Brandunfall in der Polyethylenwachs-Anlage der amerikanischen Firma Marcus Oil and Chemicals

Thread Content

Zusammenfassung des Brandunfalls in der Polyethylenwachs-Anlage von Marcus Oil and Chemicals in den USA. Dieser Artikel analysiert auf der Grundlage der Untersuchungen des U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board (CSB) zu dem Brandunfall in der Polyethylenwachs-Anlage von Marcus Oil and Chemicals südwestlich von Houston in Texas die Ursachen des Unfalls aus Sicht des Change-Managements und schlägt Verbesserungsmaßnahmen vor. Am 3. Dezember 2004 um 17:50 Uhr ereignete sich im Werk der Firma Marcus Oil and Chemicals für die Herstellung von Polyethylenwachsen, südwestlich von Houston in Texas, USA, eine Explosion und ein Brand. Mehrere Mitarbeiter hörten einen lauten Explosionsknall. Etwa 45 Sekunden später gab es eine noch größere Explosion. Die Feuerwehr erreichte den Unfallort etwa 5 Minuten nach der Explosion. Erst 7 Stunden nach dem Ausbruch des Feuers – also mitten in der Nacht – konnten die drei großen Brände gelöscht werden. Drei Feuerwehrleute erlitten im Zuge der Brandbekämpfung leichte Verletzungen. Mehrere Anwohner wurden durch zerbrochenes Glas verletzt. Die Explosion zerstörte die Fensterscheiben von Gebäuden und Fahrzeugen. Zudem wurden die Gebäude in einem Umkreis von 400 Metern beschädigt. In den nahegelegenen Gebäuden, Geschäften sowie Kirchen fielen Decken und Leuchten herab. Der Tank mit der Nummer 7 hatte einen Durchmesser von 3,7 Metern, eine Länge von 15 Metern und wog 23 Tonnen. Durch die Explosion wurde er durch die Druckwellen 68 Meter weit geschleudert – schließlich prallte er gegen das Lagerhaus einer anderen Firma in der Nähe (Abbildung 1 zeigt die Verlagerung des Tanks aufgrund der Explosion). Einige der größeren Trümmer flogen in die umliegenden Wohngebiete. So wurde in einem Gebäude in 152 Metern Entfernung ein 9 kg schweres Stahlblech gefunden ； Auf dem Gras in 274 Metern Entfernung wurden 54 kg Stahlplatten gefunden ； In einem Gebäude, das 400 Meter entfernt ist, wurde eine Stahlplatte mit einem Gewicht von 1 kg gefunden. Abbildung 1: Die Explosion führte dazu, dass sich die Position des Tanks Nr. 7 um 45 m2 verschieben musste. Beschreibung des Unfalls bei Marcus Oil and Chemical Company sowie physikalische Beweise und Untersuchungsergebnisse. Marcus Oil and Chemical Company wurde im Jahr 1987 gegründet. Das Unternehmen produziert hauptsächlich Hochdichte-Polyethylenwachs. Dieses Wachs wird in der Herstellung von Farben, Klebstoffen, Poliermitteln, in der Gummiindustrie sowie in der Textilherstellung eingesetzt. Die jährliche Produktion beträgt mehr als 113.000 Tonnen. 2.1 Prozessbeschreibung: Die vereinfachte Darstellung des Herstellungsprozesses von Polyethylenwachs bei der Firma Marcus Oil and Chemicals ist in Abbildung 2 zu sehen. Mithilfe von Pumpen wird das Paraffin aus den Tankwagen in die Waschkessel geleitet. In diesen Kesseln setzt sich das Rohmaterial ab – die Verunreinigungen sinken auf den Boden des Kessels. Das Paraffin im oberen Teil des Kessels wird nach dem Entfernen von Hexan und anderen Kohlenwasserstoffen zu Polyethylenwachspartikeln verarbeitet, die anschließend verpackt werden. Die extrahierten Kohlenwasserstoffe