Explosión de refinería de Texas City

Este artículo es sobre un accidente laboral en 2005. El accidente de 1947, ver Desastre de Texas City.

Operaciones de extinción de incendios después de la explosión de la refinería de Texas City

El Explosión de refinería de Texas City ocurrió el 23 de marzo de 2005, cuando un hidrocarburos nube de vapor se encendió y estalló violentamente en el ISOM isomerización unidad de proceso BPde refinería de Texas City en Texas City, Texas, matando a 15 trabajadores, más de 180 heridos y dañando severamente la refinería. La refinería de Texas City fue la segunda Refinería de petróleo en el estado y la tercera en los Estados Unidos con una capacidad de entrada de 437.000 barriles (69.500 m³) por día a partir del 01 de enero de 2000. BP adquiere la refinería de Texas City como parte de su fusión con Amoco en 1999.

Informe de investigación del accidente de BP afirmó que la causa directa del accidente "[...] hidrocarburos más pesados que el aire los vapores de combustión después de entrar en contacto con una fuente de ignición, probablemente un motor corriente del vehículo. Los hidrocarburos originaron de desbordamiento de líquido de la pila de purga F-20 después de la operación de la refinado de sistema de protección de sobrepresión de Splitter causada por sobrecarga y sobrecalentamiento del contenido de la torre."tanto la BP y la Seguridad química de Estados Unidos y Consejo de investigación de riesgo informes identificado numerosos fallos técnicos y organizativos en la refinería y dentro de la empresa BP.

En 2011, BP anunció que estaba vendiendo la refinería como parte de su plan de desinversión actual para pagar reclamaciones de indemnización permanente y actividades correctivas después de la Deepwater Horizon desastres en 2010. La venta de la refinería se completó con éxito en el inicio de 2013 para Marathon Petroleum Corporation de US$ 2,5 billones.

Fondo

La refinería fue construida en 1934, pero no había sido bien mantenida durante varios años. Consulting empresa Telos ha examinado las condiciones de la planta y publicó un informe en enero de 2005, que encontró numerosos seguridad temas, incluyendo "roto alarmas, pipa enrarecida, trozos de hormigón caída, pernos caer 60 pies y personal siendo superado con los gases." coautor del informe indicado, "nunca hemos visto un sitio donde la noción de 'moriría hoy' fue tan real." La refinería también había tenido cinco directores en los seis años, puesto que BP lo hereda de su fusión en 1999 con Amoco.

Reacción de isomerización típico

La planta ISOM isomerización en el sitio fue diseñado para la conversión de baja octano hidrocarburos, a través de diversos procesos químicos, en mayor octano clasificación de hidrocarburos que luego podrían ser mezclados en la gasolina sin plomo. Uno de los componentes de este sitio ISOM era una unidad llamada el refinado de separador. Operación, este 170 pies (50 m) altos Torre fue utilizada para separar componentes de hidrocarburos más ligeros de la parte superior de la torre (principalmente pentano y hexano), que condensa y luego se bombea al tanque de almacenamiento de luz refinado, mientras que los componentes más pesados fueron recuperados baje abajo en el separador, luego bombea a un tanque de almacenamiento del refinado pesado. Tenía una capacidad operacional de 45.000 barriles (7.200 m³) por día.

Trabajo correctivo había sido iniciado en el separador de refinado de 21 de febrero de 2005. Dos otros cambio fueron también desarrollan actividades en la unidad de Ultracracker adyacentes (UCU) y en la unidad de recuperación de compuestos aromáticos (ARU) al mismo tiempo.

