Ny LNG terminal og biogassklokke

Transkript

1 RISIKOANALYSE FOR Ny LNG terminal og biogassklokke Borregaard AS Rapportnr.: , Rev. 2 Dokumentnr.: 115CUJ6N-9 Dato: 27/

2

3 Innholdsfortegnelse 1 SAMMENDRAG INNLEDNING Bakgrunn for risikoanalysen Arbeidsomfang 2 3 RISIKO OG AKSEPTKRITERIER METODIKK Fareidentifikasjon Frekvensanalyse Konsekvensanalyse Modellering av feilsannsynligheter for identifiserte scenarioer 5 5 LNG, NATURGASS OG BIOGASS EGENSKAPER OG FARER Håndtering av LNG ved Borregaard AS 9 6 VURDERTE FARER Kollisjon med tankbil Utslipp ved lossing Utslipp fra lagertank eller fordampingsprosess Utslipp fra biogassklokke Oversikt over alle scenarioer inkludert i analysen Andre hendelser/farer og foreslåtte tiltak Miljørisiko 13 7 RISIKOKONTURER RESULTATER FN-kurve samlede Risikokonturer nytt LNG anlegg og biogassklokke 19 8 KONKLUSJONER OG USIKKERHETER Relevante usikkerheter 24 9 ANDRE KOMMENTARER FOR EKSISTRENDE LNG ANLEGG REFERANSER DNV GL Rapportnr , Rev. 2 Page ii

4 1 SAMMENDRAG DNV GL har tidligere, på oppdrag fra Borregaard AS, gjennomført kvantitative analyser av risiko for håndtering av SO2 og andre kjemikalier på selskapets område i Sarpsborg. Dette arbeidet inkluderer også en kvantiative risikoanalyse av det eksisterende LNG anlegget på Borregaard. Da det er forventet at nytt LNG anlegg vil være veldig likt det eksisterende annlegget som ble bygget og tatt i bruk i 2013, er denne risikoanalysen i stor grad basert på arbeidet gjort i forbindelse med det eksisterende LNG anlegget, men med noen justeringer (eks. ny lokasjon og kun er en lagertank med LNG). Riskoanalysen omfatter ulykker relatert til utslipp av flytende naturgass som kan medføre akutt fare for naboer (3. part). Risiko for personell inne på fabrikkområdet er dermed ikke eksplisitt vurdert i denne analysen. Analysen omfatter således lagringstanker og fordampingsprosess av LNG. Analysen begrenser seg til transport av LNG inn C-port, og frem til ytterveggen hos forbruker (Alva forbrenningsanlegg, og Spraytørka). Mulige farehendelser på Borregaard som kan medføre antennbare konsentrasjoner av naturgass utenfor fabrikkområdet er inkludert i analysen. Videre er farehendelser der en eventuell brann eller eksplosjon vil kunne gi farlige effekter utenfor fabrikkområdet, inkludert i analysen. Dette inkluderer også hendelser som antenner inne på Borregaards område Både konsekvenser og risikoberegninger er gjennomført i DNV GL Software sitt verktøy PhastRisk 6.7, som modellerer konsekvenser fra utslippsmodellering, via spredningsberegning til endelig påvirking på mennesker eller strukturer med de samme modellene som i verktøyet Phast 6.7, kombinert med en frekvensanalyse som tar hensyn til lekkasjefrekvens, tennkilder, befolkning osv. Risikoresultatene er presentert som risikokonturer for lokasjonsspesifikk individuell risiko, samt F-N kurve. Dersom risikonivået ved dagens situasjon måles mot typiske akseptkriterier benyttet for risikoanalyse av LNG-anlegg, er risiko relatert til håndtering av LNG ved Borregaard AS innenfor tolererbart nivå: Ingen tredjepart er dekket av den beregnede risikokonturen for 1,0x10-5 per år Ingen permanente boliger er innenfor beregnet risikokontur for 1,0x10-6 per år Ingen skoler, sykehus eller barnehager er innenfor beregnet risikokontur for 1,0x10-8 per år F-N kurven er godt under grensen for tolererbar risiko, men over det som av enkelte brukes som nedre grense for ALARP Risikoen bør imidlertid alltid vurderes opp mot mulige reduserende tiltak, inntil risikonivået er så lavt som rimelig og praktisk mulig (ALARP). Resultatene av risikoanalysen, og dermed konklusjonene ovenfor må vurderes i lys av usikkerheten i vurderingene som er gjort. Usikkerheten kan være knyttet til antakelser, forenklinger og begrensinger i modellene, styrken av kunnskapen som benyttes eller i omfanget av risikoanalysen. Usikkerhet i antakelser er knyttet til bruk av lekkasjefrekvenser, tilstedeværelsen av ulike tennkilder i anlegget, befolkning og trafikk i nærområdet, fysiske forhold i LNG-prosessen, nøyaktighet i konsekvensmodelleringen osv. Særlig er usikkerhet knytet til modellering av de aller største lekkasjehendelsene, men resultatene for disse er vurdert å være konservative. DNV GL Rapportnr , Rev. 2 Page 1

5 2 INNLEDNING 2.1 Bakgrunn for risikoanalysen DNV GL har tidligere på oppdrag fra Borregaard AS gjennomført kvantitative analyser av risiko for håndtering av kjemikalier på selskapets område i Sarpsborg. Borregaard AS ønsker nå å få kartlagt hvilken risiko bedriftens håndtering av flytende naturgass i nytt LNG anlegg representerer for omgivelsene og har derfor gitt DNV GL i oppdrag å utarbeide en kvantitativ risikoanalyse av de nye LNGfasilitetene på området. I forbindelse med bygging av nytt LNG anlegg, planlegger også Borregaard AS å bygge en gassklokke for mellomlagring av biogass, og på den måten reusere fakling av biogass. Biogassklokka inngår som en del av denne risikoanalysen. Videre skal LNG-anlegget erstatte bruk av spillolje som brensel i Alva. 2.2 Arbeidsomfang Riskoanalysen omfatter ulykker relatert til utslipp av flytende naturgass som kan medføre akutt fare for naboer og andre som oppholder seg seg i omkringliggende områder (3. part). Risiko for personell som arbeider eller av annen grunn oppholder seg inne på fabrikkområdet er dermed ikke eksplisitt vurdert i denne analysen. Analysen omfatter således lagringstank og fordampingsprosess av LNG tilknyttet multibrenselkjel for produksjon av damp, i sørlig del av fabrikkområdet. Det nye anlegget for flytende naturgass er planlagt bygget i 2017, med oppstart i Analysen begrenser seg til utstyr fra og med transport inn C-port, lossing av LNG til lagertank, fordampingsanlegg og frem til ytterveggen til forbruker (Alva forbrenningsanlegg og spraytørka). Risikoanalysen er basert på dokumenter og planer som har vært tilgjengelig over sommeren 2017, og det tas forbehold om at noen av disse planlagte løsningene kan endres ved endelig ferdigstillelse av LNG- anlegget. Det foreslås derfor at det etter bygging gjennomføres en gjennomgang for å vurdere behov for potensiell oppdatering/endring av verdier benyttet som grunnlag for denne analysen. For å unngå å produsere risikokonturer som potensielt øker i areal etter ferdigstillelse er det forsøkt å etablere robuste risikokonturer. Med dette menes det at det er gjort enkelte valg i analysen som åpner for at andre valg kan gjøres i forbindelse med ferdigstillelse av LNG anlegget uten at dette skal resultere i økt areal på risikokonturene. Et eksempel på dette er tillegget på 25 % på alle feilfrekvenser der det ikke finnes ferdige P&ID er. 3 RISIKO OG AKSEPTKRITERIER Aktivitetene som gjennomføres på Borregaard medfører håndtering av brannfarlige, reksjonsfarlige, trykksatte og eksplosjonsfarlige stoffer, og er derfor pålagt å følge storulykkes forskriften og SEVESO III-direktivet. Problemstillinger knyttet til sikkerhet og risikoaksept kan derfor vurderes opp mot kriterier for akseptable risiko etablert av Direktoratet for samfunnssikkerhet og beredskap (DSB), se ref. /10/. Følgende kriterier er blitt utviklet og foreslås av DSB: - Øvre nivå 1E-05 for individuell risiko for personer som befinner seg utenfor et anlegg som håndterer farlig stoff. - Nivået for individuell risiko skal ytterligere reduseres til 1E-06 eller lavere for personer som oppholder seg i ordinære boligområder og til 1E-07 eller lavere for særskilt sårbare deler av befolkningen. - Nedre nivå 1E-08 for ulykkeshendelser (neglisjerbar risiko for enkeltstående, identifiserte ulykkeshendelser). DNV GL Rapportnr , Rev. 2 Page 2

