Søknad om samtykke til håndtering av farlig stoff for utvidelsen av LNG terminalen i MOSJØEN LNG fylling av LNG terminalen LNG overføring fra nye tanker til eksisterende tanker Denne søknad bygger på 17 Forskrift om håndtering av brannfarlig, reaksjonsfarlig og trykksatt stoff samt veiledning om innhenting av samtykke. Avaldsnes 20.11.2018 Ole Andreas Fagerland HMS Vedlegg: Vedlegg 1: Beredskapsplan Amanda Vedlegg 2: Risikoanalyse Vedlegg 3: Miljørisikoanalyse Vedlegg 4: Områdeklassifisering Vedlegg 5: P&ID Vedlegg 6: Situasjonsplan Vedlegg 7: Sikkerhetsdatablad LNG Vedlegg 8: Beskrivelse av Break Away kobling Vedlegg 9: Informasjon til befolkningen
Innholdsfortegnelse 1. Innledning... 3 2. Om Gasnor AS... 4 3. Definisjoner... 5 4. Lokalisering... 5 5. Arealdisponeringsplan... 7 6. Situasjonsplan... 13 7. Risikoanalyser... 16 7.1 Kvantitativ risikoanalyse... 16 7.2 HEMP... 18 8. Arealmessige begrensninger... 20 9. Informasjon til befolkningen... 21 10. Mengden av farlige stoffer... 21 11. Teknisk underlag... 22 12. Overordnet opplysninger om drift og vedlikehold... 31 13. Tidsplan... 33 14. Andre myndigheter... 34 15. Brannvern- og beredskapstiltak... 34 15.1 Tekniske sikkerhetsbarrierer, risikoreduserende tiltak... 34 15.2 Operasjonelle sikkerhetsbarrierer for anlegget... 36 15.3 Anleggets ulike driftsmodi... 36 15.4 Gasnor beredskap... 37 15.5 Industrivern, Brannvesen og Havn... 39 15.6 Veidekke Asfaltfabrikk... 42 15.7 DFUer... 44 15.8 Områdeklassifisering.... 45 16 Internkontroll... 47 17 Sikkerhetsrapport... 47 2
1. Innledning Denne søknaden gjelder for utvidelse av eksisterende LNG anlegg med tre tanker hver på 1000m 3. De nye tankene skilles fra eksisterende med mur for å hindre eskalering ved eventuell jet-brann. Totalt volum i anlegget blir da på 6415m3. Figur 1. Eksisterende LNG tanker med område for utvidelse skravert. 3
2. Om Gasnor AS Navn: GASNOR AS Hovedkontor: Helganesveien 59 Postboks 63 4299 AVALDSNES Organisasjons nr: 955431685 Regionskontorer: Karenslyst alle 2 0278 OSLO Solheimsgaten 11 5058 BERGEN Tlf. sentralbord: 815 20 080 Faks.: 55 21 43 01 Fylker: Rogaland, Hordaland og Oslo Kommuner: Karmøy, Bergen og Oslo. Gasnor AS ble etablert i 1989 og har vært operativ siden 1994. Gasnor AS ble fusjonert med Naturgass Vest AS fra 18.12.2004. Gasnor AS leverer naturgass både i rørgass og som høytrykksgass (CNG), samt som nedkjølt flytende naturgass (LNG) i bulk. Selskapet eier og drifter produksjonsanlegg for flytende naturgass på Kollsnes og Karmøy, og eier/ disponerer en rekke mottaksterminaler for CNG og LNG. Selskapet disponerer flere tankskip ( Pioneer Knutsen på 1100 m 3, «Cardissa» på 3000 m 3 og Coral Methane på 7500 m 3 ), 19 LNG hengere, 3 LNG containere og 6 CNG hengere. Gasnor er 100 % eid av Shell. 4
3. Definisjoner LNG Liquid Natural Gas (Nedkjølt til -160C) DFU Definerte farer og ulykkessituasjoner, utgangspunkt for scenarier. RAM Risk Assesment Matrix DEP Shell Group Design and Engineering Practices PBU Pressure Build up Coil HEMP Hazards & Effects Management Process LOPA Layers of protection analysis 4. Lokalisering LNG-terminalen er lokalisert på industriområdet til Alcoa Mosjøen sitt lukkede industriområde, tomt 15/152, som Alcoa Aluminium Mosjøen fester fra Statens skoger. 65.84964º N, 13.18612º Ø, 65 50 58.7 N, 13 11 10.0 Ø. Vefsen Kommune (1824) 8651 Mosjøen Plassering av kai som skal utvides. Se fig. 3 Eksisterende terminal Figur 2 Geografisk lokalisering av LNG terminalen 5
Figur 3. Utvidelse av kai er merket med rosa. Anlegget bygges inne på et regulert industriområde. Avstand til nærmeste 3. parts hus er ca. 500m. Kaiutvidelsen er et samarbeid mellom Alcoa Mosjøen og Mosjøen havn. Som en del av dette er eksisterende reguleringsplan oppdatert med utvidet havne område (skravert område vist i figur 4 under). 6
Figur 4 Reguleringsplan for området, Kilde: http://tema.webatlas.no/vefsn/planinnsyn 5. Arealdisponeringsplan Arealdisoneringsplanen er vedlagt som vedlegg 11 og et utsnitt av denne er vist i figur 5. Tilkomst til LNG terminalen er gjennom hoved innkjøringsport til Alcoa med oppstillingsplass i nordre ende av terminalen. Eksisterende fylleledningen går over bakken med ett kort stykke i kulvert ut til kaien til Veidekke. Kaien er ISPS og terminalområdet, utenom ISPS området har Alcoa tilgangskontroll for alt personell hele døgnet. Ny fyllelinje, merket med rødt i figur 5 viser traseen for ny fyllelinje ut til kai. Figur 4 viser utvidelsen av kaien. Den nye fyllelinjen går delvis i kulvert, noe like over bakken og en del langs transport belte til Alcoa. 7
Figur 5 Arealdisponeringsplan Det er gjort en grundig risikovurdering, samt flere befaringer og møter med involverte parter (Gasnor, Alcoa Mosjøen, Mosjøen Havn og ansvarlig prosjekterende Norconsult) for å finne best mulig egnet trase for fyllelinjen. Da vi er inne på et industriområde er det svært mange hensyn som man må ta i totalvurdering som annen aktivitet/logistikk, tilkomst osv. etter flere runder så er traceen, vist i bilde fig.6 under, den vi fant som den sikreste og beste løsningen. Det er en kombinert trace hvor det er lagt opp til kulvert i de områdene med høy trafikk, og over bakke der rørledning ligger beskyttet for annen trafikk og aktivitet. Det er både fordeler og ulemper med kulvert/over bakke. Rør ligger bedre beskyttet i kulvert, men man har ikke samme oversikt og kontroll av røret som når det ligger over bakke (visuell kontroll). Videre byr kulvert, spesielt inne på et industriområde som dette med mye intern trafikk, på logistikkproblemer ved graving da man hindrer annen transport som er helt nødvendig for å opprettholde bedriftens produksjon, herunder tilgang til kai og siloer på denne. 8
Figur 6 Rørtrace detaljert (rødt over bakke, grønt i kulvert) Nærmere beskrivelse av rørstrekk figur 6 er gitt under. Strekk 1: Rør over bakke, mellom tank A og B for påknytting mot eksisterende fyllerør på terminalen. Løsning valgt, da graving av kulvert her ville være både vanskelig og, sett i fra vårt synspunkt, ikke hatt noen umiddelbare fordeler sikkerhetsmessig. Strekk 2: Rør over bakke, på «bro» slik at man kan passere under med bil/semi. I dette området ligger vårt gassrør i bakken, samt høyspent til Veidekke sitt asfaltverk og vannrør. Kulvert her ville medført en lengre stans i leveranse til kunde, som trenger gass 24/7 og ikke har back up, samt 9
