E2842 v4     Subm mitted to: Q tative Risk Quantit r ectricity Pr Upper Egypt Ele Company roduction C ment S Assessm A) Study (QRA mitted by: Subm elwan So He wer nt outh Pow Plan xpansion Ex n El ub 12 E Saleh Ayou St., Zamalek, Cairo, Egypt 11211 9078 – 2736 4818 Tel: + 20 2 27359 Fax: + 20 2 2736 5397 : ay Ma 2011 mail: genena@ E-m @ecoconserv.com L: URL http://ww ww.ecoconse erv.com   Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  EXECUTIVE SUMMARY  Helwan South Power Station is to be situated in Cairo Governorate about 40 km to the  east of Fayum and about 90 km to the South of Cairo. The power station will include a  3X650 MW Thermal Power Plant and is to be erected in a desert area. The facility will  use  steam  to  power  the  Turbine  generators.  N.G.  will  be  combusted  in  boilers  to  produce the steam. Mazout oil will be used as backup fuel.  EcoConServ  was  assigned  to  prepare  a  Quantitative  Risk  Assessment  (QRA)  study  for  the proposed expansion of Helwan South Power Station, on behalf of the Upper Egypt  Electricity Production Company. This report is the main deliverable of this assignment.  This  document  sets  out  Helwan  South  Power  Station  Quantitative  Risk  Assessment  (QRA)  in  order  to  identify  the  key  hazards  and  risks  associated  with  the  new  facility.  The focus is on the major, worst‐case hazards, essentially in order to prioritize the off‐ site risks and potential impacts to the public.  RISK CRITERIA  Individual risks are the key measure of risk acceptability for this type of study, where it  is proposed that:   Risks to the public can be considered to be broadly acceptable if below 10‐6 per  year. Although risks of up to 10‐4 per year may be considered acceptable if shown  to be ALARP, it is recommended that 10‐5 per year is adopted for this study as the  maximum tolerable criterion.   Risks  to  workers  can  be  considered  to  be  broadly  acceptable  if  below  10‐5  per  year  and  where  risks  of  up  to  10‐3  per  year  may  be  considered  acceptable  if  ALARP. Societal risk criteria are also proposed, although these should be used as  guidance only.  RISK RESULTS ‐ PUBLIC  The  10‐7  individual  risk  contour  just  reaches  the  agricultural  area  to  the  North  and  West, the cemetery to the South and covers part of the Dessert Road to the East of the  plant   The  10‐6  individual  risk  contours  barely  reaches  the  agricultural  area  to  the  West,  covers part of the cemetery to the South and the Dessert Road to the East.  The  risks  in  all  directions  outside  the  facility  do  not  reach  any  residential  areas.  The  agriculture  land  is  not  expected  to  have  a  continuous  population  and  the  road  to  the  East is a low traffic road. Therefore, the QRA results suggest that the risk to the nearby  populations  would  be  well  within  the  proposed  risk  criteria  and  hence  would  be  acceptable.  EcoConServ    i  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  RISK RESULTS ‐ WORKERS  The predicted 10‐4 and 10‐5 per year individual risk contours have potential to affect the  adjacent  industrial  populations  within  the  proposed  power  plant.  These  risks  are  potentially  significant  but  are  considered  to  be  manageable  and  within  the  ALARP  for  workers.   HAZARDS/RISKS TO ASSETS  Significant  overpressure  levels  of  around  0.5  barg  will  not  extend  any  significant  distance offsite, but are likely to affect the control building. This suggests that with the  current layout the control building should have blast protection of the order of 0.5 barg.  The explosion frequency contours suggest that all buildings on‐site in the plant should  have  protection  against  blast  loads  of  at  least  0.1  barg.  The  above  results  can  be  concluded with reasonable confidence.   Significant fire hazards will also exist inside the facility and it should be noted that the  potential for escalation / asset damage will also apply due to jet and pool fire hazards  for similar levels to discussed above with respect to explosions.  RECOMMENDATIONS  The  results  of  this  QRA  report  show  that  the  risks  to  the  public  were  shown  to  be  negligible. The risks to the workers were shown to be As Low As Reasonably Practicable  (ALARP).  Other recommendations are:   The  emphasis  on  risk  reduction  should  be  on  preventative  measures,  i.e.  to  minimize the potential for leaks to occur. This would chiefly be achieved through  appropriate  design  (to  recognized  standards)  and  through  effective  inspection,  testing and maintenance plans / procedures.   Rapid  isolation  of  significant  leaks  will  not  eliminate  the  risks  but  will  help  to  minimize  the  hazards and,  particularly,  the  ignition  probability  (by  limiting  the  total  mass  of  flammable  vapor  released).  For  isolation  to  be  effective,  first  requires  detection  to  occur  and  hence  best  practice  fire  and  gas  detection  systems,  with  associated  shutdown  systems  and  procedures,  will  be  important  mitigation measures.  EcoConServ    ii  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  TABLE OF CONTENTS  EXECUTIVE SUMMARY .................................................................................................................................. I  RISK CRITERIA ......................................................................................................................................................... I  RISK RESULTS ‐ PUBLIC  ............................................................................................................................................. I  . RISK RESULTS ‐ WORKERS ........................................................................................................................................ II  HAZARDS/RISKS TO ASSETS ...................................................................................................................................... II  RECOMMENDATIONS ............................................................................................................................................... II  LIST OF FIGURES ......................................................................................................................................... VII  LIST OF TABLES  ......................................................................................................................................... VIII  . ABBREVIATIONS  ......................................................................................................................................... IX  . 1  INTRODUCTION ................................................................................................................................... 1  1.1  BACKGROUND .............................................................................................................................................. 1  1.2  OBJECTIVES AND SCOPE .................................................................................................................................. 1  1.3  LAYOUT OF STUDY ......................................................................................................................................... 1  2  SITE DESCRIPTION ............................................................................................................................... 3  2.1  LOCATION .................................................................................................................................................... 3  2.2  LAND USE .................................................................................................................................................... 3  2.3  METEOROLOGICAL CONDITIONS ....................................................................................................................... 5  3  PROJECT DESCRIPTION ........................................................................................................................ 6  3.1  POWER STATION ........................................................................................................................................... 6  3.1.1  Plant Layout .................................................................................................................................... 6  3.1.2  Process Description ......................................................................................................................... 6  3.2  FIREFIGHTING SYSTEMS .................................................................................................................................. 9  4  RISK ACCEPTANCE CRITERIA .............................................................................................................. 12  4.1  RISK ASSESSMENT FRAMEWORK ..................................................................................................................... 12  4.2  INDIVIDUAL RISK CRITERIA ............................................................................................................................ 13  4.3  SOCIETAL RISK CRITERIA ............................................................................................................................... 14  5  METHODOLOGY ................................................................................................................................ 15  5.1  DATA COLLECTION ....................................................................................................................................... 15  5.2  HAZARD IDENTIFICATION (HAZID) ................................................................................................................. 16  5.3  FREQUENCY ANALYSIS .................................................................................................................................. 16  5.4  CONSEQUENCE ANALYSIS .............................................................................................................................. 16  5.5  RISK CALCULATIONS ..................................................................................................................................... 16  5.6  RISK SOFTWARE TOOLS ................................................................................................................................ 17  6  ASSUMPTIONS .................................................................................................................................. 21  6.1  INTRODUCTION ........................................................................................................................................... 21  6.2  BACKGROUND ASSUMPTIONS ........................................................................................................................ 21  6.2.1  Weather Categories ...................................................................................................................... 21  6.2.2  Wind Direction .............................................................................................................................. 22  6.2.3  Atmospheric Parameters .............................................................................................................. 22  6.2.4  Congest Volumes .......................................................................................................................... 23  EcoConServ    iii  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  6.2.5  Populations ................................................................................................................................... 24  6.3  IMPACT CRITERIA ASSUMPTION  ..................................................................................................................... 25  . 6.3.1  Summary ....................................................................................................................................... 25  6.3.2  Vulnerability / Impact Criteria ‐ Fires and Explosions ................................................................... 26  6.3.3  Vulnerability / Impact Criteria ‐ Toxics  ......................................................................................... 27  . 6.4  FAILURE CASE DEFINITION ASSUMPTIONS ........................................................................................................ 27  6.4.1  Failure Cases ‐ Definition .............................................................................................................. 27  6.4.2  Failure Cases ‐ Parameters............................................................................................................ 28  6.4.3  Failure Cases ‐ Release Types ........................................................................................................ 29  6.4.4  Failure Case Parameters – Release Rate / Duration ..................................................................... 31  6.4.5  Failure Case Parameters ‐ Inventory ............................................................................................. 32  6.4.6  Failure Case Parameters – Release Duration ................................................................................ 32  6.4.7  Failure Case Parameters ‐ Others ................................................................................................. 33  6.4.7.1  Release Inventory ............................................................................................................................... 33  6.4.7.2  Velocity (Release Momentum) ........................................................................................................... 33  6.4.7.3  Discharge Temperature ...................................................................................................................... 33  6.4.7.4  Additional Liquid Release Data ........................................................................................................... 33  6.5  FREQUENCY ANALYSIS ASSUMPTIONS .............................................................................................................. 34  6.5.1  Generic Failure Data – Process ..................................................................................................... 34  6.5.2  Failure Data for Oil Tanks ............................................................................................................. 35  6.5.2.1  Full Surface Tank Fire .......................................................................................................................... 35  6.5.2.2  Bund Fire ............................................................................................................................................. 36  6.6  CONSEQUENCE ANALYSIS ASSUMPTIONS  ......................................................................................................... 37  . 6.6.1  General ......................................................................................................................................... 37  6.6.2  Dispersion Modeling ..................................................................................................................... 37  6.6.3  Explosion Modeling ....................................................................................................................... 37  6.6.4  Fire Modeling ................................................................................................................................ 37  6.6.5  Explosion Probability Model ......................................................................................................... 39  7  HAZARD IDENTIFICATION .................................................................................................................. 40  7.1  GENERAL HAZARDS ...................................................................................................................................... 40  7.2  HAZARDOUS PROPERTIES OF MATERIALS STORED AND USED ............................................................................... 46  7.2.1  Natural Gas ................................................................................................................................... 46  7.2.2  Mazout and Solar Oil .................................................................................................................... 46  7.2.3  Hydrogen ...................................................................................................................................... 46  7.2.3.1  Hydrogen Embrittlement .................................................................................................................... 47  7.2.3.2  Flammability and Ignition ................................................................................................................... 47  7.2.3.3  Deflagration and Detonation .............................................................................................................. 48  7.3  DETAILED HAZARDS IDENTIFICATION ............................................................................................................... 48  7.3.1  Natural Gas Line ........................................................................................................................... 48  7.3.2  Gas Release in the Gas Turbine Enclosure .................................................................................... 50  7.3.3  Transformers ................................................................................................................................. 51  7.3.4  Electrical Fires ............................................................................................................................... 51  8  FAILURE CASE DEFINITIONS ............................................................................................................... 53  8.1  INTRODUCTION ........................................................................................................................................... 53  8.2  METHODOLOGY .......................................................................................................................................... 53  8.3  FAILURE CASES ........................................................................................................................................... 54  8.4  LOCATION OF CASES .................................................................................................................................... 56  9  CONSEQUENCE ASSESSMENT ............................................................................................................ 57  EcoConServ    iv  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  9.1  CONSEQUENCE OF FIRE ACCIDENTS ................................................................................................................. 57  9.1.1  Pool fires ....................................................................................................................................... 57  9.1.2  Jet Fires ......................................................................................................................................... 59  9.1.3  Tank Top Fires ............................................................................................................................... 61  9.2  CONSEQUENCE OF EXPLOSION ACCIDENTS  ....................................................................................................... 63  . 10  RISK RESULTS .................................................................................................................................... 70  10.1  FREQUENCY ESTIMATION ......................................................................................................................... 70  10.2  INDIVIDUAL RISK CONTOURS ..................................................................................................................... 71  10.3  RISKS TO THE PUBLIC (OFF‐SITE)  ............................................................................................................... 72  . 10.4  RISKS TO WORKERS (ON‐SITE) .................................................................................................................. 72  10.5  SOCIETAL RISKS ...................................................................................................................................... 72  10.6  KEY HAZARDS ........................................................................................................................................ 73  10.7  RECOMMENDATIONS  .............................................................................................................................. 73  . 11  BIBLIOGRAPHY .................................................................................................................................. 78  A1  RISK ACCEPTANCE CRITERIA .............................................................................................................. 80  A1.1  INTRODUCTION ...................................................................................................................................... 80  A1.2  BASIS FOR CRITERIA ................................................................................................................................ 80  A1.2.1  Need for Criteria ....................................................................................................................... 80  A1.2.2  Principles for Setting Risk Criteria ............................................................................................ 80  A1.2.3  Framework ............................................................................................................................... 81  A1.3  PROPOSED RISK CRITERIA ......................................................................................................................... 83  A1.3.1  Individual Risk .......................................................................................................................... 83  A1.3.2  Societal Risk ............................................................................................................................. 86  A2  EMERGENCY RESPONSE PLAN............................................................................................................ 88  A2.1  NEED FOR AN EMERGENCY RESPONSE PLAN................................................................................................. 88  A2.2  OBJECTIVES OF AN EMERGENCY MANAGEMENT PLAN  ................................................................................... 89  . A2.3  SCOPE .................................................................................................................................................. 90  A2.4  EMERGENCY MANAGEMENT PLAN: KEY ELEMENTS ....................................................................................... 90  A2.4.1  Basis of the Plan ....................................................................................................................... 91  A2.4.2  Accidents Prevention Procedures/Measures ............................................................................ 91  A2.4.2.1  General ............................................................................................................................................... 91  A2.4.2.2  Operation & Maintenance .................................................................................................................. 92  A2.4.2.3  Protecting the Pipeline from External Interference ............................................................................ 92  A2.4.2.4  Protecting the Pipeline against Corrosion  .......................................................................................... 93  . A2.4.3  Emergency Reporting ............................................................................................................... 93  A2.4.4  Within the Field ........................................................................................................................ 94  A2.4.5  Field to Emergency Control Center ........................................................................................... 94  A2.4.6  Incident Report ......................................................................................................................... 94  A2.4.7  Incident Situation Report Form (SITREP) .................................................................................. 95  A2.4.8  Medical Evacuation Report ...................................................................................................... 95  A2.4.9  Internal Distribution ................................................................................................................. 95  A2.4.10  Notification to Authorities  ....................................................................................................... 95  . A2.5  EMERGENCY RESPONSE STRATEGIES ........................................................................................................... 95  A2.5.1  Introduction  ............................................................................................................................. 95  . A2.5.2  Alert Phase ............................................................................................................................... 96  A2.5.3  Declaration of Emergency ........................................................................................................ 96  A2.5.4  Emergency Alarm (Siren) .......................................................................................................... 97  EcoConServ    v  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  A2.5.5  Preparation for Emergencies  ................................................................................................... 98  . A2.5.5.1  Command by Competent Persons ...................................................................................................... 98  A2.5.5.2  Number of Persons for Emergency Duties .......................................................................................... 98  A2.5.5.3  List of Persons for Emergency Duties .................................................................................................. 98  A2.5.5.4  Control of Emergencies ....................................................................................................................... 98  A2.5.5.5  Assembly Procedures .......................................................................................................................... 98  A2.5.6  Post Emergency ........................................................................................................................ 99  A2.6  EMERGENCY RESPONSE ORGANIZATION ...................................................................................................... 99  A2.6.1  Incident Response .................................................................................................................... 99  A2.6.2  Emergency Response Group ................................................................................................... 100  A2.6.3  Crisis Response Team ............................................................................................................. 100  A2.6.4  Incident Site Roles and Responsibilities .................................................................................. 101  A2.6.4.1  HSE Engineer ..................................................................................................................................... 101  A2.6.4.2  Sr. Administration Officer ................................................................................................................. 102  A2.6.4.3  PIC‐onshore  ...................................................................................................................................... 103  . A2.6.4.4  Site Doctor ........................................................................................................................................ 105  A2.6.4.5  Fire Chief ........................................................................................................................................... 105  A2.6.4.6  Production Superintendent .............................................................................................................. 106  A2.6.4.7  Maintenance Superintendent ........................................................................................................... 107  A2.6.4.8  Scribe ................................................................................................................................................ 108  A2.6.4.9  Person Taking Calls ........................................................................................................................... 109  A2.6.4.10  Control Room Operator .................................................................................................................... 110  A2.7  EMERGENCY RESPONSE ACTION .............................................................................................................. 111  A2.7.1  Emergency Response Centers  ................................................................................................ 111  . A2.7.1.1  Incident Control Center (ICC) ............................................................................................................ 111  A2.7.1.2  Emergency Control Center (ECC) ...................................................................................................... 111  A2.8  ACCIDENT / EMERGENCY RESPONSE PROCEDURES ...................................................................................... 112  A2.8.1  Fire / Explosion (General) ....................................................................................................... 113  A2.9  PROCEDURES FOR DEALING WITH REPORTED GAS/ VAPOR ESCAPES ............................................................... 114  A2.10  FIRE PREVENTION PLANNING AND MEASURES ............................................................................................ 115  A2.11  COMMUNICATION ................................................................................................................................ 115  A2.12  EMERGENCY CONTROL CENTER ............................................................................................................... 116  A2.13  RECOVERY PROCEDURE .......................................................................................................................... 116  A2.13.1  Pressure Reduction in Pipeline or Flow Restriction ................................................................ 116  A2.13.2  Complete Shut‐down of Pipeline ............................................................................................ 117  A2.14  EMERGENCY MANAGEMENT PLAN: ONSITE CRISIS ...................................................................................... 117  A2.14.1  Role of Incident Controller  ..................................................................................................... 117  . A2.15  COMMUNICATION SYSTEMS NETWORK ..................................................................................................... 118  A2.16  TRANSPORTATION  ................................................................................................................................ 119  . A2.17  PUBLIC INFORMATION SYSTEM ................................................................................................................ 119  A2.17.1  Before the Crisis ..................................................................................................................... 119  A2.17.2  During the Crisis ..................................................................................................................... 119  A2.17.3  After the Crisis ........................................................................................................................ 119  A2.18  FIRE FIGHTING SYSTEM .......................................................................................................................... 119  A2.18.1  Before the Crisis ..................................................................................................................... 120  A2.18.2  During the Crisis ..................................................................................................................... 