6 Det foreslås derfor at risikokonturene for de tre nivåene for årlig individuell risiko etableres som følger: - 1E-07 (ytre hensynssone) - 1E-06 (midtre hensynssone) - 1E-05 (indre hensynssone). Indre, midtre og ytre sone refererer til DSB s soner med oversikt over hvilke tiltak eller type aktiviteter og objekter som er tillatt innenfor de forskjellige sonene, /10/. FN-kurver benyttes også ofte for å vurdere om risikoen for 3. part anses som akseptabel, /5/. I Figur 3-1 er det vist et eksempel på hvordan akseptkriterier benyttes ved bruk av FN-kurver. Den røde linjen representerer øvre grense for akseptabel risiko som publisert av britisk myndigheter samt i nederlandske Purple Book /5/. Merk at kriteriene både for Nederland og UK er satt for hendelser med 10 eller flere dødsfall. Det kan derfor diskuteres hvor vidt figurens ekstrapolering til 1 dødsfall er gyldig, da den indikerer en lineær økning i akseptert sannsynlighet for et dødsfall (kontra ti dødsfall). Likevel er det naturlig å se for seg at den akseptable sannsynligheten for en hendelse med mange omkomne er lavere enn for en hendelse med kun en omkommen. Som et referansepunkt kan det derfor være hensiktsmessig å benytte Figur 3-1. Nedenfor figurens røde linje finner vi ALARP området, hvor man ønsker at risikoen skal være så lav som praktisk mulig, eller As Low As Reasonably Practical. Det vil si at hvis det finnes praktisk gjennomførbare tiltak som vil kunne redusere risikoen mer enn kostnaden ved å gjennomføre tiltaket, skal disse gjennomføres, se ref. /10/. Den grønne linja viser en tenkt nedre grense for ALARP-området; man ønsker å holde fokus på å redusere høy risiko først. Men den nedre grensen kan sees på som et bevegelig mål. Norske myndigheters tolking av ALARP-prinsippet synes å være at alle kostnadseffektive tiltak skal implementeres, selv når risikoen er meget lav, men at dette selvsagt må skje i en prioritert rekkefølge. De ovennevnte akseptkriteriene vil benyttes som underlag for den kvantitative risikoanalysen som presenteres i denne rapporten. Figur 3-1 Eksempel på akseptkriterier for F-N kurve. Den røde linjen representerer grense for uakseptabel risiko som anbefalt av britiske myndigheter samt i nederlandske Purple Book. Den grønne DNV GL Rapportnr , Rev. 2 Page 3

7 linja viser en typisk nedre avgrensning av ALARP-området som noen lands myndigheter benytter. 4 METODIKK Metodikken i denne risikoanalysen følger samme tilnærming som analysen gjennomført for den eksisterende LNG terminalen, og mange av senarioene er helt like, med unntak av den nye plasseringen og at det for den nye LNG terminalen kun planlegges 1 lagertank. Det påfølgende kapittelet er derfor, i stor grad, basert på metodikk kapittelet fra rapport nr /8/. 4.1 Fareidentifikasjon Fareidentifikasjon er den første og viktigste delen av en risikoanalyse. Formålet med fareidentifikasjonen er å identifisere alle forhold som kan lede til en uønsket hendelse. I fareidentifikasjonen er det tatt utgangspunkt i risikoanalyser utført av Borregaard, samt diskusjoner mellom Borregaard og DNV GL. DNV GL har dessuten vært med på en befaring der ny LNG terminal skal bygges. Mulige farehendelser på Borregaard som kan medføre antennbare konsentrasjoner av naturgass utenfor fabrikkområdet er inkludert i den videre analysen. Videre er farehendelser der en eventuell brann eller eksplosjon vil kunne gi farlige effekter utenfor fabrikkområdet, inkludert i den videre analysen. 4.2 Frekvensanalyse For hver av de definerte farehendelsene, der dette er mulig, beregnes lekkasjefrekvenser basert på utstyrstellinger av prosessdiagram (P&ID) /4/ og lekkasjestatistikk for tilsvarende komponenter i tilgjengelige lekkasjefrekvensdatabaser. Den viktigste kilden har vært UK Health and Safety Executive s databaser (HCRD Hydro Carbon Release Database) /16/, som benyttes i DNV GLs verktøy LEAK. For deler av prosessen hvor P&ID er ikke har vært tilgjengelig har PID (Principle process) diagrammet benyttet og/eller iso tegninger vært benyttet for å telle mengden med utstyr. Når utstyr har vært talt uten bruk av P&ID er er det lagt til 25% på feilfrekvensen, for å ta høyde for mulige avvik mellom dagens tegninger og endelig antall utstyr når terminalen står ferdig. Det er ikke forventet at dette gir store utslag på konturene. For hendelsene som er basert på scenarioer for eksisterende LNG anlegg er det benyttet samme frekvens. 4.3 Konsekvensanalyse Både konsekvenser og risikoberegninger er gjennomført i DNV GL Software sitt verktøy PhastRisk 6.7, som modellerer konsekvenser fra utslippsmodellering, via spredningsberegning til endelig påvirkning på mennesker eller strukturer med de samme modellene som i verktøyet Phast 6.7, kombinert med en frekvensanalyse som tar hensyn til lekkasjefrekvens, tennkilder, befolkning osv. PhastRisk gjør fysiske beregninger av utslipp, spredning av gass og branneffekter, men er ikke et CFD-verktøy (computational fluid dynamics). Modellen tar hensyn til forenklede vurderinger av topografi, i form av overflateruhet på bakkenivå, men reflekterer dermed ikke fysiske obstruksjoner som bygninger, fjell og lignende. Naturgass er i konsekvensanalysen modellert som ren metan. DNV GL Rapportnr , Rev. 2 Page 4