produksjonsstopp for asfaltverket. Videre er ikke dette et område med stor trafikk. Det er Gasnor som benytter dette for å kjøre rundt anlegget (kjører inn her) de få gangene vi er der med semi. Stekk 3: Rør over bakke på utside av eksisterende påkjørselvern. Ligger således godt skjermet. Det er lagt nye masser for stabilisering av grunn, samt nye fundamenter (betong og galvanisert stål) er opprettet. Strekk 4: Rør i kulvert. Dette er inn/utkjøring til Alcoas egen kai og er preget av høy trafikk. Kulvert ble her vurdert som den beste løsning. Kulvert har sikring mot oppdrift, samt drenering ut på laveste punkt Strekk 5: Rør over bakke, ligger beskyttet på baksiden av eksisterende conveyer. Rør ligger høyere enn conveyer, skjermet for annen aktivitet fra Alcoa kaien (kaikran ses i bakgrunn). I laveste ende (mot nord) har vi satt opp påkjørselvern (jersey blokker). I tillegg til Hazid, er det avholdt felles befaring med Alcoa og MIT for å komme frem til en sikker og akseptabel løsning Dette området som ligger lengst nord benyttes til containerlagring. Det vil i tillegg til påkjørselvern settes opp type refleksstenger/skilt fra båndkanal og nedover før oppstart.(se området med blå containere på bildet over, samt bilde under). Figur 7 område med container lagring (på bildet ses også kulvert fra transportbånd mot fyllearrangement, kai). 10
Figur 8 Påkjørselsvern for fyllerør Strekk6: Rør i kulvert. Dette er et område med en god del container transport. Røret ligger i kulvert helt frem til fyllearrangementet. Fyllearrangementet vil bli plassert ca 30m utforbi eksisterende hjørne på dagens kai, ca 50m inn for nytt ytterste hjørne. (Total kaiutvidelse utover er 80m) Selve fyllearrangementet vil bli beskyttet for annen aktivitet. Det er etablert påkjørselvern i betong rundt fyllearrangementet som EX sonene også er innenfor. Det vil også etableres tak og 11
videreføring av vegger oppover (beskyttelses hus) etter anbefaling fra DSB i felles møte og befaring i Mosjøen. Figur 9 Påkjørselvern/beskyttelse av Jetty arrangement på kai pr. uke 8. 2018 Det er gjort en detaljert gjennomgang med havn og Alcoa for å kartlegge hva som i dag lagres og er på kaiområdet, se figur nedenfor. Det er også gjort en egen vurdering av dette i den kvantitativerisikoanalysen, ref kapittel 7.6. Figur 10 Oversikt over kaiområdet 12
Figur 11 Rørtrace i 3D 6. Situasjonsplan Situasjonsplan er vedlagt som vedlegg 6 og et utsnitt av denne er vist i figur 13. LNG terminalens plassering er her vist med avstander til nærliggende virksomhet. 13
Figur 12 viser de tre nye tankene ved eksisterende tanker 14
Figur 13 Situasjonsplan, se vedlegg 6 for detaljer og målestokk. 15
7. Risikoanalyser 7.1 Kvantitativ risikoanalyse I denne studien har det blitt utført en kvantitativ risikoanalyse (QRA) av Gasnors LNG-terminal i Mosjøen, det vil si en oppdatering av eksisterende analyse med endringer inyttet til utvidelsen. En rekke farescenarioer har blitt identifisert, og risikoen har deretter blitt beregnet ved å studere frekvens og konsekvens for hvert scenario. Risikoen er presentert med risikokonturer, som beskriver sannsynligheten for at en person omkommer, gitt at denne personen oppholder seg hele døgnet, året rundt innenfor denne risikokonturen. Figur 14 Risikokonturer for LNG anlegget fra kvantitativ risikoanalyse. DSB sine akseptkriterier og definisjon av for indre, midtre og ytre soner er lagt til grunn, og resultater viser at risikoen ved dette anlegget er innenfor disse. Analysen peker på et ALARP tiltak, og dette er blitt tatt til følge i prosjektet. 16
Indre hensynssone skal i henhold til DSB i utgangspunktet kun begrenses til virksomhetens eget område. I midtre hensynssoner er det tillatt med offentlig vei, kai og lignende, mens boliger kun i helt spesielle tilfeller vil kunne aksepteres innenfor denne sonen. I den ytre hensynssonen er det tillatt med områder regulert for boligformål og annen bruk av den allmenne befolkning, inkludert butikker og mindre overnattingssteder. Skoler, barnehager, sykehus og lignende må plasseres utenfor den ytre hensynssonen. Risikoanalysen viser at den indre hensynssonen (grønn kontur) strekker seg noe utenom virksomhetens eget område, det vil si inn på Alcoa og Kolo Veidekke sitt areal. Det er ingen bolighus innenfor midtre hensynssone (rød kontur). Det finnes ingen spesielt sårbare objekter som skoler, barnehager, sykehus eller andre institusjoner innenfor ytre hensynssone (lilla kontur), og det finnes heller ingen bolighus i denne sonen. Delresultatene for analysen viser at det er selve tankfarmområdet som har det største risikobidraget. Dette skyldes store lekkasjefrekvenser sammenlignet med de andre systemene/operasjonene, og også noe høyere tennsannsynlighet nært dette området. Nærmeste tredjeperson er antatt å befinne seg i Havnegata. Dette er omtrent 300 meter sørøst for LNG- anlegget, og er utenfor 1E-07 risikokonturen (ytre hensynssone). PLL for operatører som er til stede under lossing av LNG er 4.2 10-6 per år, noe som tilsvarer ett dødsfall per omtrent hvert 240 000 år. PLL for operatørene som inspiserer LNG-anlegget er 8.4 10-6 per år, noe som tilsvarer et dødsfall omtrent hvert 120 000 år. Totalt sett for førsteperson er PLLverdien 1.26 10-5 per år, eller 1 dødsfall omtrent hvert 80 000 år. Menneskelig feil og eventuelle svakheter i organiseringen av drift og vedlikehold er ikke spesielt studert. Gode prosedyrer knyttet til drift, losseoperasjoner, vedlikehold, beredskap, osv. er nødvendig for at risikonivået skal være akseptabelt for LNG-terminalens levetid. Det er også gjort en vurdering knyttet til skillemur mellom eksisterende og nye tanker /oppsamlingsbasseng. Tankene kan bli utsatt for jetbrann med strålingsnivå opp mot 160 kw/m2, avhengig av værforhold. Det er anbefalt å etablere en mur som hindrer en direkte jet fra den ene siden av muren å treffe nærmeste tank på den andre siden av muren. Dette kan være en vinklet mur rundt tank E med lengde 5.5-6 m i begge retninger. En grov vurdering viser at en slik mur bør være ca. 4.7 m høy. 17
7.2 HEMP Gasnor har gjennomført en «Hazard and Effects Management Process» (HEMP) for terminalen i tråd med interne krav. Dette er en prosess definert av Shell som omfatter følgende obligatoriske steg for å kartlegge, vurdere og mitigere risiko: Steg Beskrivelse Leveranse 1 Identification of Hazards 2 Identification of Top Event 3 Identification of Consequences (Effects) and Assessment of Risks 4 Identification of Red and Yellow Risks 5 Hazard Analysis -Identification of Threats and Barriers (Control and Recovery Measures) 6 Maintaining the Integrity of Barriers (Controls & Recovery Measures), ALARP Determination 7 Identify Gaps, Remedial Actions and Documentation of ALARP Figur 15 Hazard and Effects Management Process. Denne analysen har dekket Prosesshendelser Maritim sikkerhet Vegtransport Sikring Helse Hazard and Effects Register Bow-tie/LOPA Hazard Control Sheets List of critical equipment, activities and processes Remedial Action Plan 18