En 1995 y nuevamente en 2002, informes de análisis de ubicación temporal de todo el sitio se habían creados en las instalaciones que establece la disposición acordada de remolques y otras estructuras temporales. El siguiente análisis ubicación debió tener lugar en 2007 y, por tanto, cualquier cambio de ubicación antes de entonces estaría bajo la dirección del proceso de cambio (MOC). Planes se hicieron tarde en 2004 para contratistas debidos a trabajar en la UCU en 2005 nueve acoplados sola y un solo remolque de doble ancho adyacente a la unidad de proceso ISOM. Aunque el equipo llevar a cabo esta evaluación señalaron que el tráiler de doble ancho sería menos de 350 pies (110 m) de la planta ISOM (y por lo tanto el potencial de ser susceptible a daños graves en el caso de una explosión), no tienen la experiencia necesaria para completar la Amoco workboat ubicación de análisis, que se basó en la American Petroleum Institute estándar "API 752". Un número de elementos de acción fueron creado en esta evaluación, y según el procedimiento, éstos tuvieron que ser cerrada antes de que podría aprobarse el MOC y antes el tráiler de doble ancho se utiliza. Estas dos acciones fueron todavía pendientes en marzo de 2005, pero sin embargo, el tráiler de doble ancho, ya había estado en uso por los contratistas de noviembre de 2004. Los restantes nueve UCU contratista acoplados llegaron el sitio a principios de 2005, pero estos no se hayan incluido en el MOC de 2004, por lo que el riesgo de exposición adicional de estos nuevos trailers siendo ocupada en cerrar nunca evaluaron la proximidad a la planta ISOM.

Circunstancias del accidente

El diagrama muestra los efectos de la torre de separador de refinado sobrellenado, con posterior liberación de hidrocarburos inflamables en el ambiente a través de la pila de la inercia.

Después de que finalizó la obra en el separador de refinado, fue considerar la inminente puesta en marcha de la planta. Uno de los pasos críticos de seguridad principal en el proceso de prestart-fue el uso de la BP Procedimiento de inicio antes del informe de seguridad (PSSR). El propósito de la revisión era asegurar que controles técnicos completas y profunda se llevaron a cabo y que todo el personal no esencial fue claro durante la operación de puesta en marcha. Una vez completado, la PSSR sería firmado por operaciones de la refinería y los administradores de seguridad, autorizar el trabajo de puesta en marcha, pero este procedimiento de seguridad esencial no se completó. Además, hubo una serie de problemas graves con elementos críticos del equipo de seguridad que no habían sido resueltos antes de la puesta en marcha, comenzando como una válvula de control de presión no funciona (PV-5002), una pieza del sistema alarma de alto nivel en la torre de splitter (LSH-5102), un vidrio de vista defectuoso utilizado para indicar los niveles flúidos en la base de la torre de splitter y el transmisor de nivel del separador vital torre no había sido calibrada.

Puesta en marcha temprano en la mañana

Sin embargo, el proceso de puesta en marcha comenzó con el operador de conducir de noche el 22 de marzo con el relleno inicial de la torre splitter. El transmisor de nivel fue diseñado para indicar el nivel de refinado dentro de un lapso de 5 pies (1,5 m) de la parte inferior de la torre splitter a un nivel de 9 pies (2.7 m), es decir, indicación de nivel 72% sería 7,6 pies (2,3 m) desde la parte inferior, pero era una práctica común para llenar para arriba un nivel indicado de 99% , aunque el requisito procesal fue indicado como el 50%. El Supervisor día llegó tarde para el trabajo y no tenía a mano sobre con el turno de noche. Durante la reunión mañana de 23 de marzo, fue discutido que los tanques de almacenamiento del refinado pesado estaban casi llenos y, por lo tanto, el segundo día Supervisor le dijo que no debe seguir el procedimiento de puesta en marcha, pero esta información no fue pasada encendido. El procedimiento de puesta en marcha se reanudaron poco antes 9:30 bajo las instrucciones del otro Supervisor día. Antes de volver a la torre del repuesio y proceso de circulación, refinado pesado fue drenado de la parte inferior de la torre a través de la válvula de control de nivel en el tanque de almacenaje pesado y luego se apaga en modo "manual" y no el modo "automático" requiere, con un caudal de 50%. El proceso de circulación se reinició antes de 10:00 y refinado una vez más fue alimentada en la torre, a pesar de que el nivel ya era demasiado alto. Puesto que fue cerrada la válvula de control de nivel y, por lo tanto, no había ninguna circulación de la torre, es decir, no refinado pesado se transfiere al tanque de almacenamiento de información, la torre splitter inevitablemente comenzó a llenar. El transmisor de nivel defectuoso continuaron mostrar el nivel en menos de 100%, y puesto que el vidrio de vista externa era opaco, una inspección visual para verificar el nivel en la torre splitter no era posible.