werden in Speichertanks gelagert, um verkauft zu werden. Während des gesamten Herstellungsprozesses wird Stickstoff zur Schutzfunktion eingesetzt, um zu verhindern, dass das geschmolzene Wachs mit dem Sauerstoff in der Luft in Berührung kommt. Die Oxidation durch Sauerstoff kann dazu führen, dass der helle Wachs seine Farbe verliert – das ist inakzeptabel. Abbildung 2: Vereinfachte Darstellung des Herstellungsprozesses von Polyethylenwachs. Die Mitarbeiter reinigen regelmäßig den Boden des Waschbehälters von den dort befindlichen Verunreinigungen. Die so gewonnenen Rückstände werden nach dem Erstarren in einem Lager gelagert, um sie später weiterverarbeiten zu können. 2.2 Die Mitarbeiter, die für die Verarbeitung der Reststoffe zuständig sind, füllen die erstarrten Reststoffe manuell in den Tank Nr. 4 ein, in dem sich Hochtemperaturschlangen befinden. Dort werden die Reststoffe geschmolzen. Anschließend werden sie per Pumpe in die Tanks Nr. 6 und 7 transportiert, wo sie weiterverarbeitet werden können. In den Schlangen in den Tanks wird Dampf zugeführt, um die Temperatur des flüssigen Paraffins auf etwa 149 °C zu halten. Der Bediener erhöht den Druck in den Behältern 6# und 7# mithilfe des Stickstoffsystems. Durch den Druckunterschied gelangt die flüssige Restmenge im Behälter 4# über einen Auftriebsrohr in den Eingang der Pumpe. Die Pumpe transportiert die Restmenge anschließend zum Verarbeitungssystem, wo die Kohlenwasserstoffe aus der Restmenge entfernt werden. Die aufbereitete Restmenge erstarrt zu Partikeln, die anschließend verpackt werden. Das Ergebnis dieser Aufbereitung ist in Abbildung 3 dargestellt. Abbildung 3: Wachsballpartikel nach der Behandlung des Reststoffs. 2.3 Stickstoffsystem – Der Stickstoff wird vor Ort mit einem kleinen Stickstoffherstellungsgerät erzeugt und in zwei großen Druckbehältern gelagert. Der maximale Druck im Stickstoffsystem beträgt 0,83 Mpa (Nenndruck). Der Stickstoff-Druckreduzierer senkt den Druck auf 0,28–0,48 Mpa (Nenndruck) und versorgt anschließend die Tanks 6# und 7#. Da die Leistung der kleinen Stickstoffgeneratoren nicht ausreicht, um den Bedarf an der Übertragung von Materialien aus den Behältern zu decken, kann der Druck des Stickstoffs manchmal auf den minimalen Wert sinken, der für die Übertragung der Materialien erforderlich ist. Während der Bediener darauf wartet, dass die Stickstoffgenerierungsanlage den Stickstoffspeicher wieder mit Druck versorgt, wird die Zufuhr von Paraffin verzögert. Der Bediener verbindet das Komprimierluftsystem mit dem Stickstoffverteilungssystem des Stickstoffgenerators mithilfe eines provisorischen Schlauchs. Da der leistungsstarke Luftkompressor den Druck im Stickstoffsystem schnell durch das Zuführen von Luft erhöhen kann, wird so das oben beschriebene Problem der Produktionsverzögerungen gelöst. Schließlich ersetzte der Bediener den provisorischen Schlauch durch eine dauerhafte Leitung und Ventile. Dadurch entfiel die notwendige, ungewöhnliche Maßnahme, jedes Mal einen provisorischen Schlauch anzuschließen, wenn der Druck im Stickstoffsystem zu niedrig war. Der Bediener bemerkte jedoch nicht, dass das direkte Einbringen von Luft in das Stickstoffsystem dazu führte, dass sich Sauerstoff im Stickstofftank