normalizing CO2 slip.  It was feared that temperature may have risen even higher than thermocouple maximum limit. However  detailed analysis and temperature profile of other  temperatures ruled out this possibility. Same was  confirmed by HTAS in their analysis.   Since  the  vessel  was  brought  to  safe  conditions  (high  temperature  /  low  pressure)  by  quickly  depressurizing,  it  was  thought  that  the  stresses  on  the  vessel  may  have  remained  within  limits.  Complete data was sent to HTAS for their analysis and advice .HTAS recommended conducting Hardness  test  mapping  and  micro  structure  inspection  of  the  vessel  by  replica  method  in  the  next  available  opportunity.  Hardness  testing  and  replica  test  of  vessel  was  carried  out  by  third  party  and  results  were  found  satisfactory. (Reference report attached)  Sr#  DESCRIPTION/ OBERVATIONS  ACTION  BY    Target DATE 1. All  safety  incidents  (including  process  safety  incidents)  should  be  classified according to HSE procedure (HSE‐QMS‐PRO‐SAF201) and  detailed  investigation  report  to  be  submitted  according  to  the  subject procedure.  HSE  to follow up for  closure of recommendations and present as  leading indicators in their Executive committee meetings.  DMs      HSE  Immediate      2. SOP of methanator start up to be revised to ensure normalization  of  Catacarb  before  gas  introduction  into  methanator  i.e.  CO/CO2  slip  should  be  normal  and  stable  /  Catacarb  system  foaming  is  normal and stable etc.  Ops  15th   Nov.2012  3. Methanator  trip    on  high  level  of  upstream  KO  drum  to  be  considered as per latest design practices  Ops/Process  30th  Nov.  4. Response  of  CO2  analyzer  was  very  slow  and  unreliable  since  commissioning  and  therefore  sharp  rise  in  CO2  slip  could  not  be  picked up by panel operator. Subsequent to this incident, response  of analyzer was improved and now working effectively.    Health of all critical analyzers and instruments should be ensured  for reliable plant operation. A detailed survey to be carried out to  identify all faulty instruments which are necessary for routine plant  monitoring and same should be rectified on priority.   Info        Ops/Inst.            30th   Nov.2012   
  • 16.
          PROCESS ENGINEERING SECTION    Cold Box Expander (C‐103):  On 5th  Sep when cool down of cold box was about to be started, expander was rolled but tripped due to  fire on its oil console. Fire was extinguished by applying Nitrogen blanketing and cutting the source of  ignition i.e. synthesis gas. Subsequent attempts to restart the expander revealed suspected problems in  its labyrinth seal.   During inspection of the expander its labyrinth seal and bearings were found damaged. Expander was  replaced with spare one available at site. However on restart, excessive seal gas flow through the seals  was encountered.  To  overcome  this  problem  and  avoid  any  further  safety  incident,  an  indigenous  modification was carried out and degasifying tank was installed to avoid Oil console over‐pressurization  and consequent fire due to higher seal gas venting.  During subsequent analysis of the problem, it was revealed that expander seals got damaged due to oil  freezing during Catacarb carryover incident. During this incident, methanator inlet valve, HV‐025 was  closed by panel operator which resulted in expander operating with its oil circuit while the gas side was  depressurized.  The matter was taken up with GE in detail and startup /shutdown procedure and expander logic has  been modified to improve the reliability and prevent recurrence of such incidents in future. The failed  expander seals and bearings were replaced under the supervision of GE VSM and is available as spare  presently.  Sr#  DESCRIPTION/ OBERVATIONS  ACTION  Target DATE  1. Start up, shut down and normal operating procedures of Expander,  C‐103 have been thoroughly revised in consultation with GE.   All operational staff to be trained for revised SOPs.  Info  Ops  30th   Nov.2012  2. Trip logic of C‐103 has been modified and trip of C‐103 has been  incorporated  on  complete  closure  of  HV‐025  to  avoid  expander  damage due to inadvertent closure of HV‐025.  info      Dry gas Seal Failure of C‐101:  On 31st  august, NG booster compressor, C‐101 was rolled at 1130hrs which tripped on high seal gas flow  at 1240hrs. Seal gas filters replaced and compressor again put on roll at 1432hrs. C‐101 was remained  on and off due to various problems in plant startup.   On 11th  September, when C‐101 rolled to MGS at 1445hrs, problem of high seal gas flow through the  seals recurred. After analyzing the data of high differential pressure across seal at PDIT‐400/401, it was  decided to check the health of seals and machine was handed over to machinery team.  On 14th  September, inspection revealed the damage of seal on compressor NDE side which happened  due to moisture ingress with the seal gas caused due to leaking recycle cooler E‐101. The damaged seal  was replaced with new one under the supervision of Flowserve VSM. Special Operational procedure was  developed and implemented to start machine with leaking Recycle cooler. 
  • 17.
          PROCESS ENGINEERING SECTION    Sr# DESCRIPTION/ OBERVATIONS  ACTION  Target DATE 1. Detailed review of process parameters indicated that before seal  gas failure, flow to DGS had decreased to zero but same could not  be  identified  by  the  panel  operator  as  it  was  already  under  low  alarm mode.    Set values of all process Alarms should be critically reviewed and  alarm values of all parameters which are running in alarm mode  during normal operation should be changed.  Operation /  Process  15th  Nov.  2. DGS OEM, Flowserve has recommended installation of pre‐filter in  view of black sludge found in DGS filters. Same to be installed.  Machinery /  Process  15th   Nov.2012  3. Detailed study to be carried out to identify potential impact of any  leak  from  exchanger  during  start  up  or  normal  plant  operation.  Special procedures to be developed to cover impact of leak through  any exchanger.  Operation/  Process  30th  Dec.    Miscellaneous General recommendations:            1.   Mechanical  governors  of  critical  pumps  at  Ammonia  plant  should  be  replaced  with  hydraulic  governor  to  improve  reliability.  Machinery  2013  2.   A  comprehensive  heat  exchangers  replacement  plan  to  be  developed and implemented based on history of KEMIRA plant.  Inspection  /  Equipment/p rocess  30th  Nov  3.   Performance of Pre‐reformer significantly decreased after plant  outage. HTAS has analyzed the pre‐reformer data and advised  that  Pre‐reformer  charge  has  completed  its  useful  life  and  completely  deactivated.  Furthermore,  HTAS  recommended  to  take Pre‐reformer in service only after availability of recycle H2  gas. To be covered in revised Operating instructions.  Operations  immediate  4.   During  inspection  of  F‐101,  convection  section  eastside  wall  refractory was found damaged. It is suspected that high flow /  velocity  of  combustion  gases  flow  through  convection  section  caused by modified 3rd  duct resulted in refractory damage.  Damper  of  this  modified  duct  should  be  kept  closed  to  avoid  recurrence.   Operations  immediate  5.   On  2nd   September,  HP  steam  letdown  valve  PV‐032  stucking  problem  caused  the  complete  shut‐down  of  ammonia  plant  Process  2013 
  • 18.