8 4.4 Modellering av feilsannsynligheter for identifiserte scenarioer Hendelsestre for utslipp av brannfarlig gass Et hendelsestre modellerer ulike hendelsesforløp etter at en uønsket hendelse, for eksempel en gasslekkasje, har inntruffet. I en risikoanalyse benyttes hendelsestrær til å beregne relative bidrag av de forskjellige slutthendelsene som kan oppstå som følge av en uønsket hendelse. I eksempelet i Figur 4-1 vises et eksempel på et hendelsestre for lekkasje av brannfarlig gass. I noen tilfeller vil lekkasjen antennes ganske umiddelbart og forårsake varmestråling. Da er vindretning av liten betydning, men kan påvirke stråleradius. Hvis lekkasjen ikke antennes tidlig vil gasskyen kunne vokse, og vindretningen påvirker hvorvidt gasskyen medfører eksponering av boligområder eller ikke. Naturgass er normalt ikke giftig, og risiko vil i hovedsak være knyttet til potensielle branneffekter. I svært høye konsentrasjoner, dersom naturgassen fortrenger oksygenet i luften, kan man dog oppleve svimmelhet, bedøvende effekter, og i ytterste konsekvens kvelning. Ved detektert lekkasje vil systemet stenges ned og isoleres ved initiering av Emergency Shutdown (ESD). Systemet har pålitelighet tilsvarende SIL 2 og tid til nedstengning er vurdert å ta 15 sekunder, ref. /3/. Dette er et ambisiøst mål, særlig ved mindre lekkasjer. En såpass rask inngripen vil være mulig ved lasting dersom operatør er tilstede under hele lossingen og ikke forhindres fra å gripe inn. Ved andre lekkasjer viser erfaring fra tilsvarende anlegg at det kan ta lang tid før nedstengning initieres, særlig dersom gassdeteksjon ikke lykkes og utløser automatisk nedstengning. Selv med et omfattende deteksjonssystem og automatisk ESD antar man vanligvis ikke at nedstengning tar kortere tid enn 90 sekunder. 90 sekunder for diagnostisering og nedstengning er derfor benyttet i denne analysen. Dersom man ikke lykkes i å aktivere ESD vil lekkasjen kunne fortsette helt til systemet er tomt for LNG/naturgass. SIL 2 tilsvarer en forventet feilsannsynlighet på maksimalt 0,01. Et scenario i PhastRisk modelleres frem til én time etter initiell hendelse. DNV GL Rapportnr , Rev. 2 Page 5

9 Figur 4-1 Hendelsestre for utslipp av brannfarlig gass Modellering av tennsannsynlighet I en risikoanalyse er tennsannsynlighet en viktig parameter, og angir hvor sannsynlig det er at en gassky antenner, gitt at en lekkasje har funnet sted. Som hendelsestreet i Figur 4-1 også demonstrerer, vil et utslipp som ikke antenner ikke ha skadelige effekter, utenom potensielle gifteffekter, mens et antent utslipp vil kunne gi direkte brannskader eller skader på grunn av varmestråling. Antenning av store gasskyer vil også kunne gi eksplosjonsovertrykk. I risikoanalysen skiller man derfor også mellom umiddelbar og forsinket antennelse. Dette fordi man ved en forsinket antennelse vil kunne ha en brennbar gassky av betydelig størrelse og derfor et større skadepotensiale enn ved umiddelbar antennelse. For umiddelbar antennelse er følgende antatt: Sannsynligheten for umiddelbar antenning for utslipp som skyldes påkjørsel eller kollisjon er antatt å være 0,4. Tennsannsynlighet for andre utslipp er presentert i Tabell 1. Tennsannsynlighetene er hentet fra nederlandske Purple Book, retningslinjer for kvantitative risikoanalyser /17/. Tabell 1 Umiddelbar tennsannsynlighet, ref. /17/. Kilde Tennsannsynlighet Kontinuerlig Momentan Metan (lav reaktivitet) < 10 kg/s < 1000 kg 0, kg/s kg 0,04 > 100 kg/s > kg 0,09 DNV GL Rapportnr , Rev. 2 Page 6

10 Forsinket antennelse oppstår ved at en aktiv tennkilde eksponeres for brennbar gass. Følgende tennkilder er lagt inn i risikoanalysemodellen i PhastRisk: Forbrenningsanlegg nær potensielle lekkasjepunkter: o Fyrhus o Spraytørka o Sveisearbeid utenfor/ved Alva o Fakkel (konstant fyr) Prosessområder nær potensielle lekkasjepunkter (roterende utstyr, pumper, elektriske feil etc.) Veier nær potensielle lekkasjepunkter (intern trafikk på området, samt Fylkesvei 109 med ca bilpasseringer per time, samme som ble benyttet for FV 118) Bolig- og næringsområder i lokalomgivelser. Kraftlinjer nær lekkasjepunkter (ny høyspentlinje) Interne veier i nærheten o o 20 biler/time Gjennomsnittlig hastighet 10 km/t LNG er flytende og tung i avkjølt tilstand, men naturgass er lett ved normal utendørstemperatur. Gassen vil derfor fordampe og stige etter oppvarming ved en lekkasje. Potensielt varmt arbeid og effekt av personell i åpne områder inne på anlegget (bruk av mobiltelefoner, annet ikke-ex-sertifisert elektrisk utstyr osv.) er ikke hensyntatt i modellen. Figur 4-2 Oversikt over ny og gammel høyspentledning. DNV GL Rapportnr , Rev. 2 Page 7

11 4.4.3 Modellering av effekter på befolkning Dersom en lekkasje antennes kan mennesker bli utsatt direkte for flammer, eller indirekte for varmestråling fra en brann. Kriteriene for fataliteter benyttet i modellen er presentert i Tabell 2. Det skilles mellom fatalitetssannsynlighet for befolkning innendørs og utendørs. For en antent gassky (flash fire), benyttes en enkel grenseverdi som kriterium for dødsfall. Hvis varmestråling ved farehendelsen overstiger det definerte nivået på et vilkårlig punkt, vil befolkning som er eksponert omkomme med den tilhørende sannsynlighet for dødsfall. For ildkule, jet og væskedamsbrann brukes en probitfunksjon for å estimere dødsfall og sårbarhet for varmestråling. Probitberegningen etablerer en funskjonell sammenheng mellom de fysiske effektene av brann og sannsynligheten for dødsfall. Effektsonene for stråling fra en ildkule, jetbrann eller væskedamsbrann er modellert som et sett med ellipser. Ellipsene dekker en rekke dødelighetsnivåer, beregnet fra strålingsintensitet og eksponeringstid. Ellipsene er definert for dødelighetsnivåer, der den innerste ellipsen har en dødelighetsrate på 1 (100 % dødelighet). LNG brenner normalt med relativt klar flamme, men for svært store branner kan det selv utendørs bli mangel på oksygen til forbrenningen slik at farlige branngasser dannes. Dette er blant annet beskrevet i ref. /13/. Det vises at det ved væskedamsbranner med LNG på land kan dannes store mengder gass ved lav høyde, men at røyken stiger raskt med flammene. Mulige effekter av røykutvikling er ikke modellert i denne analysen. Selv om det ikke kan utelukkes at mennesker på bakkenivå i ulike tilfeller kan eksponeres for røyk, er det forventet at andre branneffektene vil dominere det umiddelbare risikobildet ved en LNG-lekkasje. Ved en eventuell brann bør man likevel vurdere potensialet for røykspredning som del av ulykkesberedskapen. Tabell 2 Effektkriterier for dødelighet benyttet i analysen Varmestråling (brann) Farelast Ildkule* Effektkriterium/ grenseverd i Sone for strålingskriterium (Individual /Societal) Utendørs Sone for Flammable Probit (Individual /Societal) Fatalitetsrate Sone for strålingskriterium (Individual /Societal) Inendørs Sone for Flammabl e Probit (Individual /Societal) 1/1 1/0,14 1/1 0/0 Jet* 35 kw/m2 1/1 1/0,14 1/1 0/0 Væskedamsbrann* 1/1 1/0,14 1/1 0/0 Flash fire ½ LFL *For personell utenfor strålingsellipsen 35kW/m 2 benyttes en probitfunksjon for fatalitetsrate. Probitfunskjonen beregner kumulativ eksponering for stråling, og er basert på Purple book sine probitkonstanter a=-36,38, b=2,56, n=4/ FN-kurver og innsamling av befolkningsdata For å gjennomføre modellering og analyse er følgende informasjon benyttet (innhentet ifm Analyse av samfunnsrisiko knyttet til svoveldioksid, presentert som F-N kurver /9/): Skoler, barnehager og helseinstitusjoner i området er blitt identifisert i samarbeid med lokalkjente. DNV GL Rapportnr , Rev. 2 Page 8