ansammelte. Nach dem Unfall untersuchte der US-amerikanische Ausschuss für Chemische Sicherheit und Gefahrenanalyse (CSB) die Gase in den Stickstoffgeneratoren sowie in den Druckentlastungsventilen für Stickstoff. Zudem wurden Proben des Gases in den Stickstoffspeichern, Paraffin sowie Rückstände in den Verarbeitungseinrichtungen untersucht. Ebenso wurden Metallproben aus dem Behälter Nr. 7 analysiert. Um festzustellen, ob der Stickstoffhersteller unter den vorgesehenen Bedingungen arbeitet, wird das Gas am Ausgang des unbeschädigten Stickstoffherstellers überprüft. Die Testergebnisse bestätigten, dass die Gasprobe 92%-96% Stickstoff und 4%-8% Sauerstoff enthält, was den Anforderungen des Geräts entspricht. Es werden Gasproben aus den Stickstofftanks untersucht, um die Reinheit des Stickstoffs zu bestimmen, der den Tanks Nr. 6 und Nr. 7 zugeführt wird. Dieses Probenmaterial enthält 82 % Stickstoff und 18 % Sauerstoff. Daraus zieht die CSB den Schluss: Die Komprimierluftanschlüsse, die von der Marcus Oil and Chemical Company zur Druckaufrechterhaltung des Stickstoffsystems installiert wurden, führten dazu, dass der Stickstoff in den Stickstofftanks durch Sauerstoff verunreinigt wurde. Die weiteren Schlussfolgerungen der CSB lauten: Der Sauerstoffgehalt in Stickstoff reicht aus, um ein Verbrennungsprozess zu ermöglichen. CSB prüfte die Stickstoffdruckreduzierventile bei verschiedenen Eingangsdrücken und -strömen, um den möglichen Betriebsdruck des Tanks Nr. 7 zum Zeitpunkt des Unfalls zu bestimmen. Der ursprünglich festgelegte Druck betrug 0,46 Mpa (Nenndruck). Weitere Tests bestätigten, dass die Druckreduzierventile einwandfrei funktionierten und dass die Genauigkeit der Druckmessgeräte an den Ventilen unter 0,007 Mpa lag. 2.4 Physische Beweise und Untersuchungen: CSB hat den Tank Nr. 7 sowie die wiedergefundenen Tanks und Deckel visuell überprüft. Es wurden keine Betriebsbeschreibungen auf den Geräten gefunden. Zudem konnte die Firma Marcus Oil and Chemicals keine Unterlagen bezüglich des Designs, der Herstellung sowie des sicheren Betriebsdrucks des Tanks Nr. 7 oder der anderen Tanks (Nr. 5, 6 und 8) liefern. CSB hat gemäß den Vorschriften der American Society of Mechanical Engineers (ASME) für Kessel und Druckbehälter den sicheren Betriebsdruck des Tanks Nr. 7 auf 0,55 Mpa (Nenndruck) berechnet. Die CSB stellte fest, dass die Marcus Oil and Chemical Company die Tanks Nr. 5, 6, 7 und 8 umgebaut hat. Um sicherzustellen, dass die Temperatur der Paraffin im Behälter über dem Schmelzpunkt liegt, wurde in jedem Deckel des Behälters ein Loch mit einem Durchmesser von 609 mm angefertigt. In dieses Loch wurde eine Dampfheizspule eingebaut, anschließend wurde der Deckel wieder verschweißt. Die Schweißnahtplatten für den Behälter Nr. 8 sind in Abbildung 4 dargestellt. Abbildung 4: Schweißnahtplatten für Tank Nr. 8. Obwohl die Nahtplatte des Tanks Nr. 7 nicht wiedergefunden werden konnte, kamen die Ermittler von CSB zu dem Schluss, dass sie den Nahtplatten der anderen drei Tanks ähnelt. Da die Schweißnähte der Ersatzplatten den allgemeinen Industriestandards für die Herstellung von Druckbehältern nicht entsprachen, versagten diese Schweißnähte während des Unfalls. Die Firma Marcus Oil and Chemicals hat