          PROCESS ENGINEERING SECTION    including steam network.  Installation of additional let‐down valve parallel to PV‐032 to be  studied to avoid complete outage of plant due to single valve.  6.  Numbers of failures have been observed on probes of C‐105 /  CT‐105. Moisture in C‐105 lube oil was initially high (~2%) and it  was  considered  to  be  root  cause  of  probes  failure.  However,  moisture has reduced to ~400 ppm but probe failure frequency  is still high.  Root  cause  of  probes  failure  to  be  established  in  consultation  with  Bentley  Navada  /  GE  and  reliable  probes  should  be  installed.            Instrument  TA‐2013  7.   DR has suggested some changes in Start up procedure of C‐105  and same should be followed in future. Operating procedure to  be revised as per DR start up procedure.  Operations  DONE   8.   In TA‐2012, skimming of HTS converter was planned to do which  could not be carried out due to limitations in vessel entry and  hence HSE concern.  Gas  inlet  piping  should  be  modified  with  removable  inlet  distributor,(like Desulphurisers inlet piping) for safe  vessel entry  and catalyst loading activity..  Process  TA‐2013  9.   Seal  gas  backup  system  of  C‐103  has  not  been  commissioned  since plant commissioning. A sudden change in plant front end  pressure also affect the seal gas flow and possible entrance of  seal oil into the expander casing.  Back  up  seal  gas  system  of  C‐103  should  be  considered  on  priority.  Instrument  /  Operation  TA‐2013    Major Jobs carried out during Mini TA‐2012 and Plant startup:   Main HP steam Generator (E‐110) Leakage rectification & tube plugging. 03 leaking tubes were  plugged.  The performance of exchanger is satisfactory and no leak was observed after plant  startup. Phosphate concentration in process gas at E‐110 outlet has reduced from ~60 ppb to  <10 ppb after leak repair. However, slight increasing trend in Phosphate concentration is being  observed (latest analysis 19 ppb on 31st  Oct.) which is under close monitoring.   Inspection of Primary Reformer (F‐101) refractory and repair was carried out.    Two tubes of Synthesis Coolers (E‐136B) were found leaking and same were plugged.   Chemical  cleaning  of  E‐136  was  performed  by  CR‐Asia  and  a  heavy  layer  of  scale  removed  during this activity.   E‐101 tube side flow passes was reduced from 08 to 04 due to plugging of tubes and limitation  for flow pattern.   Leakage rectification of Cold Box Expander (C‐103) & JT‐valve (HV‐054) Boxes was carried out.   Inspection of air compressor 1st stage KO Drum (D‐141) & Synthesis Driers (D‐112 A/B) was  carried out.   Activated  Carbon  Drum  (D‐132)  Inspection,  Cleaning  and  loading  of  fresh  activated  carbon  charge cwas carried out.    Rectification of HP steam let Down Valve (PV‐032) stucking problem.   PV‐010 damper blades trimming for smooth manual operation & repair of damaged refractory .   Cleaning of 21 exchangers by Hydro‐jetting / brushing were done.   Complete Overhauling of C‐104 LP casing was carried out.   Bearing inspection and Seals replacement of MP and HP casings of C‐104 was done. 
  • 19.
          PROCESS ENGINEERING SECTION    Bearing Inspection, Governor Actuator overhauling of CT‐104.   Combustion inspection of CGT‐102 was carried out.   Gas Turbine GTG‐A & B Combustion inspection, liner replacement, cross fire tube and retainer  replacement.   C‐101 dry gas seal were replaced on 14th  September.   C‐103 Cold Box Expander replaced with refurbished spare expander.   P‐122 A, B, seal oil pump overhauling and replacement, PT‐122 overhauling.      
  • 20.
          PROCESS ENGINEERING SECTION    Power Failure:  On 9th  Sep, 01 at ~0330 hrs, Power Failure was encountered during heavy rains.    Phase to Phase flash was observed on the breaker trolley arms, but timely tripping by protection  and  AVR  system  prevented  the  major  damage  to  machine.  Immediate  Route  Cause  of  short  circuit established was high humidity.   Issue was taken up with SIEMENS and after investigation SIEMENS accepted that Pole to Pole  distance  of  the  circuit  breakers  (between  live  parts)  is  lower  than  standard  value  for  site  environmental conditions, which is the root cause of the short circuit.   Actual Pole to Pole distance measured by SIEMENS team was 91 mm which is on the minimum  side of IEC recommendation which requires clearance of 90‐115mm.   Root Cause Analysis report is awaited from SIEMENS, however SIEMENS have recommended to  add the separator sheets (Masonite Sheets) between the VCB poles to improve the insulation.    RCA:     Flash in isolator of GTG‐B which caused GTG‐A also to trip.   Low clearances between phases of VCB trolley   Heavy rains caused saturated atmosphere    ITEM  OBERVATIONS/RECOMMENDATIONS  ACTION  BY  Target  DATE  1. Reliability Task force should be developed to identify potential  reliability risks contributing to tripping of GTGS or downstream  power system leading to total power failure  Op. Mngr  10th  Nov.  2. A  detailed  replay  coordination  study  has  been  conducted  by  Siemens  to  improve  design  deficiencies  of  Fatima  power  system. Recommendations implantation Status to be shared.  E&I  30TH  Nov.   3. Detail RCA report to be obtained from Siemens, Germany and  all  recommendations  should  be  implemented  to  avoid  recurrence of these problems.   Based  on  preliminary  report  of  Siemens,  additional  insulation   has been provided in the panels   E&I      info  March  2013  4. Number  of  attempts  to  start  GTG‐A  remained  unsuccessful.  it  was  started  on  the  sixth  attempt  (~  12  hours  after  Power  Failure) due to following main problems:  a. Oil leakage occurred twice from the Turbocharger of starting  diesel engine. Finally Turbocharger of GTG‐B was installed  b. Loss of flame occurred twice  c. Fault encountered with the SRV (Speed Ratio Control Valve)              Operation/E&I  TA‐2013 
  • 21.