12 Sarpsborg kommunes oversikter over kommunale og private barnehager og barneparker/familiebarnehager benyttet for å verifisere kartet og innhente tall på barn og ansatte /2/. Sarpsborg kommunes skoleside er benyttet for å finne tall på elever og ansatte ved grunnskolene i området /12/. For de videregående skolene er hver enkelt skoles webside konsultert. Ansatte i bedrifter utenfor Borregaard AS industriområde er antallet innhentet fra bedriftsregisteret Befolkningsdata er basert på rapporten Levekår i Sarpsborg 2012 /14/. Det er også lagt til «midlertidig befolkningsøkning» ved større utendørsarrangementer i området For kortere perioder av døgnet er det også lagt til befolkning for køsituasjon på hovedvei samt ventende tog syd for Sarpsborg stasjon. Ved beregning av FN-kurver forutsettes det at 75 % av beboerne er borte på dagtid, samt at de som er hjemme eller på jobb i området befinner seg innendørs 90 % av tiden. 5 LNG, NATURGASS OG BIOGASS EGENSKAPER OG FARER Flytende naturgass (LNG) er naturgass som er nedkjølt til flytende form for transport og lagring. Naturgass består hovedsakelig av metan, med små andeler av høyere ordens hydrokarboner. LNG renses for karbondioksid og giftige komponenter før nedkjøling. Naturgass er fargeløs og luktfri, men tilsettes et luktstoff etter fordamping i anlegget. Gassen er svært brennbar i antennbare konsentrasjoner. På grunn av gassens lave kokepunkt er den meget flyktig og lett når den slippes ut i omgivelsene, selv på vinterstid. I denne analysen er LNG modellert som ren metan, dette er den viktigste komponenten i naturgass og også den som er lettest antennelig. Naturgass i høye konsentrasjoner ha en bedøvende effekt, og kan i verste fall føre til kvelning dersom oksygen i luften fortrenges (for eksempel ved innendørs lekkasje). Innånding av naturgass er ellers ikke ansett å ha noen alvorlige, langsiktige helsemessige effekter. Biogassen i gassklokka er også modellert som ren metan, da dette også er hovedkomponenten i biogass. Biogass kan også innholdet noe karbondioksid gass, og modelleringen av biogass som ren metangass kan derfor bli ansett som litt konservativt, uten at dette gir nevneverdige utsag på risikokonturene eller FN-kurvene (da risikobidraget knyttet til lekkasje i gassballongen er lite). 5.1 Håndtering av LNG ved Borregaard AS LNG transporteres til anlegget med tankbiler, og det er forventet at antallet leveranser vil ligge på ca. 500 i året. I det (nye) LNG anlegget vil LNG lagres i en utendørs lagringstank, før det fordampes og føres videre som gass til Spraytørka og Alva forbrenningsanlegg. DNV GL Rapportnr , Rev. 2 Page 9

13 6 VURDERTE FARER I dette kapittelet vil et representativt utvalg av farer med storulykkes potensial presenteres. Delkapittel 6.1 til 6.3 er i stor grad de samme som for det eksisterende LNG anlegget på Borregaard (bare med ny lokasjon). En hendelse knyttet til et stort utslipp fra den nye gassklokka presenteres i delkapittel 6.4 og delkapittel 6.5 gir en oversikt over de alle senarioene som danner grunnlaget for resultatene presentert i kapittel Kollisjon med tankbil Ankommende tankbiler kan kollidere med objekter eller annen trafikk inne på området. Tankbiler for flytende naturgass har doble tanker med isolasjon mellom de to veggene. Bilene er også utstyrt med trykkventiler som utløses ved for høyt trykk. Kombinasjonen av sannsynlighet og konsekvens for tredjepart knyttet til lekkasje fra tankbilene anses derfor som svært begrenset i forhold til total risiko ved anlegget. Såkalt tankbrudd, forårsaket av ytre påvirking, f. eks. påkjørsel eller kollisjon under frakt vil likevel kunne forekomme. Risiko relatert til transport av LNG utenfor Borregaard omfattes ikke av denne analysen, men risikoen for kollisjon er ikke vurdert å være større enn for kollisjon ellers i trafikken. I følge nederlandske Purple Book, ref. /17/, er det generelt sett ikke nødvendig å ta hensyn til tankbilulykker grunnet sammenstøt dersom tiltak for å redusere kollisjonsfare er innført (fartsgrenser, kjøremønster etc.). En slik hendelse er likevel inkludert i modellen, for å illustrere potensiell effekt. Tankbiler vil ankomme i anleggets C-port i åpningstiden på dagtid, og fraktes til lossestasjonen fortrinnsvis langs vei på søndre del av anlegget (mot Glomma). Dersom tankbiler ankommer utenfor normal åpningstid vil tankbil ankomme via B-port. Hvor stor andel av ankommende tankbiler som benytter hver port kan variere, blant annet avhengig av gassbehov, og risikoen vurderes lite sensitiv til hvilket ankomstpunkt som benyttes. B-port ligger noe nærmere omliggende boligområder, men sannsynligheten for en slik hendelse er også forventet å være lavere utenfor arbeidstid når det ikke er full trafikk og aktivitet i området. I analysen benyttes derfor ruten via C-port som grunnlag for risikoberegningene. Da det er usikkert hvor en eventuell kollisjon vil inntreffe er det vanskelig å modellere eventuelle oppsamlingsmuligheter, noe vil kunne renne ned i drensystem, og ende i Glomma, mens annet kan bre seg utover på området. For å ta høyde for denne usikkerheten er det i analysen lagt til grunn at LNG en brer seg utover området der den eventuelt lekker ut, noe som ved en eventuell antenning kan resultere i en stor brann. 6.2 Utslipp ved lossing Utslipp i forbindelse med lossing er en av de største farene knyttet til LNG anlegget. Her overføres LNG via en slange til lagringstanken. I denne analysen forutsettes det at dette skjer ca. 500 ganger i året, og at en losseoperasjon varer i ca. 1.5t, /15/. Utslipp knyttet til lossing utgjør en av de største farene knyttet til LNG anlegget. Raten ved lossing er oppgitt å være 600 l/min. En lekkasje som ikke oppdages ved lossing vil dermed raskt føre til et relativt stort utslipp. 6.3 Utslipp fra lagertank eller fordampingsprosess En stor lekkasje med LNG fra lagertanken er også del av bidraget til risikokonturene fra det nye LNG anlegget. Et utslipp fra lagertanken kan inntreffe som en konsekvens av feil på tank, flenser, ventiler etc. I tillegg kommer muligheten for overfylling, og/eller feilfylling. DNV GL Rapportnr , Rev. 2 Page 10