Alle relevante farer blir klassifisert etter Gasnor RAM matrise for å avdekke potensialet, og krav til videre vurdering er gitt i Figur 16 under, med tilhørende akseptkriterier i Figur og Figur 18. Figur 16 Oversikt over ALARP prosess i Gasnor Figur 17 Gasnor/Shell kvantitative akseptkriterier 19
Figur 18 Gasnor/Shell akseptkriterier for barrieretelling. Resultatene er dokumentert i «Gasnor Terminal HSE Case», og er blitt godkjent av Gasnor anleggseier. Anlegget er designet og bygget etter Shell beste praksis for slike anlegg, det vil si relevante Shell Engineering Practice (DEP). 8. Arealmessige begrensninger Anbefalt sikringssone fra kvantitativ risikoanalyse rundt fyllepunkt for skip og slange på kai, er vist i grønt som Indre sikkerhetsområde i figur 19 under. Dette er 25 meter fra koblingspunkt. Kaien er ISPS område og dette området vil være sperret under operasjon, og vil ivareta kravet til Ytre sikkerhetsområde. Figur 19 Skipssoner 20
I en sone på 25 m rundt skipet skal det ikke være tennkilder, vist med lilla farge i figur 19. Eventuelt elektrisk utstyr skal være EX sikkert eller spenningsløst innenfor 25m sonen rundt skipet ved pågående losseoperasjon, merket grønn sirkel i figur 19. Det vil ikke bli tillatt med samtidige operasjoner fra kaien innenfor gjeldende sone når LNG fylling pågår. Det vil etableres klare rutiner for merking,skilt og sperring i samråd med Mosjøen havn for å sikre at kravene tilknyttet sonene ivaretas. Dette er nærmere beskrevet i avtalen med Mosjøen Havn, og vil også inngå som en del av Gasnors losseprosedyre. 9. Informasjon til befolkningen Alcoa har laget et informasjonsskriv med informasjons om LNG anlegget som er tidligere gitt til naboer og ligger ute på deres og kommunens hjemmeside. Informasjon om utvidelsen av anlegget er sendt til alle ansatte på Alcoa, og et innlegg i Helgelendingen informerte om utvidelsen av terminalen og ny kai med nytt fyllepunkt (vedlegg 10). Oppdatert Informasjonsfolder om anlegget med utvidelse er laget (vedlegg 9). Dette legges ut på Alcoas nettside når Alcoa skal oppdatere sin side, høsten 2018. 10. Mengden av farlige stoffer De nye lagertankene har en kapasitet på 3000 m 3 og ved 90% fylling blir da maksimal fylling 1190 tonn. Totalt vil anlegget ha plass til 2822 ton. Det overføres 21 tonn LNG for hver fylling fra bil til terminalen. Ved fylling av skip overføres opp mot maksimalt 2800 tonn. Delprodukter for LNG er gitt i figur 20. Komponent CAS-nr Metan 74-82-8 Etan 74-84-0 Propan 74-98-6 Butan 106-97-8 Figur 20 Delprodukter i LNG LNG består i hovedsak av metan (92 % - 98 %), etan (1 % - 7 %), nitrogen (1 %), propan (0,1 %) og spor av butan. For CAS-nr til de forskjellige stoffene, se Figur 20. I Figur 21 finnes utsnitt fra datablad som viser fareidentifikasjon for LNG. Temperatur på LNG er ca. 158 0 C. Ved høyere temperatur enn 110 0 C vil gassen stige til værs. 21
Kokepunkt: - 162 0 C. Fordampningsvarme: 122 kcal/ kg (0,51 MJ/kg). Fordampningsrate på vann: ca. 900 Sm 3 /h/m 2 Figur 21 Utdrag fra datablad for LNG Sikkerhetsdatablad finnes i vedlegg 7. 11. Teknisk underlag LNG bunkringsanlegget bygges etter følgende standard: EN 13645:2001. I avsnitt 7.6 omtales «Impounding basin» (oppsamlingsbasseng) for oppsamling av LNG om en lekkasje skulle oppstå. Ved å sette inn ESD ventiler så nærme utløpet av tanken som mulig er det tilstrekkelig bare lage et oppsamlingsbasseng som samler opp LNG til ESD ventilene har stengt. De nye tankene bygges sør for eksisterende tanker som Figur 22 viser. Det bygges først fundamenter som er designet for påkjenningene og tanken plasseres så på disse. Lagertanken har en kapasitet på 1000 m 3 hver. Størrelsen er valg ut fra et antatt behov og logistikk messige forhold. 22
Figur 22 Plassering av nye tanker med fundament Det bygges eget oppsamlingsbasseng for utvidelsen adskilt med mur fra eksisterende. Dette er vurdert som en bedre løsning for å unngå en eventuall eskalering om en lekkasje skulle oppstå. Alcoa er knyttet opp i mot vårt alarmsystem. Det vil si at dersom det skulle oppstå en ESD/alarm, utslipp, så vil de få alarm. Det vil være både gass, flamme og temperatur deteksjon tilknyttet lekkasje i nytt basseng (tilsvarende eksisterende). Røde sirener, samt lyd, vil varsle om eventuelle lekkasjer/esd flere steder inne på området. Dette alarmsystemet vil selvsagt oppdateres, slik at det også innkluderer deteksjon fra den nye delen/utvidelsen av anlegget. 23
Figur 23 Alarmsystem LNG, Alcoa Det er besluttet å sette opp en skillemur som skal forhindre eskalering ved eventuell jetbrann mellom eksisterende og ny tankfarm. Muren er 4,7m høy, vinklet og plassert i området mellom eksisterende og ny terminaldel (mellom tank E og F). Muren er basert på beregninger/heat og potensiell jet-eskalering. For nærmere detaljer, henvises det til kvantitativ risikoanalyse utført av tredjepart, ref kapitel 7. 24
Figur 24 Brannmur mellom eksisterende tankfarm og ny tankfarm Tanken er tilknyttet et rørsystem som håndterer LNG flyten inn og ut. De lengste strekkene med rør er isolerte for å unngå kuldetap. Alle uttak og inntak på tanken er utstyrt med helsveiste stengeventiler så nært tank som mulig. På uttak og inntak er det også sveiset inn automatiske ventiler som sikrer en hurtig avstengning ved hjelp av ESD systemet. Dette vil da isolere potensielle lekkasjer og redusere utslipp. Tankene er videre utrustet med fordampere som ved hjelp av styresystem og regulering kan regulere trykket i tanken. Systemet opererer automatisk for å sikre at vi befinner oss innenfor et trykkområde som er sikkert og operasjonelt fornuftig. Styresystemet håndterer hvilke operasjoner som kan benyttes samtidig, det vil ikke være mulig å samkjøre to operasjoner som kan påvirke hverandre negativt. Et eksempel på dette er fylling av tankene fra skip. Det vil ikke være mulig å fylle eksisterende 8 barg tanker samtidig som de nye 5 barg tankene. Dette sikres ved actuator styrte ventiler, trykkovervåkning osv. Fylling av LNG fra det nye fyllepunktet på ny kai er planlagt å være hovedforsyning, og eksisterende fyllepunkt vil bli brukt som reserveløsning for med Pioneer Knutsen som i dag. Det legges opp til minimal bruk av eksisterende kai når utbyggelsen er ferdig, men da Alcoa er 100% avhengig av LNG leveranse, så er det nødvendig å opprettholde eksisterende fylling som en «Back up» dersom det nye skipet ikke er tilgjengelig. Dette er således med på å sikre leveransen til Alcoa. En nedstenging på verket vil ha katastrofale økonomiske konsekvenser. 25