          PROCESS ENGINEERING SECTION    Start‐up of  GTGs  on  first  attempt  has  always  remained  problematic. Reliability of both gas turbines to be improved by  resolving all known issues which have caused start up delays so  that GTGs should always start on first attempt.  5. During  unavailability  of  GTG‐B  due  to  flash  in  isolator  panel,  GTG‐A  could  not  be  restarted  due  to  problem  in  its  diesel  engine’s turbo charger.  Spare turbo charger was not available  and consequently, turbo charger of GTG‐B had to be installed  on GTG‐A for start‐up.  Critical spares should always be maintained in inventory as per  OEM recommendations.           Machinery/  Motor pool    6. EDG was started manually as K‐39 breaker did not open on auto  mode  from  the  field.  Subsequently,  K‐39  logic  was  tested  in  detail  and  some  bugs  in  logic  were  removed  and  logic  was  tested on DCS and found ok.  EDG  synchronized  load  test  run  with  main  bus  bar  to  be  conducted  on  weekly  basis  to  ensure  reliability  of  whole  system  and  its  proposer  functioning  in  case  of  emergency  requirement.    EDG operated normal for four hours before tripping on ‘Crank  Case  High  Pressure’  causing  total  black  out  and  steam  failure  due to the tripping of polish water supply pump to deaerator.  Inspection of Crank case vent was carried out and it was found  blocked due to water ingress during rains. Subsequently, vent  was modified to avoid recurrence.  EDG compartment to be sealed for all sort of water leakages  Info        Operation / E&I                    Maintenance  30th  Nov.  7. Due  to  unavailability  of  EDG,  following  major  problems  were  encountered:  a. DCS HIS power supply was cut to conserve UPS batteries.  b. Instrument air failure   c. Polish  water  pump  failure  and  consequent  steam  system  failure.  d. CCR‐I  &  CCR‐II  AC’s  went  offline  and  doors  had  to  be  opened  for  cross  ventilation.  Consequently,  humidity  of  control  room  increased  considerably  which  could  have  potentially damaged sensitive DCS cards/ modules.   A complete Reliability study of EDG to be carried out to ensure  its availability in case of emergency.  Electrical/  Instrument        30th  Dec.  
  • 22.
          PROCESS ENGINEERING SECTION    Power failure  scenario  during  EDG  unavailability  should  be  thoroughly studied.  8. Fire  water  diesel  engine  pump  started  on  auto  after  power  failure however it tripped due to high coolant temperature and  remained  unavailable  for  ~1  hr  during  power  failure  which  is  great safety concern. As per design, there are two provisions for  its  coolant  supply  i.e.  Clarified  Water  supply  and  FW  from  its  own for stand‐alone operation.   The  Clarified  water  supply  went  offline  on  power  failure  and  flow of FW from its own discharge was not aligned.    Fire  water  diesel  engine  pump  should  always  remain  in  stand  alone mode to ensure its availability during power failure. SOPs  to be revised accordingly.                    OU Operations  immediate 9. All holes/ openings in breakers, marshaling and control cabinets  should  be  completely  sealed  and  special  arrangements  (i.e.  fumigation/mice  killing  tablets  etc)  to  be  made  for  killing  of  reptiles.    Electrical/  Instrument   30th  Nov.  10. GTG start‐up was delayed due to unavailability of power for its  auxiliaries after EDG unavailability for ~4 hours.   GTGs black start provision to be considered.   Electrical/  Instrument  March‐13  11. HRSG‐A  burner  C  signal  amplifier  (installed  in  BMS  cabinet  in  CCR‐1) was blown due to short circuiting. Cable from burner to  field JB was found short circuited.     All electrical  circuits to be sealed for water/ moisture ingress.   Necessary  coatings  to  be  used  with  the  help  of  OEM  recommendation to protect them in case of heavy rains.  Instrument/  Electrical  30th  Nov.           
  • 23.
          PROCESS ENGINEERING SECTION    Extraordinary Rains:    On 9th  Sep. 2012, an intensive rainfall of ~300 mm in 24 hrs was recorded which was record figure for  last 100 years of this area. The storm / rain water drainage system of Fatima Site is designed for max.  rainfall of 40mm/day and recent rains proved that the basis for our site design needs thorough review in  view of changing environmental conditions and there are some additional internal and external factors  which need to be considered in  this study e.g. canal breach, Topology  of site and surroundings etc. Site  infrastructure needs to be upgraded accordingly. Power failure during rains made the situation worst  and connectivity between township and plant site was heavily affected due to accumulation of ~xx feet  water on roads.    ITEM OBERVATIONS/RECOMMENDATIONS  ACTION  BY  Target  DATE  1. Hardware of Rain water handling system to be completed as per  K‐plant design.   PHT/Civil  June‐ 2013  2. ROW and approval of rain water disposal to canal should be  sorted out on priority.  RM  Jan.13  3. A low budget pond to be constructed near EP‐4 for emergency  disposal of rain water.  Civil  June‐13  4. Additional study to be carried out thru consultant to handle extra  ordinary  rains,  possible  effect  of  canal  breech  and  mitigation  measures and township rain water disposal system. APL drainage  system should also be covered in the study to ensure continuous  supply of Raw water in case of heavy rains.  MM  March‐ 2013  5. Motors were found dipped in rain water (OU backwash pit pump  motors).    Permanent  draining  arrangement  by  installing  a  submersible  pump to be studied.    Individual plant  operations/  Maintenance  30th  Dec.  6. Rain water accumulated in CCR‐1 cable cellar.   Permanent  draining  arrangement  by  installing  a  submersible  pump to be adopted.    Instrument/  Maintenance  30th  Dec. 
  • 24.
          PROCESS ENGINEERING SECTION    7. Rain water seeped through CCR‐1 control room roof and it was  found dripping near Urea DCS board printers. Dripping was also  found on CCR‐1 first floor in front of room no.4.   Expansion joints  to  be  completely  filled  with  appropriate  sealants to completely seal the roof.    Civil  30th  Dec.  8. Alternator of STG got damaged during the heavy rains. Shed on  STG to be constructed on priority.  Maintenance  30th  Dec.  9. Diesel generator at APL was exposed to heavy rains and serviced  with great difficulties with the help of OEM. Proper shed to be  constructed on priority.  Maintenance  March  2013  10. Permanent  de‐watering  pumps  to  be  considered  at  suitable  locations  of  each  plant  and  periodic  maintenance  of  these  pumps to be ensured by area owners.  Operation  June‐13  11. Adequate  no.  of  De‐watering  pumps  should  be  available  in  Workshop tool room to handle the emergency situations.  MM  June‐13  12. A  special  taskforce  to  be  formulated  to  review  the  problems  faced during recent rains and avoid recurrence in next monsoon  season.   Op.Manager  30th  Dec  13. Based,  on  recommendations  of  task  force,  Special  Emergency  handling  procedure  to  be  developed  for  rain  handling  and  a  team  to  be  nominated  with  clearly  defined  roles  &  responsibilities in case of rain.  Op.Manager  30th  Dec  Township  14. Rain water was accumulated towards D‐type, E‐type, specially G‐ type housing & shopping area. Drain trenches are not available  due to which mosque shopping area was flooded.   A  complete  study  to  be  carried  out  to  provide  adequate  rain  water handling system in the colony.     Resident Manager  March‐ 2013  15. Transformers placed in township were dipped in rain water and  power supply was then stopped in G‐type residence.     RM  March‐ 2013 
  • 25.