Final de la mañana

Quemadores en el horno se enciende y refinado de precalentamiento en la torre al calor el refinado en la parte inferior de la torre, dos más fueron encendidos en 11:16. La temperatura necesaria para el reboiler de la torre volver flujo fue de 135 ° C (275 ° F) a 10 ° C (18 ° F) por hora, pero el procedimiento no se siguió. Durante esta puesta en marcha, alcanza esta temperatura de retorno 153 ° C (° F 307) con un aumento de 23 ° C (41 ° F) por hora. El 93% errónea lectura del nivel defectuoso transmisor aún indica una condición de nivel segura continua en la torre pero no seguía flujo del refinado pesado de la torre splitter para el tanque de almacenamiento como la válvula de control de nivel permaneció cerrada; en lugar del nivel de líquido de hidrocarburo en 8,65 pies (2,64 m), es decir nivel de 93%, como se indica, realmente llegó a 67 pies (20 m). Justo antes del mediodía, con calor en la torre, el nivel real del líquido había aumentado a 98 pies (30 m). La presión comenzó a acumularse en el sistema como el resto nitrógeno en la torre y tubería asociada llegó a ser comprimidos con el creciente volumen de refinado. El equipo de operaciones piensa que el aumento de presión fue consecuencia de sobrecalentamiento en los fondos de la torre como esto era un problema conocido de puesta en marcha, así que el presión quedó en libertad.

Al mediodía

12:42, los hornos habían sido rechazados y finalmente fue abierta la válvula de control de nivel, drenaje pesado refinado de la torre splitter. Los operadores creen el transmisor de nivel de lectura que fue ahora hasta un 78% (7,9 pies [2,4 m]) pero el nivel de líquido en la 170 pies (52 m) Torre splitter alto había llegado a 158 pies (48 m). Aunque el flujo de refinado dentro y fuera de la torre ahora se emparejando (como el refinado caliente salía ahora de la parte inferior de la torre), calor de esta salida era trasladado a través de un intercambiador de calor en el líquido que fluye en la torre del tubo de alimentación, aumento de la temperatura promedio dentro de la columna cerca del líquido punto de ebullición. El líquido, ya cerca de la parte superior de la torre, pero ha seguido ampliando debido al calor, finalmente entró en la línea de vapor arriba y fluyó en la válvula de alivio sistema.

Presión acumulada en el sistema como líquido llena la tubería a la seguridad válvulas de alivio y de la condensador. En 13:13, la presión de tres válvulas de alivio se abrieron por la fuerza como la presión hidrostática de refinado construido a más de 60 psi (410 kPa) por encima de la presión atmosférica. Con el válvulas de alivio completamente abierta, más de 196.000 litros (52.000 US gal) de refinado caliente pasado directamente a la cabecera de la colección durante un período de 6 minutos antes del cierre, como presión en el sistema a su cierre o purga de 37,3 psi (kPa 257) por encima de la presión atmosférica.

Explosión

Investigar este pico de presión, el operador de mesa de día completamente abrió la válvula de control de nivel del tanque de almacenamiento del refinado pesado y cerrado apagado del carga el horno de gas, pero el refinado en la torre del divisor no se apaga. Refinado caliente fluyó en el tambor de purga y la pila y como lleno, algunos el líquido comenzaron a fluir en el sistema de alcantarillado unidad ISOM a través de una tubería de 6 pulgadas (15 cm) en la base del tambor de purga, pero no sonaba la alarma de alto nivel para el tambor de purga. Como el tambor de purga y pila llenan, refinado caliente tiro fuera de la parte superior de la pila y en el aire, formando un 20 pies (6 m) "géiser". El refinado caliente cayeron sobre el suelo y corrió por el lado del tambor de purga y el pila y agrupadas en la base de la unidad. Se recibió una llamada de radio en la sala de control hidrocarburos caliente se desbordan de la pila. Una camioneta, con su motor en marcha, había negligentemente estacionada dentro de 30 pies (9 m) de la pila de purga; la nube de vapor alcanzó el vehículo y los vapores de hidrocarburos fueron dibujados directamente en la válvula de admisión de aire, causando la motor carrera. Trabajadores cercanos frenéticamente tratados de apagar el motor, sin éxito. La nube de vapor de expansión obligó a los trabajadores que intentaban cerrar el exceso de velocidad motor de camión a retirarse. La nube siguió repartidos en toda la planta ISOM, el rack de tuberías hacia el oeste y en el área de trailer sin impedimentos. No sonado ninguna alarma de la emergencia, y en aproximadamente 13:20, la nube de vapor fue encendida por una explosión prematura vista del motor del carro sobrecalentamiento por testigos cercanos, produciendo una explosión masiva que se oyó por millas. La onda de presión de explosión sacudió los acoplados de la contratista, ya sea completamente destruir o dañar gravemente muchos de ellos. La fuerza de la explosión envió escombros volando, matando instantáneamente a 15 personas en los alrededores de los acoplados y gravemente heridos 180. La onda de la presión era tan poderosa que apagó, windows fuera de sitio hasta una distancia de tres cuartos de una milla (1,2 km) de distancia. Un área estimada en 200.000 pies cuadrados (19.000 m²) de la refinería fue gravemente quemado por el fuego que siguió a la explosión violenta, daños en millones de dólares en equipo de la refinería. Toda la unidad ISOM fue severamente dañada por la explosión y posterior incendio y en consecuencia, permaneció fuera de operación por más de 2 años.