14 En full tank med LNG er forventet å innholdet ca. 150 tonn LNG, mens maksimal mengde i fordampningsprosessen vil være begrenset i forhold til mengden i en full lagertank. Tanken er, som lagertankene i det eksisterende LNG anlegget, dobbel og har overfyllingsvern og overtrykksventil. Feilfrekvenser brukt for lagringstanker finnes i ref. /11/, og disse understøtter, i samsvar med EN1473, at frekvensen for fullt brudd av tanker av typen double eller full containment (lekkasje i både indre og ytre skall) vil være i størrelsesorden 10-8 per år. I hovedsak er lekkasjer derfor forventet å være relatert til prosessutstyr og koblinger inn mot tankene. Fullt brudd på slike tanker er svært lite sannsynlig, men siden det er tung trafikk i området kan det heller ikke utelukkes fullstendig. I en analyse av risiko for personell ville man typisk sett bort fra denne type hendelse, men siden det forventes at dette er en av få potensielle hendelser som kan ha betydelig innvirkning på tredjepart er den likevel inkludert. Eventuell oppsamlingsgrav som begrenser spredning av væskedammer ved lekkasje fra prosessutstyr er ikke modellert i denne analysen, men kan eventuelt inkluderes når endelig terminal er ferdig bygget. Inkludering av oppsamlingsgrav vil ha en liten positiv effekt på risikokonturene. 6.4 Utslipp fra biogassklokke Biogassklokka er modellert som en veldig stor lagertank med trykk på 33mbar, se senario 18 i Tabell 2. Ved modellering viser det seg at risikokonturene for senarioer knyttet til utslipp fra gassballongen (senario 18) har liten utstrekning, også når frekvensen knyttet til senario 18c (umiddelbart utslipp av fult volum fra gassballongen) økes til 1, altså at det forventes at hele innholdet i gassballongen slippes ut på engang, en gang i året. Dette kan forklares med det relativt lave trykket som er inni ballongen. I og med at bidraget fra ballongen er såpass lite er vurdert som lite hensiktsmessig å bruke ressurser på å kartlegge hvor ofte ballongen er full, halv-full, ¼ full osv. 6.5 Oversikt over alle scenarioer inkludert i analysen De fleste senarioene i analysen for den nye LNG terminalen er basert på senarioene for den eksisterende analysen. Noen unntak er det, hvor det viktigste unntaket (tilleggs senarioet) er utslipp fra biogassklokke adressert i delkapittel 6.4. Tabell 1 og Tabell 2 viser en oversikt over alle vurderte scenarioer. I Tabell 1 vises de scenarioene som er basert på hendelser fra det eksisterende LNG anlegget, mens Tabell 2 viser senarioene som er unike for det nye LNG anlegget. 6.6 Andre hendelser/farer og foreslåtte tiltak For å redusere risikoen knyttet til en ny LNG terminal, kan eventuelle risikoreduserende tiltak deles inn i to kategorier. Tiltak som inkluderes i design, og tiltak for å redusere risikoen når anlegget er i drift. Når et nytt anlegg designes er det viktig å ha fokus på gode løsninger, verifikasjon av løsningene og oppfølging i produksjon og bygging av anlegget. Fra et sikkerhets synspunkt er alle tiltak som kan redusere sannsynligheten for utslipp, og mengden av LNG eller naturgass som slipper ut ved en eventuell lekkasje positive. Dette sammen med tiltak som gjør at eventuelle lekkasjer oppdages raskt og nedstenging iverksettes. For dette LNG anlegget gjelder dette særlig utslipp i forbindelse med lossing, men også nedsteningsmuligheter i fordampingsprossessen, og ut av fordamper. Når det kommer til risikoreduserende tiltak knyttet til driften av anlegget, er det mer hensiktsmessig å tenke på at anlegget driftes på den måten det er tenkt at det skal driftes, og at utstyret vedlikeholdes skikkelig ut fra kunnskap om tilstand og mulige feilmekanismer (gjerne som spesifisert fra leverandør). I drift finnes det flere eksempler på ulykker/utslipp som inntreffer i oppstartsfasen etter at vedlikehold har vært utført på diverse utstyr, eks. pakninger som mangler, ting som er satt feil, og bolter som ikke er trukket til med rett moment. I denne fasen er det derfor mer naturlig å tenke på opplæring og trening av ansatte, og hva en eventuelt skal gjøre for å begrense omfanget av et utslipp. DNV GL Rapportnr , Rev. 2 Page 11

15 Ved gjennomføring av befaringen på Borregaard i forbindelse med oppstart av prosjektet, var det i tillegg to ting som ble lagt merke til, og som diskuteres kort i de to påfølgende delkapitlene. Dette er to foreslåtte tiltak som Borregaard kan velge å ta hensyn til. Dersom Borregaard anser kostnaden mindre enn nytten ved å innføre disse tiltakene, foreslås det at disse tiltakene gjennomføres Skog En del av rørstrekkene planlagt for det nye LNG-anlegget ligger tett opp mot en del trær. I oppstartsmøtet ble det diskutert mulige farer knyttet til dette, og følgende argumenter kom frem: 1. Mulig skogbrann kan varme og skade rør. 2. Brann i/ved rør (jett-brann) kan spre seg til skogen og gi skogbrann. 3. Kan gjøre det vanskeligere å se/detektere mulig lekkasje. 4. Potensielt påvirke tilkomst i en beredskapssituasjon. Det var ingen fordeler knyttet til å beholde skogen så tett på rørgatene. Det anbefales derfor at Borregaard gjør en vurdering i forhold til muligheten for å fjerne noen trær. Dersom mulig bør dette gjøres utenom normal drift, eller før anlegget tas i bruk, da bruk av motorsag vil introdusere en mulig tennkilde. Som nevnt over inntreffer ofte lekkasjer ved oppstart, derfor bør det så langt som mulig unngås at trærne felles samtidig som anlegget startes opp (særlig for første gang) Skade på rørledning vei over rørstrekk En annen fare som ble diskutert var muligheten for kollisjon mellom bil og rør. Særlig ble det diskutert behovet for beskyttelse av kulverten under vei, hvor rør mellom LNG-terminal og Spraytørka vil ligge. Denne rørgaten går under en vei som er lite brukt, men det er en mulighet for at store tankbiler kan kjøre feil. Alternativene som ble diskutert var relatert til å enten beskytte mot at biler kan kjøre av veien og ned på rørgate (er pt. ikke autovern eller sementblokker som hindrer avkjøring), eller innføre fysisk sperre for å unngå at biler kjører unødig på veistrekket. Borregaard er klar over problemstillingen knyttet til kollisjon på området, og har introdusert tiltak. Dette inkluderer innkjøp og bruk av fartsmålere, som benyttes for å kontrollere fart på området, og utestenge sjåfører som ikke overholder Borregaards trafikkbestemmelser. DNV GL Rapportnr , Rev. 2 Page 12