          PROCESS ENGINEERING SECTION    Transformers base height to be increased keeping in view the  worst rain scenario in order to avoid water contact       Miscellaneous General recommendations:           10.   Mechanical  governors  of  critical  pumps  at  Ammonia  plant  should  be  replaced  with  hydraulic  governor  to  improve  reliability.  Machinery  2013  11.   A  comprehensive  heat  exchangers  replacement  plan  to  be  developed  and  implemented  based  on  history  of  KEMIRA  plant.  Inspection  /  Equipment  30th  Nov.  12.   Performance  of  Pre‐reformer  significantly  decreased  after  plant outage. HTAS has analyzed the pre‐reformer data and  advised  that  Pre‐reformer  charge  has  completed  its  useful  life  and  completely  deactivated.  Furthermore,  HTAS  recommended  to    take  Pre‐reformer  in  service  only  after  availability  of  recycle  H2  gas.  To  be  covered  in  revised  Operating instructions.  Operations  immediate 13.   During inspection of F‐101, convection section eastside wall  refractory was found damaged. It is suspected that high flow  /  velocity  of  combustion  gases  flow  through  convection  section  caused  by  modified  3rd   duct  resulted  in  refractory  damage.  Damper of this modified duct should be kept closed to avoid  recurrence.   Operations  immediate 14.   On 2nd  September, HP steam letdown valve PV‐032 stucking  problem  caused  the  complete  down  of  ammonia  plant  including steam network.  Installation of additional let‐down valve parallel to PV‐032 to  be studied to avoid complete outage of plant due to single  valve.  Operation  /Process  30th  Dec.  15.   Numbers of failures have been observed on probes of C‐105  / CT‐105. Moisture in C‐105 lube oil was initially high (~2%)  and  it  was  considered  to  be  root  cause  of  probes  failure.  However,  moisture  has  reduced  to  ~400  ppm  but  probe  failure frequency is still high.  Root cause of probes failure to be established in consultation  with  Bentley  Navada  /  GE  and  reliable  probes  should  be  installed.            Instrument  March‐ 2013  16.   DR has suggested some changes in Start up procedure of C‐ 105  and  same  should  be  followed  in  future.  Operating  procedure to be revised as per DR start up procedure.  Operations  30th  Nov.  17.   In  TA‐2012,  skimming  of  HTS  converter  was  planned  to  do  which could  not be carried out due to limitations in vessel  entry and hence HSE concern.  Gas  inlet  piping  should  be  modified  with  removable  inlet  distributor,(like  Desulphurisers  inlet  piping)  for  safe    vessel  entry and catalyst loading activity..  Process  TA‐2013 
  • 26.
          PROCESS ENGINEERING SECTION    18.  Seal gas backup system of C‐103 has not been commissioned  since  plant  commissioning.  A  sudden  change  in  plant  front  end  pressure  also  affect  the  seal  gas  flow  and  possible  entrance of seal oil into the expander casing.  Back up seal gas system  of C‐103 should be considered on  priority.  Instrument  /  Operation  TA‐2013.      Major Jobs carried out during Mini TA‐2012 and Plant startup:   Main HP steam Generator (E‐110) Leakage rectification & tube plugging. 03 leaking tubes were  plugged.  The performance of exchanger is satisfactory and no leak was observed after plant  startup. Phosphate concentration in process gas at E‐110 outlet has reduced from ~60 ppb to  <10 ppb after leak repair. However, slight increasing trend in Phosphate concentration is being  observed (latest analysis 19 ppb on 31st  Oct.) which is under close monitoring.   Inspection of Primary Reformer (F‐101) refractory and repair was carried out.    Two tubes of Synthesis Coolers (E‐136B) were found leaking and same were plugged.   Chemical  cleaning  of  E‐136  was  performed  by  CR‐Asia  and  a  heavy  layer  of  scale  removed  during this activity.   E‐101 tube side flow passes was reduced from 08 to 04 due to plugging of tubes and limitation  for flow pattern.   Leakage rectification of Cold Box Expander (C‐103) & JT‐valve (HV‐054) Boxes was carried out.   Inspection of air compressor 1st stage KO Drum (D‐141) & Synthesis Driers (D‐112 A/B) was  carried out.   Activated  Carbon  Drum  (D‐132)  Inspection,  Cleaning  and  loading  of  fresh  activated  carbon  charge was carried out.    Rectification of HP steam let Down Valve (PV‐032) stucking problem.   PV‐010 damper blades trimming for smooth manual operation & repair of damaged refractory .   Cleaning of 21 exchangers by Hydro‐jetting / brushing were done.   Complete Overhauling of C‐104 LP casing was carried out.   Bearing inspection and Seals replacement of MP and HP casings of C‐104 was done.   Bearing Inspection, Governor Actuator overhauling of CT‐104.   Combustion inspection of CGT‐102 was carried out.   Gas Turbine GTG‐A & B Combustion inspection, liner replacement, cross fire tube and retainer  replacement.   C‐101 dry gas seal was replaced.   C‐103 Cold Box Expander replaced with refurbished spare expander.   P‐122 A, B, seal oil pump overhauling and replacement, PT‐122 overhauling.        
  • 27.
          HRSG Top HRSG insp starvation Previously instructio in TA‐ 20 found dis taken up w   HRSG Ste Inspection HRSG’s ru having liq separator provided. establishe HRSG‐A S         p Duct burner pection in TA n at top duct  y, matter wa n whereas m 12 showed th engaged. It w with vendor a am Drums:  n of steam dr uling out pres uid level has  rs were also fo  Boilers were ed. Data has a Steam Drum  High r disengagem A‐2012 revea burner resul s taken up w mixing plates w hat removal  was also obs and is unders rums in TA‐20 ence of magn much weake ound yellowis e passivated a also been sha     PROCESS EN hlights  of  ment:   led disengage ted in high te with vendor in were reinstat of profile pla erved that bo study with ven 012 showed p netite layer. It r magnetite l sh. Matter wa again as per p ared with HTA NGINEERING S Offsite an ement of top emperature a n TA‐2011 an ted again aft ate resulted n olted bottom ndor.  presence of a  t was also be ayer than up as taken up w procedure afte AS and respon   SECTION nd Utilities p duct burne and ultimatel nd profile plat er their repa no advantage m plates also  yellowish lay en observed  per portion o with OEM but er box‐up and nse is awaited HRSG‐B S :  r in both HR ly disengaged te was remo air. However,  e and burner  found bent.  yer in steam d that portion  of steam drum t no suitable s d magnetite l d.  Steam Drum  SGs. Flue gas d all mixing p ved as per ve burner inspe plates were  Matter was  drum of both  of steam dru m. Cyclone  solution was  layer was      s flow  plates.  endor  ection  again  again  m   
  • 28.
