El 25 de septiembre de 1998 se produjo un accidente catastrófico en la planta de gas natural de Esso en Longford , Victoria , Australia . [1] Un recipiente a presión se rompió, lo que provocó un grave incendio en un avión , que desembocó en un incendio que se extendió a gran parte de la planta. Los incendios duraron dos días antes de que finalmente fueran extinguidos.
Dos trabajadores murieron y otros ocho resultaron heridos. [1] El suministro de gas natural al estado de Victoria se vio gravemente interrumpido y no se restableció por completo hasta el 14 de octubre. [2] Los costes inmobiliarios totales estimados ascendieron a 443 millones de dólares estadounidenses (987 millones de dólares estadounidenses en 2021), [3] mientras que las pérdidas financieras de las empresas afectadas por la escasez de gas se estimaron en alrededor de 1.300 millones de dólares australianos. [4]
El gobierno del estado de Victoria estableció la Comisión Real de Longford para investigar públicamente las causas del accidente.
En 1998, la planta de gas de Longford era propiedad de una sociedad conjunta entre Esso y BHP . Esso era responsable del funcionamiento de la planta. Esso era una filial de propiedad total de la empresa estadounidense Exxon, que desde entonces se fusionó con Mobil , convirtiéndose en ExxonMobil . [5]
Construida en 1969, la planta de Longford es el punto de recepción en tierra de la producción de gas natural bruto de los campos Marlin, Barracouta y Snapper en el Estrecho de Bass , así como de petróleo crudo de otras plataformas petrolíferas marinas . El complejo de plantas estaba formado por tres plantas de procesamiento de gas (Plantas de Gas 1, 2 y 3 o GP1, GP2 y GP3) y una planta de estabilización de petróleo crudo (CSP). [6] Fue el principal proveedor de gas natural de Victoria y proporcionó algo de suministro a Nueva Gales del Sur .
La alimentación de gas del Estrecho de Bass consistía en gas natural bruto líquido y gaseoso, que contenía metano , etano , propano y butano , junto con vapor de agua y sulfuro de hidrógeno (H 2 S). Para producir gas natural con especificaciones comerciales, era necesario separar casi todo el contenido distinto del metano. En primer lugar se eliminaron del gas el agua y el sulfuro de hidrógeno. La corriente resultante todavía contenía tanto condensado líquido como componentes gaseosos. [7]
La Planta de Gas 1 era una planta de absorción de aceite pobre que separaba el metano del gas licuado de petróleo (GLP) extrayendo el gas utilizando una corriente de hidrocarburo líquido llamado "aceite pobre" (un aceite ligero similar al queroseno de aviación ). [7] Esto ocurrió en dos absorbedores (que trabajan en una configuración paralela), grandes recipientes a presión verticales en los que el gas natural crudo enfriado se elevaba desde el fondo, y en su camino hacia arriba arrojaba componentes más pesados (etano, propano y butano) contra la corriente que caía. de aceite pobre y finalmente dejó el recipiente en la parte superior como metano. El petróleo pobre, por el contrario, absorbió componentes gaseosos pesados en su descenso y abandonó el absorbente convertido en "petróleo rico". La mayoría de los componentes gaseosos más pesados quedan en el fondo de los absorbedores en forma de GLP. [8]
Junto con los absorbentes había un sistema de columnas , bombas e intercambiadores de calor utilizados para regenerar el aceite pobre de la corriente de petróleo rica separando los componentes gaseosos más pesados que el petróleo había extraído del gas natural en los absorbentes. [9] [10]
Las plantas de gas 2 y 3, que se construyeron en 1976 y 1983 respectivamente, utilizaron tecnología criogénica, en lugar de absorción, para producir gas natural de calidad comercial. [7] En el momento del accidente, Longford podía procesar más de 530 MMscfd de gas de venta, 37.700 barriles por día de GLP y 188.500 barriles por día de petróleo crudo. [11]
Hubo varios precursores de la ruptura de la contención que desembocó en el incendio. El análisis posterior al evento fue difícil debido a las complejas interconexiones e interacciones entre los diferentes flujos de plantas. Esta complejidad probablemente también fue un factor que hizo que el diagnóstico de la planta fuera muy difícil para los operadores y pudo haber contribuido a causar el accidente. [12]