Informes de investigación

Los expertos de BP-casa, así como diversas autoridades y comités investigan la explosión en lo referente a técnica, organización y aspectos de la cultura de seguridad. Los resultados de la investigación técnica de un equipo de expertos de BP fueron resumidos en el llamado Informe Mogford, los resultados en cuanto a los aspectos organizativos y la responsabilidad de la gestión en el llamado Informe Bonse. La Junta de investigación de riesgo y seguridad química de Estados Unidos examinan los aspectos técnicos y la responsabilidad de las autoridades de control. La Occupational Safety y Health Administration (OSHA) revisaron tras el cumplimiento de normas en relación con los diferentes requisitos legales.

Deficiencias organizativas incluyen reducción de costos corporativo, incapacidad de invertir en la infraestructura de la planta, falta de supervisión institucional, a cultura de seguridad y programas de prevención de accidente grave, un enfoque en seguridad en el trabajo y no de procesos de seguridad, un manejo defectuoso del proceso de cambio (que permitió el emplazamiento de los acoplados del contratista demasiado cerca a la unidad de proceso ISOM), la inadecuada capacitación de los operadores , falta de supervisión competente para las operaciones de puesta en marcha, pobre comunicación entre departamentos y personas y el uso de anticuado e ineficaz trabajo procedimientos que a menudo no fueron seguidos. Deficiencias técnicas incluían un tambor de purga era de escaso tamaño, falta de mantenimiento preventivo en sistemas críticos de seguridad, alarmas inoperantes y sensores de nivel en la unidad ISOM de procesos y el uso del tambor de purga anticuado y tecnología de la pila cuando reemplazo con la opción más segura de la llamarada había sido una alternativa viable para muchos años.

Informe Mogford

Un equipo de expertos encabezado por John Mogford, el Vicepresidente Senior de grupo de seguridad y operaciones, examinó los aspectos técnicos de la explosión y sugiere acciones correctivas. El 09 de diciembre de 2005, BP publicó este informe de investigación de accidente. El informe identificó como principales causas cuatro factores críticos. Sin esos factores, el evento no hubiera ocurrido o habría tenido un impacto considerablemente menor. Los factores incluyen la liberación accidental de sustancia, las instrucciones de uso así como el cumplimiento de la puesta en marcha de la columna de rectificación, las políticas de control de trabajo y la estructura de los acoplados y el diseño del golpe hacia fuera del recipiente.

Bonse informe

Otro informe interno (conocido como el informe Bonse, encabezado por el Presidente de Alemania de BP, Wilhelm Bonse-Geuking) que emitió identificado numerosos errores de gestión. El 03 de mayo de 2007, un tribunal ordenó la publicación del informe, que fue pensado para ser utilizado sólo para fines internos. El informe investigado el cumplimiento de la gestión de las instrucciones de gestión interna (marco de la gestión de BP, BPMF) y el código de conducta de BP. La división refinería de BP había publicado las instrucciones conforme a las normas de todo el grupo. El llamado Libro azul fue publicado en 2005. Además de deficiencias personales, señala el informe claro responsabilidades dentro del grupo en todos los niveles de gestión. Como otro factor que contribuye, el informe dio cuenta el mal estado de las instalaciones y bajo gasto en mantenimiento.