16 6.7 Miljørisiko LNG er ikke klassifisert som et miljøfarlig stoff i henhold til Avsnitt E i storulykkes forskriftens vedlegg I, og det er derfor ikke gjennomført en egen miljørisikoanalyse. At LNG ikke er ansett som et miljøfarlig stoff i henhold til Avsnitt E, betyr at LNG ikke er ansett som en kjemikalie som er farlig for vannmiljøet i «Akutt 1 kategori eller Kronisk kategori 1» (E1), eller som «farlig for vannmiljøet i Kronisk kategori 2» (E2). Det er derfor ikke miljøhensyn som gjør at LNG anses som en storulykkes kjemikalie, men brann og eksplosjonsfaren. Utslipp av LNG/bio-gass er likevel ikke positivt da det anses som klimagasser, og alle tiltak som introduseres for å begrense størrelse og mulighet for en lekkasje er å anses som et risikoreduserende tiltak som er positivt både for miljø og sikkerhet. Da ukontrollerte utslipp med LNG/bio-gass anses som lite sannsynlig, er det med tanke på reduksjon av utslipp av klimagasser mer fornuftig å se på potensielle tiltak knyttet til den daglige driften av Borregaard. Her har Borregaard indentifisert to tiltak som gjennomføres ved bygging av nytt LNG anlegg. Det første inkludere bygging av gassklokka for lagring av bio-gass. Dette skal gjøres for å redusere mengden med gass som fakles. I dag (før bygging av gassklokka), fakles bio-gass hver gang det er overskudd, eller ved stopp i forbrenningsanlegget. Når gassklokka står ferdig skal denne gassen lagres i gassballongen. Det andre tiltaket som følger med byggingen av det nye LNG anlegget innebærer stopp i forbruk av spillolje i Alva (støtteforbrenning). Spilloljen skal her erstattes med LNG, noe som innebærer å erstatte et relativt forurensede brensel med LNG som anses som mye mindre forurensende (uten innhold av e.g. tungmetaller). DNV GL Rapportnr , Rev. 2 Page 13

17 Tabell 1 Oversikt over scenarioer basert på QRA for eksisterende LNG anlegg. Beskrivelse av uønsket Frekvens for Lokasjon hendelse nytt anlegg Prosessforhold (trykk, temperatur) Kommentar Lekkasje tanksegment 1a Lekkasje LNG lagringstank, liten 6.5E-04 I LNG-anlegg Lekkasje LNG lagringstank, 1b medium 3.6E-04 I LNG-anlegg 1c Lekkasje LNG lagringstank, stor - I LNG-anlegg PBU, isolert P= 6 barg, T=-125 o C 2a PBU lekkasje, isolert, liten 1.7E-03 I LNG-anlegg P= 6 barg, 2b PBU lekkasje, isolert, medium 6.4E-04 I LNG-anlegg T=-125 o C 2c PBU lekkasje, isolert, stor PBU, ikke isolert I LNG-anlegg 3a PBU lekkasje, ikke isolert, liten 1.8E-05 I LNG-anlegg PBU lekkasje, ikke isolert, 3b medium 6.5E-06 I LNG-anlegg 3c PBU lekkasje, ikke isolert, stor I LNG-anlegg Fordamper og gas main, isolert 4a Gas main, isolert, liten 1.5E-03 I LNG-anlegg 4b Gas main, isolert, medium 4.6E-04 I LNG-anlegg P= 6 barg, T=-125 o C P= 4 barg, T=0 o C 4c Gas main, isolert, stor 3.1E-04 I LNG-anlegg Fordamper og gas main, ikke isolert 5a Gas main, ikke isolert, liten 1.5E-05 I LNG-anlegg P= 4 barg, T=0 o C 5b Gas main, ikke isolert, medium 4.6E-06 I LNG-anlegg 5c Gas main, ikke isolert, stor 3.1E-06 I LNG-anlegg Lekkasje tanksegment P= 4 barg, T=0 o C 6a Lekkasje LNG lagringstank, liten 1.8E-03 I LNG-anlegg P= 6 barg, DNV GL Rapportnr , Rev. 2 Page 14

18 Beskrivelse av uønsket Frekvens for hendelse nytt anlegg Lokasjon Lekkasje LNG lagringstank, 6b medium 9.6E-04 I LNG-anlegg 6c Lekkasje LNG lagringstank, stor 2.6E-04 I LNG-anlegg Prosessforhold (trykk, temperatur) T= o C Kommentar Tankbrudd 6d Lagringstank LNG, fullt brudd 2.6E-08 I LNG-anlegg PBU, isolert* 7a PBU lekkasje, isolert, liten 1.5E-03 I LNG-anlegg 7b PBU lekkasje, isolert, medium 1.1E-03 I LNG-anlegg 7c PBU lekkasje, isolert, stor PBU, ikke isolert* I LNG-anlegg 8a PBU lekkasje, ikke isolert, liten 1.5E-05 I LNG-anlegg PBU lekkasje, ikke isolert, 8b medium 1.1E-05 I LNG-anlegg 8c PBU lekkasje, ikke isolert, stor I LNG-anlegg LNG Produkt, isolert* 9a LNG Produkt, isolert, liten 2.2E-03 I LNG-anlegg 9b LN Produkt, isolert, medium 8.5E-04 I LNG-anlegg 9c LNG Produkt, isolert, stor 6.9E-04 I LNG-anlegg LNG Produkt, ikke isolert 10a LNG Produkt, ikke isolert, liten 2.2E-05 I LNG-anlegg LNG Produkt, ikke isolert, 10b medium 8.6E-06 I LNG-anlegg 10c LNG Produkt, ikke isolert, stor 7.0E-06 I LNG-anlegg Påfyllingslinje, isolert 11a Lekkasje påfylling, isolert, liten 7.1E-05 I LNG-anlegg P= 6 barg, T= o C P= 6 barg, T= o C P= 6 barg, T= o C P= 6 barg, T= o C P= 6 barg, T= o C P= 6 barg, T= o C Antar ca. 500 leveranser med LNG, DNV GL Rapportnr , Rev. 2 Page 15

19 Beskrivelse av uønsket Frekvens for hendelse nytt anlegg Lokasjon Lekkasje påfylling, isolert, 11b medium 3.3E-05 I LNG-anlegg 11c Lekkasje påfylling, isolert, stor 1.5E-05 I LNG-anlegg 12a 12b 12c 13a 13b 14a 14b Påfyllinglinje, ikke isolert Lekkasje påfylling, ikke isolert, liten Lekkasje påfylling, ikke isolert, medium Lekkasje påfylling, ikke isolert, stor Losseslange, isolert Slangelekkasje opptil 10 % diameter, isolert Slangelekkasje fullt brudd, isolert Losseslange, ikke isolert Slangelekkasje opptil 10 % diameter, ikke isolert Slangelekkasje fullt brudd, ikke isolert Tankbil 15a Kollisjon tankbil 1.4E E E E E E E E-06 I LNG-anlegg I LNG-anlegg I LNG-anlegg Losseplass Losseplass Losseplass Losseplass Langs vei ved C-port Prosessforhold (trykk, temperatur) P= 6 barg, T= o C P= 6 barg, T= o C P=0,66 barg, T= -155 o C P=0,66 barg, T= -155 o C P=0,66 barg, T= -155 o C Kommentar legger ikke til 3.3 % da process piping ikke finnes på slange Antar ca. 500 leveranser med LNG, legger ikke til 3.3 % da process piping ikke finnes på slange Tabell 2 Nye scenarioer for nytt LNG anlegg. Beskrivelse av uønsket hendelse Rørstrekk fra terminal til Alva Lekkasje frekvens Diameter og lengde på rør Trykk, temp Lekkasjevolum Kommentar DNV GL Rapportnr , Rev. 2 Page 16