          NG Filters Inspection was  there working a filters we because t replacem   CW Excha Inspection observatio  All ma 229, 1‐ Majori  Massiv  No  sig observ  Tubes   It is ob plugge also ob s:  n of NG filters e  in  filter‐A.  and condensa re rectified b these were no ent and rectif angers inspec n  of  various ons:  jor carbon st ‐E‐136,1‐E‐10 ty of exchang ve debris (fill  gn  of  passiva ved.  of various ex bserved that  ed. All carbon bserved in pa s at NG statio During  deta ate level accu by instrument ot replaced s fication of au ction:  s  heat  exch teel exchang 02,1‐E‐108 an gers have tub pieces) was a tion  layer  w changers had tubes of vari  steel exchan st.   PROCESS EN on was carried ail  analysis,  it umulated in f t. Furthermor ince long. Op to drainers. angers  was  er at Ammon d 1‐E‐122C  h be leakage. Pit also found at t was  observed  d to be plugge ious carbon s ngers (even n NGINEERING S d out in TA‐2 t  was  observ filter vessel a re, filter elem peration and  carried  out nia plant whi have corrosio tting is also o tube sheet w rather  brow ed resulting in steel exchang ew exchange SECTION 012 and it wa ved  that  aut and chocked  ments of filter maintenance t  in  TA‐2012 ich include: 1 on/deposition observed at fe which clogged  wnish  powde n heat duty li gers and alm ers) are at sta as observed t to  drainers  o the filters. A r‐A were foun e to develop P 2  and  follow 1‐E‐240, 1‐E‐ n.   ew points wit the tubes inl rs  along  wit mitation.   ost 15 to 20 ake and frequ that heavy ch of  filters  wer Auto drainers  nd heavily clo PM plan for t wing  were  ‐101, 1‐E‐228 thin exchange let.   h  rust  chips  % tubes has  uent leakages   hoking  re  not  of all  ogged  timely  major  8, 1‐E‐ er.   were  to be   were 
  • 29.
              Matter w provided.   K‐39 logic   During po had to be Consideri command At the tim condition steps;  1 2 3 4 5 6   Summary Dummy te 1. A 2. A at 3.In th 4. A o was taken up   It is required c Testing:  ower failure in  started man ng above hist ds of GTGs A& me of test GTG s to EDG, just . Shifting of  . Opening o Cabinet.  . Verificatio . Closing of  . K39 closing . Verificatio y of Dummy T est was carrie t first all load  false signal O t main substa n 3rd attempt hen it was fou fter working  n DCS.  with Buckma d to raise the  ncidents occu ually, and als tory it was de &B and STG tr G A was on lo t GTG‐A trip s all emergenc f Knife to give n of EDG star knife to give  g from DCS.  n of synchron Test:  ed out as follo d available on OF GTG‐A trip ation. But in f t EDG started und that EDG  on it by instru PROCESS EN an after insp level with Bu urred at Fatim o K39 openin ecided to verif ripping and el ad while GTG signal was req cy bus load to e false signal  rt and breake signal of GTG nization of ED ows;    emergency b pping was pro irst two attem  on auto, and synchronized ument team  NGINEERING S   pection, howe uckman mana ma, always ED ng command  fy the loops a liminate the f G‐B and STG w quired. Dumm o main busba of GTGs Tripp er closing.  Gs startup.  DG with main  bus bar were  ovided by ope mpts EDG fail d its breaker c d without giv problem was SECTION ever,  no app agement to re DG failed to st had to be giv and test all th flaws.  were unavaila my test was to r‐A.  ping from ma busbar‐A.  shifted to bu ening the knif ed to start.  closed but wh ing synchron  rectified by p propriate reco esolve all issu tart on auto m ven manually  he loops by gi able. To provi o be carried o ain substation us bar‐A.   fe in DCS Mar hen knife of G ization comm providing k‐3 ommendation es immediate mode and alw from DCS.  ving dummy  de blackout  out in followi n Marshaling  rshalling Cabi GTG‐A was clo mand.   9 close perm   n was  ely.  ways it  ng  net  osed  issive 
  • 30.
          PROCESS ENGINEERING SECTION    5.Again test was repeated and EDG auto startup verified, but at this time EDG tripped and  “differential voltage alarm”, appeared which was then thoroughly checked by electrical team by  meggering of generator etc.  6. It was also found that the EDG NGR is opened and is not closing so was checked and get closed.  7. After above checks and PM activities dummy test again repeated and all the steps found normal  and EDG auto mode startup on blackout conditions verified twice and found successful.     K39 close permissive:   Initially when EDG is in stopped mode and other generators are on load the K‐39 close  permissive is enabled on DCS.    When EDG is running and all other generators (GTG‐A/B and STG) are stopped / tripped,  then k‐39 close permissive on DCS will be disabled by DCS Operator.    It will be enabled after putting some load on main bus bars after starting any of the  other generators.    Root Caused Analysis:   Earlier K39 opening command was being written from two different sources;  o Manual command from DCS for K39 opening  o Auto command for from DCS for K39 opening   Manual command was always giving Zero value to DCS and EDG failed to start even after  generation of auto command from DCS.    Now K39 opening command will be generated on either of the following commands;  o On auto command from DCS on GTG A&B and STG tripping.  o Manual command from DCS display screen face plate by DCS Operator.     
  • 31.
          PROCESS ENGINEERING SECTION    Urea Plant:  Key highlights:  On 21st   August  2012,  Urea  plant  was  running  at  60%  load.  At  2229hrs,  Plant  put  on  hold  at  11:31:48.562hrs due to fire on C/CT‐104 at ammonia. P‐102A and P‐301A stopped from AC panel at  11:31:47.558hrs  and  11:43:09.310hrs  respectively.  K‐102  taken  on  venting  at  11:32:01:168hrs  but  stopped from AC panel at 1208hrs as suction pressure was continuously decreasing. NP CO2 compressor  was also stopped due to same reason.PCT section also stopped at 1225 hrs. All shutdown actions were  taken according to procedures.  SEQUENCE OF EVENTS:  Chronology of tripping sequence:  TAG  SECURITY DESCRIPTION  TIME  2HS1204‐2P102A‐ESD  SW  (AC)  HP ammonia pump P‐102 was stopped from AC  by pushing ESD Hand switch.  11:31:47.558hrs    P‐102 stopped  11:31:48.258hrs  2XY1031 alarm  Ammonia feed at ammonia pump P‐102 suction  stopped through closing of 2‐XV‐1031  11:31:48.562hrs  2XY1061 alarm  Ammonia  feed  to  scrubber  stopped  through  closing of 2‐XV‐1061  11:31:48.562hrs    2HS1025B‐2XV1043     CO2 compressor final discharge isolation valve  to  stripper  was  closed  from  AC  by  pushing  Hand  switch    11:32:00:935hrs  2XY‐1043B  CO2 to E‐201 slowly closed.  11:32:01:168hrs  2HS3204‐2P301A‐ESD  SW  (AC)  HP carbamate pump P‐301 was stopped from AC  by pushing ESD Hand switch.  11:43:09.310hrs  2HS‐1103 K‐102ESD SW  2K‐102 CO2 compressor was shut down from AC  12:08:47hrs  2XS‐11011‐2K‐101 STOP  2‐K101 process air blower stopped.  12:08:47hrs  Chronology of startup sequence  :16th  September           2‐FI‐1099   Carbamate feed introduced  15:10:21hrs  2‐SI‐1006  Compressor turbine was rolled.  16:03:48hrs  2‐FI‐1038  Ammonia feed introduced  19:05:02hrs  2‐FI‐1024   CO2 feed introduced to stripper  19:10:06hrs    Prilling resumed at   23:20hrs.    Prilling diverted   2350hrs    Prilling started again continuously  01:10hrs    DETAILS OF ACTIVITES CONDUCTED AT UREA PLANT DURING MINI TA:  Mini TA was announced on 21st August 2012 so following activities carried out at urea plant. 