Durante la mañana del viernes 25 de septiembre de 1998, [a] se disparó una bomba que suministraba aceite pobre calentado al intercambiador de calor de carcasa y tubos GP905 en la Planta de Gas 1. Esto probablemente se debió al alto nivel de líquido en uno de los tambores del proceso, que a su vez fue causado por el exceso de líquido que se desbordó de la columna desmetanizadora. [14] Esta cadena de eventos probablemente fue iniciada por un aumento en el flujo del campo de gas Marlin. [14]
Un intercambiador de calor es un recipiente que permite la transferencia de calor de una corriente caliente a una fría. No funciona a una única temperatura , sino que experimenta un rango de temperaturas en todo el recipiente. Las temperaturas hasta GP905 normalmente oscilaban entre 60 y 230 °C (140 a 446 °F). Debido a la interrupción del flujo del medio de calentamiento y la entrada continua de fluido de proceso frío en el lado de la carcasa del intercambiador, partes del GP905 experimentaron temperaturas tan bajas como -48 °C (-54 °F). En la carcasa de la unidad se formó hielo debido a la condensación de la humedad atmosférica. Lo mismo ocurrió en otras partes de la planta (por ejemplo, en el intercambiador de calor GP922), donde había fluido criogénico que, en circunstancias normales, habría estado caliente. Se tomó la decisión de cerrar toda la Planta de Gas 1. [15]
Una vez que se reinició la bomba defectuosa, se bombeó aceite pobre caliente al intercambiador de calor a 230 °C (446 °F). A las 12:26 horas, el acero de la carcasa exterior del intercambiador, quebradizo debido a la exposición a temperaturas muy por debajo de su envoltura de diseño seguro, cedió debido al estrés térmico .
Unas 10 toneladas de hidrocarburos fueron inmediatamente expulsadas de la ruptura y quemadas . [16] Se formó una nube de vapor que se desplazó a favor del viento. Se encendió entre 60 y 90 segundos después, [17] cuando alcanzó un conjunto de calentadores a 170 m (560 pies) de distancia. Esto provocó una deflagración que rápidamente regresó a la fuente de la fuga. Cuando el frente de llamas alcanzó la rotura del intercambiador de calor, se desarrolló un feroz incendio. Sin embargo, no se produjo ninguna onda expansiva y la sala de control cercana resultó intacta. [16] [18] [b] El supervisor de la planta y un supervisor de mantenimiento murieron en el incendio inicial. [17]
El chorro de fuego ardió debajo de una sección crítica de soporte de tuberías conocida coloquialmente por los operadores como "King's Cross". En un caso de accidente con efecto dominó , durante un período de 30 minutos entre las 13:00 y las 13:32, el impacto de las llamas provocó otras tres liberaciones de grandes inventarios de inflamables. Se produjo un incendio vegetal en toda regla . [17] [21]
El aislamiento completo de las tuberías que alimentan el incendio requirió casi dos días y medio, debido a las interconexiones entre las tres plantas de gas. [21] En consecuencia, no fue posible extinguir el incendio hasta las 17:30 horas del 27 de septiembre. [1] Muchas brigadas de la Autoridad Nacional de Bomberos participaron en las operaciones de extinción de incendios. [22] Sin embargo, la producción de gas se cerró inmediatamente y el estado de Victoria se quedó sin su principal proveedor de gas. En cuestión de días, VENCorp cerró todo el suministro de gas del estado. La escasez de suministro de gas resultante fue devastadora para la economía de Victoria y paralizó la industria y el sector comercial. 1,4 millones de hogares y 89.000 empresas se vieron afectados. [1] La industria hotelera , que dependía del gas natural para cocinar, sufrió graves daños. Las pérdidas para la industria durante la crisis se estimaron en alrededor de 1.300 millones de dólares australianos . [4] Como el gas natural también se utilizaba ampliamente en las casas de Victoria para cocinar, calentar agua y calentar el hogar, muchos victorianos soportaron 20 días sin estas instalaciones.
El suministro de gas a Victoria se reanudó el 14 de octubre. Muchos victorianos se sintieron indignados y molestos al descubrir que en su próxima factura de gas sólo había una compensación menor, siendo la cifra de compensación promedio de sólo alrededor de 10 dólares.