20 16a 16b 16c 17a 17b 17c 18a 18b Beskrivelse av uønsket hendelse Gasslekkasje, liten (hulldiameter 20 mm) Gasslekkasje, medium (hulldiameter 70 mm) Gasslekkasje, stor (hulldiameter 130 mm) Rørstrekk fra terminal til Spraytørka Gasslekkasje, liten (hulldiameter 20 mm) Gasslekkasje, medium (hulldiameter 70 mm) Gasslekkasje, stor (hulldiameter 130 mm) Lekkasje frekvens 3.9E E E E E E-03 Lekkasje gassballong Liten lekkasje (hulldiammeter 120 mm, 0.41 kg/s) 4.7E-04 Medium Lekkasje (hulldiammeter 225 mm, 1.45 kg/s) 7.1E-04 Diameter og lengde på rør d = 150 mm, L = 560 m d = 150 mm, L = 300 m 250 mm på rør ut av ballong Trykk, temp P = 5 barg, T = 20 o C P = 5 barg, T = 20 o C P = barg, T = 80 o C Lekkasjevolum Rørvolum, (6.4 m3/h) = ca. 10 m3 (1 time) Rørvolum = ca. 10 m3 Rørvolum = ca. 10 m3 Rørvolum = ca. 6 m3 Rørvolum = ca. 6 m3 Rørvolum = ca. 6 m3 Fullt volum = 1040 m3 Kommentar BiOGAs-33xx-250 (lekkasjepunkter og trykk). Temperatur antatt (maks 50 C, men 20 o C ansett som mest optimalt for drift). I drift vil det bli viktig å sjekke flow rate (at denne er mindre enn 6.4 m3/h), og at det er satt in ESD ventil som stenger ved utløp fordamper ved raskt trykkfall. Trykk og temperatur benyttet I QRA for eksisterende LNG-terminal legger til grunn et trykk på 4 barg (senario 4 og 5). Da økt trykk kan gi større areal på risikokonturene er det valgt ett trykk på 5 barg, tilfelle det velges et noe høyere trykk i dette anlegget. I drift vil det bli viktig å sjekke flow rate (at denne er mindre enn 6.4 m3/h), og at det er satt in ESD ventil som stenger ved utløp fordamper ved raskt trykkfall. DNV GL Rapportnr , Rev. 2 Page 17

21 Beskrivelse av uønsket hendelse Lekkasje frekvens Diameter og lengde på rør Trykk, temp Lekkasjevolum Kommentar 18c Rupture full ballong 7.9E-05 Lekkasje rørstrekk fra/til gassballong til spraytørka 19a 19b 19c Gasslekkasje, liten (hulldiameter 60 mm) Gasslekkasje,medium 180 mm Gasslekkasje, stor og medium 190 mm mm 3.5E E E-04 d = 300 mm, L = ca. 135 (270 m t/r) d = 300 mm, L = ca. 135 (270 m t/r) d = 300 mm, L = ca. 135 (270 m t/r) P = barg, T = 80 o C P = barg, T = 80 o C P = barg, T = 80 o C 1200 nm3/t => 0.48 kg/s (ved 0oC og 1 atm) => ca m3/s (ved 80oC og 25mbarg), Utslipp = Rørvolum (85 m3) + flow (300s * 0.40 m3/s) = 205 m3 (254 kg) 1200 nm3/t => 0.48 kg/s (ved 0oC og 1 atm) => ca m3/s (ved 80oC og 25mbarg), Utslipp = Rørvolum (85 m3) + flow (300s * 0.40 m3/s) = 205 m3 (254 kg) 1200 nm3/t => 0.48 kg/s (ved 0oC og 1 atm) => ca m3/s (ved 80oC og 25mbarg), Utslipp = Rørvolum (85 m3) + flow (300s * 0.40 m3/s) = 205 m3 (254 kg) P&ID MA01-017, P&ID B1-001, og kommunikasjon med Borregaard (mail fra David A. G. Vaaler) P&ID MA01-017, P&ID B1-001, og kommunikasjon med Borregaard (mail fra David A. G. Vaaler) P&ID MA01-017, P&ID B1-001, og kommunikasjon med Borregaard (mail fra David A. G. Vaaler) DNV GL Rapportnr , Rev. 2 Page 18

22 7 RISIKOKONTURER RESULTATER I dette kapittelet presenteres resultatene. Oppsummert kan det nevnes at det nye LNG anlegget ikke resulterer i noen endring i FN-kurvene. Hovedbidraget til risikokonturene kommer ikke uventet fra lasting og lossing fra tankbil, i tillegg til lekkasje fra lagertank. Bidraget fra biogassklokka er derimot svært begrenset, og kanskje mindre enn forventet. Dette forklares med lavt trykk i gassballong. 7.1 FN-kurve samlede Figur 7-1 viser en sammenligning av FN-kurvene for, FA03, FA07, med eksisterende og nytt LNG anlegg og håndteringen av SO 2. Det nye LNG anlegget har ikke noe bidrag til FN-kurven. Figur 7-1 Samlet FN kurve for FA03, FA07, SO 2 håndtering og eksisterende LNG anlegg (nytt LNG anlegg og absoluttering har ikke bidrag til FN-kurven). 7.2 Risikokonturer nytt LNG anlegg og biogassklokke De overordnede risikokonturene for potensielle hendelser i nytt LNG anlegg og bidraget fra biogassklokka er presentert i Figur 7-2. Fra Figur 7-2 ser vi at konturene fra det nye LNG anlegget stort sett er innenfor området, kun en liten del av 10E-7 konturen som når litt på andre siden av veien nord på området ved C-port. Kanin-øre formen på 10E-5 konturene kan forklares med plasseringen av antennelsespunkter, ett rundt og på Alva, og det andre øret på parkeringsplassen der det foregår en del sveisearbeid. Hovedbidraget til risikokonturene for LNG anlegget kommer fra scenarioer knyttet til lekkasje fra lagertank, og lossing av LNG, se Figur 7-4. Bidraget fra gassklokka er presentert i Figur 7-3 og er DNV GL Rapportnr , Rev. 2 Page 19

23 sammenlignet med de andre senarioene relativt lite. Dette kan forklares med det lave trykket som er i gassballongen. I delkapittel ser vi de samlet risikokontur uten bidrag fra absolutteringsanlegget (da håndteringen av etanol ikke bidrar til konturer utenfor Borregaard sitt område, se også forklaring i rapportnr Rev.2 /6/). Sammenligningen av Figur 7-5 og Figur 7-6 viser forskjellen i risikonturene når den eneste endringen er å erstatte LPG anlegget med et LNG anlegg. Som vi ser av disse to figurene, beveger nå risikokonturene seg mer innover på Borregaard sitt område, og LNG utgjør dermed en mindre fare for 3. part enn det LPG anlegget gjorde. Figur 7-2 Risikokonturer for nytt LNG anlegg. DNV GL Rapportnr , Rev. 2 Page 20