Informe de la CSB

Seguridad química de Estados Unidos y Consejo de investigación de riesgo Logo (CSB)

Dada la magnitud de la catástrofe de la Seguridad química de Estados Unidos y Consejo de investigación de riesgo examinado tanto la gestión de la seguridad en la refinería de Texas City y el papel del grupo BP, así como el papel de la Occupational Safety y Health Administration (OSHA) como un organismo regulador. Los resultados de la investigación de la Agencia fueron publicados en un informe largo de trescientas páginas en 20 de marzo de 2007.

La CSB determinó que organizativas y deficiencias de seguridad organizacional en todos niveles de BP contribuyeron a la explosión de la refinería, tales como recortes de gastos y recortes de gastos en el área de seguridad, aunque una gran parte de la infraestructura de la refinería y equipo de proceso estaban en mal estado. Además, el Comité dijo que BP había recortar el presupuesto para capacitación y reducido personal. Además, la CSB encontró que OSHA tenido como autoridad de supervisión no se pudo llevar a cabo las inspecciones previstas de la refinería y no aplican las reglas de seguridad, aunque hubo muchas señales de advertencia. Después de la explosión, OSHA encontrados 301 violaciones de requisitos y le impuso una multa de US$ 21 millones. La CSB encontró que sólo un número limitado de inspectores de la OSHA recibió la formación especializada y experiencia necesarias para investigaciones complejas en las refinerías.

La CSB emitió una recomendación para desarrollar una guía para comprender, reconocer y tratar con fatiga durante el trabajo por turnos. La Directiva 755 de práctica recomendada de API proporciona orientación para las refinerías, petroquímicas y plantas químicas y otras instalaciones para tratar síndromes de fatiga (sistema de gestión de riesgos de fatiga, FRMS). Estas directrices incluyen recomendaciones para el trabajo por turnos rotativos, tales como el número máximo de horas extraordinarias y el número de días a trabajar sin interrupción.

Tras

El informe de la CSB encontró que BP había podido prestar atención o poner en práctica las recomendaciones de seguridad antes de la explosión. Entre ellos estaban:

• En 1991, la Amoco Departamento de planificación de refinación había propuesto eliminar sistemas de silenciadores que ventilación a la atmósfera, pero la financiación para este plan no fue incluida en el presupuesto.
• En 1992, OSHA emitió una citación a Amoco para diseño inseguro de similares sistemas de alivio de presión en la planta. Sin embargo, Amoco persuadió con éxito OSHA a esta citación por depender de los requisitos menos estrictos en API DE Práctica recomendada 521.
• En 1993, el proyecto de Cluster regulador Amoco propuso eliminar sistemas de purga atmosférica, pero otra vez, financiamiento no fue aprobado.
• En 1995, una refinería perteneciente a Pennzoil sufrió un desastre cuando explotaron dos tanques de almacenamiento, que envuelve un remolque y matando a cinco trabajadores. La conclusión fue que los acoplados no se deben ubicar cerca de materiales peligrosos. Sin embargo, BP ignora las advertencias, y creían que porque el trailer donde ocurrió la mayoría de las muertes estaba vacío la mayor parte del año, el riesgo era bajo.
• A pesar procesos de seguridad de Amoco estándar no. 6, que prohíben nuevos sistemas de purga atmosférica y llamado para la eliminación gradual de los ya existentes, en 1997, Amoco sustituye la pila de tambor/ventilación purga de 1950s-era que la torre del separador de refinado con un sistema idéntico, en lugar de actualizar a alternativas recomendados que eran más seguros.
• En 2002, ingenieros en la planta de propusieron que se sustituya el sistema de tambor/ventilación purga como parte de una iniciativa de mejora del medio ambiente, pero fue cortado este renglón del presupuesto, debido a las presiones de costo.
• También en 2002, una oportunidad para atar el sistema de alivio de ISOM en el nuevo sistema de llamarada NDU no se tomó, debido a un costo marginal de US$ 150.000.
• Durante 2002, limpiar arroyos BP proyecto propuesto convertir el tambor de purga a un tanque de knock-out flare y enrutamiento de descargas a una llamarada. Cuando se encontró que no había completado un estudio necesario alivio del sistema ISOM debido a restricciones presupuestarias, los arroyos de limpias proyecto propuesto agregar un sistema húmedo/seco a la ISOM en su lugar.
• Entre 1994 y 2004, por lo menos ocho casos similares ocurrieron en el que se emitieron vapores inflamables por una pila de tambor/ventilación purga. Efectiva acción correctiva no fue tomada en la planta de BP.