Det er to skip som er aktuelle for lossing i Mosjøen (Coral Methane og Cardissa). Størrelsen på skipene er lagt til grunn for valg av størrelse på lagertank og dimensjonering av rørdimensjon. Det er gjort egen Hazid med aktuelle parter (Alcoa, Mosjøen Havn, Norconsult, Gasnor) samt egen videreført/utdypende Hazid med Lloyds som innebefatter fyllerøret. Tankstørrelsen på Coral Methane er 7500m 3 og tankstørrelsen på Cardissa er 6.500m3. I begge tilfeller vil vi losse ca 5.000m3 til tankfarmen i Mosjøen. Gjennomsnittlig vil det bli i størrelsesorden 1 losseoperasjon i måneden, men dog med en oppbygging fra oppstart. De første to årene forventer vi henholdsvis 7 og 5 leveranser per år. Pioneer Knutsen vil fortsatt losse i Mosjøen og dekke det behovet kunden har, som vi ikke dekker vha import med de større skipene. Det vil også forekomme lossing/lasting med bil fra anlegget. Dersom det blir aktuelt med andre skip skal det gjennomføres en kompabilitetsstudie for å sikre at alle sider av kai, bunnforhold, overføringsssystemer ivaretas. Trykket i tankene som fylles, reguleres ved å benytte topp fylling (for å redusere trykket) og bunnfylling (for å øke trykket). Kald LNG vil da kjøle ned varm gass på toppen av tanken slik at gassen kondenseres og trykket reduseres. (NB. Det er ingen utslipp av gass). Det blir montert gassretur til ny kai. Gassreturen er kun koblet opp i mot eksisterende, 8 barg tanker, ikke til de nye 5barg lagertankene. Skipene er selvforsynt med trykk, og behøver således ikke gassretur, men for fleksibilitet i fremtiden vil det legges opp linje slik at den er klar dersom det skulle komme andre skip som trenger dette senere. De nye tankene vil være rene lagertanker. Terminalen vil således driftes som i dag, hvor det tas LNG Fra eksisterende tanker til fordampere og videre til rørnett kunde. Når eksisterende tanker er tilnærmet «tomme», vil LNG pumpes over fra de 3 nye lagertankene for å fylle opp eksisterende tanker og sikre videre levering til kunde. Det er installert flere tilbakeslagsventiler, actuatorventiler, trykktransmittere osv for å hindre backflow og eventuell «overtrykking» av 5 bars tankene. Både LNG fase og Gassfase er således adskilt (stengt) mellom 5 barg tanker og 8 barg tanker. Under fylling av de nye tankene vil tilkoblingen til de gamle således være stengt. Ergo, det vil ikke kunne fylles inn på begge tankfarmer samtidig. Det er selvsagt også transmitter overvåkning av tanktrykk, og «Fail safe» system som ivaretar dette. Når eksisterende tanker deretter nærmer seg tomme, vil skip komme og fylle opp tankene igjen. Først vil eksisterende tanker fylles opp. Når dette skjer er de nye lavtrykkstankene isolert/stengt. Det vil ikke være mulig å foreta fylling av eksisterende tanker uten at dette er ivaretatt. Hovedgrunnen til at de eksisterende tankene fylles først, er avkoket som vil oppstå ved nedkjøling av den nye fyllelinjen. Dette vil gasse inn på eksisterende høytrykkstanker, men da forbruket er meget høyt, så vil ikke dette ha noen negativ innvirkning på tankenes potensielle trykkøkning. (Forbruket er mye høyere enn avkoket). Når de 5 eksisterende 8 barg tankene er fyllt opp, vil man stanse transfer og isolere alle eksisterende tanker. Når dette er gjort vil 26
man kunne starte fylling av de 3 nye tankene. Dette vil ikke kunne skje uten at eksisterende tanker er stengt/isolert. Da er fyllelinjen nedkjølt, og avkok vil således være minimalt. (Vi ønsker å holde så lavt trykk som mulig på de nye 5 barg tankene). Eksisterende og de nye tankene vil være isolert fra hverandre på grunn av ulik trykklasse. Eksisterende tanker er 8 barg tanker og de nye lagertankene er 5 barg. Dersom trykket på de nye 5 barg tankene skulle stige/nærme seg 5 barg, er det lagt opp til å kunne ta avkok ut på eksisterende 4 barg nett til kunde for å redusere trykket. Det vil i så fall være snakk om svært små mengder, og bare ren gassfase. Dette vil være en ekstra barriere for å hindre at tankene når designtrykk og eventuelt medføre utslipp i sikkerhetsventilene. Rørnettet i dag ligger på ca 3,2-3,3 Barg. Det er også lagt opp til flowmåler på denne «avkoks back up» linja for hele tiden å se hva som går ut på linja. I tillegg er det lagt opp til egen fordamper og trim heater for å sikre varm gass før man kjører dette på rørnett. Forbruket til Alcoa er meget stort, og kontinuerlig, og således er ikke dette lille avkoket noe som vil ha noen merkbar påvirkning på rørnettet med tanke på trykk og temp. Det er dessuten kontinuerlig trykk og temperatur overvåkning på rørnettet, som gir alarm og stenger ned om verdiene skulle bli utenfor normalt område, slik som det også er i dag. Terminalen består av følgende hovedkomponenter som er vist på Figur 25 Nye LNG tanker på brutto 3x 1000m3 og normalt arbeidstrykk på 2-3 barg. Eksisterende LNG tanker på 5x 750m3 normalt arbeidstrykk 5-6 barg Fordampere for normal drift (til rørnett kunde). 1stk LNG pumpe for overføring av LNG mellom nye og eksisterende tanker. Eksisterende lastestasjon for overføring mellom tankbil og terminal DN 250 PUR isolert rør for overføring av LNG fra skip til anlegget Kai modul for overføring av LNG fra skip PBU kretser for å opprettholde trykk under normal drift Målesystem for inn og utlevering Trykkreduksjon til 4 bars nett. BOG (Boil of Gas)/Avkokslinje med fordamper, heater og flowmåler fra nye lavtrykkstanker til rørnett Eksisterende oppsamlingsbasseng 770m2 og 30cm dyp Oppsamlingsbasseng for nye tanker 350 m2 og 30cm dyp 27
Figur 25 Viser prinsippskisse for utvidet LNG terminal Laste og lossedimensjonering: Rustfri fleksibel overføringsslange på DN 200 blir tilgjengelig. Korrekt dimensjon på slange skal benyttes i henhold til fyllerate. Fra Pioneer Knudsen losses det med en rate på 200m 3 per time. Coral Methane losser med en rate på maks 900m 3 per time. Coral Methane har 2 pumper med losserate maks 450m3/hr hver. Losseraten vil derimot justeres etter hvor mange tanker man fyller inn på. Det vil også installeres orifice på de nye tankene (mekanisk begrensning/innsnevring) som hindrer for stor flow. 28