24 Figur 7-3 Risikokonturer kun bidrag fra gassklokke. Figur 7-4 Risikokonturer kun lossing, scenario 11, 12, 13 og 14. DNV GL Rapportnr , Rev. 2 Page 21

25 7.2.1 Samlede risikokonturer, FA03, FA07, LNG (eksisterende og nytt anlegg) med/uten lagring av flytende svoveldioksid Figur 7-5 Samlede risikokonturer med håndtering av SO 2, FA03, FA07, LNG (eksisterende og nytt anlegg), uten bidrag fra absolutteringsanlegg. DNV GL Rapportnr , Rev. 2 Page 22

26 Sammenligning samlede risikokonturer med LNG vs. LPG Figur 7-6 Samlede konturer fra QRA for Borregaard Synthesis /7/med LPG, håndtering SO 2 og uten absoluttering. 8 KONKLUSJONER OG USIKKERHETER Det nye LNG anlegget skal erstatte et eksisterende LPG anlegg, og vil i så måte erstatte risikoen fra LPG anlegget. Det nye LNG-anlegget introduserer en annen risiko som vurderes i denne analysen (det er andre farer). LNG er lettere enn luft etter at den har fordampet og er varmet opp, mens LPG er tyngre. Som et resultat forventes det at det LNG både kan danne gass skyer med utstrekning langs bakken, som senere stiger, mens LPG sprer, som er tyngre, brer seg mer langs bakken. Fra et sikkerhetssynpunkt er det fordelaktig at gassen er lettere enn luft, da det er færre antennelsespunkter jo høyere gassen stiger. Sammenligning av Figur 7-5 og Figur 7-6 er utfordrende, da bidraget fra LPG i Figur 7-6 er basert på en analyse av et anlegg som står ferdig, mens Figur 7-5 er basert på midlertidige tegninger. Det kan derfor tenkes at det vil bli enklere og si noe om forskjellen mellom risikobidragene fra LPG og det nye LNG anlegget når det nye LNG anlegget står ferdig, og dersom det gjøres en gjennomgang av LNG analysen etter at anlegget står ferdig. Som nevnt tidligere er designet på det nye LNG anlegget i stor grad likt designet på det eksisterende LNG anlegget plassert nord-øst på Borregaard sitt område /8/, og farene knyttet til driften av det nye LNG anlegget er forventet å være relativt like farene som er vurdert for det eksisterende LNG anlegget. Konklusjonene og usikkerhetsmomentene som presenteres i dette kapittelet er dermed svært like konklusjonene i risikoanalysen for det eksisterende LNG anlegget, presentert i /8/. Følgende tekst er derfor i stor grad basert på den eksisterende LNG rapporten /8/. Det kan konkluderes med at dersom risikonivået for det planlagte LNG-anlegget måles mot typiske akseptkriterier for analyse av risiko for LNG-anlegg (beskrevet i kapittel 3), er risiko relatert til håndtering av LNG isolert sett ved nytt anlegg på Borregaard AS innenfor tolererbart nivå: DNV GL Rapportnr , Rev. 2 Page 23

27 Ingen tredjepart er dekket av den beregnede risikokonturen for 1,0x10-5 per år, fra det nye LNGanlegget Ingen permanente boliger er innenfor beregnet risikokontur for 1,0x10-6 per år fra det nye LNGanlegget Ingen skoler, sykehus eller barnehager er innenfor beregnet risikokontur for 1,0x10-8 per år fra det nye LNG-anlegget. Risikoen bør imidlertid alltid vurderes opp mot mulige reduserende tiltak, inntil risikonivået er så lavt som rimelig og praktisk mulig (ALARP). Disse konklusjonene må imidlertid vurderes i lys av usikkerheten i vurderingene som er gjort. Disse vil bli forklart nærmere i det neste kapittelet. 8.1 Relevante usikkerheter Risiko defineres ofte som en kombinasjon av sannsynlighet og konsekvens for uønskede hendelser, men begrepet kan tolkes langt videre. I denne analysen er risikoen fremstilt som sannsynligheter (frekvenser) for dødsfall relatert til håndtering av LNG. En tolkning av hva risiko egentlig innebærer er at risiko knyttet til en aktivitet er kombinasjonen av mulige fremtidige hendelser og deres konsekvenser, og tilhørende usikkerhet /1/. Resultatene av risikoanalysen, og dermed konklusjonene ovenfor må derfor vurderes i lys av usikkerheten i beregningene og vurderingene som er gjort. Usikkerheten kan være knyttet til antakelser, forenklinger og begrensinger i modellene, styrken av kunnskapen som benyttes eller i omfanget av risikoanalysen. Usikkerhet i antakelser er knyttet til bruk av lekkasjefrekvenser, tilstedeværelsen av ulike tennkilder i anlegget, befolkning og trafikk i nærområdet osv. Konstante tennkilder i området, i industribygg osv., samt trafikk, er modellert i henhold til nederlandske Purple book /17/. For tennkilder der Purple book ikke gir føringer, er ekspertvurdering benyttet. Effekten av gående personer med elektrisk utstyr uten ex-sertifisering eller potensielt annet varmt arbeid på uspesifiserte steder er ikke eksplisitt inkludert. Så langt det er mulig er offentlige kilder brukt til å spesifisere befolkningsdata og trafikkdata. Et annet usikkerhetsmoment er knyttet til prosessforholdene i LNG-anlegget. Ved oppgitt trykkforhold i anlegget er det antatt at væskefasen er i mettet tilstand ved et utslipp. Dersom trykk og temperaturforhold varierer drastisk fra dette, vil konsekvensmodelleringen påvirkes. Dette gjelder særlig for utslipp i væskefasen, der modellen er svært sensitiv rundt temperaturen ved metningspunktet. Ved eller over denne temperaturen vil utslippet raskt gå over i gassfase og slippes ut som en spray eller jet. Ved kaldere temperatur, vil en større mengde væske slippes ut og danne en dam rundt lekkasjestedet. Slik det er modellert i denne analysen vil LNG fordampe raskt, og større mengder væske samles ikke opp unntatt for de aller største lekkasjene. Det er forventet at en gasslekkasje formet som en jet vil ha lengre utstrekning enn ved en væskedam, og at resultatene dermed vil være konservative. I modellen beregnes lekkasjer som utslipp med konstant utslippsrate gjennom hele hendelsesforløpet (utslippet/lekkasjen). For lekkasjer som fores av en meget stor mengde gass i forhold til lekkasjeraten kan dette være en akseptabel tilnærming, da reduksjon i trykk vil ta lang tid. For situasjoner der initielt trykk gir en høy lekkasjerate i forhold til totalt volum, vil trykket i virkeligheten falle raskt og lekkasjeraten vil avta. De representative ratene i analysen er ikke spesifikke for LNG-anlegg, og det er usikkert hvor godt disse reflekterer typiske lekkasjerater ved LNG-anlegg. Siden de representative ratene for store lekkasjer også ligger nært den maksimale lekkasjeraten ved største mulige hulldiameter i rørseksjonene, er det forventet at en konstant lekkasjerate gir et konservativt estimat av de forventede konsekvensene ved slike utslipp. DNV GL Rapportnr , Rev. 2 Page 24