120  A2.19  CHECKLIST FOR CAPABILITY ASSESSMENT  .................................................................................................. 120  . A2.20  EMERGENCY MANAGEMENT PLAN: OFFSITE .............................................................................................. 122  A2.21  WARNING SYSTEM  ............................................................................................................................... 122  . A2.22  SERVICES SUPPORT SYSTEM .................................................................................................................... 123    EcoConServ    vi  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  LIST OF FIGURES  FIGURE 2‐1: LOCATION OF HELWAN SOUTH POWER STATION .............................................................................................. 3  FIGURE 2‐2: A GOOGLE EARTH IMAGE SHOWING THE DESERT AND AGRICULTURE AREA ADJACENT TO VICINITY OF HELWAN SOUTH  POWER STATION ................................................................................................................................................ 4  FIGURE 2‐3: WIND ROSE OF HELWAN (WIND SPEED IN KNOTS) ............................................................................................ 5  FIGURE 3‐1: AN ILLUSTRATIVE FIGURE OF THE SUPERCRITICAL THERMAL POWER PLANT OPERATION ............................................. 7  FIGURE 3‐2: PROPOSED LAYOUT OF THE HELWAN SOUTH POWER STATION (PREPARED BY PGESCO) ......................................... 8  FIGURE 5‐1: QRA METHODOLOGY ............................................................................................................................... 15  FIGURE 5‐2: EVENT TREE FOR VAPOR AND FLASHING LIQUID RELEASE TYPES ........................................................................ 19  FIGURE 5‐3: EVENT TREE FOR LIQUID RELEASE TYPE ........................................................................................................ 19  FIGURE 5‐4: EVENT TREE FOR VAPORIZING LIQUID RELEASE TYPE ....................................................................................... 20  FIGURE 6‐1: WIND ROSE (PROBABILITY OF WIND DIRECTION) ........................................................................................... 22  FIGURE 9‐1: ALOHA OUTPUT FOR CASES 64‐1, 64‐3 AND 64‐5 POOL FIRE ........................................................................ 58  FIGURE 9‐2: ALOHA OUTPUT FOR CASE 67‐1 POOL FIRE ................................................................................................. 58  FIGURE 9‐3: ALOHA OUTPUT FOR CASE 66‐1 POOL FIRE ................................................................................................. 59  FIGURE 9‐4: ALOHA OUTPUT FOR CASES 11‐1, 11‐3 AND 11‐5 JET FIRE  ........................................................................... 60  . FIGURE 9‐5: ALOHA OUTPUT FOR CASE 61‐1 JET FIRE .................................................................................................... 60  FIGURE 9‐6: ALOHA OUTPUT FOR CASE 92‐1 JET FIRE .................................................................................................... 61  FIGURE 9‐7: ALOHA OUTPUT FOR CASES 64‐2, 64‐4 AND 64‐6 TANK TOP FIRE  .................................................................. 62  . FIGURE 9‐8: ALOHA OUTPUT FOR CASE 67‐2TANK TOP FIRE ............................................................................................ 62  FIGURE 9‐9: EXAMPLE OF OVERPRESSURE CONTOURS FOR CASES 11‐2, 11‐4 AND 11‐6 OBTAINED BY ALOHA .......................... 64  FIGURE 9‐10: EXAMPLE OF OVERPRESSURE CONTOURS FOR CASE 61‐2 OBTAINED BY ALOHA ................................................. 64  FIGURE 9‐11: EXAMPLE OF OVERPRESSURE CONTOURS FOR CASE 92‐2 OBTAINED BY ALOHA ................................................. 64  FIGURE 9‐12: HEAT FLUX CONTOURS DUE TO POOL FIRES .................................................................................................. 65  FIGURE 9‐13: HEAT FLUX CONTOURS DUE TO JET FIRES ..................................................................................................... 66  FIGURE 9‐14: HEAT FLUX CONTOURS DUE TO TANK TOP FIRES ............................................................................................ 67  FIGURE 9‐15: OVERPRESSURE CONTOURS DUE TO VAPOR CLOUD EXPLOSIONS ....................................................................... 68  FIGURE 9‐16: OVERPRESSURE CONTOURS DUE TO EXPLOSIONS OF HIGH PRESSURE STREAM DRUMS ........................................... 69  FIGURE 10‐1: INDIVIDUAL RISK CONTOURS CAUSED BY THE PLANT ON A GOOGLE EARTH IMAGE AT WIND AVERAGING OVER ALL  DIRECTIONS  .................................................................................................................................................... 75  . FIGURE 10‐2: INDIVIDUAL RISK CONTOURS CAUSED BY THE PLANT INSIDE LIMITS OF THE POWER STATION ................................... 76  FIGURE 10‐3: SOCIETAL RISK REPRESENTED AS F/N CURVE FOR THE PLANT ........................................................................... 77    FIGURE A‐ 1: "ALARP" FRAMEWORK FOR RISK CRITERIA ................................................................................................. 83  FIGURE A‐ 2: AN INTERPRETATION OF UK HSE SOCIETAL RISK CRITERIA (F‐N CURVE)............................................................ 87    EcoConServ    vii  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  LIST OF TABLES  TABLE 2‐1: NORMALIZED FREQUENCY OF WIND ROSE FROM DIFFERENT ANGLES ....................................................................... 5  TABLE 6‐1: ATMOSPHERIC PARAMETERS  ....................................................................................................................... 23  . TABLE 6‐2: HUMAN IMPACT CRITERIA ........................................................................................................................... 26  TABLE 6‐3: GENERIC PROCESS LEAK FREQUENCIES ........................................................................................................... 35  TABLE 6‐4: SUMMARY OF IGNITED RELEASE OUTCOMES, OR HAZARD TYPES  ........................................................................ 37  . TABLE 6‐5: VARIATION OF PROABILITY OF EXPLOSION WITH INTERSECTION VOLUME ............................................................... 39  TABLE 7‐1: HAZARD CAUSES, CONSEQUENCES AND PROPOSED OR INHERENT SAFEGUARDS ....................................................... 41  TABLE 7‐2: HAZARDOUS MATERIALS STORED AND USED ON SITE FOR THE NEW PLANT EXTENSION  ............................................. 46  . TABLE 8‐1: BOILER UNITS (UNIT 11) FAILURE CASES ....................................................................................................... 54  TABLE 8‐2: NATURAL GAS REDUCING STATION (UNIT 61) ................................................................................................ 54  TABLE 8‐3: MAZOUT OIL TANKS (UNIT 64) FAILURE CASES............................................................................................... 54  TABLE 8‐4: SOLAR OIL TANK (UNIT 67) FAILURE CASES  ................................................................................................... 55  . TABLE 8‐5: MAZOUT / SOLAR OIL TRANSFER PUMPS (UNIT 66) FAILURE CASES ................................................................... 55  TABLE 8‐6: LUBE OIL STORAGE TANKS AND TRANSFER PUMPS (UNIT 22) FAILURE CASES ........................................................ 55  TABLE 8‐7: HYDROGEN GENERATION (UNIT 92) FAILURE CASES ........................................................................................ 55  TABLE 8‐8: TURBINE GENERATOR (UNIT 22) FAILURE CASES ............................................................................................. 55  TABLE 8‐9: LOCATION OF FIRE ACCIDENTS ..................................................................................................................... 56  TABLE 8‐10: LOCATION OF EXPLOSION ACCIDENTS .......................................................................................................... 56  TABLE 9‐1:  ALOHA POOL FIRE DATA ........................................................................................................................... 57  TABLE 9‐2: ALOHA JET FIRE DATA ............................................................................................................................... 59  TABLE 9‐3: ALOHA TANK TOP FIRE DATA ...................................................................................................................... 61  TABLE 9‐4: MODELS USED FOR THE DIFFERENT EXPLOSION CASES  ....................................................................................... 63  . TABLE 10‐1: FREQUENCIES USED FOR THE DIFFERENT CASES .............................................................................................. 70    TABLE A‐ 1: COMPARISON OF SELECTED INDIVIDUAL RISK CRITERIA FOR NEW PLANTS ............................................................ 85  TABLE A‐ 2: ROLES AND RESPONSIBILITIES OF VARIOUS EMERGENCY RESPONSE TEAM MEMBERS  ............................................. 121  .         EcoConServ    viii  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  ABBREVIATIONS  AIChE  American Institute of Chemical Engineers  ALARP  As Low As Reasonably Practicable  ALOHA  Areal Locations of Hazardous Atmospheres  API  American Petroleum Institute  BFW  Boiler Feed Water  BLEVE  Boiling Liquid Expanding Vapor Explosion  BP  British Petroleum  CCPA  Center for Chemical Process Safety  CCTV  Closed Circuit Television  CIA  Central Intelligence Agency  CTG  Combustion Turbine Generator  DNV  Det Norske Veritas  EPA  Environmental Protection Agency  ESD  Electrostatic Discharge  F/N  Frequency – Number of Fatalities Curve  FM200  Dupont waterless fire suppression system  FRED  Fire, Release, Explosion and Dispersion  HAZID  Hazard Identification  HAZOP  Hazard and Operability Study  HCRD  Hydrocarbon Release Database  HRSG  Heat Recovery Steam Generator  HP  High Pressure  HSE  Health and Safety Executive  HVAC  Heating, Ventilation and Air Conditioning  IP  Intermediate Pressure  LFL  Lower Flammability Limit  LP  Low Pressure  NFPA  National Fire Protection Association  NFR  Normal Flow Rate  NOAA  National Oceanic and Atmospheric Administration  OEM  Office of Emergency Management  P&ID  Piping and Instrumentation Drawing  PFD  Process Flow Diagram  PGESCo  Power Generation Engineering and Services Company  QRA  Quantitative Risk Assessment  STG  Steam Turbine generator  UK   United Kingdom   VCE  Vapor Cloud Explosion  EcoConServ    ix  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  1 INTRODUCTION  1.1 BACKGROUND  Upper  Egypt  Electricity  Production  Company  is  planning  to  build  a  3x650  MW  power  plant in Helwan. The Power Station is planned to be constructed in Dair El Maimun Zone  in Atfeh area at Helwan Governorate. The station will utilize a thermal powered Turbine  technology.  The  design  of  the  project  is  performed  by  the  Power  Generation  Engineering and Services Company (PGESCo).  EcoConServ  was  assigned  to  prepare  a  Quantitative  Risk  Assessment  (QRA)  study  for  the proposed expansion of Helwan South Power Station, on behalf of the Upper Egypt  Electricity Production Company. This report is the main deliverable of this assignment.  1.2 OBJECTIVES AND SCOPE  The main objectives of this Quantitative Risk Assessment (QRA) study are:   To identify and quantify the major process hazards associated with the proposed  power plant facilities in Helwan.   To  assess  the  acceptability  of  the  risks  to  people  (primarily  plant  workers  and  any nearby residential areas), against internationally recognized criteria.   To  identify  the  main  risk  contributors  in  order  to  identify  potential  risk  reduction measures and to demonstrate to the relevant stakeholders that the key  risks are understood, and are being managed throughout the design process.  The  scope  covered  is  for  a  QRA,  which  is  focused  on  the  worst‐case  hazards,  and  associated risks, in order to assess the key risks.  1.3 LAYOUT OF STUDY  The layout of the remainder of this document consists of the following sections:   Section  2 and Section  3 describe the site of the plant and the give details about  the project.    Section  4  sets  out  the  risk  criteria  proposed  for  this  study,  on  which  the  determination  of  acceptability  will  be  based.  This  is  covered  in  detail  by  Appendix 0A1.   Section Error! Reference source not found. clarifies the methodology adopted  while carrying out the risk assessment and the tools used for the study.   Section 6 summarizes the assumptions used for this study in details.   Section 7 and Section 8 summarize the outcome of the Hazard Identification step  and enumerate the failure cases.   Section 9 describes the Consequence Assessment step and presents its results.   Section  10  details  the  risk  results,  which  are  primarily  based  around  the  individual  risk  contours.  These  are  discussed  separately  with  respect  to  the  EcoConServ    1  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  potential  off‐site  risks  to  the  public  and  to  the  on‐site  risks  to  workers.  It  also  presents the Conclusions and Recommendations of the analysis.    EcoConServ    2  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  2 SITE DESCRIPTION  2.1 LOCATION  Helwan South Power Plant is to be located to the South of Cairo Governorate near Beni  Suef Governorate in a desert area adjacent to the agriculture land on the River Nile bank  located to the west of the Beni Sweif – Al Kureimat Desert Road. The Plant is nearly 90  km to the South of Cairo and about 40 km to the East of Fayum Governorate. Figure 2‐1  shows  the  location  of  the  power  station  in  comparison  with  Cairo,  Beni  Sweif  and  Al  Fayum Governorates.  Helwan South Power Station    Figure 2­1: Location of Helwan South Power Station  2.2 LAND USE  The total power plant area is approximately 400,000 m2. The land allotted for the power  station  was  originally a  desert  that  is  now empty.  This area  is  adjacent to  agricultural  land  which  is  located  on  the  River  Nile  bank.  To  the  South  of  the  Plant  there  is  a  cemetery and to the North there is a storage tank area project and an agricultural land  as shown in Error! Reference source not found..   EcoConServ    3  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  Helwan South Power Station    Figure 2­2: A Google Earth image showing the Desert and agriculture area adjacent to vicinity of  Helwan South Power Station EcoConServ    4  Helwan South Power r Plant QRA  Uppe er Egypt Elec uction Co.  ctricity Produ ONDITIONS  2.3 METEOROLOGICAL CO S Meteor data  were  available  for  Helwa South  Power  Sta rological  d an  se  ation.  Thes data  ent the Helwan Area E represe Environme e.  ental Profile The  wi or  a  n  e  e  he  ind  rose  fo the  area is  shown in  Figure 2‐3.  The  wind  rose shows  th wind  averagee speed is  about 10 kknots and tthat wind b m 3 main different dir blows from rections  aroundd the year, w orth as the angle from with the No m which mo wind blows.   ost of the w   3: Wind rose Figure 2­3 d in Knots)  e of Helwan (wind speed 2‐1 shows t Table  2 the normal uency of wind rose acc lized frequ cording to  the data in n Figure  his  2‐3.  Th normali s  the  ization  was used  in  t calculat rder  to  account  for  th wind  tions  in  or he  on frequency from dif directio fferent angles in the consequenc ces and riskk calculatioons.  malized frequ Table 2­1: Norm nd rose from uency of win ngles  m different an Angle  orth) 0 (No 30  330  Frequenncy  47.00%  0.0%  30 23.0%  Serv  EcoConS 5  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  3 PROJECT DESCRIPTION   3.1 POWER STATION  3.1.1 PLANT LAYOUT  The layout of the plant is shown in   Figure 3‐1: An illustrative figure of the supercritical thermal power plant operation  EcoConServ    6  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  .  The  process  area  contains  dedicated  open  spaces  for  boilers,  pumps,  steam  turbine  generators,  fuel  storage  tanks  and  transformers.  There  are  also  standalone  buildings  such as the control building.  The units and equipment are laid out in such a way that allows for appropriate safety  distances and easy movement between the units.  The plant also includes the following non‐process related facilities:   Office building   Firefighting station   Hydrogen Generation/Storage Area   Warehouse/ Workshop Building   Foam equipment   Main/Secondary Guard House  3.1.2 PROCESS DESCRIPTION  Helwan South Power Station is a supercritical thermal power plant. The supercritical thermal  thermal power plant operation is based on burning of natural gas (or Mazout as a backup fuel) in  EcoConServ    7  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  backup fuel) in the boilers to produce superheated steam which then drives the turbines to  produce electricity, as illustrated in  . This description is a typical description of a thermal cycle power plant.  Raw Water is chlorinated and is pumped to two separate clarifiers. The clarified water  then moves downward to two gravity filters, and then the treated water is pumped to  the main boiler.  The  boiler  produces  superheated  steam  by  transferring  heat  from  combustion  of  natural gas or mazout to convert water partially into steam flowing through the tubes of  the boiler.  The  water  and  steam  mixture  from  the  boiler  is  routed  to  the  boiler  drum  where  the  steam is separated from water. The water then circulates back through the boiler wall  tubes and the steam is routed through superheaters where its temperature is increased.  Steam  flows  from  the  superheaters  to  the  main  turbine  where  it  derives  the  turbine  generator.  The  exhaust  of  the  high  pressure  turbine  is  routed  back  to  the  boiler  reheaters at a much lower pressure and temperature than the original main stream.  EcoConServ    8  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  Steam leaves the reheater and is pumped to the intermediated pressure steam turbine,  where it assists the main steam in driving the turbine generator.  EcoConServ    9  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.        Figure 3­1: An illustrative figure of the supercritical thermal power plant operation  EcoConServ    10  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.    Figure 3­2: Proposed Layout of the Helwan South Power Station (Prepared by PGESCo) EcoConServ    11  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  3.2 FIREFIGHTING SYSTEMS  Due to the lack of available data, as Helwan South power plant firefighting system was  not provided, the firefighting system of the plant was assumed to be similar to the one  designed for Banha power plant. This assumption is based on the fact that the source of  water  available  is  a  fresh  water  source.  Therefore,  the  firefighting  system  that  was  provided for Banha power station is the one described below.  The firefighting Systems, designed by PGESCo for the Banha Power Station will follow  the  internationally‐recognized  standards  of  the  National  Fire  Protection  Association  (NFPA) standards and will have the following characteristics.  A fire water system is provided for the plant. The fire water supply will be from the fire  water  pumps  taking  suction  from  the  filtered/fire  water  tank.  The  main  underground  fire loop will serve strategically placed yard hydrants and will supply water to sprinkler  and spray systems for plant equipment.  The  main  underground  fire  water loop  will  incorporate  sectionalizing  valves  so  that  a  failure  in  any  part  of  the  system  can  be  isolated  while  allowing  the  remainder  of  the  system to function properly. Single‐branch service mains will be provided from the loop  to  remote  facilities,  as  needed,  to  satisfy  fire  water  demands.  The  main  loop  sectionalizing  valves  will  be  located  to  minimize  impact  to  fire  water  service  within  practical limits (e.g., every fourth branch).  Each branch will be provided with an isolation valve to allow facility isolation without  system interruption.  A  single  fire  pump  will  supply  maximum  water  demand  for  any  automatic  sprinkler  system  plus  water  for  fire  hydrants  and  hose  stations.  The  fire  water  system  will  be  sized to meet the demand of the largest single fixed automatic fire suppression system  plus 113.5 m3/hr for yard hydrants. The fire water system will be based on 2 hours of  service.  The system pressure and flow requirements will be provided by a 100‐ percent‐capacity  electric‐motor‐driven fire pump, backed up by one 100‐percent‐capacity diesel‐engine‐ driven  fire  pump.  A  jockey  pump  will  maintain  water  pressure  in  the  fire  water  distribution loops.  During fire conditions, the electric‐motor‐driven fire pump will start automatically, with  an alarm indicator in the control room. Once started, the pump will continue to run until  manually stopped.  If the electric pump fails to start or system pressure drops to a lower set pressure, the  diesel‐engine‐driven fire pump will start. Discharge from the pump will connect to the  underground yard loop. The fire pump will be installed in accordance with National Fire  Protection Association (NFPA 20).  EcoConServ    12  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  The electric and diesel pumps will be connected to the fire loop in at least two sections  so that if there is a failure in one section of the fire loop, they can supply water to the  remainder of the loop.  The fire protection system will include:   High  pressure  CO2  extinguishing  system  for  each  CTG  (supplied  by  the  combustion turbine supplier)   Wet  pipe  automatic  sprinkler  system  to  envelop,  as  required,  oil  piping  and  equipment associated with the steam (combustion) turbines lubricating oil and  hydraulic  system.  The  lube  oil  equipment  skid  will  be  protected  by  a  deluge  sprinkler system.   Closed head water spray system to protect the steam turbines bearings   Foam system to protect the solar fuel oil storage tanks in accordance with NFPA  11.   Half‐ring water spray cooling for fuel oil tanks   Main control room and main electrical/switchgear buildings:  o Manual  suppression  hose  station  and  fire  extinguishers  for  the  main  control room with smoke detectors  o Manual  suppression  hose  station  with  smoke  detectors  system  for  the  main switchgear area  o Preaction sprinkler system for each of the main auxiliary transformers.   Water spray deluge system for each of the main and auxiliary transformers   A protective signaling system with main panel in the control room, including:  o Operating status of electric and diesel fire water pumps  o One central supervisory control panel to monitor the status of zones, with  visual indications, audible alarm, and test provisions.  o HVAC duct smoke detectors  o Area  fire/smoke  detectors  where  required  for  automatic  suppression  system actuation  o Area fire/smoke detectors where required for alarm only  o Fire alarm horns (audible throughout the site).  o Manual pull stations  o Interconnecting cabling   Manual  suppression equipment,  including  extinguishers, hose  racks,  hose  reels,  hose houses, and hydrants, where applicable.  A  standpipe  and  hose  system  will  be  provided  in  accordance  with  NFPA  14,  in  the  power  block  to  serve  the  CTG  building.  The  main  control  room  and  cable  spreading  room will have fire detectors will have portable CO2 extinguishers. A hose station in the  control building will also provide coverage in the main control room.  EcoConServ    13  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  Extinguishers  will  be  sized,  rated,  and  spaced  in  accordance  with  NFPA  10.  Local  building  fire  alarms,  automatic  fire  detectors,  and  the  fire  signaling  panel  will  be  in  accordance with NFPA 72. System design will essentially follow NFPA 850.    EcoConServ    14  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  4 RISK ACCEPTANCE CRITERIA  In  the  absence  of  Egyptian  legislation,  the  risks  evaluated  within  this  study  were  referenced  against  internationally‐accepted  criteria,  in  order  to  determine  the  acceptability of the risks and any need for risk reduction measures to be implemented  within the design process.   The  risk  criteria  proposed  to  be  used  are  drawn  from  the  widely  used  framework  set  out by the UK’s HSE, using the As Low As Reasonably Practicable (ALARP) principle, and  proposes risk acceptance criteria to be used as guidance for this study.  The derived criteria, and the ALARP framework, are described in full in Appendix I and  summarized in the following sections.  4.1 RISK ASSESSMENT FRAMEWORK  The following measures of acceptability should be evaluated in assessing the risks from  any hazardous activity:   Individual risk criteria should be used to limit risks to individual workers and  members of the public.   Societal  risk  criteria  should  also  be  used  to  limit  risks  to  the  affected  population as a whole.   Cost‐benefit  analysis  should  be  used  to  ensure  that,  once  the  above  criteria  are satisfied, an optimum level of safety measures is chosen for the activity,  taking costs as well as risks into account. (Note that this is outside the scope  of this study.)  The  simplest  framework  for  risk  criteria  is  a  single  risk  level  which  divides  tolerable  risks from intolerable ones. Such criteria give attractively simple results, but they need  to  be  used  very  carefully,  because  they  do  not  reflect  the  uncertainties  both  in  estimating risks and in assessing what is tolerable. For instance, if applied rigidly, they  could indicate that an activity which just exceeded the criteria would become acceptable  as  a  result  of  some  minor  remedial  measure  which  in  fact  scarcely  changed  the  risk  levels.  A  more  flexible  framework  specifies  a  level,  usually  known  as  the  maximum  tolerable  criterion, above which the risk is regarded as intolerable whatever the benefit may be,  and  must  be  reduced.  Below  this  level,  the  risks  should  also  be  made  As  Low  As  Reasonably  Practicable  (ALARP).  This  means  that  when  deciding  whether  or  not  to  implement  risk  reduction  measures,  their  cost  may  be  taken  into  account,  using  cost‐ benefit  analysis.  In  this  region,  the  higher  the  risks,  the  more  it  is  worth  spending  to  reduce them. If the risks are low enough, it may not be worth spending anything, and  the risks are then regarded as negligible.  This  approach  can  be  interpreted  as  dividing  risks  into  three  tiers  (as  is  illustrated  in  Appendix A1):  EcoConServ    15  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.   An upper band where risks are intolerable whatever the benefit the activity  may  bring.  Risk  reduction  measures  or  design  changes  are  considered  essential.   A middle band (or ALARP region) where the risk is considered to be tolerable  only when it has been made ALARP. This requires risk reduction measures to  be  implemented  if  they  are  reasonably  practicable,  as  evaluated  by  cost‐ benefit analysis.   A  negligible  region  where  the  risks  are  negligible  and  no  risk  reduction  measures are needed.  4.2 INDIVIDUAL RISK CRITERIA  Individual risk is widely defined as the risk of fatality (or serious injury) experienced by  an  individual,  noting  that  the  acceptability  of  individual  risks  should  be  based  on  that  experienced by the most exposed (i.e. ‘worst‐case’) individual.  The most widely‐used criteria for individual risks are the ones proposed by the UK HSE,  noting that these have also been interpreted for projects in Egypt.  These criteria are:   The maximum tolerable individual risk for workers is taken as 10‐3 per year  (i.e. 1 in 1,000 years).   The maximum tolerable individual risk for members of the public is 10‐4 per  year (i.e. 1 in 10,000 years).   The  acceptable  criterion,  for  both  workers and  public,  corresponding  to  the  level below which individual risks can be treated as effectively negligible, is  10‐6 per year (i.e. 1 in 1,000,000 years)   Between  these  criteria  the  risks  are  in  the  ‘ALARP’  or  tolerability  region.  In  this  region  the  risks  are  acceptable  only  if  demonstrated  to  be  As  Low  As  Reasonably Practicable (ALARP).  In terms of the acceptability of individual risks, it should be noted that:   Individual  risks  are  typically  presented  as  contours  that  correspond  to  the  risk  experienced  by  a  person  continuously  present,  outdoors,  at  each  location.   While  people  are  unlikely  to  remain  “continuously  present,  outdoors”  at  a  given point, the individual risk levels used to assess residential developments  are not modified to account for any presence factor or the proportion of time  spent indoors. That is, it should be conservatively assumed that dwellings are  occupied  at  all  times  and  that  domestic  properties  offer  no  real  protection  against the potential hazards.   Hence, the individual risks contours can be used directly with respect to the  public, while for workers it is more appropriate to consider the most exposed  EcoConServ    16  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  individual  (accounting  for  the  time  they  spend  in  different  areas,  indoors,  away from the hazards, etc).   It should also be noted that lower criteria are often adopted with respect to  vulnerable populations, such that schools and hospitals, for example, should  be located such that the individual risks are well below 10‐6 per year.   The  maximum  criterion  for  the  public  of  10‐4  per  year  is  maintained  in  this  study as a representative maximum. However, it should be emphasized that  this  is  a  maximum  value  and  it  would  be  extremely  rare  for  this  level  to  be  considered  acceptable  for  a  new  facility  /  development.  That  is,  there  is  unlikely to be sufficient justification that there are no practicable methods of  reducing this level of risk. In fact, it is considered to be best practice to treat  10‐6 per year as the target criterion, while risks of up to 10‐5 per year would  require strong justification and risks above 10‐5 per year should be avoided  with respect to the public.   It  should,  in  any  case,  be  emphasized  that  risks  above  10‐6  per  year  are  acceptable only if shown to be ALARP.   Conversely, for most workers (particularly those in a refinery) it is accepted  that  10‐6  per  year  risk  levels  are  not  practical  to  achieve  and  the  target  typically  adopted  is  to  achieve  individual  risks  to  workers  of  between  10‐5  and 5 x 10‐5 per year.  In summary, it is proposed that:   Risks to the public can be considered to be broadly acceptable if below 10‐6  per year, although noting that societal risk factors should also be considered  (including the type of population potentially exposed). Although risks of up to  10‐4  per  year  may  be  considered  acceptable  if  shown  to  be  ALARP,  it  is  recommended  that  10‐5  per  year  is  adopted  for  this  study  as  the  maximum  tolerable criterion.   Risks to workers can be considered to be broadly acceptable if below 10‐5 per  year and where risks of up to 10‐3 per year may be considered acceptable if  ALARP, which will be used in this study.  4.3 SOCIETAL RISK CRITERIA  A  proposed  criterion  for  Societal  Risk  is  set  out  in  Appendix  0  in  the  form  of  an  F‐N  curve, which gives the cumulative frequency (F) of exceeding a number of fatalities (N).  It is, however, important to note that the acceptability of societal risks can be subjective  and depends on a number of factors (such as the benefits versus the risks that a facility  provides). There is not a single established indicator in terms of societal risk.  The  proposed  societal  (F‐N)  criteria  are  considered  to  provide useful  guidance  on  the  acceptability of the societal risk, although it should be emphasized that the criteria are  not as widely accepted as individual risk and should be used as guidance only.  