weder qualifizierte Schweißer noch geeignete Schweißverfahren verwendet, um die Reparaturplatten auf den Behälterdeckeln erneut zu verschweißen, und hat stattdessen einen Anschluss für eine Dampfleitung am Behälter angebracht. Auch das Personal des Unternehmens gab zu, dass nach Abschluss der Schweißarbeiten kein Drucktest durchgeführt wurde, um den Behälter zu überprüfen. CSB untersuchte die Brennbarkeit und Reaktivität von Proben aus Abfallparaffin. Der Flammpunkt von Paraffin beträgt 110 °C. Die paraffinartigen Proben zeigten keine Exothermie, weshalb CSB zu dem Schluss kam, dass unkontrollierte chemische Reaktionen nicht zu den Ursachen des Unfalls gehörten. 3. Analyse der Ursachen für den Brand bei Marcus Oil and Chemical Company. Die CSB führte eine Untersuchung zum Brand bei Marcus Oil and Chemical Company durch. Auf der Grundlage der entsprechenden physikalischen Beweise und Testergebnisse stellte die CSB fest, dass das wahrscheinlichste Szenario für den Unfall wie folgt aussieht: 1) Die Bediener verwendeten Stickstoff mit einem Sauerstoffgehalt von 18 % anstelle des ursprünglich vorgesehenen Stickstoffs mit einem Sauerstoffgehalt von maximal 8 %, um die Tanks Nr. 6 und Nr. 7 zu füllen ； 2) Der Innendruck im Behälter Nr. 7 (0,46 Mpa (Gaugedruck)) könnte die Festigkeit der Schweißnähte an den Verstärkungsplatten des Behälters überschreiten. Diese Naht ist völlig ausgefallen – das Ersatzteil ist vom Behälter abgebrochen ； 3) Der Druck im Behälter wird über eine Öffnung mit einem Durchmesser von 609 mm schnell abgelassen. Kohlenwasserstoffdämpfe, komprimierte Luft und glühende flüssige Paraffin kommen gemeinsam aus dem Loch heraus ； 4) Als die Ersatzplatte auf die Betonbasis aufprallte, entstanden Funken, die möglicherweise das Paraffin sowie die Kohlenwasserstoffdämpfe in Brand setzten ； 5) Die Sauerstoffsättigung im Tank Nr. 7 kann dazu führen, dass die Flammen in den Tank zurückgeschleudert werden. Dadurch kommt es zu einer Explosion im Inneren des Tanks, wodurch der Deckel des Tanks in mehrere Teile zerplatzt ； 6) Der 2268 kg schwere Tank wurde durch die Explosion weggeschleudert, prallte gegen eine in der Nähe stehende, ungenutzte Anlage und blieb schließlich in einem Lagerhaus in 137 m Entfernung liegen ； 7) Das brennende Polyethylenwachs verteilte sich auf den Lagerräumen und anderen Geräten und entzündete die brennbaren Stoffe. Der entstandene große Brand brannte fast 7 Stunden lang. CSB weist darauf hin, dass drei Änderungen bei der Marcus Oil and Chemical Company zu diesem Unfall führten: Änderung 1: Im Tank Nr. 7 wurden Dampfheizspulen hinzugefügt; die Dicke der Schweißnähte der Ersatzplatten lag unter 20 % der Gesamtdicke der Platten zudem wiesen diese zahlreiche Risse auf. Die negativen Auswirkungen der unsachgemäßen Schweißarbeiten waren doppelt: Einerseits verringerten sie die Stärke dieses Teilbereichs des Tanks um 75 % ； Gleichzeitig kann ein Mangel an Schweißmaterial sowie eine schlechte Qualität der Schweißnähte dazu führen, dass es zu Verschleißrisiken kommt. Dadurch wird die Stärke der Schweißnähte weiter verringert ； Änderung 2: Auf der Grundlage der Messergebnisse des Stickstoff-Druckreduktors liegt der innere Druck im Tank Nr. 7 voraussichtlich bei 0,46 MPa (Nenndruck). Der Bediener gab an, dass der Druckregler für Stickstoff standardmäßig auf 0,31 MPa eingestellt sei, aber um zu gewährleisten, dass Paraffin in die Verarbeitungseinrichtung fließen kann, wurde dieser Druck absichtlich erhöht. Der hohe Druck im Behälter Nr. 7 konnte zum Zeitpunkt des Unfalls dazu führen, dass die Schweißnähte an den defekten Stellen deformiert wurden. Änderung 3: Die Firma Marcus Oil & Chemicals verbindet das Stickstoffsystem mit dem Komprimierluftsystem, damit das Stickstoffsystem schnell mit Druck versorgt werden kann. Im Verarbeitungsprozess der abgefallenen Paraffine wurde das Entfärben des Produkts durch die Exposition an der Luft nicht als Problem angesehen. Allerdings haben die Verantwortlichen die Gefahren durch Prozessänderungen nicht bewertet. Durch die Verwendung von Komprimierter Luft wird der Druck im Stickstoffsystem erhöht, wodurch der Stickstoffgehalt bis zu 18 % beträgt. Diese Stickstoffkonzentration reicht aus, um die Verbrennung von Paraffin- und Kohlenwasserstoffdämpfen im Behälter zu ermöglichen. 4. Die Lektionen, die uns der Brand bei der Marcus Oil and Chemical Company bringt: Aus der Unfallanalyse der CSB geht eindeutig hervor, dass der Unfall durch drei Änderungen verursacht wurde. In der chemischen Industrie finden ständig verschiedene Änderungen statt, um den Marktbedürfnissen gerecht zu werden, die Produktivität zu steigern, die Betriebsbedingungen zu optimieren, die Sicherheit zu verbessern oder andere Ziele zu erreichen. Doch diese Veränderungen sind ein zweischneidiges Schwert: Während sie Vorteile mit sich bringen, können sie auch Schäden verursachen. Viele katastrophale Unfälle in der Chemie- und Petrochemieindustrie wurden durch unsachgemäße Änderungen an den Produktionsverfahren oder Anlagen verursacht. Laut Statistiken können etwa 80 % der Unfälle im Produktionsprozess auf „ungemäße Änderungen“ zurückgeführt werden. Daher besteht die Aufgabe der Verwaltung von Änderungen darin, potenzielle Unfälle vorzubeugen und zu kontrollieren. Ein wichtiger Grund für den Unfall bei der Marcus Oil and Chemical Company war das Fehlen eines Systems zur Verwaltung von Änderungen in der Anlage. Es fanden keine angemessenen Sicherheitsprüfungen der geänderten Prozesssysteme statt, und es gab niemanden, der die entsprechenden Änderungen überwachte und genehmigte. Das Fehlen eines Change-Management-Systems ermöglichte es, unüberprüfte Änderungen problemlos in der Planung, Installation und Inbetriebnahme umzusetzen. Die austauschenden Mitarbeiter fehlen an Ausbildung und ausreichender Erfahrung; sie erkennen nicht die schwerwiegenden Folgen, die eine solche Veränderung des Prozesssystems haben kann. 4.1 Was ist Change Management? Change Management (Management of Change, MOC) ist ein wichtiger Bestandteil des Prozesssicherheitsmanagementsystems. Dabei geht es um die geplante Kontrolle von dauerhaften oder vorübergehenden Änderungen bei Chemikalien, Prozesstechnologien, Ausrüstungen, Verfahren sowie Betriebsabläufen. Dabei werden der Typ, das Ausmaß sowie die Schritte zur Umsetzung der Änderungen festgelegt. Änderungen im Bereich der Prozesssicherheit in Chemie- und Petrochemieanlagen lassen sich in der Regel in vier Kategorien einteilen: Änderungen in der