Como resultado del accidente, BP dijo que eliminaría toda purga tambores/vent stack sistemas inflamable servicio. La CSB, mientras tanto, recomienda que el American Petroleum Institute que directrices sobre la ubicación de remolques.

OSHA en última instancia encontró más de 300 violaciones de seguridad y una multa de BP US$ 21 millones, la multa más grande en la historia de OSHA en el tiempo.

Acción legal

BP fue acusado de violaciones penales de las leyes ambientales federales y ha sido nombrado en demandas de familiares de las víctimas. El Administración de salud y seguridad ocupacional dio a BP una multa récord de cientos de violaciones de seguridad, y en 2009 una multa aún mayor después de reclamar que BP había podido implementar mejoras en la seguridad tras el desastre.

En 04 de febrero de 2008, U.S. districto juez Lee Rosenthal escuchado argumentos en relación con la oferta de BP a declararse culpable de un delito ambiental federal con un US$ 50 millones fino. En la audiencia, las víctimas de la explosión y sus familiares se opusieron a la súplica, llamando la multa propuesta "trivial". Hasta el momento, BP ha dicho que ha pagado más de US$ 1,6 billones para indemnizar a las víctimas. El juez le dio ningún calendario sobre cuándo haría una sentencia.

Ed Bradley, 1978

El caso de Eva Rowe, una joven que perdió a sus padres en la explosión, atrajo atención a nivel nacional. Ella que se sepa que ella no aceptaría un acuerdo y arrastre el grupo a la justicia. Ed Bradley, un conocido periodista americano que hizo historia en la televisión revista 60 minutos, publicó su caso.

En 09 de noviembre de 2006 BP colocó el caso Rowe como último solicitante después de que sus abogados habían intentado invitar a John Browne como testigos. El monto de la indemnización por Eva Rowe permanece desconocido. BP también pagó US$ 32 millones a las universidades y hospitales designados por Rowe incluyendo la Mary Kay O'Connor centro de seguridad de proceso de Texas A & M University, la Facultad de medicina de la Universidad de Texas en Galveston, la unidad de quemados adulto de Truman G. Blocker y el Colegio de la parte continental en la ciudad de Texas. Además, BP publicó unos 7 millones de páginas de documentos internos, incluido el informe Telos y Bonse.

El 30 de octubre de 2009, OSHA impuso un US$ 87 millones bien en la empresa por no corregir peligros reveladas en la explosión de 2005. En su informe, OSHA también citó a más de 700 violaciones de seguridad. La multa era la más grande en la historia de la OSHA, y BP anunció que pondría en entredicho la multa.

El 12 de agosto de 2010, BP anunció que había acordado pagar US$ 50,6 millones el 30 de octubre de multa, mientras continúa el concurso de los restantes US$ 30,7 millones; había reducida la multa por US$ 6,1 millones entre cuando fue impuesto y cuando BP pagó la primera parte.

Incidentes posteriores

Después de la explosión de marzo, otros incidentes de seguridad se ha producido en la planta:

• En 28 de julio de 2005, un tubo de intercambiador de calor de gas de hidrógeno en la unidad de hydrotreater resid roto, causando una liberación de hidrógeno estalló en una gran bola de fuego. Una persona recibió heridas leves. La Junta de seguridad química encontró que un contratista había cambiado accidentalmente un acero de baja aleación codo con acero al carbono durante el mantenimiento, causando un modo de fallo conocido como codo"ataque de hidrógeno de alta temperatura"(HTHA).

Vista de la unidad ultracracker – Ubicación del 14 de enero de 2008, accidente.

La CSB encontró que BP no había informado al contratista de mantenimiento que los codos eran diferentes, y el contratista de mantenimiento no había utilizado ningún procedimiento (por ejemplo etiquetado) para asegurar que los codos se reinstalará en sus ubicaciones originales.

• 10 de agosto de 2005, hubo un incidente en un hydrotreater de gas-oil que resultó en una orden de la comunidad a la vivienda. El incidente ocurrió cuando un agujero en la parte inferior de una válvula que controla el petróleo y gas de alta presión.
• El 14 de enero de 2008, William Joseph Gracia, 56, un veterano supervisor de operaciones de BP, murió después de lesiones en la cabeza sufridas como trabajadores dispuestos a poner en servicio un buque de filtración de agua en unidad de ultracracker de la refinería.
• En 21 de septiembre de 2010, un incidente en el Pipestill 3B unidad izquierda dos trabajadores con vapor grave quemaduras.