EcoConServ    17  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  5 METHODOLOGY  QRA is a well‐established methodology to assess the risks of industrial activities and to  compare them with risks of normal activities. EcoConServ has used a QRA methodology  as shown in Figure 5‐1.    Figure 5­1: QRA Methodology  5.1 DATA COLLECTION  This  study  is  based  on  information  sent  to  EcoConServ,  in  addition  to  the  following  documents, which were obtained from PGESCo:  • General Plot Plan  • Storage Tank Capacities  EcoConServ    18  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  5.2 HAZARD IDENTIFICATION (HAZID)  The hazard identification process is important for any risk analysis. A HAZID was been  performed in the course of preparing the QRA. The HAZID study for the main plant has  enabled us to identify and enumerate the failure cases that require further analysis.   5.3 FREQUENCY ANALYSIS  Failure frequencies were determined for each event in order to perform a probabilistic  risk  assessment.  Generally,  a  number  of  techniques  are  available  to  determine  such  frequencies. The approach relies on generic data. This provides failure frequencies for  equipment  items  where  data  has  been  obtained  from  failure  reports  from  a  range  of  facilities. Frequency assumptions are detailed in Chapter 6.   5.4 CONSEQUENCE ANALYSIS  For each identified hazard scenario, consequence analysis tools were used to determine  consequence effect zones for each hazard. The different possible outcomes could be:  • Dispersing of Hydrocarbon Vapor Cloud  • Explosion  • Fireball  • BLEVE  • Flash Fire  • Jet Fire  • Pool Fire.  The  particular  outcomes  modeled  depend  on  source  terms  (conditions  like  fluid,  temperature, pressure etc.) and release phenomenology. The current understanding of  the mechanisms occurring during and after the release is included in our consequence  analysis models and tools. These models and tools are explained in Section 5.6.  5.5 RISK CALCULATIONS  The outcome of the risk analysis is risk terms presented in form of risk contours and FN  curves,  where  the  former  is  a  form  of  location  specific  individual  risk  measurement  while the latter is a measure for societal (group) risk.  The individual risk is the risk for a hypothetical individual assumed to be continuously  present  at  a  specific  location.  The  individual  at  that  particular  location  is  expected  to  sustain  a  given  level  of  harm  from  the  realization  of  specified  hazards.  It  is  usually  expressed in risk of death per year. Individual risk is presented in form of risk contours.  Societal Risk is the risk posed to a local community or to the society as a whole from the  hazardous activity. In particular it is used to measure the risk to every exposed person,  even  if  they  are  exposed  on  one  brief  occasion.  It  links  the  relationship  between  the  frequency and the number of people suffering a given level of harm from the realization  of a specified hazard. It is usually referred to a risk of death per year.  EcoConServ    19  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  Risk contours were generated using the tools described in Section 5.6  5.6 RISK SOFTWARE TOOLS  Consequence modeling and risk estimation software are available from Shell, BP, DNV  and Dyadem. The products produced by Shell and BP are used internally within those  companies  and  are  currently  not  available  commercially.  Shell  products  include  FRED  for consequence modeling and Shepherd for risk estimation, while BP products include  Cirrus  for  consequence  modeling.  The  acquisition  of  licensed  software  from  DNV  or  Dyadem is cost prohibitive.   EcoConServ  uses  a  collection  of  freely  available  software  andin‐house  developed  programs to estimate the risk. This approach has enabled EcoConServ engineers to have  a deep understanding of the risk calculations methodology. The use of this risk software  tools enables the users to have control over the modeling and hence the majority of the  assumptions are covered in the inputs to, rather than within, the software.   EcoConServ tools include the use of ALOHA for consequence modeling. ALOHA is one of  the tools developed by EPA’s Office of Emergency Management (OEM) and the National  Oceanic and Atmospheric Administration Office of Response and Restoration (NOAA), to  assist  front‐line  chemical  emergency  planners  and  responders.  ALOHA  is  an  atmospheric  dispersion  model  used  for  evaluating  releases  of  hazardous  chemical  vapors.  ALOHA  allows  the  user  to  estimate  the  downwind  dispersion  of  a  chemical  cloud  based  on  the  toxicological/physical  characteristics  of  the  released  chemical,  atmospheric conditions, and specific circumstances of the release.  ALOHA can estimate  threat  zones  associated  with  several  types  of  hazardous  chemical  releases,  including  toxic gas clouds, fires, and explosions  ALOHA software is used for consequence modeling, where the consequence is displayed  according to the type of release. The ALOHA output is a graph showing the release effect  at  the  specified  standard  radiation  levels  or  overpressure  according  to  the  type  of  release. The graphs from ALOHA are then turned into a digital format in the form of a  table showing the distances in all directions at each radiation level.  The basic principles of EcoConServ’s in house programs are:   Dispersion  results  are  drawn  in  from  ALOHA  software,  taking  flammable  and  toxic hazard ranges separately. These are used for delayed ignition hazards, such  as toxic impacts, flash fires and Vapor Cloud Explosions (VCEs).   The consequences of other fires (jet, pool, fireball / BLEVE) are specified in the  form of downwind and crosswind distances (together with an offset) to specified  impact levels. These can be derived from any source. Two impact levels are used  for each fire type, for example jet fire radiation levels of 12.5 and 37.5 kW/m2.  EcoConServ    20  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.   The flammable vapor clouds are superimposed on the defined grid using one of  the  in‐house  developed  programs,  according  to  the  wind  rose,  in  order  to  determine:  o The probability of ignition, according to the defined ignition sources and  cloud  duration  (noting  that  this  is  in  addition  to  a  specific  background  ignition probability)  o The probability and extent of any explosion that will occur, according to  whether the specified cloud will reach any congested volumes (or groups  of  congested  volumes)  and  ignition  sources,  in  the  respective  weather  conditions and wind direction.   The resulting consequences, together with those specified directly (i.e. toxics, jet  fires,  etc.),  are  compared  against  the  populations  that  are  reached,  and  the  defined  vulnerabilities,  to  determine  the  appropriate  risk  (i.e.  individual  /  societal, indoor / outdoor).   The  explosion  modeling  is  conducted  according  to  the  ALOHA  model  requirements. Hence, the vast majority of assumptions in EcoConServ’s in‐house  programs are those specified within this document, as inputs.  The risk assessment software is a program written using a programming language that  takes  the  graphs  from  ALOHA  as  an  input,  taking  into  consideration  the  frequency  of  occurrence  and  the  probability  of  ignition  of  each  type  of  release.  The  risk  from  all  releases is then added to give the final total risk contours graph, which is presented on  the  AutoCAD  layout  for  the  on‐site  risk  and  on  Google  Earth  image  for  the  risk  to  the  public.  Similarly,  the  way  the  risks  are  calculated,  via  event  trees,  is  part  of  the  user‐defined  input.  The  inputs  to  EcoConServ’s  in‐house  programs  are  consequences  in  the  form  specified above, where each will have an event frequency together with an immediate  ignition  probability  or  a  background  delayed  ignition  probability.  The  probability  of  weather category and wind direction is determined as per Assumptions of Chapter 6, as  are the ignition and explosion probabilities (as discussed further in Chapter 6). All other  variations  on  the  outcome  frequency  are  defined  before  input,  e.g.  the  probability  of  isolation failure or variation in release orientation.  Example event trees by Release Type are given below.    EcoConServ    21  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  Congestion/ Release Rapid Immediate Delayed Explosion Toxic Type Release Ignition Ignition probabilit Hazard Outcome Fireball Y Y VCE (Instantaneous cloud) Vapour N Y Y or Flashing  Flash Fire (Instantaneous cloud) Liquid N Toxic Impacts N Y No hazard N Jet Fire N Y VCE (Continuous cloud) N Y Y Flash Fire (Continuous cloud) N Toxic Impacts N Y No hazard N   Figure 5­2: Event Tree for Vapor and Flashing Liquid Release Types  Release  Immediate delayed type ignition *2 ignition *3 outcome Liquid Y Pool Fire (Vapour/ Flash Y <20%) N Pool Fire *1 No Hazard N   Figure 5­3: Event Tree for Liquid Release Type    EcoConServ    22  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  Congestion/ Release  Immediate Delayed  Explosion Toxic  Type ignition *2 Ignition *3 Probability *4 Hazards Outcome liquid with  Pool Fire vapour Y fraction VCE + Pool Fire *6 (no flash) N Y Y *1 Flash Fire + Pool Fire *6 N Toxic Impacts N Y No Hazards N   Figure 5­4: Event Tree for Vaporizing Liquid Release Type      EcoConServ    23  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  6 ASSUMPTIONS  6.1 INTRODUCTION  The  basic  aim  of  this  Assumptions  appendix  is  to  document  the  details  underpinning  this Quantitative Risk Assessment (QRA) study.  Background data:   The  site‐specific  aspects  that  apply  (or  potentially  apply)  to  each  of  the  release  scenarios  (failure  cases)  modeled  are  referred  to  as  ‘background  data’. This covers the meteorological conditions, as well as potential ignition  sources  and  congested  volumes  that  are  specific  to  the  site  (and  to  the  proposed layout), and the potentially exposed populations.   These  aspects  are  modeled  as  realistically  as  possible  to  represent  the  proposed layout / design of the new power station facility.  General assumptions:  The basic methodology adopted by EcoConServ for studies of this kind is set out in the  following sections, in order to describe the basis for the defined scenarios and modeling  approach. It should be emphasized that elements of these sections are generic and are  intended to define the broad approach only, where specific assumptions may vary from  failure case to failure case.  References are given at the end of the QRA main report.  6.2 BACKGROUND ASSUMPTIONS  6.2.1  WEATHER CATEGORIES  As well as the wind direction, the actual weather conditions, in terms of the wind speed  and  the  stability  (a  measure  of  atmospheric  turbulence),  determine  how  quickly  the  flammable plume disperses to lower non‐hazardous concentrations.  In  the  absence  of  detailed  meteorological  data  (i.e.  covering  the  stability  categories),  two  representative  weather  conditions  are  applied  to  model  the  dispersion  of  each  release scenario. These are D5 and F2 conditions, which are widely adopted (such as by  NFPA and the UK HSE) as broadly representative of ‘typical’ and ‘worst‐case’ dispersion  conditions, respectively:   D5 – neutral stability (D) and 5 m/s wind speed.   F2 – stable (F) conditions and 2 m/s wind speed.  UK  HSE  guidance  suggests  that  good  practice  for  QRA  studies  is  to  assume  that  D5  conditions  apply  for  80%  of  the  time  and  F2  for  the  remaining  20%  ‐  again,  in  the  absence of detailed data only.  EcoConServ    24  Helwan South Power r Plant QRA  Uppe er Egypt Elec uction Co.  ctricity Produ gh  on  Althoug based  o the  exp perience  of conductin QRA  w f  ng  worldwide  s hat  suggests  th this  es a reason provide esentative  (and slight nably repre vative) basi tly conserv is when compared  t local weat against tions.  ther condit The we eather condditions can  have a significant inffluence on flammable e (and toxic c) vapor  dispersion,  which  wil be  of  mo relevan with  re cloud  d ll  ost  nce  espect  to  t largest  release  the  scenariios and the al off‐site impacts. Ty eir potentia ut not alwa ypically (bu ays) F2 con nditions  present the will rep e  maximumm hazard ra anges, notin ng that the ey are unlikkely to occuur for as  much a as 20% of t The risks w the time in  practice. T ore, be sens will, therefo sitive to the above  assump ough it sho ption, altho ould be not ted that the above is  widely use ed for this  kind of  study aand conside sufficiently ered to be s y representative for th ment.  his assessm ECTION  6.2.2 WIND DIRE ind  rose  fo the  regi The  wi or  will  nstructed  is  given  ion  where  the  power  station  w be  con i below.     se (Probabili Figure 6­1: Wind Ros  Direction)  ity of Wind D igure is bas Please note that the above fi sed on the True North is based  h. The data provided i nual  averag and,  he on  ann ges  plied  to  the risk  mod as  being  the  same for  all  ence,  is  app e  del  e  eriods (e.g. day and ni time pe ight).  METERS  6.2.3  ATMOSPHE PARAM ERIC  epresentati The  re pheric  par ive  atmosp t rameters  that  are  applied  to  the  conseequence  mmarized  in  Table  6 modeling  are  sum .  e  based  on  th data  6‐1,  below. These  are largely  b he  provide ed by our cclient.  Serv  EcoConS 25  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  Table 6­1: Atmospheric Parameters  Parameter  Value  Unit  Notes Air temperature  30  °C The range of min/max temperatures is 2 to 41 °C,  where 20 °C is taken as a representative base value.  Surface temperature  30  °C Taken as the same as air temperature, above.  Relative humidity  60  %  Assumed. Note that its influence on dispersion /  consequences is minor.  Surface roughness  1  m  Representative parameter for regular large obstacles  based on TNO Purple Book guidance.  Solar radiation  1  kW/m2 Assumed. Note that its influence on dispersion /  consequences is negligible.  Atmospheric  1.013  bar  Negligible influence on dispersion /consequences. pressure    As indicated in the above table, assumptions such as surface roughness can significantly  affect  the  hazard  ranges  predicted  for  the  worst‐case  release  scenarios.  However,  the  influence  on  most  releases  is  minor  and  the purpose  of  the  risk  study  is  to  determine  the  frequency  of  the  most  representative  outcomes.  Hence,  the  overall  risks  will  be  reasonable robust to the above assumptions.  6.2.4 CONGEST VOLUMES  The explosion assessment is based on the Multi Energy Model (TNO, 1997) and is based  around definition of congested volumes that have the potential to be explosion sources.  The broad rule‐set used to define the congested volumes within each of the units is set  out below.   All  air  coolers  are  assumed  to  provide  a  ‘roof’  under  which  gas  may  potentially  accumulate,  where  the  pipe‐rack  /  pipework  underneath  would  typically  provide  sufficient  congestion  for  an  explosion  source.  Where  the  height of the air coolers is not clear, a default height of either 10 or 15 m is  assumed (drawing on experience of similar facilities).   Where platforms are indicated on a plot plan it is assumed that they are there  to provide access to equipment and taken to indicate a degree of congestion.  The  height  of  the  congestion  is  generally  taken  as  that  of  the  platform,  although a degree of judgment is applied according to the specific equipment  / platform.   Compressor (and other) shelters are to be included as appropriate, taken as  the shelter volume less the equipment volume.   Other congestions are more judgmental, but can include:  EcoConServ    26  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.   The  volume  around  reactors  and  columns,  where  the  plot  plan  indicates  a  likelihood of congestion, up to a fraction of the height – usually taken as that  of the nearest pipe‐rack.   The  volume  associated  with  banks  of  vessels  or  heat  exchangers  where  the  gap  between  the  equipment  is  small  enough  that  flame  propagation  will  occur.   Linked  volumes  will  form  a  single  explosion  source  in  the  event  of  a  vapor  cloud  covering  some  or  all  of  the  respective  volumes;  volumes  that  are  not  linked  will  lead  to  separate  explosions  occurring.  Very  broadly,  the  largest  width  or  ‘diameter’  is  used  to  estimate  the  likelihood  of  flame  propagation  between volumes, and hence to determine whether they are linked.  Each  congested  region  is  assessed  against TNO  guidance  (TNO,  1997;  Eggen,  1995)  to  determine the peak overpressure that may arise following an explosion. For example, a  2‐dimensional  confinement,  low  obstacle  density  obstructed  region  is  assigned  a  peak  explosion overpressure of 0.5 barg (Multi‐Energy explosion strength 6). The majority of  volumes  have  higher  obstacle  density,  which  results  in  a  Multi‐Energy  explosion  strength  of  7  being  used  in  most  cases.  Note  that  the  peak  explosion  overpressure  assigned to any congested volume is capped at a maximum (default) value of 1 barg.  Furthermore, the effect of flame reactivity is taken into consideration, where by default  all  flammable  materials  are  assigned  a  conservative  explosion  strength  of  7,  while  higher  reactivity  materials  (e.g.  ethylene  and  hydrogen)  would  be  assigned  higher  explosion strengths (default value = 8).  It  should  be  emphasized  that  the  identification  of  congested  volumes  involves  a  high  degree  of  judgment.  However,  the  approach  adopted  is  consistent  with  that  used  internationally  for  a  number  of  similar,  recent  studies  and  is  intended  to  provide  an  indication of the likely explosion impacts.  The  on‐site  impacts  (such  as  the  overpressure  loads  to  specific  buildings)  will  be  sensitive to these assumptions, while the off‐site effects are considered to be reasonably  robust, given that the extent of each volume is broadly representative.  6.2.5 POPULATIONS  The on‐site populations will be consistent with a typical facility and would not affect any  decisions  at  this  pre‐construction  stage  in  the  development.  The  information  sent  to  EcoConServ does not include any data about the on‐site population. It was assumed that  the maximum population will be around 280 workers during the day shift.   The  off‐site  populations  are  to  be  considered  semi‐quantitatively  on  the  basis  of  the  populated  areas  potentially  affected  (i.e.  once  the  individual  risk  contours  have  been  derived).  The following population density estimates will be used:   EcoConServ    27  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  • Urban, high density ‐ 5000 people per km2  • Urban, medium density ‐ 2000 people per km2  • Urban, low density ‐ 750 people per km2  The above should be recognized as coarse estimates. The aim will be to use the upper  and lower values to provide a realistic range of potential societal risks that may apply.  The uncertainty in this assumption should be recognized, although the importance will  depend on the initial off‐site risk results (and hence the maximum hazard ranges).  6.3 IMPACT CRITERIA ASSUMPTION  6.3.1 SUMMARY  Risks to people are based on defined fatality / impact probabilities for given exposures.  These are summarized in     EcoConServ    28  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  Table 6‐2, below, for personnel outdoors, and within the following building types:     ‘typical’ on‐site buildings   reinforced  concrete  buildings  (assumed  to  be  representative  of  a  typical  control building).  The  values  given  for  each  are  a  summary  only  –  see  the  following  sections  for  justification  of  the  fire  and  explosion  impact  criteria,  which  includes  discussion  of  the  API (API, 1995) building type assigned to each. Toxic impacts are assessed on a different  basis, using a probit function, as described later.  Note that the outdoor values are used in the derivation of the general individual risks,  which is of particular relevance to off‐site populations. As discussed in Appendix  0, the  criteria used for residential populations is based on the assumption that all personnel  are effectively outdoors (i.e. no credit is claimed for protection by residential buildings).      EcoConServ    29  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  Table 6­2: Human Impact Criteria  Fatality rate for defined impact  Hazard  Impact Level  Indoors ‐ Typical  Indoors ‐ Control  Outdoors (API B1, B2, B4)  Building (API B5)  Flame (>37.5 kW/m2) 1 0.2 0.2  Jet Fire  Radiation (>12.5 kW/m2) 0.5 0.1 0.1  Flame (>37.5 kW/m2) 0.7 0.2 0.2  Pool Fire  Radiation (>12.5 kW/m2) 0.35 0.1 0.1  Flash Fire  Flame (to LFL)  1 0.1 0.1  Flame (>37.5 kW/m2) 1 0.2 0.2  Fireball  Radiation (>12.5 kW/m2) 0.5 0.1 0.1  P1 (30‐70 mbar)  0 0.005 0.001 P2 (70‐110 mbar)  0 0.16 0.001 P3 (110‐160 mbar)  0 0.32 0.001 Overpressure  P4 (160‐300 mbar)  0.01 0.65 0.01  P5 (300‐500 mbar)  0.1 1 0.15  P1 (> 500 mbar)  0.25 1 1    6.3.2 VULNERABILITY / IMPACT CRITERIA ­ FIRES AND EXPLOSIONS  The basis for the fire impact levels and criteria is summarized below.   The levels at which impairment from fires occurs are defined for two radiation  levels, of greater than 37.5 kW/m2 and 12.5 kW/m2, which are referenced within  the risk model as ‘flame’ and ‘radiation’ impacts, respectively.   A fatality rate of 100% is assumed at radiation levels of 37.5 kW/m2 or greater  and 50% for 12.5 kW/m2 or greater for personnel outdoors that are exposed to  radiation  effects  from  jet  fires  and  fireballs  /  BLEVEs.  These  values  involve  a  degree  of  judgment,  but  are  consistent  with  standard  practice  (and  slightly  conservative).   Although  the  radiation  levels  are  the  same,  in  order  to  recognize  the  greater  potential  for  exposed  personnel  to  escape  from  pool  fires,  a  reduced  vulnerability  is  applied  for  personnel  outdoors  for  pool  fires.  A  fatality  rate  of  70% is assumed at radiation levels of 37.5 kW/m2 or greater for pool fires, and  35% for values of 12.5 kW/m2 or greater.  EcoConServ    30  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.   People  outdoors  exposed  to  flash  fires  are  conservatively  assumed  to  have  a  100%  probability  of  fatality,  noting  that  the  flash  fire  envelope  is  based  on  the  concentration  above  the  Lower  Flammable  Limit  (LFL),  while  buildings  are  typically  assumed  to  offer  good  protection  to  occupants  from  the  potential  impacts  of  flash  fires.  Based  on  international  studies,  and  CIA  guidance,  a  10%  fatality rate is assumed for each building.  The basis for the explosion impact levels and criteria is summarized below.   The  fatality  rates  applied  for  the  (six)  different  explosion  overpressures  are  based  on  guidance  contained  within  API  RP  752  (Reference  3).  This  defines  different  fatality  rate  curves,  which  are  used  to  derive  the  values  listed  in  Assumption II.3.1, for the following building categories:  a) B1 ‐ Wood‐frame trailer or shack  b) B2 ‐ Steel‐frame, metal‐siding or pre‐engineered building  c) B3 ‐ Unreinforced masonry bearing wall building  d) B4 ‐ Steel or concrete framed with reinforced masonry infill or cladding  e) B5 ‐ Reinforced concrete building   The default for the on‐site buildings is taken as ‘B4’.  Note  that  residential  populations  are  treated  as  ‐  effectively  ‐  outdoors,  as  discussed  above.  6.3.3 VULNERABILITY / IMPACT CRITERIA ­ TOXICS  The vulnerability to toxic consequences is determined using probit functions that relate  the concentration and exposure duration to the potential lethality. None of the studied  failure  cases  included  the  release  of  toxic  material  and  thus  no  further  explanation  is  presented here.  6.4 FAILURE CASE DEFINITION ASSUMPTIONS  6.4.1 FAILURE CASES ­ DEFINITION  The key factors in selection of the representative sections (i.e. the generic failure cases)  are:  • Material / phase released (gas, pressurized liquid, cryogenic liquid, etc.).  • Release condition (inventory driven, pumped flow, etc.).  • Process conditions (temperature and pressure).  • Release location (the area in which the release occurs, including the height).  • Isolation (by ESD).  EcoConServ    31  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  For  each  of  the  sections  containing  process  equipment  or  piping,  up  to  five  representative release sizes are considered:  • Full‐bore  rupture  (based  on  the  most  representative  line  size  within  each  section)  • Large leaks (e.g. due to connection failures) ‐ 75 mm (3”) equivalent diameter  • Medium, Small and Very Small leaks (e.g. due to corrosion, impact and other  such cases) – 25, 12 and 2 mm (1”, ½“ and 1/10”) equivalent diameter leaks  respectively.  Storage tanks (catastrophic failure and large leaks) and catastrophic failure of pressure  vessels are also typically defined as separate failure cases.  The  development  of  the  release  is  discussed  within  the  following  assumptions,  noting  that:  • A  representative  isolation  time  will  apply  in  all  cases  (i.e.  the  small  proportion  of  events  where  the  detection  /  isolation  systems  fail  will  not  have a significant influence on the overall risks).  • Blowdown is not modeled for any cases, on the basis that it is only effective at  the  later  stages  of  any  release,  which  has  no  real  influence  on  the  risks  to  personnel / buildings.  6.4.2 FAILURE CASES ­ PARAMETERS  For  each  of  the  release  scenarios  to  be  modeled,  the  key  inputs  to  the  derivation  of  release  parameters  are  the  phase,  process  conditions,  flowrate,  location  and  section  volume / inventory, where the parameters are derived as follows:  • Phase: The phase of the material at the process conditions is the key factor.  Hence, 2‐phase releases are accounted for in the modeling, but are defined as  liquid  releases  for  the  purposes  of  the  initial  discharge,  to  ensure  that  the  corresponding release rate is derived on the maximum mass flow basis.  • Process  conditions  (temperature  and  pressure):  Taken  from  the  PFDs  and  Heat  &  Mass  Balances.    Where  the  conditions  vary  within  a  section,  those  associated  with  the  main  inventory  are  used,  and  where  there  is  no  ‘main’  inventory  the  stream  with  the  highest  pressure.  Due  to  the  lack  of  accurate  data  about  the  plant,  the  missing  data  was  assumed  from  the  Banha  Power  Plant were used as similar equipment is used. This assumption was approved  by the Electricity Holding Company.  • Flow rate: Also taken from the PFDs and Heat & Mass Balances.  • Release location: The release location selected is necessarily representative,  but is generally taken as that corresponding to the largest inventory within a  section. The default height of all releases is taken as 1 m, with the exception  of any sections where all of the components included are at height.  EcoConServ    32  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  • Volume / inventory: The section volume is derived from the vessel volumes,  together with estimates of line  lengths associated with each section and the  estimated fill fraction of each vessel. Note that at the input stage the volume  of  each  section  is  defined.  This  is  not  necessarily  the  isolatable  volume  and  the inventory available for release is derived from the representative density  and  the  volume  of  all  connected  sections,  including  the  flash  fraction  of  connected liquid inventories.   Note also that the potential for impingement of the release is considered with respect to  flammable clouds (in order to ensure a conservative basis for vapor cloud explosions).  (Impingement  is  not  considered  with  respect  to  ignited  releases  –  e.g.  jet  fires  ‐  to  ensure the analysis is conservative in this respect.)  6.4.3 FAILURE CASES ­ RELEASE TYPES  The  outcome,  and  hence  the  way  in  which  the  discharge  and  subsequent  dispersion  parameters are modeled, for each release varies according to the type, where four basic  release types are considered:  • Vapor  releases.  These  are  relatively  straightforward  scenarios  where  the  process fluid is gas, and hence the discharge parameters applied to the model  are based on the gas properties.   • Liquid  releases.  For  the  purposes  of  this  analysis,  note  that  this  refers  to  releases  of  liquid,  which  remain  as  liquid.  These  are  defined  as  all  releases  where  the  vapor  fraction  is  less  than  20%  (by  mole)  and  where  the  flash  fraction  upon  release  also  remains  below  20%.  Hence,  these  are  release  scenarios  where  the  dominant  outcomes  are  potential  pool  fires,  with  a  limited  potential  for  vapor  clouds  and  associated  hazards.  These  are,  generally, releases of stabilized crude oil or heavy hydrocarbon products.   • Vaporizing liquid releases. This release type aims to cover ‘2‐phase’ releases,  where the fluid is primarily liquid that will not flash, but where some gas will  vaporize from the pool that is formed (e.g. unstabilized crude oil). The liquid  component and vapor cloud are, therefore, modeled separately.  • ‘Flashing’  liquid  releases.  These  are  releases  where  the  process  fluid  is  2‐ phase or liquid, where a significant flash will occur upon release (i.e. 20% or  greater).  These  releases  are  generally  those  due  to  lighter  hydrocarbons.  They are modeled as 2‐phase (or liquid) releases and tend to result in jet fires  in the event of immediate ignition, or vapor clouds if not immediately ignited.  Note that pool fires are also credible, but are usually minor in comparison to  the other outcomes / hazard ranges.  The basic rule‐set used in relation to determining a representative fluid for each section  (release scenario) is summarized below.  EcoConServ    33  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  • Noting  that  the  consequences  do  not  vary  significantly  for  heavy  hydrocarbons,  fluids  with  more  carbon  content  than  decane  (or  equivalent)  are defined in simple terms as C10, C14 or C20.  • Streams are generally defined as a single equivalent component on the basis  of  the  equivalent  molecular  weight  where  practicable.  However,  consideration  is  given  to  whether  hydrogen  or  water  content  affects  the  average  molecular  weight,  or  whether  the  composition  is  such  that  the  material should be modeled as a mixture.  EcoConServ    34  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  6.4.4 FAILURE CASE PARAMETERS – RELEASE RATE / DURATION  The  representative  release  rate  and  duration  are  derived  according  to  whether  the  release  is  inventory  driven  or  downstream  of  a  pump:  Type  Conditions  Release  Rate,  Q  Duration, T (s) Notes (kg/s)  Instantaneous  T = Ms/Q Initial  peak  dominates  for  flammables  – model  as  instantaneous  Q>NFR and  (flammable)     release of section inventory (Ms).  To<20 s      More conservative to model longer duration for toxics – use residual  Q=NFR (toxic)  T = Tiso + Miso/Q  flowrate, NFR.  Inventory  Rapid release, depletes section inventory rapidly. Initial peak is  Driven (Gas or  reduced rapidly and not representative, hence average over first 2  Q>NFR and    Q = average release  Liquid)  T = Miso/Q  minutes taken as representative. Residual release at NFR, once initial  20s 120  in this case, Miso,, is the isolatable inventory of the section.  Rapid  release  of  inventory  downstream  of  release  point,  but  subsequentforward  flow  past  pump  /  compressor  (allowing  for  Restricted  Qo>2NFR  Q= f x NFR  T=Tiso+Miso/Q  factor of f on NFR due to over‐run) will be the key risk influence. The  (Pumped) Flow  inventory in this case, Miso, is the isolatable inventory of the section.  (Liquid)  Q=Qo (up to a max of  Initial release rate will continue until isolation occurs. The inventory  Qo<2NFR  T=Tiso+Miso/Q  f x NFR)  in this case, Miso, is the isolatable inventory of the section.  