El 12 de octubre de 1998 se convocó una comisión real , [1] encabezada por el ex juez del Tribunal Superior Daryl Dawson . Esta fue la primera vez que se convocó a una comisión real para un accidente industrial en el estado de Victoria desde el colapso del puente West Gate en Melbourne en 1970. [23] La Comisión Real de Longford se reunió durante 53 días, comenzando con una audiencia preliminar sobre 12 de noviembre de 1998 y concluyó con un discurso de clausura del Abogado que asiste a la Comisión Real el 15 de abril de 1999. [24]
Esso culpó del accidente a la negligencia de los operadores de la planta, e incluso presentó los registros de capacitación de un operador en particular en un intento de demostrar que debería haber sabido cómo manejar el problema de la planta. [25] Sin embargo, las conclusiones de la Comisión Real de Longford se centraron en las prácticas de seguridad de Esso más que en las acciones de los operadores individuales:
Las causas del accidente del 25 de septiembre de 1998 fueron la falta de proporcionar y mantener, en la medida de lo posible, un entorno de trabajo seguro y sin riesgos para la salud. Esto constituyó una violación o violaciones del artículo 21 de la Ley de Seguridad y Salud Ocupacional [victoriana] de 1985. [26]
Los hallazgos de la Comisión Real de Longford se convirtieron en lecciones aprendidas clave en el ámbito de la seguridad de procesos . [27] [28] Andrew Hopkins, quien fue testigo experto en la comisión real, [29] basó su libro de 2000 sobre Lecciones de Longford en los resultados de la comisión . [30] [25] Los puntos de interés y las lecciones aprendidas de Longford incluyen aspectos tales como:
También se identificaron ciertas deficiencias de gestión:
Se ha argumentado que la cultura de seguridad de Esso estaba demasiado centrada en incidentes con pérdida de tiempo de naturaleza eminentemente de seguridad ocupacional y estaba menos preocupada por el mantenimiento y las operaciones seguras de la planta, una actitud que en última instancia pudo haber llevado al gran incendio. [40] La reubicación de ingenieros clave a la oficina de Melbourne sin una evaluación de riesgos adecuada se ha indicado como una falla en llevar a cabo una gestión organizacional adecuada del cambio , un elemento fundamental de la gestión de seguridad de procesos . [41] [32] Otro aspecto que puede haber justificado un proceso formal de gestión de cambios fue el aumento de componentes de gas pesado en la alimentación de los campos de gas marinos. Si bien es normal que campos como los que alimentan las plantas de gas de Longford produzcan gas más pesado en fases posteriores del ciclo de vida, de todos modos se debería haber evaluado el cambio progresivo y se deberían haber implementado disposiciones de procedimiento o diseño en consecuencia. En cambio, los operadores de las plantas se vieron obligados a gestionar el aumento de los líquidos condensados de forma reactiva y a trabajar con las instalaciones que ya tenían disponibles. [42] [32] Otros elementos de la gestión de seguridad de procesos que fallaron en Longford incluyen liderazgo y cultura, información de seguridad de procesos, identificación de peligros y análisis de riesgos, procedimientos operativos, capacitación, investigación de incidentes y preparación para emergencias, a pesar del "Sistema de gestión de integridad de operaciones" de Esso. "Nominalmente cumple con los requisitos de gestión de seguridad de procesos. [43] [44]
Esso fue llevado ante la Corte Suprema de Victoria por la Victorian WorkCover Authority . El jurado declaró a la empresa culpable de once infracciones de la Ley de Seguridad y Salud Ocupacional de 1985, y el juez Philip Cummins impuso una multa récord de 2 millones de dólares australianos en julio de 2001. [45] [46] [47]
Además, se emprendió una demanda colectiva en nombre de empresas, industrias y usuarios domésticos que se vieron afectados financieramente por la crisis del gas. La demanda colectiva fue a juicio ante el Tribunal Supremo el 4 de septiembre de 2002 y finalmente se resolvió en diciembre de 2004, cuando se ordenó a Esso pagar 32 millones de dólares australianos a empresas que sufrieron daños materiales como resultado del incidente. [48]
Tras el accidente de Longford, Victoria introdujo las Regulaciones de Instalaciones de Riesgos Mayores para regular la seguridad en las plantas que presentan riesgos de proceso importantes (revocadas en 2007). [49] Las regulaciones imponían un régimen no prescriptivo a los operadores de instalaciones, exigiéndoles que demostraran el control de los riesgos mayores mediante el uso de un sistema de gestión de seguridad y un caso de seguridad . Como resultado, unas cincuenta instalaciones de alto riesgo tuvieron que desarrollar y presentar un caso de seguridad antes del 30 de junio de 2002 al regulador WorkSafe, una división de la Victorian Workcover Authority. [50] Otros estados australianos también han implementado regímenes regulatorios similares. [51]