Informe del grupo especial de panadero

James A. Baker III

Tras los incidentes de 2005, de 17 de agosto de 2005, la CSB recomendó que BP de la Comisión, un panel independiente para investigar los sistemas de gestión y cultura de seguridad en América del norte de BP. El panel fue dirigido por ex Secretario de estado estadounidense James Baker III. El informe del grupo Baker fue lanzado el 16 de enero de 2007.

El panadero Informe citaba una cultura de seguridad débil y reportó que BP no siguió adecuadamente el Departamento de energía publicó las recomendaciones de seguridad. El informe sugirió que presión reducción de costos y producción de ejecutivos de BP puede haber producido una falta de medidas de seguridad necesarias en todos los ámbitos. Carolyn W. Merritt, Presidente y Director Ejecutivo de la CSB indicó, "la combinación de reducción de costos, las presiones de producción y falta de inversión causó un deterioro progresivo de la seguridad en la refinería. Comenzando en 2002, BP encargó una serie de auditorías y estudios que revelaron problemas graves de seguridad en la refinería de Texas City, incluyendo la falta de mantenimiento preventivo es necesario y la formación. Estas auditorías y estudios se compartieron con ejecutivos de BP en Londres y fueron entregados al menos un miembro de la Junta Directiva. La respuesta de BP fue demasiado poco y demasiado tarde. Se hicieron algunas inversiones adicionales, pero no abordan los problemas centrales en la ciudad de Texas. En 2004, ejecutivos de BP desafiaron a sus refinerías para cortar otro 25% de sus presupuestos para el año siguiente." Además, mejoras en la seguridad entre 2002 y 2005 fueron "en gran parte centrado en la seguridad personal, tales como resbalones, viajes, caídas y accidentes de vehículos, en lugar de mejorar el rendimiento de seguridad," según supervisor investigador Don Holstrom.

Además, el grupo creó y administra, a las cinco refinerías de BP América del norte, una encuesta de empleados centrándose en diversos aspectos de la "seguridad de proceso". De los resultados del estudio, concluyeron que la Toledo y Texas City, Texas las plantas tuvieron la peor cultura de seguridad del proceso, mientras que el Cereza de punto de refinería, ubicado en Birch Bay, Washington, tenía la mejor cultura de seguridad de proceso. Resultados de la encuesta también mostraron que los gerentes y cuello blanco los trabajadores en general tenían una visión más positiva de la cultura de seguridad del proceso en sus plantas en comparación con el punto de vista de Manuales operadores y técnicos de mantenimiento. El director de la refinería de Cherry Point fue promovido para supervisar mejor la aplicación de procesos de seguridad en BP.

En la cultura popular

• La explosión se presentó en Canal de historiade la serie Maravillas modernas, en la temporada 12, episodio 47 "Desastres de la ingeniería 20."
• La explosión también apareció en la National Geographicde la serie de televisión Segundos del desastre, en el episodio "Explosión de petróleo de Texas".

Véase también

• National Geographic Segundos del desastre episodios
• Derrame de petróleo de Deepwater Horizon

Acoplamientos externos

• Junta de seguridad química de Estados Unidos
• BP: incidente de refinería de Texas City-23 de marzo de 2005
• Informe de la investigación del accidente de BP (Archivo)
• Informe del grupo especial de panadero
• Explosión de refinería de BP América - Junta de seguridad química
• Sitio web de Brent Coone – alberga documentos publicados al público por BP como uno de los términos de acuerdo con Eva Rowe
• Informe especial: explosión de 2005 Texas City. Houston Chronicle.
• Lecciones de Texas City: una historia, Boletín de prevención de pérdida, número 192, 2006, IChemE, REINO UNIDO.
• Recuerde el 15 Sitio conmemorativo para ésos perdió en la explosión con información permanente sobre las secuelas.
• Anatomía de un desastre (2008). Una película producida por la Junta de investigación de riesgos que detalla la secuencia de eventos y causa de la explosión y seguridad química de Estados Unidos. Basado en el informe público de la CSB, que la película también incluye entrevistas con miembros del equipo de investigación y comentarios por expertos en seguridad externos (55:34 de tiempo de funcionamiento).

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