Terms: Q – release rate used; Qo – initial (maximum) release rate; NFR – normal flow rate; f – factor to allow for centrifugal pump over‐ run  (1.25);  Tiso  –  time  for  isolation;  To  –  time  to  deplete  inventory  available  for  release  (M  /  Qo);  Ms  –  section  inventory;  Miso  ‐  isolatable inventory (plus connected inventories where appropriate).  EcoConServ    35  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  6.4.5 FAILURE CASE PARAMETERS ­ INVENTORY  The basic rule‐set used in relation to determining the inventory of each section (release  scenario) is summarized below.   The length of piping in each section is estimated from the plot plans on the basis  of  the  x,  y  and  z  distances  between  the  main  components,  with  a  degree  of  judgment  included  for  short  distances.  A  simple  default of  10  m  is  included  for  distances to components that are not indicated on the plot plans (such as to ESDs  downstream of a vessel).   The  vessel  inventory  is  based  on  the  volumes  derived  from  the  available  data,  and  the  density  of  the  respective  stream,  or  streams.  Note  that  the  volume  calculations include a factor of 1.1 to account for torisphoidal ends.   The fill fraction of each vessel is an important factor, where the basic fill fraction  is assumed to be:  o 30% for vertical vessels, including columns;  o 50% for horizontal vessels;  o The exceptions to the above are vessels that are intended for vapor only  (e.g. compressor suction drums) or liquid only (e.g. surge drums) service,  in which case 0 or 100% fill is used as appropriate.   An important additional factor is whether the vessel is likely to be packed or not,  which is generally assumed to apply to reactors only. A default of 50% packing is  assumed, such that the hydrocarbon volume is taken as half of the actual vessel  volume.  6.4.6 FAILURE CASE PARAMETERS – RELEASE DURATION  The  fire  and  gas  detection  philosophy  adopted  within  the  plant  is  assumed  to  be  consistent with best‐practice and detection of a major release (and most small releases)  is likely to occur rapidly for the majority of release locations.  However,  the  key  factor  in  determining  whether  and  when  isolation  occurs  is  the  human factor aspect of the operators’ response to the alarms. This, of course, can only  be  quantified  as  a  representative  isolation  time,  where  a  simple  rule  set  is  proposed  below, based on the size of the initial release rate relative to the normal flow rate.  The release rate is taken as an indication of the severity of the release in terms of the  number of gas detection alarms that may be activated, and of the likelihood of process  alarms  being  activated.  This  approach  does  not  suggest  that  rapid  isolation  will  only  occur  for  certain  sized  releases,  or  via  process  alarms  only,  but  it  is  assumed  to  be  reasonably  representative  of  the  significance  of  each  release,  which  is  likely  to  determine the delay between detection and action (i.e. isolation).  For the initial release rate, Qo, in relation to the Normal Flow Rate (NFR):   If Qo > 0.2 × NFR, an isolation time of 5 minutes is assumed.  EcoConServ    36  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.   For smaller release rates (i.e. Qo < 0.2 × NFR), an isolation time of 15 minutes  is assumed.  The above isolation times are consistent with those used international studies, where:   Detection  is  assumed  to  be  rapid  (or,  specifically,  is  not  reliant  on  visual  detection due to the presence of adequate detectors and/or process alarms);   Activation of ESDs is remotely actuated, such as from the Control Room, but  requires  manual  control,  i.e.  there  are  no  automatic  isolation  actions  on  detection of a hazardous release.  The release duration applied is determined from consideration of the inventory of the  isolatable section, and the selected release rate, in relation to the isolation time.  6.4.7 FAILURE CASE PARAMETERS ­ OTHERS  6.4.7.1 Release Inventory  The  total  inventory  released  is  calculated  simply  as  the  product  of  the  representative  release rate and the duration for which it is applied, i.e. Mreleased = Q x T.  6.4.7.2 Velocity (Release Momentum)  The  discharge  velocity  is  applied  as  a  measure  of  the  amount  of  momentum  in  the  release,  and  determines  the  initial  rate  of  air  entrainment.  This  is  a  theoretical  expansion  velocity  taking  into  account  the  velocity  through  the  leak  orifice  and  the  expansion from the process pressure to atmospheric.  The velocity is calculated within the discharge model for each release. However, if Qo is  not used in the model, such as if the release rate is restricted by the pumping rate, the  velocity  used  is  decreased  by  the  same  proportion  as  the  release  rate  (i.e.  a  factor  of  Q/Qo is applied).  6.4.7.3 Discharge Temperature  The  discharge  temperature  required  for  input  to  the  dispersion  model  is  the  temperature  of  the  material  after  expansion  to  atmospheric  pressure  and  before  the  addition of any air for pre‐dilution.  This  is  generally  calculated  within  the  discharge  model,  although  it  is  noted  that  the  approach used is theoretical and generally reduces the temperature of vapor releases to  close to the boiling point. In many cases, the process temperature is significantly above  the  material’s  boiling  point  and  the  maximum  temperature  drop  that  is  considered  credible, for vapor releases, is to 40 °C below the process temperature.  6.4.7.4 Additional Liquid Release Data  In  addition  to  the  parameters  defined  in  the  above  sections,  the  droplet  diameter  and  liquid fraction are required to define liquid releases. Together with the velocity, these  parameters determine how far the droplets will travel in the release before raining out,  EcoConServ    37  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  or conversely whether they will evaporate before rain‐out occurs. These parameters are  derived from the initial discharge modeling.  The  droplet  diameter  for  non‐flashing  flows  (i.e.  fluids  in  the  mechanical  break‐up  regime) is set to a minimum of 0.2 mm, based on experimental data given in a UK HSE  research project (Witlox & Bowen, 2001).   6.5 FREQUENCY ANALYSIS ASSUMPTIONS  6.5.1 GENERIC FAILURE DATA – PROCESS  The basis of the process and pipeline frequency analysis is EcoConServ’s interpretation  of  the  Hydrocarbon  Release  Database  (known  as  the  “HCRD”  database)  (HSE,  1999).  Although providing the most comprehensive available failure data, for a wide variety of  equipment  types,  the  HCRD,  provides  data  on  leak  sizes  that  requires  some  interpretation to be used effectively. Experience shows that using the data directly, i.e.  assuming  that  all  releases  occur  at  normal  operating  conditions,  provides  overly  conservative  inputs  to  a  QRA  study.  A  proportion  of  all  leaks  occur  at  conditions  that  produce releases with less serious consequences than would be modeled using standard  QRA assumptions:   Depressurized (maintenance)   Rapid isolation (process trips)  Analysis  has  been  conducted,  which  derives  ‘equivalent’  hole  sizes,  based  on  the  recorded release quantity (rather than the recorded hole size), hence making allowance  for the proportion of incidents where limited releases occur. The resulting failure data is  used as the basis for the frequency analysis in this study. The components, or parts, for  which failure rates are derived and the generic failure rates applied to each are listed in  Table 6‐3.  Note  that  for  interconnecting  pipelines  the  Process  data  frequency  for  pipework  is  conservatively used.  Other failure rates that are typically utilized are:   Catastrophic  Pressure  Vessel  Failure:  4  x  10‐6  per  year  (applied  to  all  pressure vessels)   BLEVE of Pressure Vessel: 1 x 10‐6 per year (applied to pressure vessels with  BLEVE  potential  –  containing  pressurized  volatile  liquid,  such  as  LPG  and  light hydrocarbons)      EcoConServ    38  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  Table 6­3: Generic Process Leak Frequencies  Equipment Item  Generic Leak Frequency (per year), by leak size  Very  Small  (12  Medium  Large  (75  Rupture  Small  mm)  (25 mm)  mm)  (Full­ (2mm)  bore)  Air cooler  3.60E‐03  0.00E+00 0.00E+00 0.00E+00  0.00E+00 Block valve <3in  7.20E‐05  3.70E‐05 4.10E‐06 4.10E‐06  0.00E+00 Block valve >3in  2.10E‐04  2.30E‐05 3.80E‐06 0.00E+00  3.80E‐06 Centrifugal pump  4.70E‐03  1.50E‐03 0.00E+00 0.00E+00  0.00E+00 Centrifugal  compressor  2.80E‐03  3.60E‐03 0.00E+00 7.10E‐04  0.00E+00 Check valve <3in  1.40E‐04  0.00E+00 0.00E+00 0.00E+00  0.00E+00 Check valve >3in  2.10E‐04  7.10E‐05 3.60E‐05 7.10E‐05  0.00E+00 Control valve <3in  5.20E‐04  2.40E‐04 3.40E‐05 0.00E+00  0.00E+00 Control valve >3in  9.00E‐04  1.30E‐04 3.20E‐05 0.00E+00  0.00E+00 Filter  1.80E‐03  1.60E‐03 0.00E+00 0.00E+00  0.00E+00 Fitting  4.10E‐04  2.00E‐04 2.60E‐06 0.00E+00  0.00E+00 Flange <3in  3.10E‐05  1.20E‐05 1.10E‐06 0.00E+00  0.00E+00 Flange >3in  4.70E‐05  1.70E‐05 2.10E‐06 0.00E+00  1.40E‐06 HX‐s  1.70E‐03  2.80E‐03 5.60E‐04 0.00E+00  0.00E+00 HX‐t  2.00E‐03  4.00E‐04 0.00E+00 0.00E+00  0.00E+00 Piping <3in  1.20E‐04  4.80E‐05 6.30E‐06 0.00E+00  0.00E+00 Piping >3in  4.80E‐05  1.30E‐05 5.60E‐07 5.60E‐07  5.60E‐07 Plate & Fin HX  5.90E‐03  6.60E‐03 0.00E+00 0.00E+00  0.00E+00 Relieve valve <3in  6.10E‐04  2.70E‐04 0.00E+00 0.00E+00  0.00E+00 Relief valve >3in  7.50E‐04  4.30E‐04 1.10E‐04 1.10E‐04  0.00E+00 Vessel/Column  2.40E‐03  1.70E‐03 2.40E‐04 2.40E‐04  2.00E‐06 6.5.2 FAILURE DATA FOR OIL TANKS  6.5.2.1 Full Surface Tank Fire  For the scenario of a full surface tank fire, insufficient data is available on the causation  mechanisms to enable the fire frequency to be estimated directly based on the detailed  tank  design.  Therefore,  for  the  purposes  of  the  QRA,  generic  frequency  data  must  be  used.  In  selecting  an  appropriate  frequency  to  apply  for  a  full  surface  tank  fire  in  the  QRA,  two  most  applicable  sources  were  the  LASTFIRE  Project  (LASTFIRE,  1997)  and  Technica’s “SingaporeStudy” (Technica, 1990).  The  Singapore  Study  provided  data  taken  from  three  studies  covering  storage  tank  operations in the Netherlands, USA and Scotland, as well as from oil and petrochemical  companies  operating  terminals  in  Singapore  from  1945.  The  full  surface  tank  fire  frequency derived from the USA/Europe and Singapore operations were 2.0 x 10‐4 per  year and 9.3 x 10‐4 per year respectively.  EcoConServ    39  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  The  LASTFIRE  Project involved  the  largest  study  to  date  undertaken  to determine the  fire  frequency  for  large  floating  roof  storage  tanks.  It  involved  data  obtained  from  16  companies,  operating  2,420  tanks  at  164  sites  throughout  36  countries  over  a  survey  period from 1981 to 1996. The study derived a full surface tank fire frequency of 1.2 x  10‐4 per year.  The frequency considered most applicable for this study is 1.2 x 10‐4 per year, derived  from  the  LASTFIRE  project.  This  value  has  been  selected  because  it  has  been  derived  from  the  widest  sample  set  of  events  and  tank  locations.  Statistically,  this  can  be  expected to provide a more appropriate representation of the true event frequency. In  addition, both data sources reviewed suggested that there is a correlation between the  frequency  of  storage  tank  fires  and  the  number  of  thunderstorm  days  experienced  in  the  area.  When  compared  with  Singapore,  the  number  of  thunderstorm  days  experienced  in  the  project  area  is  relatively  low.  This  suggests  that  the  expected  frequency for a full surface tank fire in Singapore should be higher than at this project.  The  selected  frequency  is  consistent  in  this  respect,  in  that  it  is  lower  than  the  value  determined solely for operations in the Singapore area.  6.5.2.2 Bund Fire  A  bund  fire  is  generated  by  the  ignition  of  a major  release  of flammable  liquid  from  a  pipe or storage tank into a bunded area. The QRA assessed the frequency of a bund fire  based  on  the  release  of  product  from  a  failure  of  the  tanks  or  associated  fittings  in  conjunction with the likelihood of ignition. The intervention measures implemented are  also considered in the derivation of the consequence frequency values. The likelihood of  ignition is dependent on the release rate of the product.  The  failure  frequencies  were  determined  by  identifying  the  various  items  associated  with  the  tank  that  may  fail.  The  failure  rate  for  these  items,  in  combination  with  the  failure  rate  data  for  the  tank  itself  were  combined  to  determine  the  overall  failure  frequency.  The  LASTFIRE  Project  estimated  the  frequency  for  a  large  bund  fire  resulting  from  a  major spill to be 6 x 10‐5 per tank per year (LASTFIRE, 1997). Failure events that would  lead to a major spill into the tank bund, would include large and catastrophic equipment  failures.  A  bund  fire  would  result  if  such  a  spill  was  subsequently  ignited.  Of  the  two  large  bund  fire  events  described  in  the  LASTFIRE  Project,  one  had  a  release  rate1  of  ~4.5  m3/min  and  the  other  had  a  pool  fire  surface  area  of  232  m2.  The  failure  cases  analyzed  as  part  of  the  QRA  with  an  equivalent  hole  size  greater  than  100  mm  would  result  in  spills  of  this  magnitude.  The  total  frequency  of  bund  fires  caused  by  these  failures is 6.1 x 10‐5 per year. This is comparable to the bund fire value determined by  the LASTFIRE Project. This QRA uses the value of 6.1 x 10‐5 per year for the bund fire  frequency.   EcoConServ    40  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  6.6 CONSEQUENCE ANALYSIS ASSUMPTIONS  6.6.1 GENERAL  For  each  release  event  defined,  dispersion  modeling  and  fire  size  calculations  are  conducted within ALOHA modeling software tool. These consequence results are used  directly by EcoConServ’s in‐house program (risk model).  The consequences are input to the risk model in groups of hazard type, which depend  upon  the  type  of  release  and  when  ignition  occurs,  as  summarized  Table  6‐4  below.  Note that this table addresses flammable impacts only; toxic impacts will also apply for  unignited releases depending on the composition.  Table 6­4: Summary of Ignited Release Outcomes, or Hazard Types  Release Type  Hazard Type (Consequence)  Immediate Ignition  Delayed Ignition  Gas release  Jet  fire  (or  fireball  for  short  Flash fire/explosion  duration release)  Liquid release  Pool fire  Pool fire  Flashing liquid release  Jet  fire  (or  fireball  for  short  Flash fire / explosion  duration release)  Vaporizing liquid  Pool fire  Pool fire + flash fire  release  /explosion of vaporized cloud    The  different  hazard  types  (fires,  explosions,  toxics)  are  discussed  further  in  the  following sections. However, the basic assumptions are dominated by the derivation of  the representative release parameters, as discussed above.  6.6.2 DISPERSION MODELING  Dispersion of unignited gas releases is conducted within ALOHA to determine both flash  fire  and  vapor  cloud  explosion  (VCE)  consequences.  These  impacts  are  applied  if  delayed ignition is determined to occur.  6.6.3 EXPLOSION MODELING  The explosion modeling is carried out in ALOHA, using as input the area enclosed by the  lower  flammable  Limit  (LFL),  and  corresponding  cloud  depth  and  flammable  mass,  as  predicted in the dispersion modeling.  Note  that  as  a  default,  no  unconfined  vapor  explosions  are  modeled.  The  ignition  of  flammable gas clouds in non‐congested areas is covered by flash fires.  6.6.4 FIRE MODELING  Based  on  the  derivation  of  the  release  parameters  described  in  Assumptions  II.4.1  to  II.4.7, the determination of the initial fire effects is handled by the ALOHA as follows.   EcoConServ    41  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.   All immediately ignited releases are modeled as either jet or pool fires, unless the  release  is  instantaneous  or  very  rapid  (less  than  20  seconds)  in  which  case  a  fireball is applied.   All delayed ignition events are  modeled as flash fires or VCEs, where pool fires  will additionally apply for liquid spills.   Flash fires are based on the LFL distance.  Note  that  pool  fires  are  modeled  assuming  no  drainage  or  containment,  in  order  to  determine the base case pool fire loads.  Note  also  that  jet  fires  (and  fireballs)  are  modeled  on  the  basis  of  the  theoretical  (unobstructed) releases, as discussed above.   . Ignition Probability Model  The overall, background probability of ignition is based on the release rate dependent  model developed by Cox, Lees and Ang, CLA (Reference 8).  For liquid releases, the probability of ignition is derived as follows:  P ignition = exp (0.392 ln (m) ‐ 4.333)  where: m = release rate (kg/s) ‐ maximum probability of 0.3 applied  The overall ignition probability for gas releases is derived in the same way, where:  P ignition = exp (0.642 ln (m) ‐ 4.16)  where: m = release rate (kg/s) ‐ maximum probability of 0.3 applied  The corresponding ignition probability is split equally between immediate and delayed  ignition.  This  results  in  a  maximum  immediate  ignition  probability  of  0.15,  which  applies  to  the  majority  of  the  Rupture  release  cases.  The  approach  adopted  for  determining the probability of delayed ignition is:   Assign  a  ‘background’  ignition  probability  to  each  release.  This  is  based  on  the  release  rate  dependent  CLA  approach  and  results  in  the  same  values  as  for the immediate ignition probabilities derived in the previous section. Note  that this ‘background’ ignition probability applies to each release irrespective  of the location or direction.   Additionally, strong ignition sources on the site are identified and applied to  the  risk  model.  These  provide  an  additional  delayed  ignition  probability  (of  up  to  100%)  to  any  releases  that  are  of  sufficient  size  and  directionality  to  reach the defined ignition sources.  EcoConServ    42  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  This results in a maximum ‘background’ delayed ignition probability of 0.15, while the  maximum  ignition  probability  for  releases  that  come  into  contact  with  the  above  sources (at the appropriate height) is 1.  6.6.5 EXPLOSION PROBABILITY MODEL  The  values  for  ‘explosion  given  ignition’  are  based  on  a  framework  dependent  on  the  volume of the cloud within a region of congestion.  Very small clouds of less than 213 m³  are  not  considered  large  enough  for  the  flame  to  accelerate  to  the  speeds  required  to  generate  a  damaging  overpressure  (assumed  based  on  API  RP  753).  For  larger  clouds  the  precise  geometry  of  the  congested  volume,  the  tendency  of  the  combusting  gas  to  push  uncombusted  material  ahead  of  it  and  potentially  increase  the  run‐up  distance  beyond  that  predicted  by  a  simple  dispersion  model,  and  the  location  of  the  ignition  source  all  will  exert  an  influence  on  the  overpressure  developed.  Assigning  a  variable  probability of explosion given ignition with an increasing size of the intersection volume  (i.e.  the  volume  of  congestion  intersecting  with  the  flammable  cloud),  is  essentially  a  surrogate for these effects. Note that 6000 m3 is approximately half a ton of flammable  material.   In accordance with the Multi Energy model explosion framework, if the cloud does not  cover a region of congestion, then the explosion probability is assigned to a value of 0.  Hence,  the  above  equation  gives  the  probability  that  an  explosion  occurs  given  that  ignition occurs, and that the cloud is contact with a region of congestion.  Table 6­5: Variation of proability of explosion with intersection volume  Intersection (Congestion & Cloud) Volume (m3)  Probability of Explosion  <213  0  214‐3000  0.3  3001‐6000  0.6  >6001  0.9      EcoConServ    43  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  7 HAZARD IDENTIFICATION  7.1 GENERAL HAZARDS  The first step in any risk assessment is to identify all hazards. The merits of including  the  hazard  for  further  investigation  are  subsequently  determined  by  its  significance,  normally using a cut‐off or threshold quantity.  Once  a  hazard  has  been  identified,  it  is  necessary  to  evaluate  it  in  terms  of  the  risk  it  presents  to  the  employees  and  the  neighboring  community.  In  principle,  both  probability  and  consequence  should  be  considered,  but  there  are  occasions  where  if  either  the  probability  or  the  consequence  can  be  shown  to  be  sufficiently  low  or  sufficiently high, decisions can be made on just one factor.  During the hazard identification component, the following considerations are taken into  account:   Chemical identities;   Location of facilities that use, produce, process, transport or store hazardous  materials;   The type and design of containers, vessels or pipelines;   The quantity of material that could be involved in an airborne release; and,   The nature of the hazard (e.g. airborne toxic vapors or mists, fire, explosion,  large  quantities  stored  or  processed  handling  conditions)  most  likely  to  accompany hazardous materials spills or releases.  Table  7‐1 shows the general hazards that were found for the power station, along with  possible causes, expected consequences and proposed or inherent safeguards.  EcoConServ    44  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  Table 7­1: Hazard causes, consequences and proposed or inherent safeguards  Site Area  Hazard Cause  Hazard Consequence  Proposed / Inherent Safeguard  pipeline marker signs to be installed at regular intervals)  pressure testing of fitting line after construction  External interference  external paint system corrosion protection  Construction error,  Leak/rupture, ignition,  land is flat with no subsidence potential  Gas line  corrosion, earthquake,  jet fire, flash, explosion  fitting line is installed in a pipe rack of substantial construction  subsidence  and remote from through traffic  site work using mechanical equipment will be subject to a  permit system and supervision.  gas detection within the enclosure  automatic isolation valve located at gas entry point to the  enclosure (linked to gas detection to operate at 50% LEL)  enclosure is vented with fans  alarms linked to gas detection  Turbine  Gas fitting line joint or  Leak/rupture, ignition,  fire detection installed in the enclosure (linked to firefighting  Enclosure  pipe failure  jet fire, explosion  system)  fire hydrants, hose reels and extinguishers available on site  inert gas fire suppression installed in the gas turbine enclosure  site is fully staffed during all operational periods (i.e. no fuel in  the turbine when site is unstaffed)  enclosure is bunded to contain oil spillage  Leak of oil into the  oil pump is fitted with pressure relief valve  Oil tank corrosion,  enclosure  Turbine  oil lines are separated from hot parts of the gas turbine  valve failure, oil pipe  Spray of oil onto hot  Enclosure  oil lines are stronger than maximum pressure of the system  failure  components resulting in  fire detection installed in the enclosure (linked to firefighting  spray fire  system)  EcoConServ    45  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  Site Area  Hazard Cause  Hazard Consequence  Proposed / Inherent Safeguard  site is fully staffed during all operational periods (i.e. oil  system will not be in operation when site is unstaffed)  inert gas fire suppression installed in the gas turbine enclosure  fire hydrants, hose reels and extinguishers available on site  enclosure is bunded to contain diesel spillage  pipelines are separated from hot sections of the turbine  Leak of diesel into the  pipelines are stronger than maximum pressure of the system  enclosure  fire hydrants, hose reels and extinguishers available on site  Turbine  Diesel fuel pipeline  Spray of diesel onto hot  fire detection installed in the enclosure (linked to firefighting  Enclosure  joint or pipe failure  components resulting in  system)  spray fire  inert gas fire suppression installed in the gas turbine enclosure  site is fully staffed during all operational periods (i.e. no fuel in  the turbine  Fuel oil tank is bunded to contain 100% of stored liquid  pumps are installed in bunded area  Spill of fuel oil in the  fuel oil tank is separated from the remaining site buildings  area surrounding the  fuel system is pressure tested prior to use (virtually  tank, pump or pipework,  eliminating leak potential  Tank, pipeline, pump  Fuel oil storage  ignition, pool fire  underground pipeline is corrosion protected and regularly  leak  Release of fuel oil  pressure tested  directly to ground from  fire hydrants, hose reels and extinguishers are available  underground pipeline  throughout the site  fuel oil storage area is regularly inspected as part of the site  PM  Equipment failure (e.g.  Spill of fuel oil in the  fuel oil transfer area is bunded  Fuel oil storage  flexible hose) during  area surrounding the  operator/driver is in attendance during the full transfer  EcoConServ    46  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  Site Area  Hazard Cause  Hazard Consequence  Proposed / Inherent Safeguard  fuel transfer to the  tanker transfer point,  operation  tank (i.e. tanker  ignition, pool fire  fire hydrants, hose reels and extinguishers are available  delivery)  throughout the site  Tanker drives away  flexible hoses used for transfer are regularly inspected and  whilst still connected  pressure tested (6 monthly)  to the fill point  emergency shutdown valves installed on delivery tanker  driveaway protection provided on the tankers (i.e. pull down  bar covering valve connection point applies truck brakes)  oil level alarm and transformer shut down system installed on  all transformers  Leak of oil from  all transformers are bunded to contain full contents of oil in  transformer joint or  transformer  pipe, low oil level in  transformer oil is regularly inspected and tested to ensure oil  Transformer  Transformers  transformer, winding  characteristics are at optimum levels  component failure  failure, explosion, pool  transformer temperature is monitored during all operations  fire in oil spill under  site is fully staffed during periods when transformers are in  transformer  use (i.e. transformers are not used unless site is staffed)  fire hydrants, hose reels and extinguishers are available  throughout the site  SF6 is non‐poisonous, non‐toxic, non‐flammable, non‐reactive  (chemically)  Release of SF6 gas,  SF6 containing equipment will be regularly tested to monitor  High voltage  potential impact to  HV Switchyard  gas content  equipment failure  people and the  Relatively small quantities of SF6 gas held in equipment  environment  Negligible impacts‐ Incident not carried forward for further  analysis.  EcoConServ    47  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  Site Area  Hazard Cause  Hazard Consequence  Proposed / Inherent Safeguard  Note: minor equipment installed in the switchyard will have  Leak of oil from  lower impact that scenarios carried forward for main  equipment joint or pipe,  transformers. Hence, scenarios and impact distances for main  Minor oil containing  low oil level in  transformers also cover smaller equipment within the  HV Switchyard  equipment (e.g.  equipment, winding  switchyard.  transformers)  failure, explosion, pool  Where no offsite impact is assessed for main transformers,  fire in oil spill under  there will be no offsite impact from incidents in smaller  equipment  equipment.  Incident not carried forward for further analysis.  Switchyard secured with 1.8m chainwire fence  Separation distances between HV equipment and fence  Fault in high voltage  eliminated potential for HV arcs at the fence line  Potential for high  equipment resulting in  Equipment is earthed, with earth leakage circuit breakers  HV Switchyard  voltage contact between  discharge to the  HV equipment will not operate without personnel in  equipment and people  environment  attendance at site (i.e. security)  Negligible impact at site boundary, incident not carried  forward for further analysis.  Inherent flexibility and strength of gas transmission pipelines  and equipment  Permit to work system  Gas release  Equipment failure  Security fencing  NG Pressure  Jet fire if ignited  causing leaks due to  QA, welding inspection  Reducing Station  Vapor cloud explosion if  corrosion or defects  Hydrostatic testing of equipment  ignition is delayed  Radiography of circumferential welds – ultrasonics on pipes  Equipment located entirely within station boundaries  Maintenance/inspection  EcoConServ    48  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  Site Area  Hazard Cause  Hazard Consequence  Proposed / Inherent Safeguard  Inherent flexibility and strength of gas transmission pipelines  and equipment  Permit to work system  Gas release  Equipment failure  Security fencing  Hydrogen  Jet fire if ignited  causing leaks due to  QA, welding inspection  generation unit  Vapor cloud explosion if  corrosion or defects  Hydrostatic testing of equipment  ignition is delayed  Radiography of circumferential welds – ultrasonics on pipes  Equipment located entirely within station boundaries  Maintenance/inspection  EcoConServ    49  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  7.2 HAZARDOUS PROPERTIES OF MATERIALS STORED AND USED  Table 7‐2 lists the type and classes of dangerous goods proposed for storage and used in  large quantities at the Helwan South Power Station.  Table 7­2: Hazardous materials stored and used on site for the new plant extension  No.  Type of Goods  Nature of material  Qty Proposed for storage  1  Natural Gas  Flammable Gas  No storage  2  Mazout Oil  Combustible Liquid  3 tanks – 29,450 m3 each  3  Solar Oil  Combustible Liquid  1 tank – 1,300 m3  4  Hydrogen  Flammable Gas  700 Nm3    Potential  hazards  associated  with  each  storage  and  handling  operation  are  detailed  below.  7.2.1 NATURAL GAS  The  inherent  hazards  of  the  fitting  line  arise  from  the  flammability  of  the  natural  gas,  and  the  pressure  at  which  it  is  transmitted  and  processed  in  the  station.  The  types  of  hazardous incident which may occur, in theory at least, would all require a leak in the  fitting line or associated equipment (e.g. valves, meters, flanges, etc.). They are:  • fire;  • flash fire; and/or  • explosion.  However,  it  is  noted  that  natural  gas  is  lighter  than  air  (i.e.  a  buoyant  gas)  and  if  released tends to rise and disperse rather than accumulate forming a flammable cloud.  A hazard identification table has been developed in Table  7‐1, which has been used as  the basis for the hazard analysis below.  7.2.2 MAZOUT AND SOLAR OIL  Fuel oil is a combustible liquid, which will burn if the temperature of the liquid exceeds  the  flash  point  and  the  vapor  generated  at  the  liquid  surface  is  ignited.  The  resultant  incident  is a  pool  fire that  radiates  heat  to  the  surrounding  area  resulting  in  potential  equipment damage and or injury/fatality.  Fuel oil is also a contaminant to the biophysical environment and releases can damage  sensitive  environmental  areas  surrounding  storages  in  the  event  a  leak  occurs  and  escapes  to  the  environment.  Fuel  will  also  float  on  water  and  be  carried  a  significant  distance from a leak point by a water course.  7.2.3 HYDROGEN  Like all fuels, hydrogen has inherent hazards and must be handled carefully.  Hydrogen  is the simplest element. Hydrogen is very abundant, being one of the atoms composing  EcoConServ    50  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  water.  In  normal  conditions  (20°C,  0.1  MPa)  hydrogen  is  a  colorless,  tasteless,  non‐ poisonous, and flammable gas.   Hydrogen gas has the smallest molecule and has a greater propensity to escape through  small  openings  than  liquid  fuels  or  other  gaseous  fuels.  For  transfer  through  a  membrane  the  relative  rate  is  governed  by  the  relative  diffusion  coefficients  of  the  materials. For subsonic releases through openings the rate is dependent on whether the  flow is laminar or turbulent.   