  • 32.
          PROCESS ENGINEERING SECTION    1.Operational activities  a) Reactor, stripper and scrubber completely were drained, depressurized and flushed.  b) Steam circuit was depressurized and drained.  c) LP/PCT and vacuum sections were drained, flushed and purged.   d) Ammonia circuit was depressurized and purged.  2. Maintenance Activities   a) Calibration of PSVs R202 A/B, PSV‐AM 4002/4009, PSV‐SC‐4097, PSV‐C‐801 and PSV‐C‐803  done.  b) Back washing of exchangers done i.e. E‐702, E‐703, E‐704, E‐801, E‐901, E‐151, E‐152, E‐ 153, E‐154, E‐206 and E‐314A/B.  c) Suction strainers of all pumps cleaned especially P‐102A/B.  d) Ammonia suction filters SP‐253A/B cleaned.  e) Internal Inspection of steam drums V‐905 and V‐909 done. Only internal repair in V‐909  done.  f) Internal inspection of 2nd stage separator S‐402 done, its repair work of previous TA found  Ok, also vessel was cleaned from inside.  g) Internal visual inspection of S‐101 and S‐151 was done and declared Ok.  h) Steam leakages at various points rectifies as per list.  i) PV‐1203 d/s I/V replaced as its d/s flange had cut.  j) R‐202 sample point safurex valve replaced as it had passing.  k) Almost all jobs related to maintenance in job list completed.  3. Instrument Activities   a) LV‐1201 dismantled and sent to workshop due to passing problems but passing increased.   b) LT‐1024A/BC at compressor third stage separator S‐153 and LT‐1013A at compressor first  stage separator were calibrated by applying MOS during plant running.  c) FT‐1099 installed at Carbamate pump P‐301A/B discharge  d) PM of all instruments done.  4. Machinery :  a. K‐101 blower replaced with new one due to oil leakage.  b. P‐301A/B, P‐364A/B, P‐361 and P‐362 couplings inspection job done.  c. Lube oil of various pumps replaced.  5. Electrical :  a) Meggering of all urea plant motors carried out before start up. 
  • 33.
          PROCESS ENGINEERING SECTION    6.Other Activities  a. V‐102 (ammonia receiving vessel) top fire water nozzles de‐blocked.  b. Prilling tower walls and floor washing done in first shutdown.   c. Back washing of lube oil coolers of compressor, ammonia pumps and Carbamate pumps done.  d. Scraper B‐604 gear box replaced by machinery.  e. K‐101 blower replaced by machinery.  f. P‐303A/B discharge valves replaced due to passing problems.  PLANT STARTUP SEQUENCE    CO2  machine  rolled  at  1600hrs,  carbamate  feed  given  to  scrubber  at  1500hrs,  NH3  feed  given  to  scrubber at 1900hrs, while CO2 feed to stripper at 1910 hrs. Prilling resumed at 2320 hrs.  Prilling  Feed  remained  divert  most  of  the  time  between  2350  to  0110hrs  times  due  to  PH&S  belts  tripping.   OBSERVATIONS RECORDED DURING STARTUP   Scrubber was continued to fill with water through HP flush water pump P‐902 into scrubber for  almost 4hrs resulting in extra accumulation of water in reactor through overflow of scrubber  and water was filled in reactor for long time above calculated quantity. It resulted in high level  of reactors approximately 89% during start up.  In cold start up, calculated quantity of water should be added for reactor and scrubber filling.                     (Urea Operation)   In previous shutdown Urea Solution in reactor remained for almost 120hrs. Whereas maximum  allowable residence time for solution in reactor is close to 72hrs .This need to be confirmed  from the vendor or maximum allowable limit of 72 hours should be followed. (Urea Operation)   Turbine condensate pump P‐151A tripped twice due to some unknown cause and could not be  started for few minutes even on putting it on manual mode.    Heavy  leakages  observed  from  ammonia  filters  top  flanges  one  by  one.  Both  were  rectified  before startup.     
  • 34.
          PROCESS ENGINEERING SECTION    NITRIC ACID PLANT  DATE 21‐08‐2012  TIME  1418 Hours  INCIDENT  Low Ammonia Inventory  DOWNTIME DETAILS  COMPLETE  624.2hrs  PRODUCTION LOSS  31,210 MeT  REASON  FOR  SHUTDOWN  Low Ammonia Inventory  BASIC CAUSE  Tripping of C‐104 at Ammonia Plant.    INCIDENT DETAILS:  On 21st August at 1127 hrs Ammonia Plant tripped on low seal oil level security and resulted in tripping  of  C‐104.  NA  Plant  was  planned  to  stop  on  21st   August  at  1418  hrs  due  to  low  ammonia  inventory.  Complex  outage  for  10  days  was  announced  after  evaluating  the  situation.  TA  continued  till  16th   September.  Following major jobs were performed during TA.   Cleaning of exchangers.   Replacement of Pt/Rh/Pd Catalyst.   Inspection and Lamont Boiler shell and Baskets    Plant startup activities resumed as per following sequence   Compressor train rolled at 0630 hrs on 16th  September,2012   Plant ready for ignition at 0930hrs but delayed for 5 hrs due to problem in Ammonia transfer  pumps   Ignition carried out at 1425 hrs on 16th  September,2012     
  • 35.