Det er vurdert slange/arm. Det er mange faktorer som her spiller inn, som hyppighet for ankomst skip, økonomi, sikkerhet, annen aktivitet på kai osv. havnen har hele tiden vært ganske klare på at de ikke ønsker at vi beslaglegger mer av havnen (i areal, høyde osv) enn strengt tatt nødvendig. På grunnlag av såpass få fyllinger (1 gang pr. måned), ønske om minst mulig arealbehov, har vi hatt flere runder med havna. Vi har landet på en løsning med slange, men at vi da gjør mange risikoreduserende tiltak. Coral methane har også kran, så de vil enkelt kunne håndtere slange i krybbe (slik vi gjør med Pioner Knutsen). Det er dessuten bare fylling inn på terminal, ikke noe uttak. Her er noen av de risikoreduserende tiltakene vi kommer til å ivareta: ESD-link (Skip land) Break Away kobling Deteksjon o Automatisk nedstenging Alarmsystem Nødstopper Prosedyrer Kontinuerlig overvåkning og kommunikasjon (folk, panel etc) Inngjerdet fylleområde Påkjørselvern Beredskapsrutiner/ordninger Trykkfrigjøring og purging av rør og slange ( til ESD ventil) før skip forlater kai Tilbakeslagsventiler på fyllelinje (ingen backflow) Overføringen med skip skjer via stålslanger som er testet og godkjent for formålet. I tillegg vil det legges opp til en Bi directional ESD-link (ref. turkis farge i figur 26 under) iht SIGTTO mellom skip og land. Dette vil muliggjøre stopp av fylling både fra skip og land, om en situasjon skulle oppstå som vil kreve dette. Foruten denne ESD linken, vil det også installeres en egen ESD1 - wire (grønn under). Denne er kortere enn ESD 2, som beskrives under. Denne er den korteste wire som først gir ESD og stenger ventiler og overførsel mellom skip og land om den skulle bli belastet (ved at skip flytter seg). Neste barriere er ESD2 som er relatert til slangen. Her er det en wire som er litt kortere enn selve fylleslangen. Om denne får en viss belastning (tilsvarende ca. 600kg) vil Break-Away kobling (wire pulled) løse ut slik at slangen «kobles fra», uten at det oppstår lekkasje. Dette er en sikring mot at 29
skip må forlate kai eller om det skulle oppstå unormale stor bevegelser i skipet. Nærmere beskrivelse av Break Away kobling. Se vedlegg 8 Det har vært mange diskusjoner, møter osv både internt og med Shell med tanke på vurdering av de ulike transfer prinsippene lastearm/slange system. Hvert system har sine fordeler og ulemper. Lastearm tar mye mer plass på kai (noe som er svært ugunstig og uønsket fra havnen sin side). Det har også en svært høy kostnad og krever mye vedlikehold. Det er således et mer komplekst system, som også har flere potensielle feilkilder. Tatt i betraktning at det legges opp til ca. 10-12 overføringer i året, mener vi at valgt løsning med slange, samt beskrevet ESD systemer er den beste løsningen totalt sett, og en like sikker løsning som lastearm. Den er mer fleksibel, mindre plasskrevende og et system som mannskap og landmannskap kjenner til fra før. Det er også utført egen Hazop på transfersystemet, vist i figur 26 under, for å sikre det tekniske samt barrierer. Systemet er også godkjent internt av Shell som ALARP med de barriene som her er nærmere beskrevet. Hazop er utført av Lloyds Register (samme som QRA). Figur 26 Prinsippskisse for transfersystem Ship/shore Selve fyllearrangementet på kai vil bli plassert på en betongplate (9x10m) med fall i mot midten, samt oppkant slik at man vil ha et oppsamlingsbasseng her som kaiarrangementet er plassert, samt påkobling av slangen er mellom land og skip. For nærmere grunnlag og beregning av fangdam og «spredning» henvises det til QRA. Utforming/løsning av fall på plate, høyde på oppkant/volum fangdam, er et resultat av Lloyds 3D simulering, hvor vi har hatt en tett dialog og revidering av tegningsgrunnlag for å finne den mest gunstige løsningen (for å redusere utbredelse av evt utslipp). Størrelsen på det avsperrede området innebefatter EX sonene. 30
Videre vil de støpes opp vegger på sidene som også vil virke som påkjørselvern. Selve kaiarrangementet vil «bygges inn» med tak med fall bakover/innover kai. Dette vil beskytte selve kaiarrangementet fra eventuell annen aktivitet/2. person, men også være en ekstra «barriere» ut i mot 2. person. Man vil kunne se og ha avgrenset et klart skille hvor EX sonene er (avsperret). Videre legges det opp til rømingsdører i 2 retninger, samt at det er åpent i mot kaikant. Videre vil det ivaretas sikt ut/inn i designet, slik at man ikke får en «bunkers» aktig «bygning», samt nødvendig «lufting» Et panel som viser trykk, nivå, ventilposisjoner, flow osv vil plasseres på kaien slik at personellet til en hver tid har oversikt over hva status er på tankfarm. Denne ser vi for oss å plassere like utenfor «kaibygget/beskyttelsen» i et type «busskur». Dette er viktig for at mannskap på land vil kunne ha en god oversikt over tankfarm, kaiområde, skip og dets mannskap og 2. part til en hver tid. 12. Overordnet opplysninger om drift og vedlikehold Gasnor er ansvarlig for drift og vedlikeholdet av anlegget. De ulike driftsmodi til anlegget er 1. Fylling av lagertanker fra skip fra ny kai 2. Fylling av lagertanker fra skip fra eksisterende kai 3. Fylling av lagertank fra tankbil og fylling av bil fra lagertank 4. Normal drift 5. Pumping av LNG fra nye tanker til eksisterende tanker. Terminalen er automatisert og utstyrt med fjernovervåking og er ubemannet i normal drift (driftsmode 4). Gasnor driftspersonell har til en hver tid tilgang til fjernovervåkingen, samt at det sendes ut alarmer på SMS til Gasnor driftsvakt ved avvik utover normale parametere. Ved operasjoner fra ny kai (driftsmodi 1) vil anlegget være bemannet, og Gasnor har inngått en avtale med Bilfinger Mosjøen for å ivareta dette. Operasjoner ved eksisterende kai (driftsmode 2) vil i fremtiden foregå som den gjør i dag, det vil si med mannskapet til Pioner Knutsen til stedet. Ved operasjoner som involverer tankbil (driftsmode 3) vil dette ivaretas som i dag av sjåfør. Ved overføring av LNG fra nye til eksisterende tanker (driftsmode 5) vil det være personell til stedet under deler av denne operasjonen. Vedlikehold vil bli gjennomført av Gasnor og våre godkjente underleverandører av denne typen tjenester. Dette arbeidet er underlagt Gasnor sitt styringssystem for HMSK, til eksempel arbeidstillatelser og tilhørende sikkerhetskrav, som håndheves av Driftsleder Terminaler. 31