Prozesstechnik ； Änderung der Arbeitsabläufe ； Änderungen an den Fabrikanlagen ； Organisatorische Änderung. Dabei haben Änderungen in den Verarbeitungstechnologien, Änderungen in den Arbeitsabläufen sowie Änderungen an den Fabrikanlagen in der Regel einen direkten Einfluss auf die Prozesssicherheit, während organisatorische Änderungen einen indirekten Einfluss darauf haben. Aber im Inland werden Änderungen im Allgemeinen in folgende Kategorien eingeteilt: Ersatz durch ähnliche Produkte, geringfügige Änderungen sowie Änderungen an Produktionsanlagen und -verfahren (technische Änderungen). Die Prozesse zur Verwaltung von Änderungen sind: Klassifizierung der Änderungen ； Einrichtung eines Change-Management-Teams, Prozessgefährdungsanalyse, Antragstellung und Genehmigung, Umsetzung des Changes, Überwachung, Überprüfung, Abschlussbericht, Aktualisierung und Archivierung der Dokumente, Schulung und Kommunikation bezüglich des Inhalts des Changes. Die groben Schritte sind in Abbildung 5 dargestellt. Abbildung 5: Prozessdiagramm der Change-Management-Methodik 4.2 Risikomanagement im Change-Prozess Der Schwerpunkt des Change-Managements liegt in der Kontrolle der Risiken im Rahmen des Change-Prozesses. Die Risikokontrolle im Change-Prozess gliedert sich in die Phase der Erstellung des Change-Vorschlags, die Phase der Umsetzung des Changes sowie die Phase des Wiedereinsatzes nach dem Change. 1) Risikokontrolle in der Phase der Einreichung von Änderungsvorschlägen: Nachdem eine Person einen Änderungsvorschlag eingereicht hat, entsteht auch ein dazugehöriger Plan. Bevor dieser Plan von den Vorgesetzten genehmigt werden kann, muss zunächst eine entsprechende Gefährdungsanalyse durchgeführt werden. Dazu gehören beispielsweise die Durchführung einer Gefahr- und Betriebsfähigkeitsanalyse (HAZOP), einer Schutzschichtanalyse (LOPA), von „Was-wäre-wenn“-Analysen, Checklisten, einer Ereignistree-Analyse (ETA), einer Unfallbaumanalyse (FTA), der Bow-Tie-Analyse sowie quantitativer Analysen (QRA). Ebenso werden Analysen zu Fehlertypen und deren Auswirkungen (FMEA) sowie Analysen zur Zuverlässigkeit, Verfügbarkeit und Wartbarkeit (RAM) durchgeführt. Da die ursprünglichen Verfahren und Ausrüstungen alle durch Berechnungen und Prüfungen entwickelt wurden, können wir bei neuen Änderungen nicht nur die Gefahren für das jeweilige Verfahrenssystem sowie die Ausrüstung berücksichtigen. Wir müssen auch die Auswirkungen der Änderungen auf das gesamte System in Betracht ziehen und eine ganzheitliche Betrachtungsweise anwenden. 2) Die Risikokontrolle in der Umsetzungsphase erfolgt, nachdem das Änderungskonzept durch eine Risikoanalyse festgelegt wurde. Dabei sind Arbeiten im Bereich von offenen Flammen, Arbeiten in eingeschränkten Räumen, Arbeiten in großen Höhen sowie Isolier- und Sperrmaßnahmen betroffen. In diesem Fall müssen wir Methoden wie die Arbeitssicherheitsanalyse (JSA), die Aufgabenrisikoanalyse (TRA) sowie die vorherige Gefahrenanalyse (PHA) einsetzen, um die Risiken im Bauprozess zu identifizieren. Die Arbeitssicherheit wird hingegen durch die Vorschriften des HSE-Systems geregelt. 