          PROCESS ENGINEERING SECTION    NP PLANT  DATE 23‐08‐2012  TIME  0125 Hours  INCIDENT  Low Ammonia Inventory  DOWNTIME DETAILS  COMPLETE  582 hrs  PRODUCTION LOSS  23,280 MeT  REASON  FOR  SHUTDOWN  Low Ammonia Inventory  BASIC CAUSE  Tripping of C‐104 at Ammonia Plant.    DOWNTIME BREAKUP:  DEPARTMENT  Upstream Plant  Startup  NP Operation  DOWN TIME (hrs)  553 hrs     5 hrs    24 hrs  PRODUCTION  LOSS  (MT)  22,120 MeT     200    960  REASON  Low  ammonia  Inventory  Startup Activities  Off  spec  Slurry  (RDVFs  didn’t  take load)         INCIDENT DETAILS :  Plant back‐end tripped at 11:27hrs on 21st  Aug, 2012 due to C‐104 (Synthesis compressor) tripping on  low seal oil level security on seal oil Pump tripping. On machine tripping, gas broke through compressor  seals  which  caused  splashing  of  oil  through  the  oil  return  header  and  console.  Splash  of  oil  on  hot  surfaces caused the fire which was effectively controlled.  Ammonia & Urea were shut‐down; however CAN & NP remained in operation till 23rd  Aug, 2012. After  evaluating the situation it was decided to take about 10 days outage of the complex to attend various  other  pressing  jobs  at  all  plants.  TA  of  the  plant  which  was  to  begin  from  24th   Sep,  2012  has  been  rescheduled to March, 2013.  Following is the sequence of Shut Down activities of NP Plant:  1. Dissolving stopped on 21st  Aug, 2012 at 0930 hrs. 
  • 36.
          PROCESS ENGINEERING SECTION    2.Drum Filters both trains taken out of service on 21st  Aug, 2012 at 1343 hrs.  3. Feed stopped to Neutralizer train A on 22nd  Aug, 2012 at 2145 hrs.  4. Feed stopped to Neutralizer train B on 23rd  Aug, 2012 at 0137 hrs.  5. Feed cut to Evaporator 6‐40‐2106 on 23rd  Aug, 2012 and to Evaporator 6‐40‐2126 on 23rd  Aug,  2012 at 0302 hrs.  6. Finally Prilling was stopped on 23rd  Aug, 2012 at 0303 hrs   Shut Down Jobs at NP Plant  Followings are the major shut down jobs which were performed at NP Plant during Mini Turn Around,  1. Routine Operational Activities   Cleaning/flushing of Digestors seal pots and vent headers   RT filter grids dismantling for cleaning of trays and grids   Dismantling of cloth wash box , cloth wash tank 6‐40‐2039 and piping for cleaning   Following tanks manhole were dismantled for internal cleaning.  1. 6‐40‐2091  2. 6‐40‐2092  3. 6‐40‐2094  4. 6‐17‐2004  5. 617‐2006  6. 6‐17‐2025   Dismantling  of  overflow  and  Vent  Headers  of  Both  Neutralizer  trains  for  cleaning  and  inspection   Acid Washing of NP Evaporators 6‐40‐2106/26, Falling Film Evaporators, 6‐17‐2105/06 and  AC Tower, 6‐17‐2201   Replacement of AC tower damaged packing with new PP Rosset rings and SS Paul rings     2. Instrument Jobs (Control Valves Inspection & Cleaning)    Following Control Valves were dismantled, cleaned and inspected during Shut Down:  1. 6‐FV‐0059  2. 6‐LV‐0053  3. 6‐LV‐0055  4. 6‐FV‐0100  5. 6‐FV‐0030  6. 6‐LV‐0033  7. 6‐FV‐0015  8. 6‐FV‐0016  9. 6‐FV‐0019  10. 6‐FV‐0020  11. 6‐FV‐0055     Calibration of both Rock weigh belt feeders was done.    3. Modifications  Followings are the modification jobs performed during Shut Down   Tie‐in of filtrate line from tank 6‐40‐2089 to 6‐40‐2020   Tie‐in of Demin Water line for cloth washing spray nozzles of RT Filter 
  • 37.
          PROCESS ENGINEERING SECTION    Tie‐in of new Crystal suspension pump 6‐40‐1105 A   WA Transfer line from the discharge pumps of 6‐40‐2018 tank to 6‐40‐2020 tank.   DM water connection is provided for Vacuum pumps 6‐40‐1112/88/92   Clarified water connection is provided for 6‐40‐2069/70 Tanks.   Bleed of acidic scrubber 6‐40‐2213 is connected to basic scrubber 6‐40‐2212   Vessel entry of CN reactor and spargers cutting job  4. Equipment Maintenance Jobs   Replacement of AC tower damaged packing with new PP Rosset rings and SS Paul rings    Shaft  bush  replacement  and  casing  patch  welding  to  mend  leakages  of  following  screw  conveyors  a) 6‐40‐1259  b) 6‐40‐1260  c) 6‐40‐1261   Vessel entry of CN Melt tank 6‐40‐2022   Ammonia spargers for Neutralizer train B were made free to rotate.   Diaphragms replacement of PF plate packs # 4,5,18 & 20   Collection tray welding job and connect its drain line to 6‐17‐2025   Repair work of its outlet chute for trouble free cake discharge   Pf hydro cyclone 6‐17‐2311 body leakage repair  Enlisted Heat Exchangers were cleaned and inspected,   6‐40‐2101A/B   6‐40‐2119   6‐40‐2122   6‐40‐2124A/B   6‐17‐2102A/B   6‐17‐2103A/B   6‐17‐2124A/B    5. Machinery Maintenance Jobs     Shaft bush replacement and casing patch welding to mend leakages of 6‐40‐1259/60/61   Complete filter cloth and underlying nylon cloth of RDVFs were replaced.   Inspection of control head of 6‐40‐2305 to check drum, drum main drive shaft and valve  bridge plate.   Agitator drive gearbox and shaft 6‐40‐2305 were removed from the drum filter and shifted  to workshop for repair work   Control head of 6‐40‐2311 was removed for inspection. O ring in the control head was also  found damaged. Damaged control head bush, and O‐ring were replaced.   All  preventive  maintenance  checks  were  done  on  6‐40‐2311,  Bearings  were  packed  with  fresh grease. M02 gearbox oil was replaced.   All  preventive  maintenance  checks  were  done  on  6‐40‐2326.  Teflon  pieces  fitted  in  it  to  control air blow port size and washing port size had been removed. Brass bush in the control  head was damaged. Shaft sleeve under the control head was also damaged. Complete shaft 
  • 38.