Et hovedprinsipp er at alle som er involvert i drift og vedlikehold ved anlegget skal ha opplæring godkjent av Gasnor. Avtalen med Bilfinger Mosjøen omfatter 1. Tilsyn og vedlikehold 1.1. Periodisk kontroll av anlegget som dokumenteres i skriftlig rapport. 1.2. Feilsøke, re-starte eller sikre anlegget. 1.3. Utføre korrektive vedlikeholdsoppgaver etter avtale og godkjenning av Gasnor. 2. Drift 2.1. Overføring av LNG mellom tankene med hjelp av pumpe. 2.2. Assistanse ved Maritime operasjoner og lossing 3. Beredskap 3.1. Ved hendelser skal leverandør sikre område til Industrivern kommer på stedet. 3.2. Leverandør skal gi teknisk bistand til Industrivern og/eller kommunalt brannvern i samråd med Gasnor. 3.3. Leverandør har plikt til å varsle Gasnor vedrørende alle typer hendelser i henhold til varslingsplan. Ved overføring av LNG fra skip til tankfarm, ref. 2.2 over, vil anlegget være bemannet. Under hele losseoperasjonen vil det være en dedikert person på kaien og en dedikert person i tilknytning til tankanlegget. Disse kan ikke forlate området, men personell kan bytte posisjoner internt under oppdraget. Beskrivelse av denne aktiviteten All maritim aktivitet skal gjennomføres ihht Gasnor Terminal Information Booklet Utføre kontroll av kai etter sjekkliste. Klargjøre terminal for lossing etter sjekklister Fortøyning av skip Avsperring av kaiområde (ref 25m rundt fyllepunkt) Gjennomføre Ship Shore Safety Checklist i samråd med skip. Gjennomføre losseoperasjon ihht losseprosedyre. Ferdigstille Ship Shore Safety Checklist i samråd med skip. Frigjøre skip Ferdigstille kontroll av kai etter sjekkliste. Evt registreringer i sjekklistene, og arkivere dokumentasjon. Terminalen er Fail-safe som betyr at anlegget stenger ned uten noen form for menneskelig inngripen. Går strømmen og/eller styresignalet til ventilene bortfaller, stenges anlegget. Overfyllingsvern på tanken er ansett som en av de største risikoene for større mengder LNG ut av systemet. Derfor er det satt opp en rekke barrierer for å forhindre overfylling. For uten prosedyrer 32
for avlesing av nivå og kontroll av mengde levert fra trailer eller tankskip er det satt opp flere instrumenterte barrierer. Når det gjelder trailer fungerer de samme barrierene som for tankskip, men sannsynligheten for dette er regnet som liten, da en trenger 6 billass etter at tanken er full (90%) for at det i det heletatt skal komme opp i 100% fyllingsgrad. Fra båt er dette mulig med ett lass. Det er satt inn flere instrumenter for nivå og tanktrykk for hver tank som kontrolleres av kontrollsystemet og er uavhengig av hverandre. Dette er egne sensorer som kun har til hensikt å først gi alarm til personell, og deretter foreta en kontrollert nedstenging av operasjonen dersom personell ikke reagerer på alarm. Alle transmitterne har forskjellige funksjoner (Prosess eller Safety) og aktiveres på forskjellige nivåer/trykk. Hvis et parameter nærmer seg designgrense for operasjon av anlegget så genereres det nedstegning av anlegget og tankene isoleres for ytre påvirkning. Prosess og sikkerhetsfunksjoner er splittet i sin helhet i forhold til transmittere og PLS, i uavhengige system. Det er også utført SIL for anlegget. Dette er utført av samme firma som QRA, Lloyds Register. Det vil også innstalleres orifice (innsnevringer) som reduserer maks flow inn på de nye tankene som ekstra barriere mot overfylling. Det vil også bli montert temperaturelement i fakkel for å detektere om det kommer LNG. Det er montert inn tre stengeventiler i serie til tankskip og to til trailer, samt ESD link som vil gi ESD til båt eller trailer for nedstenging av pumper på fartøy eller trailer. Responstid for manuell aktivering er gitt i Risikoanalyse (QRA), vedlegg 1. Ventilene har lukketid på under 6 sekunder, ihht. interne krav. Gasnor utarbeider og følger opp alle prosedyrer for terminalen. Det vil bli utført opplæring ved endringer av prosedyrer og/eller personell. Prosedyrer for lasting og lossing fra trailer og tankskip skal være tilgjengelig til en hver tid. Lasting kan foregå hele døgnet. Gasnor benytter TAG basert vedlikeholdssystem som hjelper driftspersonell med å holde forebyggende vedlikehold. Kritiske komponenter i anlegget har sin vedlikeholds prosedyre i systemet. Systemet genererer arbeidsordrer ut fra vedlikeholds intervaller bestemt ihht. gjeldende regelverk, interne erfaringer og leverandørens anbefalinger. 13. Tidsplan No Aktivitet Plan 1 Oppstart grunnarbeider Q1 17 2 Grunnarbeider ferdig og herdet klar til mottak av tank Q2 2017 3 Mekanisk ferdigstillelse, klar for testing og Q4 18 comissioning. 4 Oppstart, inkludert NOBO godkjenning og CE merking Q4 18/Q1 19 33
14. Andre myndigheter Det er gjennomført forhåndskonferanse med Vefsn kommune, samt oppfølgingsmøte angående byggingen. Området er regulert til formålet, og det er søkt om byggetillatelse og tillatelsen foreligger, se Figur 27 for utdrag. Figur 27 Utdrag fra løyve til tiltak fra kommunen 15. Brannvern- og beredskapstiltak 15.1 Tekniske sikkerhetsbarrierer, risikoreduserende tiltak Det er gjennomført en rekke tekniske tiltak i design for å redusere risiko ved anlegget Tankdesign med doble tanker (inner- og yttertank) som er fylt med Perlitt i tillegg til vakuum som gir en god isolasjon for både kulde og varme (brann) Tennkildekontroll/Ex utstyr Fail/safe Helsveiste forbindelser Overfyllingsvern Deteksjon av gass, flamme og temperatur LNG terminal i anlegget og ved kai Passiv brannbeskyttelse Aktiv brannbeskyttelse Anleggsskilting Nødavstegning Inngjerding Påkjørselvern foran fyllepunkter, rør og rundt enden av tanken Vindpølse Eds linke mellom skip og land for manuell/automatisk nedstenging 34
ESD link melomskip og land ved at skipet glir fra kaien Breakaway kobling på fyllearrangementet for slange I tillegg til å ha isolerende effekt har også dobbelt skall på tank en passiv brannisolasjon, dette gjør at tanken kan motstå en brann lenger en om det hadde vært en enkel tank. I oppsamlings bassenget er bunnen hellende mot nordvest for at eventuell LNG skal renne bort fra tanken. Dette gjelder for begge tankgruppene. Bassenget til de nye tankene er adskilt med eget basseng fra eksisterende for å hindre eventuell eskalering av LNG lekkasje. Det blir montert gassdeteksjon for å stenge ned anlegget, samt temperaturelementer for å detektere eventuell høye og lave temperaturer som kommer fra en brann eller lekkasje. Dette er betraktet som den aktive brannbeskyttelsen. Det er tilgjengelig brannkummer og tilgang til slukkevann i nærheten av LNG anlegget og fyllepunktene på kai, figur 28. Ellers vil det plasseres pulverapparater på kai, 50kg, og i anlegg ved fyllepunkt for trailer. 35