3) Risikokontrolle in der Phase nach der Änderung: Nach Abschluss der Umsetzung der Änderungen ist vor dem Wiedereinsatz eine Vor-Start-Sicherheitsprüfung (PSSR) erforderlich. Dabei muss der Bauplatz der Änderung überprüft werden, um sicherzustellen, dass die Installation der geänderten Komponenten abgeschlossen ist und dass die Bauvorgaben sowie die Spezifikationen der Geräte mit den zuvor genehmigten Änderungsunterlagen und Plänen übereinstimmen. Zudem müssen die Verfahrensdokumente bezüglich Sicherheit, Bedienung, Wartung und Notfallreaktionen erstellt oder überarbeitet werden. Es ist möglich, eine Überprüfungsliste vor dem Start des Produktionsprozesses zu erstellen. Vor dem Start werden die in der Liste aufgeführten Punkte nacheinander überprüft. Erst wenn alle Punkte gemäß den Vorgaben erfüllt sind, sind die Voraussetzungen für den Beginn der Produktion gegeben. Bei mehreren Umstrukturierungen der Marcus Oil and Chemical Company wurden die Risiken in den jeweiligen Phasen nicht erkannt, und es wurden keine entsprechenden Maßnahmen aufgrund dieser Risikenerkennung ergriffen, was schließlich zum Auftreten von Unfällen führte. 4.3 Aktualisierung der Unterlagen nach Abschluss der Änderungen
Nachdem das geänderte Prozesssystem in Betrieb genommen wurde, ist die Arbeit noch nicht abgeschlossen. Es müssen alle Pläne und Dokumente aktualisiert und gespeichert werden, die von den Änderungen betroffen sind. In der Regel gehören dazu unter anderem die Grundrisspläne des Werks, die Anlagenschemata, die P&ID-Pläne, die Bedienungsanleitungen, die Wartungsanleitungen, die Notfallpläne sowie die Schulungsmaterialien. Die Fabrik muss außerdem die Unterlagen zur Änderung selbst aufbewahren, wie z. B.: Änderungsanträge, Pläne, Protokolle der Sicherheitsprüfungen vor Inbetriebnahme, schriftliche Nachweise zur Schulung oder Benachrichtigung der betroffenen Personen usw. Gemäß den Vorgaben der OSHA bezüglich des PSM müssen die Betriebe alle fünf Jahre die Gültigkeit der zuvor durchgeführten Prozessgefährdungsanalysen erneut überprüfen. Eine wichtige Aufgabe dabei ist es, die im Laufe der letzten fünf Jahre vorgenommenen Änderungen zu prüfen – dabei werden die damit verbundenen Unterlagen herangezogen. Derzeit haben viele Unternehmen das Problem, dass die elektronischen PID-Pläne nicht mit der tatsächlichen Situation vor Ort übereinstimmen, ebenso wie die Bedienungsanleitungen der Geräte nicht mit den tatsächlich vorhandenen Geräten übereinstimmen. Viele Unterlagen entsprechen somit nicht der Realität vor Ort. Dies stellt Herausforderungen für die anschließende Produktionsverwaltung, die Durchführung von HAZOP-Analysen sowie die Ausbildung neuer Mitarbeiter dar. Tatsächlich entsteht dieses Problem durch einen Teufelskreis, in dem nach jeder **kleinen Änderung die Unterlagen nicht rechtzeitig aktualisiert werden. 4.4 Nach einer Änderung darf man nicht einfach annehmen, dass die Änderung abgeschlossen ist, sobald die entsprechenden Unterlagen archiviert wurden. Vielmehr muss man die Auswirkungen der Änderung überwachen, um zu prüfen, ob die beabsichtigten Ziele durch die Durchführung der Änderung tatsächlich erreicht wurden Hat dies weitere Nebeneffekte auf das Prozesssystem? Hat es Auswirkungen auf andere Geräte im System? Erst nachdem im Rahmen der Überwachung festgestellt wurde, dass das Ziel der Änderung erreicht wurde, es keine Nebenwirkungen gab, die Informationen zur Sicherheit des neuen Verfahrens aktualisiert wurden, die zuständigen Mitarbeiter geschult wurden und alle relevanten Unterlagen archiviert wurden, kann man von Abschluss der Änderung ausgehen. 4.5 Verwaltung von vorübergehenden Änderungen