          PROCESS ENGINEERING SECTION    sleeve was removed from the shaft by cutting it. A new sleeve was machined locally and was  installed on the shaft. Damaged control head PTFE valve bridge plate, O‐ring and PTFE plate  were replaced.  Driving  and  Non‐Driving  end  bearings  of  6‐40‐1256  were  slightly  damaged.  DE  shaft  was  shifted to workshop and repaired by buildup and machining   DE side bearing 6‐40‐1257 was found damaged. Cage of bearings was broken. Bearing areas  of both the shafts were damaged. These shafts were repaired by welding and machining in  the workshop.   Preventive maintenance of both Prilling bucket assemblies   Replacement of 6‐40‐1210 Belt Conveyor   Inspection of supporting/tensioning rods   Gland packing of all neutralizer agitators was leaking. All the gland packings were replaced.  Gland pusher of 6‐40‐1376 was damaged. A new gland pusher was machined locally in the  workshop and was installed on the agitator.   Pressure Filter guide roller inspection and greasing   Maintenance of tensioning roller motor of PF   Screen patch work to mend holes of PF   Cleaning 6‐17‐1201 and replacement of its faulty rollers    6. NP Plant Start‐Up Sequence  Following is the sequence of Shut Down activities of NP Plant:  1. Dissolving started on 17th  Sep, 2012 at 2321 hrs.  2. Drum Filter train A taken in service on 18th  Sep, 2012 at 1204 hrs.  3. Drum Filter train A taken in service on 17th  Sep, 2012 at 1700 hrs.  4. Feed was given to Neutralizer train A on 18th  Sep, 2012 at 0236 hrs.  5. Feed was given to Neutralizer train B on 18th  Sep, 2012 at 0812 hrs.  6. Feed cut to Evaporator 6‐40‐2106 on 18th  Sep, 2012 at 0942 hrs and to Evaporator 6‐40‐2126 on  17th  Sep, 2012 at 0345 hrs.  7. Finally Prilling was started on 18th  Sep, 2012 at 0303 hrs       7. INCIDENTS DURING SHUT DOWN    1. AC Tower Packing Damage during Acid Washing Activity  On  22nd  August  at  1230hrs  acid  washing  activity  was  started.  At  1300hrs  AC  tower  bed  temperatures  started  to  increase  and  reached  to103  O C  at  1320  hrs.  Yellow  fumes  were  witnessed from the AC Tower top which was due to burning of Polypropylene Packing Rings.  Temperature of AC tower normalized at 1630hrs.  2. Roof Bulging of 6‐40‐2056  In night shift of 25 Aug, 2012 at 2352 hrs. On/off valve XV‐0083 at the drain line of Crystallizer 6‐ 40‐2228  malfunctioned  and  solution  drained  to  Crystal  suspension  tank  6‐40‐2056.  Crystal  suspension  tank  6‐40‐2056  was  already  filled  up  to  65%  and  the  drained  solution  from  the  Crystallizer 6‐4‐2228 didn’t over flow due to partial chocking of line. Overfilling pressurized the  tank 6‐40‐2056 and resulted in its roof bulging and agitator seal damage.   IFR Reports for above two incidents have been issued separately.  
  • 39.
  • 40.
          PROCESS ENGINEERING SECTION    CAN PLANT   DATE 23‐08‐2012  TIME  0125 Hours  INCIDENT  Low Ammonia Inventory  DOWNTIME DETAILS  COMPLETE  617:50 hrs  PRODUCTION LOSS  34261.8 MeT  REASON  FOR  SHUTDOWN  Low Ammonia Inventory  BASIC CAUSE  Tripping of C‐104 at Ammonia Plant.    DOWNTIME BREAKUP:      INCIDENT DETAILS:  On 21st August at 1127 hrs Ammonia Plant tripped on low seal oil level security and resulted in tripping  of C‐104. CAN Plant was planned to stop on 23rd  August at 0125 hrs due to low ammonia inventory.  Complex  outage  for  10  days  was  announced  after  evaluating  the  situation.  TA  continued  till  17th  September.  Following major jobs were performed during TA.   Cleaning of exchangers.   Dryer gear box replacement and alignment.   Hot Product Elevator chain reinforcement.   Scrubber demister pad washing.  DEPARTMENT  Upstream Plant  CAN Instrument  CAN Maintenance  DOWN TIME (hrs.)  614:35  00:20  03:00  PRODUCTION LOSS (MT)  34059  36.57  166.23  REASON  Low  Ammonia  Inventory  P‐3403  safety  pull  cord switch issue  P‐3403  &  P‐3404  misalignment 
  • 41.
          PROCESS ENGINEERING SECTION    Roller replacement of MTM.   Installation of Lime weigh feeder.   Recycle product belt replacement.  Plant startup activities resumed as per following sequence  1. At 06:30hrs by loop filling of CAN plant granulation circuit.  2. AN plant was started at 0830hrs and it got trip twice; 1st at low nitric acid flow, 2nd on flash  vessel (D‐107) high pressure.  3. AN Plant was started at 0855hrs by keeping open PC‐503A/B 100% on process steam header.   4. Process Steam header pressure was normalized at 1000hrs.  5. Filled material rotation and heating started at 1300hrs after making required level in AN buffer  tank (D‐2401).  6. Loop heating was stopped at 1345hrs due to hot product belt (P‐3403) misalignment. Belt was  normalized at 1520hrs and CAN plant evaporation unit was taken in service.  7. Plant was started at 1635hrs after achieving the desired concentration of Ammonium nitrate.   8. Plant  was  stopped  at  1715hrs  due  to  trippage  of  final  product  elevator  (P‐3409)  against  low  speed switch actuation.   9. Plant restarted at 1913hrs after alignment of final product elevator (P‐3409).  10. Plant load remained limited to 70% till 2210hrs due to low Ammonium Nitrate inventory.  INCIDENTS DURING TA:  INCIDENT#1:  On 25th  August while pressurizing the Nitric acid line on B pipe rack with plant air for drainage, hose pipe  got disconnected from utility point resulting in nitric acid spillage in the CAN‐3 building.  ROOT CAUSE ANALYSIS:  Root cause for the spillage was improper hose pipe connection.  OBSERVATIONS & RECOMMENDATIONS:  1. All drain valves and Nitric acid B.L valve at CAN‐3 was close and plant operator opened the plant  air supply at CAN‐3 which resulted in the back pressure of circuit and ultimately the detachment  of the hose pipe.    Proper SOP to be developed for draining of nitric acid line.                  (Operations)    2. Plant air hose pipe for the purging was connected using metallic wire.    Proper coupling needs to be purchase to connect hose pipes to bear pressure.  (Operations)    3. Some portion of nitric acid line at B pipe rack make dead region, which cannot be drained .    Drains to be provided for proper draining of the dead areas to safe location.     (Process/Maintenance)      INCIDENT#2  On 1st  September Control Valve (LV‐0053) from AN Transfer line was removed to transfer AN from CAN  to NP. Heavy steam emission was observed from the open end of Ammonium nitrate transfer line at  pipe rack near ANC area. Steam was containing ammonium nitrate and acid solution.  
  • 42.
          PROCESS ENGINEERING SECTION    On investigation it was found that area operator had opened 10 bar flushing steam in AN line without  any information. Flushing steam was cut after 20 mins. Line was blinded later.  ROOT CAUSE ANALYSIS:  Root cause for the emission was miss communication and miss‐operation.  OBSERVATIONS & RECOMMENDATIONS:  1.Valve was removed to transfer AN from CAN to NP plant, which resulted in the open end on one  side.    Permanent arrangement needs to be developed to transfer AN from CAN to NP.                  (Process)    2. Nitric acid was found in the AN line as acid cleaning activity was performed at NP side and the  acid had penetrated in the circuit.    Arrangement to be developed to avoid acid entrance in the AN line while performing acid washing the  at NP plant.