Figur 28 viser brannkummer og hydranter 15.2 Operasjonelle sikkerhetsbarrierer for anlegget Følgende operasjonelle sikkerhetsbarrierer er på plass ved anlegget Adgangskontroll/ISPS Arbeidstillatelse/SJA/Sikkerhetssamtale Områdebegrensninger/sikkerhetsavstander tankfarm, fyllelinje og kai. System for gravetillatelse Lokale tilsyn- og vedlikeholdsavtaler Sporbart vedlikehold via Gasnors vedlikeholdssystem InforEAM Laste-, losse- og bunkringsprosedyrer. Fjernovervåkning av anlegge, inmkludert varsling via SMS til drifts vakt Gasnor 15.3 Anleggets ulike driftsmodi Anlegget har følgende driftsmodi 36
1. Fylling av lagertanker fra skip fra ny kai 2. Fylling av lagertanker fra skip fra eksisterende kai 3. Fylling av lagertank fra tankbil og fylling av bil fra lagertank 4. Normal drift 5. Pumping av LNG fra nye tanker til eksisterende tanker. Fylling av lagertank fra skip fra ny kai I en sone rundt fyllepunkt på 25 m skal det være kontroll på annen aktivitet og mulige tennkilder. Mulige elektriske tennkilder innenfor denne sonen som ikke er EX skal gjøres strømløse Dette punktet er fra punktet på kaien der fleksibel slange kobles til røret fra anlegget. Det er kun operatører som utfører bunkringen og mannskap, som er med i bunkringen som kan være innenfor denne sonen. Sonen skal sperres av og merkes med kjegler/sperreband. Også rundt skipet er det en sone på 25m som det ikke skal være annen aktivitet under lossing. Eventuelt elektrisk utstyr skal være avslått eller i EX utførelse. I denne sonen kan det lagres diverse matriell. Fylling av lagertanker fra skip fra eksisterende kai Som en backup løsning vil vi kunne bruke Pioneer Knutsen til å fylle anlegget slik som i dag. Det er kun Pioneer Knutsen som kan benytte eksisterende kai. Fylling av lagertank fra tankbil og fylling av bil fra lagertank Denne operasjonen utføres kun av sjåfør slik det gjøres på alle Gasnors terminaler. Også her er det en sone rundt fyllepunktet på 15m som skal sperres på samme måte for å hindre at andre personer eller trafikk kommer innenfor sonen. Normal drift Når anlegget er i normal drift er det ikke personer i anlegget. Hele området rundt tankene og fordampere er inngjerdet og portene er låst. Her er det bare driftspersonell for anlegget som har tilgang. I et område 25m rundt hele anlegget er det en sone hvor annen aktivitet er begrenset. Her er det ikke lov å lagre brennbart material og eventuell Krane aktivitet har store begrensninger. Pumping av LNG fra nye tanker til eksisterende tanker Dette er en operasjon som styres og gjennomføres av drift fra Bergen, og har en egen prosedyre. 15.4 Gasnor beredskap Gasnor har etablert et system som skal sikre at organisasjonen er i stand til å handle effektivt og hensiktsmessig for å redusere skadevirkninger som følge av uønskede hendelser. Dvs. hendelser som kan eller har rammet ansatte/innleide, allmennheten, materiell eller det ytre miljø. Beredskapsplanen skal også kunne ivareta eventuelle ondsinnede handlinger som brannstiftelse, sabotasje, hærverk, tyveri, eller andre kriminelle handlinger. 37
Gasnor jobber etter følgende tilnærming til prioritering i sikkerhetsarbeidet: Etablere et høyt nivå på teknisk sikkerhet i alle anlegg (teknisk sikkerhet) Rekruttere og utvikle driftspersonell med god operativ kompetanse (operasjonell sikkerhet) Etablere hensiktsmessige prosedyrer og trene atferd i forhold å begrense skadevirkninger ved uønskede hendelser (beredskap). Krav til innsats vil variere med hvor hendelsen inntreffer, når den inntreffer og type hendelse. HMSsjef er ansvarlig for at planen oppdateres og gjøres kjent for relevante parter. Denne beredskapsplanen gir retningslinjer for beredskapsarbeidet på alle Gasnor sine anlegg og operasjoner, se vedlegg 1 Beredskapsplan. Alle Gasnor sine anlegg er beskrevet i styringssystemet i Qualiware. Gasnor har i tråd med beredskapsplanen en Driftsvakt og en Lederstøttevakt som er tilgjengelig 24/7. Roller og ansvar er beskrevet i beredskapsplanen. Gasnor har ikke eget industrivern og har ikke dimensjonert personell til aktiv bekjempelse av hendelser i ustabile anlegg/ operasjoner. Derfor er hovedfokus varsling og sikring. En eventuell bekjempelse eller redning i ustabile anlegg/operasjoner skal ledes av profesjonelt brannvesen. Gasnor vil i denne sammenheng bidra som teknisk støtte og kjentmann. For anlegget i Mosjøen har Gasnor en Driftsvakt som vil samarbeide med Alcoa Mosjøen Industrivern og Vefsn Brannvesen ved en beredskapsituasjon. I tillegg vil ulike aktører som opererer anlegget ha en rolle i varsling og sikring, det vil si sjåfører, båtmannskap og operatører/driftsteknikere. Anlegget er bygd etter et feil safe prinsipp. Det vil si at ved en hendelse/deteksjon vil anlegget stenge ned og lukke alle automatiske ventiler. Alle alarmer går til Gasnor Driftsvakt som igjen vil kalle ut nødvendige mannskaper. Alarmen fra temperaturelementet i bakken, som indikerer LNG lekkasje, går direkte til portvakt og Veidekke. Portvakten får alarmen opp på en skjerm som gir oversikt over alarmer i anlegget, og utenfor dagtid blir denne alarmen videresendt til Salten Brannvesen (110 Bodø). Alarmen gir lydalarm og blinkende rødt lys ved anlegget, Veidekke sitt anlegg, transportbånd, ved bilveg og i produksjonshaller nærmest anlegget. Kolo har mønstringspunkt mot nord vest hvor hentes med bergingsbåten til brannvesenet. Se kapittel 15.4 for roller og ansvar til Alcoa Mosjøen Industrivern, Havn og Vefsn Brannvesen, samt kapittel 12 for Bilfinger. 38
15.5 Industrivern, Brannvesen og Havn Alcoa Mosjøen industrivern Gasnor og Alcoa Mosjøen Industrivern har inngått en skriftlig avtale om beredskapsamarbeid som beskriver partene sine forpliktelser. Industrivernet forplikter seg til Ha døgnkontinuerlig beredskap for brannvern. Dette inkluderer tungt slokkemateriell og mannskaper for røykdykkerinnsats. Implementere og vedlikeholde tiltakskort for førsteinnsats på objektet mht. områdesikring, evakuering og skadebegrensning. Overholde industrivernets generelle krav til utrykning fra Alcoa brannstasjon innen 5 min. etter varsling. Gjennomføre situasjonsbestemt innsats i samsvar med Gasnor sine rådgivere. Delta på nødvendig opplæring i regi av Gasnor. Gjennomføre øvelser for alle innsatslag (totalt 60 innsatspersoner) hvert 3.år. der det som et minimum øves på momentene i tiltakskort. Gasnor forplikter seg til Opprettholde et høyt sikkerhetsnivå på anlegget i tråd med gjeldende regelverk. Gjennomføre og dokumentere relevante risikoanalyser for anlegget. Stille med fagressurser overfor Industrivernet ved hendelser knyttet til håndtering, transport og lagring av LNG på Alcoa sitt område. Ha en døgnkontinuerlig beredskapsledelse tilgjengelig ved hendelser på anlegget. Informere Industrivernet når det gjelder vesentlige endringer ved anlegget eller driftsrutinene som gjelder på anlegget. Tilføre innsatsmannskapene i Industrivernet den nødvendige kompetansen som kreves for å kunne yte sikker innsats på anlegget ved hendelser. Stille med helårs uttak/tilkobling for slokkevann Alcoa Mosjøen Industrivern sine tilgjengelige ressurser er: 1. Vert vaktlagene består av 8 10 personer og i tillegg daglag med 4 personer, og stab som består av 7 personer 39