The high pressure systems of hydrogen storage the flow from any leaks is likely to be  sonic. Therefore hydrogen would leak approximately 3 times faster than natural gas and  5  times  faster  than  propane  on  a  volumetric  basis.  However  the  energy  density  of  hydrogen is lower than that of methane or propane such that for sonic flow its energy  leakage rate would be 0.34 times that of methane and 0.2 times that of propane.  Hydrogen leaks are dangerous in that they pose a risk of fire where they mix with air.  However, the small molecule size that increases the likelihood of a leak also results in  very  high  buoyancy  and  diffusivity,  so  leaked  hydrogen  rises  and  becomes  diluted  quickly,  especially  outdoors.  This  results  in  a  localized  region  of  flammability  that  disperses  quickly.  As  the  hydrogen  dilutes  with  distance  from  the  leakage  site,  the  buoyancy  declines  and  the  tendency  for  the  hydrogen  to  continue  to  rise  decreases  (Alcock, 2001).  7.2.3.1 Hydrogen Embrittlement  Prolonged  exposure  to  hydrogen  of  some  high  strength  steels  can  cause  them  to  lose  their  strength,  eventually  leading  to  failure.  This  effect  is  termed  hydrogen  embrittlement (HE).  7.2.3.2 Flammability and Ignition  Hydrogen  has  much  wider  limits  of  flammability  in  air  than  methane,  propane  or  gasoline  and  the  minimum  ignition  energy  is  about  an  order  of  magnitude  lower  than  that  of  other  combustibles.  The  wide  range  of  flammability  of  hydrogen‐air  mixtures  compared to other combustibles is in principle a disadvantage with respect to potential  risks.  A  hydrogen  vapor  cloud  could  potentially  have  a  greater  volume  within  the  flammable  range  than  a  methane  cloud  formed  under  similar  release  conditions.  The  minimum ignition energy tends to be for mixtures at around stoichiometric composition  (29 vol.% for hydrogen). The minimum autoignition temperature of hydrogen is 585 C,  higher  than  that  of  methane,  propane  or  gasoline.  However  the  autoignition  temperature depends on the nature of the source. The minimum is usually measured in  a  heated  glass  vessel,  however  if  a  heated  air  jet  or  Ni‐Chrome  wire  is  used  the  autoignition temperature of hydrogen is lower than that of other fuels.      EcoConServ    51  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  7.2.3.3 Deflagration and Detonation  Hydrogen gas can burn as a jet flame with combustion taking place along the edges of  the jet where it mixes with sufficient air. In the open flammable mixtures undergo slow  deflagration.  Where the flame speed is accelerated e.g. by extreme initial turbulence, turbulence from  obstacles,  or  confinement,  the  result  is  an  explosion.  An  extreme  example  is  a  detonation where the flame speed is supersonic.  An explosion is always accompanied by a fireball and a pressure wave (overpressure).  The  fireball  can  ignite  combustible  materials  in  the  vicinity  or  fuel  released  by  the  explosion so that a fire may follow an explosion. If the flammable mixture is partially or  totally  confined  the  explosion  may  propel  fragments  of  the  enclosure  material  over  great distances. A detonation explosion is more severe than a deflagration explosion, the  overpressures  generated  are  higher  and  hence  much  greater  physical  damage  is  possible.  Direct  detonation  of  a  hydrogen  gas  cloud  is  less  likely  than  a  deflagration  explosion  as  the  ignition  energy  required  is  in  the  10  kJ  range,  the  minimum  concentration is higher and the detonable range is narrower than the flammable range  (Abdul Rosyid, 2006).  7.3 DETAILED HAZARDS IDENTIFICATION  The  following  section  constitutes  detailed  qualitative  hazard  identification  for  those  incidents listed in Table 7‐1.  7.3.1 NATURAL GAS LINE  The following fitting line design and operational details, below, were assumed:   Operating Pressure – 5,300kPa or 53bar (52.3 atmospheres);   Diameter – 273mm;   Wall thickness – 12.7mm; and   Material – X42 Grade Steel.  There  is  historical  evidence  of  gas  transmission  pipeline  failure.  Historical  evidence  (Bolt  &  Horalek,  2004)  indicates  that  there  are  a  number  of  factors  that  can  lead  to  fitting  line  leak  and  subsequent  release  of  gas.  The  details  below  summarize  those  incidents that have historically led to fitting line failure and gas release:   External  Interference  –  external  interference  accounts  for  the  majority  of  release  incidents  in  gas  transmission  fitting  lines  (Bolt  &  Horalek,  2004).  Forklifts,  excavators,  front  end  loaders,  and  other  mechanical  equipment  can  strike fitting lines in pipe racks leading to gas release, ignition and jet fire. At this  stage of development in the area there are few if any adjacent operations. Hence,  there is a low likelihood of external impact. However, as the area develops there  is a higher likelihood that excavation or other contact will occur in the area and  the pipeline may be affected. The fitting line is internal to the power station and  EcoConServ    52  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  of  12.7mm  wall  thickness  that  will  withstand  external  interference.  All  work  carried out at site will be controlled by a permit system and will be supervised.  The  pipe  rack  is  of  robust  design  and  is  clear  of  any  through  traffic.  However,  external impact has been carried forward for further analysis.   Flood  Damage  –  this  may  occur  where  the  fitting  line  traverses  river  beds  or  water courses. The potential for fast running water could lead to scouring above  the  fitting  line  exposing  the  pipe  to  potential  impact  from  rocks  and  debris  moving in the water stream. In addition, surface flooding could lead to the fitting  line floating from the trench, leading to fitting line damage. A review of the fitting  line route indicates that the fitting line will be laid away from flood areas. Hence,  this hazard has not been carried forward for further analysis.   Subsidence  Damage  –  where  fitting  lines  are  installed  near  or  in  banks  and  levees,  wash  away  may  expose  the  fitting  line  and  uneven  weight  could  cause  severe fitting line damage. However, the fitting line is not installed in a bank or  levee  and  therefore,  incidents  resulting  from  subsidence  have  not  been  carried  forward for further analysis   External  Corrosion  Damage  –  many  soils  are  acidic  and  fitting  lines  installed  without  external  protection  are  susceptible  to  corrosion  and  eventual  failure  (leaks). The fitting line is not installed underground and hence is not exposed to  acidic  soils  reducing  the  potential  for  external  corrosion  to  negligible  levels.  Incidents involving external corrosion (excluding impact) have not been carried  forward for further analysis.   Internal  Corrosion  Damage  –  the  introduction  of  corrosive  gas  to  the  fitting  line  could  result  in  accelerated  corrosion  or  moisture  in  the  gas  could  lead  to  corrosion impact on the pipe internal surface. However, gas fed is dry and non‐ corrosive, having passed many kilometers through this line. Hence, the likelihood  of  corrosion  from  this  source  is  considered  negligible.  Incidents  as  a  result  of  corrosion have therefore not been carried forward for further analysis.   Faulty  Material  –  the  use  of  faulty  materials,  such  as  fitting  line  with  manufacturing  defects,  could  lead  to  premature  fitting  line  failure  resulting  in  rupture.  However,  pipe  material  will  be  purchased  from  a  quality  assured  organization  (i.e.  ISO9001),  which  minimizes  the  potential  for  faulty  materials.  Further,  the  fitting  line  will  be  fully  tested  in  accordance  with  the  appropriate  requirements,  including  a  pressure  test  to  prove  fitting  line  will  operate  safely  and  without  failure  at  maximum  allowable  operating  pressure  (MAOP).  The  quality assurance testing regime minimizes the potential for fitting line failure as  a  result  of  material  defects.  Hence,  these  potential  incidents  have  not  been  carried forward for further analysis.  EcoConServ    53  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.   Faulty  Construction  –  like  the faulty  materials  incidents  detailed  above,  faulty  construction  can  also  lead  to  failure  of  the  fitting  line.  For  example,  faulty  welding  can  lead  to  premature  failure  and  gas  release.  However,  fitting  line  welds will be subjected to X‐Ray inspection minimizing the potential for failure  from  this  source.  Further,  the  fitting  line  will  be  subjected  to  a  testing  regime,  further  minimizing  the  potential  for  faulty  construction  failure.  Additional  construction problems, such as poor support or alignment in the pipe rack will  be  minimized  by  strictly  following  the  appropriate  requirements.  Hence,  incidents  as  a  result  of  faulty  construction  have  not  been  carried  forward  for  further analysis.   Ground  Movement  –  this  may  occur  where  fitting  lines  are  installed  in  an  earthquake  zone.  Earthquakes  and  excessive  ground  movement  may  lead  to  damaged  pipe  racks  and  buckled  pipework  or,  in  the  worst  case,  rupture.  However,  the  fitting  line  would  not  be  installed  in  an earthquake zone.  Helwan  area  is  relatively  stable  and  earthquakes  of  the  magnitude  that  could  result  in  fitting  line  rupture  are  rare  and,  hence,  the  risk  is  considered  negligible.  Incidents as a result of earthquake of excessive ground movement have not been  carried forward for further analysis.   “Hot  Tap”  by  Error  “–  “hot  tap”  is  the  connection  to  a  live  gas  line  during  operation.  When  this  is  conducted  by  expert  personnel  the  risk  is  negligible.  However,  failure  to  identify  a  live  gas  fitting  line  and  attempts,  by  error,  to  connect  to  this  fitting  line  could  lead  to  fitting  line  breach  and  gas  release.  To  identify  gas  fitting  line,  marker  signs  will  be  installed  on  the  fitting  line  in  accordance with the appropriate requirements. This incident has, therefore, not  been carried forward for further analysis.  The  above  analysis  is  supported  by  the  results  of  studies  conducted  by  the  European  Gas  Pipeline  Incident  Data  Base  (Bolt  &  Horalek,  2004),  which  conducts  research  into  gas pipeline incidents both in Europe and overseas. The results of these studies indicate  that the majority of pipeline incidents (50%) occur as a result of external interference.  7.3.2 GAS RELEASE IN THE GAS TURBINE ENCLOSURE  Natural gas fuel, supplied by a fitting line from the main supply line, is used to supply  the  gas  turbines.  The  fuel  is  piped  internally  within  the  turbine  enclosure  and,  hence,  any leaks of gas would have the potential to accumulate within the enclosure resulting  in  the  formation  of  a  flammable  gas  cloud.  Ignition  of  such  a  cloud  could  result  in  explosion  and  significant  damage  to  the  enclosure  as  well  as  offsite  impact  from  explosion overpressure and/or “missiles” projected from the destruction of parts of the  enclosure.  To minimize the potential for such an incident, the gas turbine enclosure will be fitted  with  ventilation,  which  will  continually  provide  air  exchange  within  the  enclosure.  EcoConServ    54  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  Hence, any leaks will be diluted to below lower flammable limits (LFL) and discharged  from  the  enclosure.  Further,  the  enclosure  will  be  fitted  with  a  hydrocarbon  detector,  which  will  activate  level  alarms  and  initiate  gas  turbine  fuel  supply  shut  down  (from  outside  the  enclosure).  Hence,  any  leaks  will  either  be  diluted  and  or  isolated  before  reaching potentially hazardous levels.  Notwithstanding the fact that detection and protection measures have been installed, in  the event such measures fail, there is a potential for an explosion within the enclosure  and  jet  fire  at  the  leak  source.  Hence,  explosion  and  fire  incidents  at  the  gas  turbine  enclosure have been carried forward for further analysis.  7.3.3 TRANSFORMERS  Transformers are used to convert electrical power from one volt/amp value to another  to  facilitate  power  matching  with  the  national  grid  and  for  power  supply  to  specific  electrical components on and offsite. Transformers generate significant amounts of heat  and  require  insulation  between  winding  circuits.  Insulation  between  circuits  and  heat  removal is performed by an oil circuit, which passes fluid (oil) around the transformer  internal components and then cools the oil externally. Leaks and spills of oil can escape  beyond  the  immediate  area  of  the  transformer  and,  in  the  worst  case  reach  the  environment.  However,  at  the  proposed  gas  turbine  site  all  transformers  will  be  fully  bunded to contain the full oil contents of the transformer. Hence, any leaks or spills will  be contained on site and there will be no environmental release as a result of leaks in  this area.  In  the  event  of  continued  release  from  a  transformer,  the  oil  level  in  the  transformer  will  fall,  exposing  the  transformer  windings  and  removing  the  insulating/cooling  properties of the oil. This would eventually lead to overheating and potential ignition of  the  oil  and  oil  vapor  inside  the  transformer  resulting  in  explosion  and  fire.  The  explosion would cause damage to the transformer casing and release of burning oil to  the  bund,  resulting  in  bund  fire  and  potential  heat  radiation  impact  offsite.  The  proposed  transformer  design  will  incorporate  blast  walls  between  each  transformer  unit  preventing  damage  to  adjacent  areas  on  site;  however  the  blast  walls  may  not  mitigate heat radiation beyond the site boundary.  It  is  recognized  that  low  oil  level  switches  will  be  installed  on  all  transformers,  and  a  spray/deluge  system  will  be  installed  over  each  transformer.  The  quantity  of  the  transformer oil is insignificant when compared with the lube oil or the fuel oil available  on  the  site.  Hence,  incidents  involving  the  ignition  of  leaked  transformer  oil  have  not  been carried forward for further analysis.  7.3.4 ELECTRICAL FIRES  Electrical faults can cause overheating, sparking and a fire. However, electrical fires are  only  likely  to  have  minor,  localized  impact.  Smoke/fire  detection  and  active  fire  protection should be effective in controlling such incidents.  EcoConServ    55  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  Escalation  of  electrical  fires  to  process  areas  is  unlikely,  because  the  electrical  equipment  are  segregated  by  enclosures  from  other  areas  and  hence  the  risk  from  electrical  fires  is  assessed  as  insignificant  and  does  not  warrant  further  assessment  within the QRA study. However, electrical faults will be considered as a potential cause  of ignition of hydrocarbon releases.    EcoConServ    56  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  8 FAILURE CASE DEFINITIONS  8.1 INTRODUCTION  The  basic  aim  of  the  Failure  Case  Definition  stage  is  to  identify  the  failure  cases,  or  major  accident  hazards,  that  will  have  the  potential  to  result  in  risks  to  people,  in  particular to external populations, and hence will be inputs to the risk modeling.  The basic approach adopted is summarized in Section 8.2, with the derived failure cases  listed in Section 8.3  Note  that  the  failure  case  definition  presented  in  this  section  is  underpinned  by  the  methodology set out in Section 6.  8.2 METHODOLOGY  For the purposes of this risk assessment it is not necessary (or practical) to attempt to  model  all  of  the  potential  hazards  associated  with  the  different  units.  The  basic  approach adopted instead is summarized below.   All significant risk contributors at locations a moderate distance outside of each  unit  are  then  defined  as  failure  cases  for  this  study,  on  the  basis  of  having  potential off‐site impacts.   In each case, brief review of the representative scenarios against the plant PFDs  is undertaken to ensure that the key sections of each unit have been covered by  using this approach.    These failure cases are then superimposed upon the appropriate location of the  latest plot plan for the plant.   Note that the general methodology adopted in deriving the initial failure cases, and the  subsequent development of each, is detailed in Section 6 . Note also that the subsequent  modeling  approach,  using  the  ALOHA  and  EcoConServ  in‐house  software  is  also  described in Section 6.  The failure cases derived for each unit are presented in the following section. The tables  given  include  a  basic  description  of  the  failure  case,  as  well  as  the  representative  process conditions and the primary hazard outcome(s) of each release.  This exercise identified that some units did not contribute significantly to the ‘far‐field’  risk  picture;  hence  no  failure  cases  associated  with  those  units  have  been  included  in  the model.  Consistent with the focus of this study, only the larger, Rupture and Large leak (75 mm  equivalent diameter hole) leak sizes are modeled for each of the failure cases identified.  EcoConServ    57  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  8.3 FAILURE CASES  The list of representative failure cases for the plant is presented in Table  8‐1 to Table  8‐8, with a total of 26 cases were considered as follows:    Table 8‐1: Boiler Units (Unit 11) Failure Cases – 9 cases   Table 8‐2: Natural Gas Reducing Station (Unit 61) – 2 cases   Table 8‐3: Mazout Oil Tanks (Unit 64) Failure Cases– 6 cases   Table 8‐4: Solar Oil Tank (Unit 67) Failure Cases – 2 cases   Table 8‐5: Mazout / Solar Oil Transfer Pumps (Unit 66) Failure Cases – 1 case   Table 8‐6: Lube Oil Storage tanks and transfer pumps (Unit 22) Failure Cases  – 1 case   Table 8‐7: Hydrogen Generation (Unit 92) Failure Cases – 2 cases   Table 8‐8: Turbine Generator (Unit 22) Failure Cases – 3 cases  Table 8­1: Boiler Units (Unit 11) Failure Cases  Case  Pressure  Temperature  Description  Hazard Type  No.  (bar)  (C)  Natural gas leak followed by  11‐1  10  30  Jet fire  ignition (11‐01)  Natural gas leak followed by  Flammable Gas Cloud  11‐2  10  30  delayed ignition (11‐01)  (Flash Fire, VCE)  Natural gas leak followed by  11‐3  10  30  Jet fire  ignition (11‐02)  Natural gas leak followed by  Flammable Gas Cloud  11‐4  10  30  delayed ignition (11‐02)  (Flash Fire, VCE)  Natural gas leak followed by  11‐5  10  30  Jet fire  ignition (11‐03)  Natural gas leak followed by  Flammable Gas Cloud  11‐6  10  30  delayed ignition (11‐03)  (Flash Fire, VCE)  11‐7  Explosion of HP steam (11‐01)  170  30  Steam Explosion  11‐8  Explosion of HP steam (11‐02)  170  30  Steam Explosion  11‐9  Explosion of HP steam (11‐03)  170  30  Steam Explosion    Table 8­2: Natural Gas Reducing Station (Unit 61)  Case  Pressure  Temperature  Description  Hazard Type  No.  (bar)  (C)  Natural gas leak followed by ignition 61‐1  50  30  Jet fire  from reducing station (61‐09)  Natural gas leak followed by delayed  Flammable Gas Cloud  61‐2  50  30  ignition from reducing station (61‐09)  (Flash Fire, VCE)    Table 8­3: Mazout Oil Tanks (Unit 64) Failure Cases  Case  Description  Pressure  Temperature  Hazard Type  EcoConServ    58  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  No.  (bar)  (C)  Leak from Tank (64‐01) followed  64‐1  1  30  Pool fire  by ignition  64‐2  Tank fire (64‐01)  1 30 Tank top fire  Leak from Tank (64‐02) followed  64‐3  1  30  Pool fire  by ignition  64‐4  Tank fire (64‐02)  1 30 Tank top fire  Leak from Tank (64‐03) followed  64‐5  1  30  Pool fire  by ignition  64‐6  Tank fire (64‐03)  1  30  Tank top fire    Table 8­4: Solar Oil Tank (Unit 67) Failure Cases  Case  Pressure  Temperature  Description  Hazard Type  No.  (bar)  (C)  Leak from Tank (67‐09) followed  67‐1  1  30  Pool fire  by ignition  67‐2  Tank fire (64‐09)  1 30 Tank top fire    Table 8­5: Mazout / Solar Oil Transfer Pumps (Unit 66) Failure Cases  Case  Pressure  Temperature  Description  Hazard Type  No.  (bar)  (C)  Leak from pump outlet followed by  66‐1  15  30  Pool fire  ignition (66‐09)    Table 8­6: Lube Oil Storage tanks and transfer pumps (Unit 22) Failure Cases  Case  Pressure  Temperature  Description  Hazard Type  No.  (bar)  (C)  Leak from pump outlet followed by  22‐1  15  30  Pool fire  ignition (22‐09)    Table 8­7: Hydrogen Generation (Unit 92) Failure Cases  Case  Pressure  Temperature  Description  Hazard Type  No.  (bar)  (C)  Leak from the hydrogen tank  92‐1  150  30  Jet fire  followed by ignition (92‐09)  Leak from the hydrogen tank  92‐2  150  30  VCE  followed by delayed ignition(92‐09)    Table 8­8: Turbine Generator (Unit 22) Failure Cases  Case  Pressure  Temperature  Description  Hazard Type  No.  (bar)  (C)  22‐1  Explosion of HP steam (21‐01) 170 570 Explosion  22‐2  Explosion of HP steam (21‐02) 170 570 Explosion  EcoConServ    59  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  Case  Pressure  Temperature  Description  Hazard Type  No.  (bar)  (C)  22‐3  Explosion of HP steam (21‐03) 170 570 Explosion    8.4 LOCATION OF CASES  The locations of cases are needed for the risk calculations. Table 8‐9 and Table 8‐10 lists  the location of the fire and explosion accidents respectively with respect to the plant’s  coordinates  shown  in  Figure  3‐2.  Where  the  5000,  10000  point  is  assumed  to  be  the  South West corner of the plant with respect to the plant North.  Table 8­9: Location of Fire Accidents  Fire accident type  Case  Case and Unit  X  Y  64‐1  Mazout Oil Tank (64‐01) 5081  10205 64‐3  Mazout Oil Tank (64‐02) 5081  10300 64‐5  Mazout Oil Tank (64‐03) 5084  10379 Pool Fire  67‐1  Solar Oil Tank (67‐09) 5103  10245 66‐1  Mazout / Solar Oil Transfer Pump(66‐09) 5129  10203 22‐1  Lube Oil Storage tanks and transfer pumps (22‐09)  5337  10229 11‐1  Boiler Unit (11‐01) 5426  10332 11‐3  Boiler Unit (11‐02) 5306  10332 Jet Fire  11‐5  Boiler Unit (11‐03) 5181  10332 61‐1  N.G. Reducing Station (61‐09) 5103  10094 92‐1  H2 Tank (92‐09) 5239  10432 64‐2  Mazout Oil Tank (64‐01) 5081  10205 64‐4  Mazout Oil Tank (64‐02) 5081  10300 Tank Top Fire  64‐6  Mazout Oil Tank (64‐03) 5084  10379 67‐2  Fuel Oil Tank (67‐09) 5103  10245   Table 8­10: Location of Explosion Accidents  Fire accident type  Case  Case and Unit  X  Y  11‐2  Boiler Unit (11‐01) 5426  10332 Vapor Cloud  11‐4  Boiler Unit (11‐02) 5306  10332 Explosion  11‐6  Boiler Unit (11‐03) 5181  10332 61‐2  N.G. Reducing Station (61‐09) 5103  10094 92‐2  H2 Tank (92‐09) 5239  10432 11‐7  Boiler Unit (11‐01) 5426  10332 11‐8  Boiler Unit (11‐02) 5306  10332 11‐9  Boiler Unit (11‐03) 5181  10332 Steam Explosion  21‐1  Turbine HP steam (21‐01) 5448  10258 21‐2  Turbine HP steam (21‐02) 5323  10258 21‐3  Turbine HP steam (21‐03) 5206  10258   EcoConServ    60  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  9 CONSEQUENCE ASSESSMENT  The consequence of the failure cases were estimated using the methodology of Section 6  and  the  assumptions  detailed  in  Chapter  6.  Consequences  are  presented  here  in  two  sections, one for the fire accidents and one the explosion accidents.  9.1 CONSEQUENCE OF FIRE ACCIDENTS  The failure cases that result in fire can be divided into three types: pool fires, tank top  fires and jet fires. We present our calculation data and results in the next sections.  9.1.1 POOL FIRES  Table 9‐1 summarizes the pool fire case data that were given to or calculated by ALOHA  for the various pool fire scenarios.  Table 9­1:  ALOHA Pool fire data  Case  Case and Unit  Tank  Bund  Total Amount  Pool diameter  Volume  Area  Burned in 1 hr (kg)  (m)  (m3)  64‐1  Mazout Oil Tank (64‐01)  29,450 59,815 18.1  94 x  64‐3  Mazout Oil Tank (64‐02)  29,450 59,815 18.1  78m  64‐5  Mazout Oil Tank (64‐03)  29,450 59,815 18.1  22 x  67‐1  Solar Oil Tank (67‐09)  1,300  25,432  18.1  22m  66‐1  Mazout/  Solar  Oil  Transfer      5,758  5.6  Pump (66‐09)    The  pool  fire  outputs  are  shown  in  Figure  9‐1,  Figure  9‐2  and  Figure  9‐3.  Note  that  ALOHA  figures  assume  that  the  wind  blows  towards  the  positive  x‐axis.  Figure  9‐12  shows radiation contours of 12.5 and 37.5 kW/m2 for all pool fire scenarios.   EcoConServ    61  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.    Figure 9­1: ALOHA Output for cases 64­1, 64­3 and 64­5 pool fire    Figure 9­2: ALOHA Output for case 67­1 pool fire  EcoConServ    62  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.    Figure 9­3: ALOHA Output for case 66­1 pool fire  9.1.2 JET FIRES  Table  9‐2  summarizes  the  jet  fire  accident  data  that  were  given  to  or  calculated  by  ALOHA  for  the  various  jet  fire  scenarios.  The  hole  diameter  was  selected  to  be  a  full  rapture of the pipe and a 7.5 cm hole in tanks.  Table 9­2: ALOHA jet fire data  Case  Case and Unit  Pipe  Pipe  Total Amount  Flame  Length (m)  diameter(cm)   Burned in 1 hr (kg)  Length (m)  11‐1  Boiler Unit (11‐01)  20 10 25,543  9 11‐3  Boiler Unit (11‐02)  20 10 25,543  9 11‐5  Boiler Unit (11‐03)  20 10 25,543  9 61‐1  N.G.  Reducing  Station  20  10  127,730  11  (61‐09)  92‐1  H2 Tank (92‐09) tank Hole in tank 53.4 4   The jet fire output is shown in Figure  9‐4, Figure  9‐5 and Figure  9‐6, while Figure  9‐13  shows radiation contours of 12.5 and 37.5 kW/m2 for all jet fire scenarios.      EcoConServ    63  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.    Figure 9­4: ALOHA Output for cases 11­1, 11­3 and 11­5 jet fire    Figure 9­5: ALOHA Output for case 61­1 jet fire  EcoConServ    64  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.    Figure 9­6: ALOHA Output for case 92­1 jet fire  9.1.3 TANK TOP FIRES  Table 9‐3 summarizes the tank top fire accident data that were given to or calculated by  ALOHA for the various tank top fire scenarios.  Table 9­3: ALOHA tank top fire data  Case  Case and Unit  Tank Volume  Total Amount Burned in 1 hr  (m3)  (kg)  64‐2  Mazout Oil Tank (64‐01)  29,450 462,288 64‐4  Mazout Oil Tank (64‐02)  29,450 462,288 64‐6  Mazout Oil Tank (64‐03)  29,450 462,288 67‐2  Solar Oil Tank (67‐09)  1,300 41,606   A sample tank top fire output is shown in Figure  9‐7 and Figure  9‐8, while Figure  9‐14  shows radiation contours of 12.5 and 37.5 kW/m2 for the tank‐top fire scenarios.  EcoConServ    65  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.    Figure 9­7: ALOHA Output for cases 64­2, 64­4 and 64­6 tank top fire    Figure 9­8: ALOHA Output for case 67­2tank top fire  EcoConServ    66  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  9.2 CONSEQUENCE OF EXPLOSION ACCIDENTS  Explosions can occur due to the ignition of a cloud of flammable vapor in a congested  area.  Explosions  in  this  QRA  study  were  modeled  using  the  industry‐standard  TNO  Multi  Energy  Model  and  with  ALOHA.  The  explosion  cases  that  were  modeled  in  this  study are shown in Table 9‐4.  Table 9­4: Models used for the different explosion cases   Fire accident type  Case  Case and Unit  Model Used  11‐2  Boiler Unit (11‐01) 11‐4  Boiler Unit (11‐02) Vapor Cloud Explosion  11‐6  Boiler Unit (11‐03) ALOHA  61‐2  N.G. Reducing Station (61‐09) 92‐2  H2 Tank (92‐09) 11‐7  Boiler Unit (11‐01) 11‐8  Boiler Unit (11‐02) 11‐9  Boiler Unit (11‐03) TNO Multi Energy  Boiler Explosion  21‐1  Turbine HP steam (21‐01) Model (CCPS, 1999)  21‐2  Turbine HP steam (21‐02) 21‐3  Turbine HP steam (21‐03)   Figure  9‐9, Figure  9‐10 and Figure  9‐11 shows the results of a typical case obtained by  ALOHA,  while  Figure  9‐15  shows  the  overpressure  contours  resulting  of  all  cases  of  vapor cloud explosions from the facility. Figure  9‐16 shows the overpressure contours  due to the explosion of the high pressure steam drums.     EcoConServ    67  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  Figure 9­9: Example of overpressure contours for cases 11­2, 11­4 and 11­6 obtained by ALOHA    Figure 9­10: Example of overpressure contours for case 61­2 obtained by ALOHA    Figure 9­11: Example of overpressure contours for case 92­2 obtained by ALOHA  EcoConServ    68  Helwan South Pow H wer Plant QRA  U ricity Production C   Upper Egypt Electr Co.   e  due to pool fires  Figure 9­12: Heat flux contours d   E EcoConServ  69  6 Helwan South Pow H wer Plant QRA  ricity Production C   Upper Egypt Electr Co.   s Figure 9­13: Heat flux contours due to jet fires  E EcoConServ  70  7 Helwan South Pow H wer Plant QRA  U ricity Production C   Upper Egypt Electr Co.   t u es  Figure 9­14: Heat flux contours due to tank top fire E EcoConServ  71  7 Helwan South Pow H wer Plant QRA  U ricity Production C   Upper Egypt Electr Co.    to vapor cloud ex Figure 9­15: Overpressure contours due t xplosions  E EcoConServ  72  7 Helwan South Pow H wer Plant QRA  U ricity Production C   Upper Egypt Electr Co.   r sure stream drum Figure 9­16: Overpressure contours due to explosions of high press ms  E EcoConServ  73  7 Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  10 RISK RESULTS  The  risks  were  calculated  from  the  results  of  the  consequence  analysis  of  the  failure  cases  and  the  estimation  of  the  frequencies  of  those  cases.  The  frequencies  were  estimated based on the assumptions, data and practices explained in Section  6 and are  presented in Section 10.1.  Individual risks are the key measure of risk acceptability for this type of study, where it  is proposed that:   Risks to the public can be considered to be broadly acceptable if below 10‐6 per  year,  although  noting  that  societal  risk  factors  should  also  be  considered  (including  the  type  of  population  potentially  exposed).  Although  risks  of  up  to  10‐4  per  year  may  be  considered  acceptable  if  shown  to  be  ALARP,  it  is  recommended  that  10‐5  per  year  is  adopted  for  this  study  as  the  maximum  tolerable criterion.   Risks  to  workers  can  be  considered  to  be  broadly  acceptable  if  below  10‐5  per  year  and  where  risks  of  up  to  10‐3  per  year  may  be  considered  acceptable  if  ALARP.  Individual  risks  are  presented  in  Sections  10.2  through  10.4,  while  societal  risks  are  presented in Section 10.5.  10.1 FREQUENCY ESTIMATION  Table  10‐1 shows the frequencies calculated for each of the cases identified during the  hazards identification phase.  Table 10­1: Frequencies used for the different cases  Basis for Frequency  Fire accident type  Case  Case and Unit  Frequency  Calculations  64‐1  Mazout Oil Tank (64‐01) 64‐3  Mazout Oil Tank (64‐02) LASTFIRE Project. See  6.1 x 10‐5  64‐5  Mazout Oil Tank (64‐03) Section 6.5.2.  67‐1  Solar Oil Tank (67‐09) Pool Fire  66‐1  Mazout/Solar  Oil  Transfer  5.6 x 10‐7 from Section  Pump(66‐09)   6.5.1 x 0.15 probability  of immediate ignition x  8.4 x 10‐6  22‐1  Lube  Oil  Storage  tanks  and  100 m (conservative  transfer pumps (22‐09)  estimate of pipe length)  11‐1  Boiler Unit (11‐01) 11‐3  Boiler Unit (11‐02) 7.1 x 10‐4 from Section  Jet Fire  11‐5  Boiler Unit (11‐03) 6.5.1 x 0.15 probability  1.1 x 10‐4  61‐1  N.G. Reducing Station (61‐09) of immediate ignition  92‐1  H2 Tank (92‐09) 64‐2  Mazout Oil Tank (64‐01) LASTFIRE Project. See  Tank Top Fire  1.2 x 10‐4  64‐4  Mazout Oil Tank (64‐02) Section 6.5.2.  EcoConServ    74  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  Basis for Frequency  Fire accident type  Case  Case and Unit  Frequency  Calculations  64‐6  Mazout Oil Tank (64‐03) 67‐2  Fuel Oil Tank (67‐09) 11‐2  Boiler Unit (11‐01) 11‐4  Boiler Unit (11‐02) 7.1 x 10‐4 from Section  Vapor Cloud  11‐6  Boiler Unit (11‐03) 6.5.1 x 0.15 probability  1.1 x 10‐4  Explosion  61‐2  N.G. Reducing Station (61‐09) of delayed ignition  92‐2  H2 Tank (92‐09) 11‐7  Boiler Unit (11‐01) 11‐8  Boiler Unit (11‐02) Explosion of pressure  11‐9  Boiler Unit (11‐03) Steam Explosion  vessels. See Section  4 x 10‐6  21‐1  Turbine HP steam (21‐01) 6.5.1  21‐2  Turbine HP steam (21‐02) 21‐3  Turbine HP steam (21‐03)     10.2 INDIVIDUAL RISK CONTOURS  At this stage in the risk assessment process the most useful measure of risk is individual  risk, which is presented in the form of contours. The individual risk contours for the risk  assessment  are  shown  in  Figure  10‐1.  