Vorübergehende Änderungen können ebenfalls zu katastrophalen Unfällen führen. Obwohl für solche Änderungen in der Regel keine Aktualisierung der Pläne und Dokumente wie bei dauerhaften Änderungen erforderlich ist, sollten sie dennoch gemäß den üblichen Verfahren für Änderungen geprüft, genehmigt sowie vor Inbetriebnahme auf Sicherheit überprüft werden. Temporäre Änderungen wie: vorübergehende Hinzufügung oder Entfernung von Geräten im Prozesssystem, Verwendung von temporären Rohrleitungen oder Ventilen im Prozesssystem, vorübergehende Umgehung wichtiger Alarme oder Sicherheitsfunktionen usw. Temporäre Änderungen müssen nach einer gewissen Zeit wieder in ihren ursprünglichen Zustand versetzt werden, weshalb es eine zeitliche Beschränkung gibt. Die Fabrik kann selbst festlegen, wie lange die temporären Änderungen gelten sollen – das kann einige Tage oder Wochen sein. Falls die Frist überschritten wird, ist eine Verlängerung möglich, doch dafür ist eine schriftliche Genehmigung erforderlich. Auch bei einer Verlängerung sollte die Dauer in der Regel nicht mehr als 6 Monate betragen. Andernfalls muss zum Ablauf der derzeit genehmigten vorübergehenden Änderung erneut um eine neue vorübergehende Änderung beantragt werden. 5. Fazit: Jede Art von Veränderung kann dazu führen, dass das Prozesssystem von der ursprünglichen Konzeption abweicht. Selbst scheinbar kleine Änderungen können, wenn sie nicht richtig gesteuert werden, zu katastrophalen Folgen führen. Das ist ein wichtiger Grund dafür, warum Unternehmen Verfahren zur Verwaltung von Änderungen entwickeln müssen, um den Änderungsprozess zu regulieren. Unternehmen müssen eine spezielle Person einsetzen, die für die Verwaltung von Änderungen zuständig ist, sowie detaillierte Verfahren zur Verwaltung von Änderungen entwickeln. Dabei sollten die verschiedenen Arten von Änderungen klar eingeteilt werden. Zudem muss eine Risikobewertung in allen Phasen des Änderungsprozesses erfolgen, um die Risiken auf ein Minimum zu reduzieren. 6. Literaturverzeichnis: Center for Chemical Process Safety (CCPS), 1992. Plant Guidelines for Technical Management of Chemical Process Safety (überarbeitete Ausgabe). American Institute of Chemical Engineers (AIChE) ； Center for Chemical Process Safety/ (CCPS), 1993. Leitlinien für die ingenieurtechnische Planung zur Gewährleistung der Prozesssicherheit, (S. 539) American Institute of Chemical Engineers, (AIChE) ； Center for Chemical Process Safety/ (CCPS), 1993. Prozesssicherheitsmanagement und Unfallprävention ； Fallstudie: Explosion und Brand in einer Anlage zur Verarbeitung von Polyethylenwachs, Nr. 2005-02-I-TX, Juni 2006 ； AQ-T3034-2010 Leitlinien für die Umsetzung der Prozesssicherheitsverwaltung in Chemieunternehmen ； „Leitlinien für die Umsetzung des Prozesssicherheitsmanagements in chemischen Unternehmen“ (AQ-T3034-2010) ； „Leitlinien zur Stärkung der Sicherheitsverwaltung in chemischen Prozessen“, Amt für Arbeitssicherheit, Dokument Nr. 3【2013】88.