The  individual  risk  contours  give  the  risk  of  fatality (or serious injury) experienced by a person continuously present, outdoors.  It should be emphasized when interpreting the results shown in Figure 10‐1 and Figure  10‐2 that:   These results are based only on the major accident hazards identified as having  the key hazard ranges (as discussed in Chapter  6) and hence are focused on the  off‐site risks.   The  on‐site  risks  will  not  be  accurately  predicted  by  neglecting  the  smaller  hazard  range  events  that  do  not  affect  the  off‐site  populations  but  will  have  relatively high frequencies and, hence, will be significant in terms of on‐site risk.  Although  based  on  the  risks  to  people  outdoors,  these  contours  are  considered  to  be  directly  applicable  to  the  risks  to  residential  populations.  That  is,  no  risk  benefit  (i.e.  protection) is claimed for being indoors for residential buildings. Thus, the 10‐6 per year  individual  risk  contour  can  be  taken  as  the  target  risk  level  for  the  public  in  terms  of  individual risk (see Appendix A10 for derivation of the proposed risk criteria).  The  contours  shown  in  Figure  10‐1and  Figure  10‐2  are  discussed  in  the  following  sections in terms of the risks to the off‐site / public and on‐site / worker populations in  Sections 10.3 and 10.4, respectively.  The potential societal risks are discussed in Section 10.5.  EcoConServ    75  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  10.3 RISKS TO THE PUBLIC (OFF‐SITE)  As discussed above, Figure 10‐1 is focused on the off‐site risk, where it can be seen that:   The  power  plant  is  surrounded  by  agricultural  land  from  the  West,  a  small  agricultural  area  and  storage  tanks  area  from  the  North,  A  cemetery  from  the  South  and  Beni  Sweif  –  Al  Kureimat  Dessert  Road  from  the  East with  a  dessert  further to the East. There are no residential areas near the power plant.    The  10‐7  individual  risk  contour  just  reaches  the  agricultural  area  to  the  North  and West of the plant.   The same 10‐7 contour covers part of the cemetery to the South and covers part  of the Dessert Road to the East of the plant, but as the traffic on the road is not  high, therefore the risk is considered as negligible.   The  10‐6  individual  risk  contours  barely  reaches  the  agricultural  area  to  the  West,  and  covers  part  of  the  cemetery  to  the  South  and  a  small  part  of  the  Dessert Road to the East.   The 10‐5 individual risk contours covers only a small part of the cemetery to the  South.   The risks in all directions outside the facility do not reach any residential areas.  The  QRA  results  suggest  that  the  risk  to  the  nearby  populations  would  be  well  within the proposed risk criteria and hence would be acceptable.   10.4 RISKS TO WORKERS (ON‐SITE)  In  addition  to  the  overall  individual  risk  contours  shown  in  Figure  10‐1,  Figure  10‐2  show ‘zoomed‐in’ versions of the same curve overlaid onto the layout plots.   It should, again, be emphasized that the on‐site risks are coarse and that below 10‐4 per  year  the  contours  are  not  accurate.  However,  the  10‐4  and  10‐5  per  year  contours  are  broadly representative.  10.5 SOCIETAL RISKS  As  discussed  in  Appendix  A10,  it  is  important  that  risk  acceptability  considerations  account for both individual and societal risk, as well as the cost of mitigating against the  identified risks.  However, at this stage of the analysis it should be noted that:   The  base  case  risk  results  suggest  that  the  societal  risk  to  the  public  will  be  limited, based on the maximum (representative) hazard ranges not reaching the  residential areas.   The risk to onsite workers should not be neglected. In fact, the only societal risk  associated with the power plant is the societal risk to onsite workers.  Figure  10‐3 shows the F/N curve for Helwan South Power Station in comparison with  the ALARP zone. At low‐fatality high‐frequency zone, it is noted that the F/N curve goes  inside the ALARP region. These are the incidents that mainly affect the onsite workers.  EcoConServ    76  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  The rest of the F/N curve demonstrates negligible societal risk as no incident from the  station can impact the public.  The low risk to the public demonstrates that a lot of thoughtful consideration was put  into the site selection process.  10.6 KEY HAZARDS  Significant  overpressure  levels  of  around  0.5  barg  will  not  extend  any  significant  distance offsite, but are likely to affect the control building. This suggests that with the  current layout the control building should have blast protection of the order of 0.5 barg.  The explosion frequency contours suggest that all buildings on‐site in the plant should  have  protection  against  blast  loads  of  at  least  0.1  barg.  The  above  results  can  be  concluded with reasonable confidence. Preferably, all buildings lying inside the 0.3 barg  (see  Figure  9‐16)  should  have  blast  protection  of  the  order  of  0.3  barg.  The  above  results can be concluded with reasonable confidence.  10.7 RECOMMENDATIONS  The  emphasis  on  risk  reduction  should  be  on  preventative  measures,  i.e.  to  minimize  the  potential  for  leaks  to  occur.  This  would  chiefly  be  achieved  through  appropriate  design  (to  recognized  standards)  and  through  effective  inspection,  testing  and  maintenance plans / procedures.  Rapid isolation of significant leaks will not eliminate the risks but will help to minimize  the  hazards  and,  particularly,  the  ignition  probability  (by  limiting  the  total  mass  of  flammable vapor released). For isolation to be effective, first requires detection to occur  and  hence  best  practice  fire  and  gas  detection  systems,  with  associated  shutdown  systems and procedures, will be important mitigation measures.  It  should  be  recognized  that  it  is  not  necessarily  practical  for  power  plants  to  have  automatic  shutdown  systems  and  there  will  inevitably  be  a  tendency  for  operators  to  establish  the  exact  nature  of  a  release  before  isolation  occurs.  This  is  reasonably  well  accepted,  and  it  is  unusual  to  rely  on  isolation  occurring  in  less  than  5  minutes  for  a  typical QRA study.  However, two alternative approaches, or philosophies, that should be considered in this  respect are to:   Specify automatic shutdown on confirmed gas detection (or appropriate process  alarms)  for  identified  key  inventories.  This  is  not  typically  done,  but  may  be  considered  either  for  inventories  over  a  certain  size  of  volatile  liquid,  or  for  certain  sections  of the plant  that are  identified  as  “higher  risk”  by  detailed  risk  analysis.   Ensure  that  the  systems,  procedures  and  training  are  in  place  to  enable  operators  to  rapidly  determine  the  scale  of  any  release  that  occurs,  with  EcoConServ    77  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  particular regard to the potential for off‐site effects. This may include CCTV, best‐ practice  control  systems,  wind  direction  information, etc,  where  the  key aspect  will be to ensure that isolation can be rapidly activated when significant off‐site  risk potential is likely (noting that releases of this magnitude will inevitably have  significant on‐site and asset risk issues).  EcoConServ    78  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.    Figure 10­1: Individual risk contours caused by the plant on a Google Earth image at wind averaging over all directions  EcoConServ    79  Helwan South Pow H wer Plant QRA    y Production Co.  Upper Egypt Electricity   dual risk contours Figure 10­2: Individ lant inside limits of the power sta s caused by the pl s ation  E EcoConServ  80  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  1.00E‐04 Helwan Power Station Intolerable Intolerable 1.00E‐05 ALARP 1.00E‐06 Frequency, F ALARP 1.00E‐07 1.00E‐08 Negligible 1.00E‐09 100 1,000 10,000 Number of Fatalities, N   Figure 10­3: Societal risk represented as F/N curve for the plant EcoConServ    81  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  11 BIBLIOGRAPHY  Abdul  Rosyid,  O.  (2006).  System‐analytic  Safety  Evaluation  of  the  Hydrogen  Cycle  for  Energetic Utilization. Otto‐von‐Guericke‐University.  Alcock,  J.  (2001).  Compilation  of  existing  safety  data  on  hydrogen  and  comparative.  EIHP2 Report.  API. (1995). Management of Hazards Associated With Location of Process Plant Buildings  (First Edition ed.). API Recommended Practice 752.  Bolt,  R.,  &  Horalek,  V.  (2004).  European  Gas  pipeline  Incident  Data  Group  Pipeline  Incident Database. 13th Colloquium Reliability of HP Steel Pipes. Prague, Czech Republic.  Eggen, J. (1995). GAME: development of guidance for the application of the Multi­Energy  Model. TNO Report PML.  HSE, U. (1999). Offshore Hydrocarbon Release Statistics. Offshore Technology Report. UK  HSE.  LASTFIRE.  (1997).  Large  Atmospheric  Storage  Tank  Fire  Project  –  LASTFIRE.  Technical  Working Group.  Technica.  (1990).  Atmospheric  Storage  Tank  Study  for  Oil  and  Petrochemical  Industries  Technical and Safety Committee. Singapore.  TNO.  (1997).  Methods  for  the  calculation  of  physical  effects,  (3  ed.,  Vol.  2).  The  Hague:  Committee for the Prevention of Disasters.  Witlox, H., & Bowen, P. (2001). Flashing liquid jets and two­phase dispersion – A review.  HSE.    EcoConServ    82  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  APPENDICES  EcoConServ    83  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  A1 RISK ACCEPTANCE CRITERIA  A1.1 INTRODUCTION  This  appendix  introduces  the  concept  of  risk  acceptance  criteria  and  the  As  Low  As  Reasonably Practicable (ALARP) principle, and proposes risk acceptance criteria to be  used as guidance for this study. It should be emphasized that the selection of criteria is  open  to  interpretation,  in  the  absence  of  any  formal  local  regulations,  but  where  the  intention of this study is to use criteria that are consistent with internationally accepted  practice.   Section  A1.2  describes  the  basis  for  the  risk  criteria,  introducing  the  widely  accepted As Low As Reasonably Practicable (ALARP) concept.   Section  A1.3 sets out the criteria that are proposed for this study, covering both  individual and societal risk criteria.  A1.2 BASIS FOR CRITERIA  A1.2.1 NEED FOR CRITERIA  A  risk  analysis  provides  measures  of  the  risk  resulting  from  a  particular  facility  or  activity.  However, the assessment of the acceptability (or otherwise) of that risk is left  to  the  judgment  and  experience  of  the  people  undertaking  and/or  using  the  risk  analysis work. The normal approach adopted is to relate the risk measures obtained to  acceptable risk criteria.  A  quantitative  risk  analysis  produces  only  numbers,  which  in  themselves  provide  no  inherent use. It is the assessment of those numbers that allows conclusions to be drawn  and recommendations to be developed. The assessment phase of a study is therefore of  prime importance in providing value from a risk assessment study.  A1.2.2 PRINCIPLES FOR SETTING RISK CRITERIA  Given that society accepts hazardous activities in principle, and does not have limitless  resources to devote to their safety, the following set of principles is considered by some  to be appropriate when making decisions about their acceptability in specific cases:  1. The activity should not impose any risks which can reasonably be avoided.  2. The  risks  should  not  be  disproportionate  to  the  benefits  (in  terms  of  jobs,  tax  revenues and finished products) which the activity produces.  3. The risks should be equitably distributed throughout the society in proportion to  the benefits received.  4. The  risks  should  be  revealed  in  minor  accidents  which  the  emergency  services  can cope with, rather than in catastrophes.  EcoConServ    84  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  In reality, principles such as these are impossible to achieve. In fact, when resources are  limited,  such  principles  may  be  in  conflict  with  each  other.  For  example,  reducing  catastrophic risks may require expenditure that could have saved more lives from low‐ fatality accidents.  The following approach is proposed for assessing the risks from any hazardous activity,  being the nearest practical approach to the ideal situation:   Individual risk criteria should be used to limit risks to individual workers and  members of the public. These address the equity requirement (3) above insofar  as it applies to individuals.   Societal risk criteria should be used to limit risks to the affected population as a  whole.  These  attempt  to  address  requirement  (2)  above,  although  in  a  necessarily  crude  fashion  since  the  benefits  of  hazardous  activities  are  even  more  difficult  to  quantify  than  their  risks.  They  also  address  the  equity  requirement  (3)  above  insofar  as  it  applies  to  communities.  By  expressing  societal risk criteria on a frequency‐fatality (FN) curve, they can also address the  catastrophe risk in requirement (4) above.   Cost­benefit analysis should be used to ensure that, once the above criteria are  satisfied,  an  optimum  level  of  safety  measures  is  chosen  for  the  activity,  taking  costs as well as risks into account. This addresses requirement (1) above.  An activity is said to have tolerable risks if it satisfies all three aspects of this approach,  and intolerable risks if it fails to meet any of them.  Leaving  aside  other  inputs  to  the  decision,  an  activity  with  tolerable  risks  would  generally  be  regarded  as  acceptable  to  the  company,  the  regulatory  authority  and  the  public,  while  an  activity  with  intolerable  risks  would  generally  be  regarded  as  unacceptable.  A1.2.3 FRAMEWORK  The  simplest  framework  for  risk  criteria  is  a  single  risk  level  which  divides  tolerable  risks  from  intolerable  ones  (i.e.  acceptable  activities  from  unacceptable  ones).  Such  criteria give attractively simple results, but they need to be used very carefully, because  they  do  not  reflect  the  uncertainties  both  in  estimating  risks  and  in  assessing  what  is  tolerable. For instance, if applied rigidly, they could indicate that an activity which just  exceeded  the  criteria  would  become  acceptable  as  a  result  of  some  minor  remedial  measure which in fact scarcely changed the risk levels.  A  more  flexible  framework  specifies  a  level,  usually  known  as  the  maximum  tolerable  criterion, above which the risk is regarded as intolerable whatever the benefit may be,  and  must  be  reduced.  Below  this  level,  the  risks  should  also  be  made  as  low  as  reasonably  practicable  (ALARP).  This  means  that  when  deciding  whether  or  not  to  implement  risk  reduction  measures,  their  cost  may  be  taken  into  account,  using  cost‐ EcoConServ    85  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  benefit  analysis.  In  this  region,  the  higher  the  risks,  the  more  it  is  worth  spending  to  reduce them. If the risks are low enough, it may not be worth spending anything, and  the risks are then regarded as negligible.  This  approach  can  be  interpreted  as  dividing  risks  into  three  tiers  as  is  illustrated  in  Figure A‐ 1.   An upper band where risks are intolerable whatever the benefit the activity may  bring. Risk reduction measures or design changes are considered essential.   A  middle  band  (or  ALARP  region)  where  the  risk  is  considered  to  be  tolerable  only when it has been made ALARP. This requires risk reduction measures to be  implemented  if  they  are  reasonably  practicable,  as  evaluated  by  cost‐benefit  analysis.   A negligible region where the risks are negligible and no risk reduction measures  are needed.  There is some consensus on this three‐band approach, and versions are used by the UK,  Dutch, Swiss and US Santa Barbara criteria.  EcoConServ    86  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.    Figure A­ 1: "ALARP" Framework for Risk Criteria  A1.3 PROPOSED RISK CRITERIA  A1.3.1 INDIVIDUAL RISK  Individual risk is widely defined as the risk of fatality (or serious injury) experienced by  an  individual,  noting  that  the  acceptability  of  individual  risks  should  be  based  on  that  experienced by the most exposed (i.e. ‘worst‐case’) individual.  The most widely‐used criteria for individual risks are the ones proposed by the UK HSE  (Reference 1), noting that these can also be used for projects in Egypt.      These criteria are:  EcoConServ    87  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.   The maximum tolerable individual risk for workers is taken as 10‐3 per year  (i.e. 1 in 1,000 years).   The maximum tolerable individual risk for members of the public is 10‐4 per  year (i.e. 1 in 10,000 years).   The  acceptable  criterion,  for  both  workers and  public,  corresponding  to  the  level below which individual risks can be treated as effectively negligible, is  10‐6 per year (i.e. 1 in 1,000,000 years)   Between  these  criteria  the  risks  are  in  the  ‘ALARP’  or  tolerability  region.  In  this  region  the  risks  are  acceptable  only  if  demonstrated  to  be  As  Low  As  Reasonably Practicable (ALARP).  In terms of the acceptability of individual risks, it should be noted that:   Individual  risks  are  typically  presented  as  contours  that  correspond  to  the  risk  experienced  by  a  person  continuously  present,  outdoors,  at  each  location.   While  people  are  unlikely  to  remain  “continuously  present,  outdoors”  at  a  given point, the individual risk levels used to assess residential developments  are not modified to account for any presence factor or the proportion of time  spent indoors. That is, it should be conservatively assumed that dwellings are  occupied  at  all  times  and  that  domestic  properties  offer  no  real  protection  against  the  potential  hazards.  Hence,  the  individual  risks  contours  can  be  used  directly  with  respect  to  the  public,  while  for  workers  it  is  more  appropriate to consider the most exposed individual (accounting for the time  they spend in different areas, indoors, away from the hazards, etc).   The  individual  risk  criteria  proposed  for  the  public  correspond  to  an  individual  having  a  chance  of  death  or  serious  injury  (due  to  the  hazards  assessed) of between 1 in 10,000 and 1,000,000 years. To put these risks into  context, note that the risk of death in the UK due to road accidents is just over  1 in 10,000 years, while the risk of an individual being struck by lightning is  widely quoted as being 1 in 10,000,000 years.   For  risks  approaching  the  maximum  tolerable  individual  risk  level  for  the  public of 10‐4 per year (1 in 10,000 years) to be considered to be acceptable,  it  should  be  demonstrated  that  all  reasonably  practicable  measures  to  minimize  the  risks  have  been,  or  will  be,  taken.  The  same  applies  for  risks  closer  to  the  acceptable  criterion  of  10‐6  per  year,  but  where  the  degree  of  effort (and expenditure) that would be considered to be practicable would be  less.  It should be emphasized that a variety of individual risk criteria are used worldwide, as  shown by selected examples given in Table A‐ 1, below:  For risks to the public a lower / tolerable criterion of 10‐6 per year is widely accepted.  However,  lower  values  are  adopted  by  some  companies  and  legislators.  For  example,  EcoConServ    88  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  Statoil  have  a  lower  criterion  of  10‐7  per  year  and  where  for  new  facilities  the  Dutch  authorities use 10‐6 per year as the upper / maximum criterion.  It should also be noted that lower criteria are often adopted with respect to vulnerable  populations,  such  that  schools  and  hospitals,  for  example,  should  be  located  such  that  the individual risks are well below 10‐6 per year.  The maximum criterion for the public varies between 10‐3 and 10‐5 per year (or lower in  some  cases  –  as  indicated  above).  The  UK  HSE  value  of  10‐4  per  year  is  maintained  in  this study as a representative maximum. However, it should be emphasized that this is a  maximum  value  and  it  would  be  extremely  rare  for  this  level  to  be  considered  acceptable  for  a  new  facility  /  development.  That  is,  there  is  unlikely  to  be  sufficient  justification that there are no practicable methods of reducing this level of risk. In fact, it  is considered to be best practice to treat 10‐6 per year as the target criterion, while risks  of up to 10‐5 per year would require strong justification and risks above 10‐5 per year  should be avoided with respect to the public.  It should, in any case, be emphasized that risks above 10‐6 per year are acceptable only  if shown to be ALARP.  The  converse  applies  to  some  extent  to  for  risks  to  workers.  Table  A‐  1  shows  that,  although  the  maximum  criterion  does  vary,  the  ALARP  /  tolerable  region  is  generally  between 10‐3 and 10‐6 per year, as per the UK HSE approach. However, for most workers  (particularly those in a power plant) it is accepted that 10‐6 per year risks levels are not  practical  to  achieve  and  the  target  typically  adopted  is  to  achieve  individual  risks  to  workers of between 10‐5 and 5 x 10‐5 per year.  Table A­ 1: Comparison of Selected Individual Risk Criteria for New Plants  Public  Workers  Body / Company  Max  Tolerable  Max  Tolerable  UK / HSE  10‐5  10‐6  10 ‐3  10‐6  Qatar Petroleum  10‐4  10‐6  10‐4  10‐6  ADNOC / KOC  10‐4  10‐6  10‐3  10‐5  BG Corporate  10‐5  ‐  10‐3  10‐6  Chevron  10‐5  10‐6  5 x 10‐4  10‐6    In summary, it is proposed that:   Risks to the public can be considered to be broadly acceptable if below 10‐6  per year, although noting that societal risk factors should also be considered  (including the type of population potentially exposed). Although risks of up to  10‐4  per  year  may  be  considered  acceptable  if  shown  to  be  ALARP,  it  is  recommended  that  10‐5  per  year  is  adopted  for  this  study  as  the  maximum  tolerable criterion.  EcoConServ    89  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.   Risks to workers can be considered to be broadly acceptable if below 10‐5 per  year and where risks of up to 10‐3 per year may be considered acceptable if  ALARP.  A1.3.2 SOCIETAL RISK  A  proposed  criterion  for  Societal  Risk  is  set  out  in  Figure  A‐  2  in  the  form  of  an  F‐N  curve, which gives the cumulative frequency (F) of exceeding a number of fatalities (N).  It  is  important  to  note  that  the  acceptability  of  societal  risks  can  be  subjective  and  depends  on  a  number  of  factors  (such  as  the  benefits  versus  the  risks  that  a  facility  provides).  There  is  not  a  single  established  indicator  in  terms  of  societal  risk.  For  example,  the  UK  HSE  does  not  apply  specific  societal  risk  criteria  in  general,  although  they  are  applied  to  particular  sites  such  as  ports.  Instead,  the  emphasis  is  placed  on  demonstrating that the risks are ALARP, where judgment on the ultimate acceptability  of the risks is determined on a case by case basis.  However, the UK HSE do quote a single point risk criterion which has been interpreted  to  form  a  F‐N  criterion,  as  shown  in  Figure  A‐  2.  The  maximum  tolerable  risk  line  is  based  on  a  standard  1:1  slope  through  the  UK  HSE’s  quoted  intolerable  societal  risk  level of “50 or more fatalities occurring with a frequency of 1 in 5000 years” (N=50 and  F=2 x 10‐4 per year). The minimum (broadly acceptable) risk line is simply assumed to  be two orders of magnitude lower.  This  is  considered  to  provide  a  useful  guidance  on  the  acceptability  of  societal  risk,  although  it  should  be  emphasized  that  the  criteria  are  not  as  widely  accepted  as  individual risk and should be used as guidance only.  EcoConServ    90  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.    Figure A­ 2: An interpretation of UK HSE Societal Risk Criteria (F­N Curve)      EcoConServ    91  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  A2 EMERGENCY RESPONSE PLAN  A2.1 NEED FOR AN EMERGENCY RESPONSE PLAN  Hydrocarbons occupy an important segment of our economy and are also the source of  large benefits to the society. In recent years, there has been a rapid increase in the use  of natural gas in industries and at the domestic front. Use of cleaner fuels has resulted in  increased  use  of  natural  gas  as  fuel  in  electricity  generation  and  transportation.  However,  natural  gas  is  highly  flammable  and  ignition  results  in  flash  fire,  as  well  as  confinement  of  vapors  may  lead  to  explosion.  Thus,  extreme  care  is  essential  while  handling natural gas at all stages of transportation and handling.  The hazardous substances could be the source of potential danger to life, property and  environment, if not stored or handled properly. Some of the major disasters occurred at  Bhopal, Mexico and other parts of the world in the last few decades have made people  all  over  the  world  concerned  about  the  dangers  of  chemical  accidents.  Thus,  it  is  mandatory  for  each  industrial  establishment,  isolated  storage  installations  and  transporters  to  notify  the  persons  working  therein,  the  public  and  the  Government,  regarding  the  details  of  the  chemical  being  used  or  stored  and  the  on‐site  emergency  preparedness in case of any such event. Occurrence of such accidents makes it essential  for  the  Central  and  State  Government  agencies  as  well  as  the  local  authorities  to  be  prepared to help mitigate and assist during such eventualities.   In  order  to  achieve  the  highest  levels  of  safety,  the  Company’s  policy  should  be  to  maintain and continuously improve the capability for a rapid and effective response to  all emergencies, which may affect its operations. In pursuit of this policy, the Company  must recognize that emergencies can occur in spite of rigorous and ongoing preventive  measures. It shall, therefore, prepare and revise an Emergency Management Plan (EMP)  including  emergency  procedures,  establish  an  Emergency  Response  Group  (ERG)  to  implement  them,  train  the  personnel  for  an  emergency,  liaise  with  external  organizations, verify and update emergency procedures etc.  An onsite preparedness plan should indicate details of in‐built safety measures, role of  key  persons  during  such  emergency  situation,  measures  relating  to  declaration  of  emergency, disaster combating procedures, evacuation of non‐essential persons, rescue  of affected persons, information system, mutual aid, post emergency rehabilitation, long  term clean up measures, to keep all concerned abreast of socio‐technical requirements.  If the effects of a chemical hazard are not restricted within the plant boundaries and are  felt  beyond  the  premises,  the  situation  warrants  off‐site  emergency  planning.  In  such  scenarios, the action plan no longer remains in control of the factory management alone,  but also becomes a concern for the general public living outside the commuters in the  affected  zone.  To  control  such  a  situation,  involvement  of  local  and  district  administration and law and order authorities becomes essential. Therefore, the district  EcoConServ    92  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  magistrates  of  each  district  are  given  the  responsibilities  of  preparation  of  off‐site  emergency  plan  for  their  districts  in  command,  based  on  the  data  submitted  by  the  identified hazardous installation in the area in their on‐site emergency plan.  A2.2 OBJECTIVES OF AN EMERGENCY MANAGEMENT PLAN  A major emergency is one, which has the potential to cause serious injury or loss of life.  It  may  cause  extensive  damage  to  property  and  serious  disruption,  both  inside  and  outside a plant. Sometimes, it requires the assistance of outside emergency services to  handle it effectively. Although the emergency may be caused by a number of factors, e.g.  plant failure, human error, earthquake, vehicle crash or sabotage, it normally manifests  itself in three basic forms, viz. Fire, Explosion or Toxic release.  The  purpose  of  this  EMP  is  to  detail  organizational  responsibilities,  actions,  reporting  requirements  and  support  resources  available  to  ensure  effective  and  timely  management  of  emergencies  at,  or  affecting  the  plant’s  operations.  The  overall  objectives of EMP are to:   Ensure  safety  of  people,  protect  the  environment  and  safeguard  commercial  considerations   Immediate response to emergency scene with effective communication network  and organized procedures.   Obtain  early  warning  of  emergency  conditions  so  as  to  prevent  impact  on  personnel, assets and environment;   Safeguard  personnel  to  prevent  injuries  or  loss  of  life  by  protecting  personnel  from the hazard and evacuating personnel from an installation when necessary   Minimize the impact of the event on the installation and the environment, by:  o Minimizing the hazard as far as possible  o Minimizing the potential for escalation  o Containing any release.  This is achieved by:   Describing procedures to deal with emergencies affecting personnel, equipment,  third party contractors, local communities or the environment   Defining the roles and responsibilities of supervisory personnel, (at the plant site  and site‐base office) and Emergency Response Group (ERG) and Crisis Response  Team (CRT) personnel.   Describing the external resources available to the ERG for use in an emergency  and how these resources will be coordinated.  EcoConServ    93  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  A2.3 SCOPE  The  scope  of  this  document  is  to  identify  all  emergency  scenarios,  set  out  the  basic  principles  of  emergency  response  for  each  of  these  scenarios,  and  to  present  the  organization and the arrangements, which are in place for the emergencies.  It is intended to act as an emergency support tool to the standard operating policies of  the  company;  it  is  acknowledged  that  variations  may  be  necessary  subject  to  the  knowledge  of  supervisory  personnel  and  the  particular  circumstances  of  emergency  situations as they unfold.  While  these  procedures  would  be  followed  to  the  greatest  possible  extent  during  an  incident  response,  based  upon  sound  management  and/or  engineering  judgment  and  operational experience variations may be granted by the ERG Leader.  This  manual  will  apply  to  all  emergency  situations  related  to  the  onshore  oil  and  gas  handling  and  transportation  operations  associated  with  the  plant  operation. This  Plan  recognizes that the Incident Controller is authorized to initially control and contains any  and  all  emergency  situations  at  the  identified  field  incident  site.  The  Emergency  Response  Group  Leader  (ERG  Leader)  is  authorized  to  control  all  emergencies  associated with the plant operations.  The results of the Risk Assessment (RA) study were used in the preparation of this EMP.  The  following  hazards  as  applicable  to  the  pipelines  and  power  plant  processing  facilities have been considered in the RA study:   Oil and gas release due to leaks in the pipelines   Leaks  in  the  outlets  of  oil/gas  processing  equipment  like  Separator  and  Compressor   Fire caused by ignition of leaked flammable products   Explosions  caused  by  ignition  of  leaked  flammable  products  in  the  congested  areas.  A2.4 EMERGENCY MANAGEMENT PLAN: KEY ELEMENTS  Following are the key elements of the Emergency Management Plan:   Basis of the plan   Accident prevention procedures/measures   Accident/emergency response planning procedures   Recovery procedure   Onsite & offsite crisis management, communication, contact information etc.  EcoConServ    94  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  A2.4.1 BASIS OF THE PLAN  Identification and assessment of hazards is crucial for on‐site emergency planning and it  is therefore necessary to identify what emergencies could arise during transportation of  the natural gas through pipeline, compression and combustion of gas and combustion of  fuel oil for production of high pressure steam. Hazard analysis or consequence analysis  (in case of catastrophic release of hazardous chemicals) is therefore considered as the  basis of EMP.  Major hazards/accidents are categorized into the following events involving flammable  materials:   Hazards from spread of fire, explosion or release of flammable substances from  the wells   Fire  threatening  items  of  pipeline/equipment  section  containing  hazardous  /  flammable substances   Hazards from high levels of thermal radiation for limited duration   External interference  such  as  excavation  resulting in  blow  out  of  wells  or  large  holes  or  ruptures  of  the  pipeline.  Ignition  of  the  released  gas/vapor  from  pipe  rupture can cause heat radiation at some distance from the pipeline   At  valve  stations,  gas/vapor  release  due  to  failure  of  small‐bore  over‐ground  pipe work is a credible event. Gas/vapor fires, on ignition of releases, can occur   Controlled releases of gas through vents also occur at the valve stations during  pipeline  depressurization  and  pigging  operations.  If  such  operations  are  not  properly carried out, accidents can occur   Risk  mitigation  measures  based  on  consequence  analysis  also  form  an  integral  part of an organized Disaster Management Plan  A2.4.2 ACCIDENTS PREVENTION PROCEDURES/MEASURES  A2.4.2.1 General  The American Society of Mechanical Engineers first published the ASME B31.8 code in  the  US in 1935.  It  was  adopted  by  the  Government's  Department  of  Transportation  in  the United States as the minimum Federal Standard (192) for Gas Transportation Safety.  ASME B31.8 explicitly requires that each operating company having gas transmission or  distribution facilities within the scope of ASME B31.8 shall:   Have  a  written  plan  covering  operating  and  maintenance  procedures  in  accordance with the scope of code   Have a written emergency plan covering facility failure or other emergencies  EcoConServ    95  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.   Operate and maintain its facilities in accordance with these plans   Modify the plans from time to time as experience dictates and as exposure of the  public to the facilities and changes in operating conditions require   Provide training to employees in the procedures established for their operating  and  maintenance  functions.  The  training  shall  be  comprehensive  and  shall  be  designed to prepare employees for service in their area of responsibility   Keep records to administer the plans and training properly  A2.4.2.2 Operation & Maintenance  The oil and gas handling system will be fit for purpose after testing and commissioning.  The  power  industry  experiences  throughout  the  world  have  shown  that  the  main  physical dangers a pipeline faces during operation are mechanical damages caused by  excavation works adjacent to them and corrosion resulting from breaks in the coating  system, which leave the pipe wall steel exposed.  To guard the pipeline against damage, a system of regular surveillance and inspection to  warn of mechanical or corrosion damage is employed.  Repairs will have to be made to any mechanical and corrosion damage on the pipeline,  which the inspection program discovers.   Following are the main factors, which determine whether the pipeline will stay free of  significant defects:   Changes in the pipeline environment   Adequate pipeline markers   The effectiveness of the pipeline's corrosion protection   The pipeline’s protection against external interference such as caused by nearby  excavations   The  influence  of  ground  movement  from  natural  or  man‐made  causes  such  as  settlement geological faults, washouts or mining  Preservation of pipeline integrity in accordance with ASME B31.8 during modification,  maintenance and repairs  A2.4.2.3 Protecting the Pipeline from External Interference  The pipelines should be laid 100 meters away from the inhabited area. In the event of  pipeline incident, it may affect the population living in proximity to the pipeline and the  environment.  An  action  plan  is  needed  to  handle  any  emergency  smoothly  with  minimum effect on lives and property.  EcoConServ    96  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  It  is  essential  to  protect  the  pipelines  from  being  struck  or  damaged  by  third  parties.  The primary defense against this occurrence will be:   Liaisons  with  third  parties  likely  to  excavate  near  the  pipelines.  The  company  shall identify, then make them aware of the well and the gas and oil pipelines and  gather advance notifications of their activities   Regular patrolling of the pipeline routes to monitor third party activities on the  ground. The patrolman should be instructed to report on the following activities  taking place in the vicinity of the wells and pipelines:  o Ground movement  o Removal of surface soil, tipping or stacking of materials etc  o ‐Any building or civil engineering works  o  Any other activity which may affect pipelines or any other equipment  A2.4.2.4 Protecting the Pipeline against Corrosion  To prevent the buried steel pipeline from corroding over time, it should be coated with  an  electrically  insulating  coating  such  as  Polyethylene  or  epoxy.  The  insulating  properties  of  the  coating  prevent  flow  of  the  very  small,  naturally  occurring  electric  currents between the pipe and the soil, which cause corrosion of the steel.  Sacrificial anodes may be placed. This applied current counteracts the induced current  flow and will prevent the corrosion of the steel pipe where the coating is damaged or  defective.  The  operation  of  the  corrosion  prevention  system  will  be  periodically  monitored to ensure its effectiveness.  Regular  monitoring  of  the  cathodic  protection  system  ensures  that  it  is  functioning  correctly through the life of the pipeline. Cathodic protection (CP) is a well‐established  corrosion control process.  There  are  several  techniques,  which  can  be  used  to  determine  the  condition  of  the  pipeline coating from the ground surface above the pipeline.  A2.4.3 EMERGENCY REPORTING   When witnessing or receiving notification of an emergency, as much information  as  possible  should  be  taken  and/or  conveyed  to  the  relevant  emergency  activation authority. Where possible, all information should be logged in written  form with time and date included and provided to the Incident Controller.   Personnel  working  on  the  field  may,  at  any  time,  be  exposed  to  an  emergency,  which could take many forms, for example (but not limited to):  o Injuries and/or fatalities  EcoConServ    97  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  o Exposures  o Aggressive releases  o Fires and/or explosions  o Equipment hazards  o Impacts  o Extreme weather  o Adverse environments   When  an  emergency  occurs,  an  appropriate  and  prompt  response  is  required,  providing precise action to control, correct and return the site to a safe condition.  Timely action is also required to protect people, the environment and property  from harm.   Reporting Forms for actions to be considered, when witnessing an emergency or  receiving a report of an emergency.  A2.4.4 WITHIN THE FIELD  All near misses and unsafe acts will be written in logbooks / reported in the ‘Near miss,  unsafe acts, hazards and sub‐standard conditions report’ and verbally communicated to  the  concerned  Supervisor  /  Superintendent  /  Installation  Manager  at  an  appropriate  opportunity. All accidents and incidents will be immediately reported to the Installation  Manager (Incident Controller), and appropriate forms completed.  A2.4.5 FIELD TO EMERGENCY CONTROL CENTER  All  accidents  and  incidents  occurring  within  the  Field  facilities  will  be  reported  to  the  Production  Manager  and  Asset  HSE  Manager as  per  the  company’s  Incident  Reporting  and Investigation Procedure. This includes both situations where there is actual damage  to health or equipment and also where there has been a threat of danger or a near miss.  A2.4.6 INCIDENT REPORT   One report form covers all accidents / incidents   Incident  report  should  be  submitted  regardless  of  the  severity  of  the  injury,  or  whether the injured party is a Cairn employee or a contractor   Form should be completed and faxed to the Asset HSE Manager and Production  Manager for review and distribution.   All  incident  reports  are  to  be  followed  up  with  the  company’s  investigation  report as per the procedure.  EcoConServ    98  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  A2.4.7 INCIDENT SITUATION REPORT FORM (SITREP)  To  be  completed  and  endorsed  by  the  site  Incident  Controller  and  faxed  to  the  Emergency  Response  Group  (ERG)  at  the  commencement  of  any  significant  incident.  The  ERG  may  also  fax  copies  of  the  SITREP  to  the  CRT  Leader  as  appropriate.  The  SITREP is continually used to further update the ERG on incident activity.  A2.4.8 MEDICAL EVACUATION REPORT   Completed  by  the  Site  Doctor  to  accompany  any  person  being  moved  due  to  medical evacuation.   Purpose  is  to  provide  full  information  on  the  patient’s  condition  to  the  destination hospital.  A2.4.9 INTERNAL DISTRIBUTION  The Asset HSE Manager will distribute copies of reports to all Senior Managers. In the  event  of  a  major  incident,  distribution  of  various  reports  (i.e.  Incident  SITREP  /  Medevac etc.) will be authorized by the ERG Leader.  A2.4.10 NOTIFICATION TO AUTHORITIES  The  ERG  Leader  is  responsible  to  ensure  that  the  respective  agencies  are  informed  of  any serious incident such as damage to equipment, environment or to people.  A2.5 EMERGENCY RESPONSE STRATEGIES  A2.5.1 INTRODUCTION  Whenever  there  is  an  emergency,  the  managers/response  team  is  required  to  swing  into action without losing time. Time is the essence of the immediate relief and rescue  operations  to  save  human  life,  to  mitigate  the  impact  on  the  environment  and  to  safeguard  commercial  consideration.  The  same  is  true  while  dealing  with  any  emergency during the proposed production operations in the plant.  This EMP has been prepared keeping in mind the above fact and it is conceptually based  on the Trigger Mechanism.  The Trigger Mechanism envisages that on receiving signals of a disaster happening or  likely  to  happen,  all  activities  required  for  the  mitigation  process  are  energised  and  activated  simultaneously  without  loss  of  any  time.  The  primary  objective  of  this  mechanism  is  to  undertake  immediate  rescue  and  relief  operations  and  stabilize  the  mitigation process as quickly as possible.  The main parameters of such a response plan include:   Signal/Warning Mechanism   Activities and their Levels   Sub‐Activities  EcoConServ    99  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.   Command and Control Structure   Individual  roles  and  responsibilities  of  each  specified  authority  to  achieve  the  activation as per response time   Response teams for each specified authority   Emergency procedures   Alternate plans & contingency measures.  A2.5.2 ALERT PHASE  It  will  be  the  duty  of  all  site  personnel  at  the  site  to  remain  alert  at  all  times  for  hazardous situations that have the potential to escalate into an emergency incident. All  the members of the ERG and CRT will be on a standby and will be activated as required.  All members of the response will be familiar with the company’s Disaster Management  Plan.  Emergencies on site can be initiated in a number of ways depending upon the severity  of the incident by the site fire alarm siren which any personnel in the field can activate.  The  site  siren  will  sound  in  an  intermittent mode.  Also,  the  individual  fire  alarms  will  sound in the area of the incident.  This procedure initiates the Site Fire and Rescue Department and Site Security into their  standard  procedures  and  the  Site  Fire  and  Rescue  Department  to  attend  the  incident.  This has the advantage of permitting the earliest possible action to be taken to control  the immediate situation, which may avoid the development of a major emergency.  The Incident Controller will attend the scene of the incident and the ERG Leader will be  notified.  Depending  upon  the  severity  of  the  emergency,  the  ERG  Leader  will  activate  the ERG and notify the CRT Leader as appropriate. Only if it’s a major disaster, the CRT  will be activated. The Incident Controller will assess the situation from the edge of the  incident  scene  to  reduce  the  probability  of  personal  injury.  The  Emergency  Support  Team members will be on standby ready to go to the Emergency Control Center.  Evacuation of employees to the nearest assembly point or refuge may be required, if not  hindered by fire.  A2.5.3 DECLARATION OF EMERGENCY  To  enable  the  appropriate  level  of  response  to  be  implemented,  emergency  incidents  are to be categorized according to three levels as follows:  Tier 1   The  incident  can  be  effectively  and  safely  managed,  and  contained  within  the  facility by operations staff  EcoConServ    100  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.   The incident has no effect outside the site.   There  is  unlikely  to  be  serious  danger  to  life,  the  environment  or  to  company  assets or reputation.  Tier 2   The  incident  cannot  be  effectively  and  safely  managed  and  contained  at  the  installation or facility by operational staff and some form of additional assistance  is required   The incident may be “on site”, have some effect beyond the “site” and an external  emergency services will be involved   There is likely to be danger to life, to the environment or to company assets or  reputation.  Tier 3   The  incident  has  ESCALATED  to  a  level  where  it  begins, or  has  the potential  to  begin, to adversely affect the Company, its Joint Venture Partners, or the public  on a broad front   The incident will have technical, press, public affairs and personnel implications,  which require immediate assistance   There will be one or combination of the following:  o Death and/or serious injury  o Potential for significant pollution or environment damage  o Substantial damage or property  Emergencies  will  initially  be  under  the  control  of  the  Incident  Controller  whose  main  tasks are to locate the source and nature of the incident, to inform the ERG Leader, and  activate the Site Security and Emergency Services.  During  normal  working  hours  the  Incident  Controller  will  keep  the  ERG  Leader  informed  and  jointly  decide  whether  it’s  a  Tier  1,  Tier  2  or  Tier  3  emergency.  For  a  major  emergency  appropriate  Emergency  Control  Centers  will  be  set  up,  the  site  Emergency Support Team summoned and the ERG and CRT activated as required.  A2.5.4 EMERGENCY ALARM (SIREN)  Personnel on site will know that a Major Emergency has been declared, if the site fire  alarm siren and all local fire alarm systems are activated. The Emergency Siren Modes  will be operated as per internationally accepted alarm codes.  EcoConServ    101  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  A2.5.5 PREPARATION FOR EMERGENCIES  A2.5.5.1 Command by Competent Persons  Effective  command  and  control  starts  with  a  clear  definition  of  the  overall  command  and  control  structure,  and  description  of  the  duties  of  key  personnel  with  specific  responsibilities for emergency response.  A2.5.5.2 Number of Persons for Emergency Duties  The  command/control  of  emergencies  must  identify  the  minimum  number  of  persons  required to provide an adequate response to emergencies. This includes having staffed  trained  and  competent  to  fulfill  the  roles  of  other  members  of  staff  if  they  are  not  available.  A2.5.5.3 List of Persons for Emergency Duties  A list of the staff in the field having emergency duties is displayed in the Control Room.  It is the responsibility of the Incident Controller to ensure that these lists are kept up to  date.  A2.5.5.4 Control of Emergencies  The  major systems for  controlling  emergencies  and  preventing  escalation  are detailed  in  this  EMP,  which  gives  the  emergency  procedures  to  be  followed  in  case  of  an  impending  /  occurring  disaster.  It  should  be  noted  that  during  any  emergency  during  the  production  operation,  this  document  would  be  referred.  This  would  result  in  the  most  efficient  emergency  response  strategy  to  combat  the  impending/occurring  disaster.  A2.5.5.5 Assembly Procedures  When personnel arrive on site, they are assigned to an assembly station.  Assembly Areas   Non‐essential personnel assemble within the accommodation   Fire Team at the Alert Team Station   Emergency Response Team in the office of Incident Controller.  Lists  Assembly lists should be kept up to date and are produced by a senior person. Copies  are displayed at each Assembly Station.  Accounting for Personnel  The  person  in  charge  at  each  Assembly  Station  checks  the  personnel  according  to  the  assembly  list  and  relays  the  information  to  the  site  HSE  Support  and  the  Incident  Controller.  The  HSE  Support  person  conducts  the  final  headcount  and  notifies  the  Incident Controller of the results and discrepancies if any.  EcoConServ    102  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  Co‐ordination  The  Senior  person  in  the  Control  Room  is  charged  with  co‐ordinating  the  information/response measures from the various Assembly Stations and ensuring that  all  personnel  are  accounted  for.  He  must  refer  to  the  HSE  Support  or  the  Incident  Controller if any personnel are not accounted for or if there are impediments to carry  out the response strategy.  A2.5.6 POST EMERGENCY  The post emergency phase is an important event in the long‐term emergency response  strategy for CEIL.  It is absolutely necessary for the Emergency Response Team (ERT) members (IRT, ERG  and CRT) to review the ERP and the incident response events and provide their inputs  for  response  improvements  or  ERP  updates.  All  personnel  involved  in  the  emergency  response actions during an incident will be debriefed by their superior officer.  It  will  be  the  responsibility  of  the  designated  ERT  members  to  prepare  a  complete  incident  report  collating  incident  reports/logs  from  the  respondents  and  forward  the  same  to  higher  authorities  as  appropriate  or  send  notifications  to  the  Government  authorities as the case may be. It will be the responsibility of the ERG leader to develop  a post emergency action plan with the assistance of Incident Controller.  A2.6 EMERGENCY RESPONSE ORGANIZATION  A2.6.1 INCIDENT RESPONSE  The Incident Controller (IC) is responsible for coordinating the on‐site tactical response  to  any  emergencies  arising  out  of  the  operations  in  the  facility  and  will  activate  and  direct  emergency  response  personnel  as  appropriate  to  the  emergency.  The  Incident  Controller will notify and correspond with the ERG Leader.  If required, the following personnel or teams are available to be activated at the site:   Incident Controller   HSE Support   Site Medical Center   Site Contractor Mgt. (as appropriate)   Fire Team Leader   Technical Support   Control Room   Scribe  EcoConServ    103  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  A2.6.2 EMERGENCY RESPONSE GROUP  The  Emergency  Response  Group  (ERG)  is  responsible  for  coordinating  the  strategic  response relative to any Tier 2 emergency arising out of the production activities in the  facility. The ERG is activated and directed by the ERG Leader, and will assemble in the  Emergency Coordination Center (ECC).  If  additional  support  is  required  for  the  response,  the  following  personnel  should  be  mobilized as required:   Operation & Technical Coordinator   QHSE Coordinator   Human Resources & Services Coordinator   Public Affairs Coordinator   Logistics Coordinator   Recorder   Security Coordinator   Reception Coordinator   Telecommunication Coordinator  A2.6.3 CRISIS RESPONSE TEAM  The  Crisis  Response  Team  (CRT)  is  responsible  for  coordinating  the  overall  strategic  response to any Tier 3 emergency arising out of any activity in the country. The CRT is  activated and directed by the Crisis Response Team Leader (CRT Leader).  The CRT will initially assemble in the designated Emergency Management Center (EMC)  and will be directed by the CRT Leader, or alternate.  If an incident requires additional support, the following personnel should be mobilized:   Finance and Commercial Coordinator   Operations / Technical Coordinator   Risk, Health, Safety and Environment Coordinator   Public Affairs Coordinator   Human Resources and Services Coordinator   Legal and Joint Venture Partner Coordinator   Recorder  EcoConServ    104  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  A2.6.4 INCIDENT SITE ROLES AND RESPONSIBILITIES  The  roles  and  responsibilities  of  the  members  of  the  Incident  Response  Team  are  outlined below:  A2.6.4.1 HSE Engineer  Pre­emergency  Maintain  familiarization  with  Field  Emergency  Response  Plan,  key  respondents  and  appropriate emergency notification requirements.  During Emergency   Liaise with Incident Controller for incident briefing and likely requirements   Assist Incident Controller in co‐ordination of emergency response personnel as  appropriate   Liaise with the site doctor for emergency medical/first aid as appropriate   Coordinate support in areas of administration and information gathering   Brief  personnel  regarding  likely  incident  needs  and  safe  working  practices,  monitor them for signs of trauma, fatigue and stress   Continually  refer  to  ERP  procedures,  role  checklists  and  OSCP,  use  Emergency  Response Log   Filter flow of information and keep Incident Controller informed of situation   Prepare/maintain supporting information flow between Incident Controller and  ERG Leader  For Evacuation   Ensure  headcount  of  personnel  at  Fire  station  Muster  Point  and  Main  Gate  (including Fire Teams) etc   Ensure third party contractors, security personnel, transport drivers and cartage  contractors are included in all headcount   Check  headcount  results;  notify  Incident  Controller  of  results  and  any  discrepancies   Follow Evacuation procedure  For HSE Incident   Notify  ERG  HSE  Coordinator  of  any  likely  HSE  effects  of  incident  on  nearby  environments and/or communities  EcoConServ    105  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.   Liaise with ERG HSE Coordinator for incident updates and likely requirements   Consider need for relief of personnel in your charge   Consider relief/support for your role; prepare hand‐over reports and plans   As time permits, maintain log of events for collection at end of incident; provide  to Incident Controller  Post­ Emergency   Debrief personnel in your charge before releasing them from duty   Review  incident  response  events;  provide  recommendations  for  response  improvements or ERP updates   At  the  conclusion  of  any  incident/emergency,  prepare  a  complete  incident  report; provide to Incident Controller  Primary Role: To provide and coordinate support to responses designed to mitigate the  impact of the incident and ensure efficient information flow between site and ERG.  A2.6.4.2 Sr. Administration Officer  Pre­emergency   Maintain  familiarization  with  Field  Emergency  Response  Plan,  key respondents  and appropriate emergency notification requirements   Establish/maintain “goodwill” contact with all relevant community groups, their  key contact persons and any relevant groups  Emergency Actions   Liaise with HSE Engineer for incident briefing and likely requirements; maintain  liaison   Continually  refer  to  ERP  procedures  and  role  checklists;  use  Emergency  Response Log   Brief personnel in your charge regarding likely incident needs and safe working  practices, monitor them for signs of trauma, fatigue and stress   Prepare an initial community impact assessment; provide to HSE Engineer   Ensure  community  near  incident  site  (residents,  farmers  etc.)  are  advised  and  regularly updated of incident status and any likely impact if applicable   Assess  requirement  for  post  trauma  counseling  for  affected  site/community  members  EcoConServ    106  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.   Ensure  Incident  Controller  is  kept  updated  through  HSE  Engineer  with  all  community liaison and media issues; maintain liaison as appropriate  For  Remote  Spokesperson  Role  (This  role  needs  to  be  carried  out  only  on  confirmation with ERG Leader and Incident Controller).   Liaise  with  Company  Public  Affairs  Coordinator  for  media  strategy  and  likely  requirements   Consult with ERG leader for most current incident information   Review media conference material with ERG PA and Public Affairs Coordinator   Rehearse with Public Affairs Coordinator before media conference / interview /  release   Ensure  visual  conference  aid  material  (charts,  maps,  plans  etc.)  and  relevant  technical support personnel are available   Assess effectiveness of each media conference with Public Affairs Coordinator   Regular  updating  of  ERG  PA  and  Public  Affairs  Coordinator  of  all  key  media  events   Consider meeting with relevant community leaders/groups   Consider need for relief of personnel   Prepare hand‐over reports and plans   Maintain  log  of  events  for  collection  at  end  of  incident;  provide  to  Incident  Controller  Post­emergency   Debrief personnel in your charge before releasing them from duty   Review  incident  response  events;  provide  recommendations  for  response  improvements or ERP updates   At  the  conclusion  of  any  incident/emergency,  prepare  a  complete  incident  report; provide to Incident Controller  Primary Role: To provide a link between the company and immediate community and to  effectively assess the impact and implement appropriate responses and actions; to act  as Remote Spokesperson, if asked to act in this role.  A2.6.4.3 PIC­onshore  Pre­emergency  EcoConServ    107  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  Maintain  familiarization  with  Field  Emergency  Response  Plan,  key  respondents  and  appropriate emergency notification requirements  Emergency Actions   PIC  ‐  Onshore  is  the  company’s  representative  assuming  control  and  liaison  activities at an actual incident site (this role may be assumed by first person on  the scene and then assumed by a more appropriate or senior Company person as  an incident escalates)   If not the first person at the scene, obtain all relevant incident information from  person who raised the alarm or who initially assumed the role of PIC ‐ Onshore   Make early contact and maintain liaison with the Production Superintendent as  emergency requires   Evaluate  and  initiate  immediate  action  to  mitigate  the  effect  of  the  emergency  and request any additional resources likely to be required   Assess  the  likely  impact  of  incident  to  simultaneous  operations,  the  local  community or the environment   Continually  update  Production  Superintendent  with  ongoing  incident  response  activities and requirements   Advice  Production  Superintendent  of  any  processes  or  systems  that  are  threatened should be diverted or that should be closed etc.   Brief  personnel  in  your  charge  and  constantly  monitor  them  for  safe  working  practices, stress, fatigue or trauma  For Fire and / or Explosion   Immediately confirm location, extent and type of fire   Confirm all personnel in the immediate area   Assess  likely  cause  of  fire/explosion  and  undertake  corrective  action/damage  control measures   Provide incident information to Fire Chief   Guide fire teams to incident site by safest route as required   Monitor  events;  determine  need  for  evacuation  of  personnel  /  equipment  if  situation warrants   Consider need for relief of personnel in your charge  EcoConServ    108  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.   Consider relief/support for your role; prepare hand‐over reports and plans   As time permits, maintain log of events for collection at end of incident; provide  to Incident Controller  Post­emergency   Debrief personnel in your charge before releasing them from duty   Review  incident  response  events;  provide  recommendations  for  response  improvements or ERP updates   At  the  conclusion  of  any  incident/emergency,  prepare  a  complete  incident  report; provide to Incident Controller  A2.6.4.4 Site Doctor  Pre­emergency  Maintain  familiarization  with  Field  Emergency  Response  Plan,  key  respondents  and  appropriate emergency notification requirements.  Emergency Actions   Liaise with HSE Engineer for likely medical needs and requirements   Consider the need to mobilize Medical Response Team (Trained First Aides)   Prepare appropriate Medical Report to be sent along with patient   Liaise with concerned hospitals for necessary treatment (follow up)   Provide appropriate medical advice to the concerned  Post­emergency   Review  incident  response  events;  provide  recommendations  for  response  improvements or ERP updates   At  the  conclusion  of  any  incident/emergency,  prepare  a  complete  incident  report; provide to Incident Controller   Follow‐up  periodically  on  the  recovery  of  the  patient/medical  treatment  rendered  A2.6.4.5 Fire Chief  Pre­emergency   Maintain  familiarization  with  Field  Emergency  Response  Plan,  key respondents  and appropriate emergency notification requirements  EcoConServ    109  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.   Establish / maintain “goodwill” contact with all relevant local response agencies,  their key personnel and the respective notification/call‐out requirements  Emergency Actions   Liaise  with  Maintenance  Superintendent  for  incident  briefing  and  likely  requirements, confirm nature, extent and location of emergency; maintain liaison   Organize Fire Team from available, trained personnel assembled at muster point;  ensure  HSE  Engineer  receives  list  of  Emergency  Response  Team  member’s  names (for headcount purposes)   Proceed  to  incident  site;  develop  and  implement  response  strategy  with  Maintenance Superintendent and PIC‐Onshore   Continually  assess  situation  and  requirements  for  fire  fighting  materials  and  equipment   Under  direction  of  Maintenance  Superintendent,  conduct  SAR  if  required,  for  missing personnel   If incident (e.g. fire) is assessed as uncontrollable, inform Incident Controller and  move back to Fire station muster point; liase with Incident Controller and await  instructions  Post­emergency   Debrief personnel in your charge before releasing them from duty   Review  incident  response  events;  provide  recommendations  for  response  improvements or ERP updates   At  the  conclusion  of  any  incident/emergency,  prepare  a  complete  incident  report; provide to Incident Controller  A2.6.4.6 Production Superintendent  Pre­emergency   Maintain  familiarization  with  Emergency  Response  Plan,  key  respondents  and  appropriate emergency notification requirements   Establish resource database of all relevant technical organizations, who are likely  to be required for site incidents   Maintain  familiarization  with  the  technical  organizations  key  personnel  and  respective notification/call‐out requirements  Emergency Actions  EcoConServ    110  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.   When  activated,  liase  with  Incident  Controller  for  incident  briefing  and  likely  requirements, maintain liaison   Continually  refer  to  ERP  procedures  and  role  checklists;  use  Emergency  Response Log   Brief  personnel  regarding  likely  incident  needs  and  safe  working  practices,  monitor them for signs of trauma, fatigue and stress   Assume responsibility for gathering technical information required for response  strategies  and  technical  assessment  of  incident;  source  engineering  drawings,  plans etc. as required   Constantly monitor effectiveness of technical response strategy   With  ERG,  consider  forward  planning  issues;  be  pro‐active  in  considering  technical data needs etc.   Arrange for safety induction of technical support contractors as appropriate   Support ERG regarding technical issues that may be required by PA   Consider need for relief of personnel   Continually monitor/adapt requirement plans to suit escalation  or reduction of  incident needs  Post­emergency   Review  incident  response  events;  provide  recommendations  for  response  improvements or ERP updates   At  the  conclusion  of  any  incident/emergency,  prepare  a  complete  incident  report; provide to Incident Controller  A2.6.4.7 Maintenance Superintendent  Pre­emergency   Maintain  familiarization  with  Field  Emergency  Response  Plan,  key respondents  and appropriate emergency notification requirements   Establish resource database of all relevant technical organizations, who are likely  to be required for site incidents   Maintain  familiarization  with  the  technical  organizations  key  personnel  and  respective notification/call‐out requirements  Emergency Actions  EcoConServ    111  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.   Coordinate with Fire Chief to direct Emergency Response Team   When  activated,  liaise  with  Incident  Controller  for  incident  briefing  and  likely  requirements; maintain liaison   Liaise  with  Electrical/Mechanical/Instrumentation  in  charges  and  instruct  appropriate actions relevant to their functions   Coordinate through the company’s project engineer for handling controls related  emergency   Continually  refer  to  ERP  procedures  and  role  checklists;  use  Emergency  Response Log   Brief  personnel  regarding  likely  incident  needs  and  safe  working  practices,  monitor them for signs of trauma, fatigue and stress   Consider need for relief of personnel  Post­emergency   Review  incident  response  events;  provide  recommendations  for  response  improvements or ERP updates   At  the  conclusion  of  any  incident/emergency,  prepare  a  complete  incident  report; provide to Incident Controller  Primary  Role:  To  organize,  direct  &  guide  Emergency  Response  Team  including  site  doctor for initial incident response & liaise concerned department in charge for suitable  emergency response.  A2.6.4.8 Scribe  Pre­emergency  Maintain  familiarization  with  Field  Emergency  Response  Plan,  key  respondents  and  appropriate emergency notification requirements  Emergency Actions   Liaise with Incident Controller for incident briefing and likely requirements   Ensure  that  site  Incident  Control  Center  (ICC)  is  set‐up  and  all  appropriate  emergency  procedures,  site  plans  etc.  are  available;  have  copies  of  the  Contact  Directory available and displayed   Check  that  ICC  communications  equipment  is  working;  verify  with  Site  Radio  Operator  that  all  Radio  Room  communications  systems  are  functioning  and  available  EcoConServ    112  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.   Make early contact with ERG leader, maintain liaison as/when required   Continually  refer  to  ERP  procedures  and  role  checklists;  use  Emergency  Response Log   Coordinate display of known information on ICC wall charts   Set up incident filing system   Obtain copy of results of head counts from Incident Controller   Maintain  accurate  master  chronological  log  of  activities  and  circumstances,  record  and  file  all  information  received  from  incident  locations  into  incident  filing system   Ensure the incident information board(s) is accurate and kept updated   Coordinate support in areas of administration and information gathering   Filter flow of information and keep Incident Controller informed of any situation  changes   Forward completed incident SITREP, validated by Incident Controller, to ERG   Prepare and maintain supporting information flow between Incident Controller  and ERG Leader   Consider relief/support for your role; prepare hand‐over reports and plans  Post­emergency   Review  incident  response,  including  any  logs  of  events  collected;  provide  recommendations for response improvements or ERP updates   At the conclusion of any incident, prepare a complete incident report; provide to  Incident Controller  A2.6.4.9 Person Taking Calls  Emergency Actions   Ensure all calls are taken away from site Incident Control Center   For emergency calls, put the caller through to Incident Controller (or Alternate)  or take a message for a return call   If relatives call, refer them to the Incident Controller until a “Relatives Response”  dedicated number is established  EcoConServ    113  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.   If level of incoming calls becomes too great, contact HSE Engineer for additional  resources   Consider relief for your position for an extended incident response   As time permits, maintain log of events for collection at end of incident; provide  to Incident Controller  Post­emergency   Pass “return call” requests to relevant persons for action   Contribute to incident debrief   Review  incident  response  events;  provide  recommendations  for  response  improvements or ERP updates   At  the  conclusion  of  any  incident/emergency,  prepare  a  complete  incident  report; provide to Incident Controller  Primary Role: To filter incoming telephone calls, ensuring Incident Controller receives  only relevant emergency calls while ensuring all other calls are handled appropriately.  A2.6.4.10 Control Room Operator  Pre­emergency  Maintain  familiarization  with  Field  Emergency  Response  Plan,  Key  respondents  and  appropriate emergency notification requirements.  Emergency Actions   Identify the caller and confirm the emergency.   Get a description of exactly what has happened, confirm details such as   When, where, nearest location etc., as appropriate.   What risks continue to exist   What action has been initiated   Ascertain whether any medical assistance is required at the accident scene.   Activate the Emergency Siren   Notify Production Superintendent   Start the main firewater pump immediately on remote if required   Verify the incident details, escalation potential and actions already initiated  EcoConServ    114  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.   Act according to the instructions from Production Superintendent   Log all the events and actions.   Consider relief / support for your role if required   Prepare hand‐over /status report if required.  A2.7 EMERGENCY RESPONSE ACTION  A2.7.1 EMERGENCY RESPONSE CENTERS  A2.7.1.1  Incident Control Center (ICC)  The  Incident  Controller  would  set  up  the  incident  control  center.  It  is  suggested  that  best location for incident control center is the main control room. There will be radio,  telephone or messenger contact with the Emergency Control Center.  The incident area will be taped off and warning notices posted. The in‐house Fire Team  will  cordon  off  the  incident  area  (Inner  Cordon).  Route  markings  from  Emergency  Control Center to the incident to aid the emergency services will be arranged.  A2.7.1.2 Emergency Control Center (ECC)  The Emergency Control Center is to be set up at the oil and gas processing facility. The  center is equipped to receive and transmit information and directions from and to the  Incident  Controller  as  well  from  outside.  ECC  shall  contain  equipment  for  logging  the  development of the incident to assist the controllers to determine any necessary action.  The Emergency Control Center should contain:  a) Adequate number of external telephones. At least one will be ex‐directory or  capable  of  use  for  outgoing  calls  only.  This  will  avoid  the  telephone  switchboard  being  overloaded  with  calls  from  anxious  relatives,  the  press  etc.;  b) Adequate number of internal telephones;  c) Radio equipment;  d) Plans of the works to show:  i. Areas  where  there  are  large  inventories  of  hazardous  materials,  including oil storage  ii. Sources of safety equipment  iii. The fire‐water system and additional sources of water  iv. Stocks of other fire extinguishing materials  v. Assembly points, casualty treatment centers  EcoConServ    115  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  vi. Location of the works in relation to the surrounding community and  vii. Lorry parks  viii. Additional  plans  which  may  be  marked  up  during  the  emergency  to  show:  ix. Areas affected or endangered;  x. Deployment of emergency vehicles and personnel;  xi. Areas where particular problems arise;  xii. Area evacuated; and  xiii. Other relevant information.  e) MSDS sheets for the various hazardous materials used on‐site  f) Note‐pads,  pens,  pencils  to  record  all  messages  received  and  sent  by  whatever means;  g) Nominal roll of employees or access to this information;  h) List of key personnel, addresses and telephone numbers.  Emergency  Control Center  is  located,  designed  and equipped  to  remain  operational in  an emergency.  A2.8 ACCIDENT / EMERGENCY RESPONSE PROCEDURES  In order to deal with an emergency, a complete emergency procedure document will be  prepared  which  identifies  the  key  personnel  involved  with  their  specific  duties  and  responsibilities.  This emergency plan will include all requirements for dealing with such a situation, so  that all the equipments and personnel can be mobilized in the shortest possible time.  Basic Features  In the development of emergency procedures, following factors should be kept in view :   Identification of situations i.e. what can happen and how it can happen   Identification of problem/ priority areas i.e. where it can happen   Identification of individuals i.e. who is to take action   Duties of individuals.   System or equipment to be used and when to use it.  EcoConServ    116  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.   Procedures for operating the system or equipment  Basic Actions  The basic actions required to handle any emergency are as follows:   Operation of emergency shut down systems   Maintenance of telephonic communication   Persons to be nominated for evacuation   Effective  internal  communication  by  public  address  system  and  walkie‐talkie  sets  The  organizational  chart  identifying  personnel  who  are  to  coordinate  an  emergency  with assigned responsibilities and specific functions, is to be formulated for the Facility  in an integrated manner. Communication links will be established with local authorities  such  as  factory/section  inspector,  police  station,  fire  brigade,  hospital  etc.,  State  and  Central  authorities  to  meet  the  challenges  of  emergencies  and  ensure  reliability  of  functioning of the communication system. Adequacy and efficiency of fire fighting and  fire  detection  equipment,  personal  protective  measures,  medical  services,  safety  and  emergency training will be ensured.  The purpose of this section is to provide “all Hazards” emergency response procedures  to  previously  identified  hazards  and  threats  to  the  plant’s  areas  of  operation  and  activities.  A2.8.1 FIRE / EXPLOSION (GENERAL)  The following actions would be taken in case of the above emergency:   Person first on the scene   Rescue any personnel in danger (do not endanger yourself)   Raise Alarm and evacuate the work area.   Contain fire, close doors/windows to contain the fire   Extinguish fire only if it is safe and you are trained to do so  General   If  fire  is small  and  respondent is trained  to do  so,  use nearest  fire  extinguisher  and attempt to fight the fire/extinguish the source while calling for assistance   If  fire  escalates  or  is  bigger  than  first  anticipated,  immediately  raise  the  alarm  ensuring all contractor and company’s personnel are informed  EcoConServ    117  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.   Mobilize Fire Team if available   Ensure the safety of all personnel when responding to the incident   Request assistance from emergency services if available   Confirm location, extent and type of fire/explosion and where possible eliminate  the source   Shut down and isolate electrical supply to affected area if safe to do so   Consider suspension of operations and take actions to secure area   Check  for  any  exposures  that  are  likely  to  escalate  the  incident  (fuel  drums,  chemicals, oxy‐acetylene bottles, petrol, kerosene, gas bottles, tyres etc.)   If gas fire, do not try to extinguish unless gas flow can be turned off immediately.  if  gas  cannot  be  turned  off,  concentrate  on  stopping  spread  of  fire  and  cooling  activities (e.g. cooling exposed vessels etc)   Evacuate any personnel at risk to a safe distance upwind from the incident area  and wait until advised otherwise   When  rescuing  personnel  in  danger,  ensure  own  escape  route  first;  do  not  endanger yourself by entering an area containing smoke and/or noxious fumes   Confirm all personnel are accounted for   Monitor events and determine need for full evacuation of personnel/equipment   Activate damage control procedures.  A2.9 PROCEDURES FOR DEALING WITH REPORTED GAS/ VAPOR ESCAPES  The company is responsible for the organization and assignment of responsibility for:   The  setting  up  of  a  continuously  manned  Emergency  Control  Center  for  the  receipt of telephone calls related to emergencies and gas/ vapor escapes and/or  from which, the employees are directed by telephone and/or radio   The  provision  of  adequate  management,  co‐ordination  and  supervision  of  all  administration  and  operations  necessary  to  maintain  disciplined  progress  and  clearance of emergency work   The  organization  of  adequate  staff  and  other  resources  in  order  to  progress  reported gas/vapor escapes within the specified times  EcoConServ    118  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.   The organization of facilities for the monitoring of the receipt, issue, attendance  at and clearance of emergency work so as to ensure that none are overlooked or  unduly delayed  A2.10 FIRE PREVENTION PLANNING AND MEASURES  Fire  is  one  of  the  major  hazards,  related  to  natural  gas  and  crude  oil  pipeline  (ref.  Chapter 3). Fire prevention and code enforcement is the area of responsibility of the fire  service.  Safe  operating  practices  reduce  the  probability  of  an  accident  fire  in  the  facility.  Personnel  should  understand  their  duties  and  responsibilities  and  be  attentive  to  conditions that might lead to fire. Following procedures are recommended:   There should be provision for safe handling and storage of dirty rags, trash and  waste  oil.  Flammable  liquids  and  chemicals  if  spilled,  should  be  immediately  cleaned   Containers  of  paints  and  hydrocarbon  samples,  gas  cylinders  for  welding  and  cutting should be stored properly   Cutting  and  welding  operations  should  be  conducted  in  accordance  with  safe  procedures   “No Smoking” areas should be clearly identified by warning signs   Equipments  should  be  maintained  in  good  operating  conditions  and  kept  free  from  external  accumulation  of  hydrocarbons.  Particular  attention  should  be  given  to  crude  oil  pump,  seals,  diesel  and  gas  engines  which  could  be  potential  source of ignition in the event of a failure  The  Emergency  Management  Plan  will  address  the  issue  of  a  fire  event  and  the  procedure to be adopted in the very unlikely event of this occurring.  If  a  fire  starts  in  any  well  or  a  pipeline  section,  that  section  of  pipeline  will  be  immediately  isolated  by  closing  the  section  (block)  valves,  as  quickly  as  possible.  Surrounding  facilities  will  be  cooled  with  water.  The  Public  will  be  advised  to  move  away from the fire and seek shelter to avoid exposure to heat radiation.  A2.11 COMMUNICATION  An essential component of a EMP is the Communication Links necessary for gathering  information  needed  for  overall  co‐ordination.  Emergency  Control  Center  links  with  incident  scene  and  with  in‐house  as  well  as  outside  emergency  services  is  necessary.  Too much dependence on the Public Telephone system is insufficient, as it can soon be  overloaded  in  an  emergency  situation.  A  multi‐user  wireless  paging  system  with  selective call facility is also useful for promptly locating key operating personnel in the  plant,  both  during  normal  conditions  and  during  emergencies.  A  public  address  (PA)  EcoConServ    119  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  system with loud speaker installed at vital installations can be extremely useful during  emergencies.  An  additional  location  and  transit  communications  can  be  addressed  by  using vehicle and well site installed VHF units.  A2.12 EMERGENCY CONTROL CENTER  The establishment of a 'focal point' or 'EMERGENCY CONTROL CENTER' to coordinate  emergency response activities within a relevant area is essential.  The  emergency  control  center  will  be  sited  in  an  area  of  minimum  risk  (Operational  Control  Room  of  the  Gas  Processing  Station)  and  will  have  easy  and  fast  access  to  all  major hazardous installations.  Emergency control centers will be equipped with the following:   An adequate number of external telephones   An adequate number of internal telephones (if required)   Wireless communication system with adequate number of portable handsets   Notepads, pens & pencils   A list of external agencies likes Fire Brigade, Police, Hospitals, Port, neighboring  Industries, Telephone co. etc.   Drawing of the Terminal and Pipeline network   Source of safety and fire equipment   List and location of ‘LEAK’ clamps   A nominal role of employees   First‐aid kits  A list of KEY PERSONNEL with addresses, telephone numbers, etc. with their roles and  responsibilities  A2.13 RECOVERY PROCEDURE  Following an accident on the well, pipeline or equipment, there shall be a full recovery  procedure as part of the Disaster Management Plan. The recovery procedure shall deal  with two distinct situations described below.  A2.13.1 PRESSURE REDUCTION IN PIPELINE OR FLOW RESTRICTION  The  Operations  Manager  may  have  to  restrict  the  pressure  or  reduce  the  flow  in  the  pipeline,  depending  on  the  severity  of  the  accident.  Following  the  required  repair  or  attention  to  any  safety  detail,  the  pipeline  should  be  brought  back  into  full  service  by  manually  attending  the  appropriate  valves,  along  with  full  communication  with  the  EcoConServ    120  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  Control Engineer at the control station. When full operating conditions are established,  any barriers or excavations should be removed and the incident site should be returned  to its original condition. All members of the emergency response team should be kept in  full  contact  throughout  this  exercise  and  should  be  informed  when  the  pipeline  gas  flow/pressure situation is back to normal.  A2.13.2 COMPLETE SHUT­DOWN OF PIPELINE  This would occur if the pipeline suffers a rupture from third party interference and gas  escapes.  At  such  instance,  repair  of  the  pipeline  is  necessary  and  a  new  section  of  pipeline  is  needed  to  be  installed  to  replace  the  damaged  section.  For  minor  leaks,  it  may be acceptable to install a repair clamp and the Operations Manager will assess this.  When  any  non‐destructive  testing  requirements  are  completed  on  welds  or  repairs,  then  the  pipeline  anti‐corrosion  wrapping  must  be  made  properly.  The  excavations  need to be reinstated and the pipeline can be brought back to service as documented in  the  appropriate  maintenance  manual.  All  members  of  the  emergency  response  team  should be kept informed at every stage of the operation.  A2.14 EMERGENCY MANAGEMENT PLAN: ONSITE CRISIS  Identification  of  Personnel  and  Assessment  of  Responsibilities  on  specific  functions  of  Coordinating Authority.  In  order  to  effectively  deal  with  emergencies,  the  organizational  chart  for  on‐site  emergencies (Fig. 5.1) should be periodically reviewed and updated. Usually, for Oil and  Gas  facilities,  following  coordinators  are  required  to  coordinate  for  various  activities  during the emergency:  Incident Controller (IC)       : Installation Manager  Operations Coordinator (IC)     : Production Manager  Fire Fighting & Safety Coordinator  : Fire & Safety Incharge  Medical Incharge         : Medical Officer / Paramedic  Communications Coordinator     : Electrical/Instrumentation Incharge  Services Coordinator       : Maintenance Incharge  Logistics Coordinator       : Administrative Incharge  A2.14.1 ROLE OF INCIDENT CONTROLLER  He shall be the main guiding force in directing the emergency operations and will be in  charge of overall control of the disaster. The actions include:   On hearing the fire siren or on receiving information about the disaster, he will  immediately take charge of the emergency control center  EcoConServ    121  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.   To  declare  the  category  of  the  emergency  after  discussing  with  other  team  members   To  instruct  all  the  team  members/  coordinators  to  make  necessary  arrangements   To inform mutual aid partners about the disaster   Instruct  the  safe  shut  down  of  system  in  consultation  with  emergency  site  incharge and key personnel   If necessary, arrange for evacuation of population in the neighboring villages   Carry  out  search  for  causalities  within  the  affected  area  and  arrange  for  first  aid/hospitalization of victims, if required   Ensure  not  to  operate  the  plant/system  unless  it  is  declared  safe  by  the  competent person   Provide local authorities, media and Govt. adequate factual information through  in‐company modalities.  A2.15 COMMUNICATION SYSTEMS NETWORK  An  efficient  and  reliable  communication  system  is  required  for  the  success  of  the  emergency plan. The efficient communication system is required to alert:   Emergency Authorities and Services   Neighboring area and public in the vulnerable zone  The communication system requires the following:   Communication between Control Room to other units in the terminal   Hotlines  between  Control  Room  to  Emergency  Services,  Meteorological  Station  and the mutual aid members   Paging system and alarm for with the Control Room for alerting the employees   P&T Telephone lines  A communication flow chart is to be prepared and kept in the Control Room. An up‐to‐ date  Telephone  Directory  of  key  personnel  concerned  with  the  emergency  should  be  available at all times. These matters should be documented and kept within the Disaster  Management Plan manual.  The  Emergency  Management  Plan  Manual  is  required  to  maintain  a  record  of  police  stations, hospitals and fire brigade stations in the area to seek assistance in dealing with  emergency  situations.  The  emergency  team  of  the  company  should  liase  with  these  EcoConServ    122  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  agencies  and  with  district  officials  and  furnish  them  information  on  the  possible  hazards, extent of damage & actions to be taken by them during such emergencies.  A2.16 TRANSPORTATION  In  case  of  the  Natural  Gas/Crude  Oil  pipeline,  the  main  criteria  for  transport  vis‐à‐vis  the emergency management are the accessibility and response time to reach a specific  location along the pipeline.  Sectionalizing valves will be located at the Gas Pressure Reducing Station. Vehicles from  the  Gas  Pressure  Reducing  Station  are  required  to  transport  personnel  as  well  as  materials  and  equipments  to  the  incident  site.  The  transportation  should  include  vehicles for transporting the public in emergency.  For efficient co‐ordination, there should be a Communication team in the Control Room  to ensure that all the modes of communication are functional round‐the clock during an  emergency.  A  log‐book  for  the  messages  received  in/out  and  actions  taken  should  be  maintained.  A2.17 PUBLIC INFORMATION SYSTEM  During a crisis following an incident, the people of the area and a large number of media  representatives  would  like  to  know  about  the  situation  from  time  to  time  and  the  response of the district authority to the crisis. It is important to give timely information  to the public in order to prevent panic and rumors. The emergency public information  could be carried out in three phases.  A2.17.1 BEFORE THE CRISIS  This  will  include  the  safety  procedure  to  be  followed  during  an  emergency  through  posters, talks  and  mass  media  in different  languages  including  local  language. Leaflets  containing do's/don'ts should be circulated to educate the people in the vicinity  A2.17.2 DURING THE CRISIS  Dissemination  of  information  about  the  nature  of  the  incidents,  actions  taken  and  instructions to the public about protective measures to be taken, evacuation etc. are the  important steps during this phase  A2.17.3 AFTER THE CRISIS  Attention should be focused on information concerning restoration of essential services,  travel restrictions, etc.  A2.18 FIRE FIGHTING SYSTEM  Release  of  gas/vapors  can  lead  to  fire.  In  order  to  deal  with  such  possible  situations,  there is a need for constant preparedness to mobilize fire fighting and control resources  in minimum time. There should be control of all fire fighting resources in the affected  areas under the Fire & Safety Officer. The operational response will be coordinated from  the Central Control Room. The planning for fire fighting should be as follows:  EcoConServ    123  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  A2.18.1 BEFORE THE CRISIS   Proper road and means of escape should be identified   Considering the possible hazards, there must be adequate water supply   Training of the fire fighting personnel   Provision of adequate availability of fire fighting facilities is important  A2.18.2 DURING THE CRISIS  Immediate  response  to  an  incident  should  be  coordinated  by  the  Control  Room  by  matching all the resources. In a major incident having wide off‐site implications, more  than one installation may be affected, necessitating concurrent fire fighting operations  at a number of places. In this case, the whole area may be divided in different fire zones.  The task of the fire zone commanders is as under:   Command and control of all fire fighting resources in the respective fire zones   Deployment of additional fire resources allocated by Control Room   Co‐ordination of fire fighting teams  A2.19 CHECKLIST FOR CAPABILITY ASSESSMENT  The  checklist  will  help  in  assessing  the  preparedness,  prevention  and  response  resources capabilities. The points included in the checklist are only indicative and there  is a need to closely examine the local requirements while preparing the checklist.  For good control and management of an incident, there are three important requisites.   Defined Organization   Effective means   Trained people  The  organization  has  to  be  properly  structured  for  routine  as  well  as  emergency  purposes with clear understanding of duties and responsibilities. The structure has to  consider  an  execution  and  speedy  implementation  of  the  response  plans;  while  at  the  same time, it should be flexible enough to tune itself to the fast changing situations. All  plans and procedures for emergency handling should be established.  Means  include  equipment  and  materials,  transport  and  communication.  Identification,  storage  and  upkeep  of  these  means  are  essential  for  speedy  implementation  of  the  response plans.  People  form  the  vital  element  in  emergency  response.  Experience,  education  and  training should help make this vital element effective.  EcoConServ    124  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  In  general,  the  duties,  responsibilities  and  competence  of  the  individual  team  are  defined by the description of the function.  A  broad  outline  of  responsibilities  and  duties  of  different  managers  concerning  the  emergency management plan are given below:  Roles and Responsibilities of Various Emergency Response Team Members  Table A­ 2: Roles and responsibilities of various emergency response team members  Role  Responsibility  Incident   Responsible for overall control of emergency  Controller (IC)   Liaise with external agencies for any additional help   Reports to statutory agencies about the emergency  Operations   Responsible for control of emergency at site  Coordinator  (OC)   Liaise  with  fire  and  safety  coordinator  in  effective  control  of  emergency  Services   Responsible for upkeep of equipments and facilities  Coordinator  (SC)   Provides necessary support for identifying and rectifying the faults  and bring the systems online  Communication   Ensure  proper  working  of  the  communication  facilities  during  an  Coordinator  emergency   Responsible for internal and external communication as instructed  Log the sequence of events and actions taken  Logistics   Responsible  for  providing  support  for  the  transportation  of  men,  Coordinator  material, food etc.   Liaise  with  chief  coordinator  for  mobilizing  external  emergency  services  Medical   Responsible  for  treatment  of  casualties  involved  in  the  incident  Incharge  during emergency control operation   Liaise with hospitals for future treatment    EcoConServ    125  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  A2.20 EMERGENCY MANAGEMENT PLAN: OFFSITE  An unexpected emergency on site could also affect people, livestock and property in the  area outside the boundary limits depending on the severity of the incident. This calls for  the  necessity  of  developing  an  offsite  emergency  preparedness  program  so  as  to  address any such possible eventuality.  The  scope  of  the  offsite  plan  is  to  protect  the  people  around  and  evacuate  them  if  necessary.  The  district  collector  is  responsible  for  preparation  of  an  offsite  disaster  management plan and the company shall provide all the required information related to  their operations for preparation of the plan.  A2.21 WARNING SYSTEM  In  an  off‐site  management  plan,  one  of  the  most  important  prerequisites  is  a  good  'Warning System'. Efficient warning system will save lives, prevent injuries and reduce  losses.  The  Emergency  Coordinator  ‐  Onsite  in  consultation  with  Emergency  Coordinator Offsite will decide the appropriate warning system and implement it.  The warning systems are of the following types:   Disaster  Warning  (Maximum  Credible  Loss  Scenario)  High  pitched  continuous  wailing siren   Fire/Toxic Release   Long siren followed by short siren   All Clear  Depending upon the nature of hazards and the area affected, other methods of warning  may be used as follows:   Out‐door warning sirens   Public address system with police   ARP sirens   Mass media   Door to door visit by Civil/Defense Personnel   Telephone contact with schools and other organizations/public institutions   Information to be provided at common gathering places such as village canteens,  shops, etc.  EcoConServ    126  Helwan South Power Plant QRA    Upper Egypt Electricity Production Co.  A2.22 SERVICES SUPPORT SYSTEM  A  major  off‐site  incident  may  affect  a  number  of  units  and  the  surrounding  colonies.  Hence  in  addition  to  the  communication,  warning,  public  information,  fire  fighting  system, following additional service support will be required:   Health and medical services   Transportation services   Security and police   Media   Mutual aid services    A  telephone  directory  containing  the  contact  numbers  of  all  these  support  services  should be documented and be part of the offsite disaster management plan.  EcoConServ    127