2. Hydranter og vannuttak fordelt over hele verksområdet slik at alle områder har tilgjengelig slokkevann innenfor 100m avstand. 3. Brannbil med vanntank og pumpe, 2 stk normalutlegg m/tilsammen 400 m fødeslanger, 6 stk røykdykkersett med 2 ekstra flasker, vannkanon, vannvegg og skumutlegger med 75 liter skumvæske, 36 kg pulver, 10 kg CO2. 4. Redningsbil med 1 stk normalutlegg med 100 m fødeslanger, 3 stk røykdykkersett + div utstyr for rednings og sikringsoppgaver. 5. På brannstasjon er det brannpumpe, 2stk lensepumper, 3 x 100 kg pulverapparater, 50 m arbeidsslanger, 100 m fødeslanger, 200 l skumvæske, 3 stk kjemikaliedrakter, personlig røykdykkerutstyr for 46 røykdykkere, redningsutstyr. Industrivernet har utarbeidet et tiltakskort for aksjon ved en hendelse i LNG anlegget, inkludert kai, sammen med Vefsn Brannvesen. Vefsn Brann- og Redningstjeneste Gasnor og Vefsn Brann- og Redningstjeneste har inngått en skriftlig avtale om beredskap samarbeid som beskriver partene sine forpliktelser for LNG-terminalen. Vefsn Brann- og Redningstjeneste forplikter seg til Overholde kravet til innsatstid på objektet (10 min fra call-out) Gjennomføre situasjonsbestemt innsats i samsvar med Gasnor sine rådgivere. Bistå med skumlegging av anlegg/oppsamlingstanker ved behov. Delta på nødvendig grunnopplæring og årlige kjenmannsrunder/interne øvelser. Utstyre innsatsmannskaper med EX-godkjente radioterminaler. Sørge for tilsrekkelig forbruksmateriell som AFFF-skum på lager til enhver tid. Gasnor forplikter seg til Opprettholde et høyt sikkerhetsnivå på anlegget i tråd med gjeldende regelverk. Stille med fagressurser overfor Brann- og Redningstjenesten ved hendelser knyttet til håndtering, transport og lagring av LNG. Ha en døgnkontinuerlig beredskapsledelse tilgjengelig ved hendelser på anlegget. Informere Brann- og Redningstjenesten når det gjelder vesentlige endringer ved anlegget eller driftsrutinene som gjelder på anlegget. Tilføre innsatsmannskapene i Brann- og Redningstjenesten den nødvendige kompetansen som kreves for å kunne yte sikker innsats på anlegget ved hendelser. Stille med helårs uttak/tilkobling for slokkevann 40
Gasnor og Vefsn Brann- og Redningstjeneste har også en skriftlig avtale som gjelder bruk av brannog redningsbåt der redningstjenesten også skal stille med godkjent båtfører. Vefsn Brann- og Redningstjeneste sine tilgjengelige ressurser er: Deltidsbrannvesen med 20 mann fordelt på 4 vaktlag, de går vakt fra mandag kl 18:00 og til neste mandag kl 18:00. På stasjonen er det er 1 mann på vakt hele døgnet.i tillegg er det fast(-e) utrykningsleder/røykdykkerledere og overbefal. Ved utrykning rykker det ut 7 mann. 5 brannkonstabler, 1 utrykningleder og 1 overbefal. G-11: Brann- og redningsbil 2500 liter vann / 200 liter A-skum (2014-mod) G-12: Brann- og redningsbil 2200 liter vann / 200 liter AFFF-skum (1999-mod) G-14: Vanntankbil 12.000 liter vann (2009-mod) G-13: Brannlift/Høyderedskap 32 meter (2014-mod) Diverse brannpumper, slangemateriell mm. Brann- og redningsbåt 840 Polarcirkel (2013-mod)1 stk motorsprøyte + 2 mindre bærbarepumper Ved behov kan brannbil fra flyplassen rekvireres. Utstyr for skummlegging av LNG anlegget, ref avtale. Mosjøen Havn Det er Mosjøen Havn som styrer skipstrafikken tilknyttet havnebassenget ved ny kai. De aktuelle agentene tar kontakt med havnen for nærmere avtaler, og havnen sikrer at de har nødvendige ISPS kvalifikasjoner, mannskapslister osv. De båtene/rederiene som eventuelt ikke har agent tar direkte kontakt med havna. Selve plassering av skipene ved Mosjøen Havn fastsettes av havnen. Skipet vil ha los ved ankomst. Gasnor må varsle havna i forkant før hver ankomst. I dag er det 4 båter som går fast til havna (Alcoa skip) i tidsperioden søndag-onsdag, og dagene imellom er tilgjengelige dager. Gasnor har inngått en avtale med Mosjøen Havn som beskriver bruk av kaiområdene og sikringssoner under lossing. Denne avtalen beskriver også beredskapsoppgavene til Alcoa Mosjøen Industrivern og Vefsn Brann- og Redningstjenesteknyttet til LNG-terminalen, inkludert operasjoner på kaien. Denne avtalen henviser også til Gasnor sin driftsavtale med Bilfinger med hensyn til klargjøring av kai før ankomst, fortøyning/løskast og å operere/overvåke anlegget under lossing, inkludert oppkobling/frakobling av losseutstyr. 41
Avtalen med Mosjøen Havn beskriver videre de forskjellige ansvarsområdene til begge parter. Dette inkluderer hvilke begrensninger som skal ligge til grunn under skipstransfer, innenfor de ulike sonene, og hvordan dette skal sikres og de ulike parters rolle. 15.6 Veidekke Asfaltfabrikk Veidekke Industri AS (DVI) driver asfaltproduksjon i en fabrikk som ligger ved LNG tankfarmen, se arealdisponeringsplan figur 5. Gasnor har siden Mars 2017 involvert Veidekke sin lokale representant ved anlegget i relevante informasjonsmøter, risikovurderinger og planprosesser. Asfaltproduksjon drives med grunnlag i avtaleverk inngått mellom VDI og Alcoa Mosjøen. Dagens virksomhet består av asfaltproduksjon med gjennomsnittlig produksjon på ca. 50-60 000 tonn pr. år til kunder i området Søndre Helgeland. VDIs produksjonssesong varer fra ca. mai-desember. Vedlikehold av fabrikk og bitumendepot foregår normalt i perioden februar-april. Transport av ferdig asfalt foregår pr. lastebil eller asfaltbåt (20-30%) avhengig av oppdragssted. VDI har også et bitumendepot med totalt ca. 3 100 tonn lagringskapasitet for bitumen. Depotet forsyner asfaltfabrikken i Mosjøen samt asfaltfabrikken i Mo i Rana. Transport av bitumen ut fra depot foregår med bil til Mo i Rana. For leveranser til fabrikk i Mosjøen er det direkte overførsel via rørledninger. På asfaltfabrikken og depotet er det følgende bemanning: 2 faste ansatte som er operatører og laster fabrikken med råvarer. 1 fast ansatt laborant som følger produksjonen. Evt. korttidsansatte for kjøring av hjullaster ved større produksjonsvolumer eller natt- og dagkjøring. Personellet bruker standard personlig verneutstyr ved utførelse av vedlikeholdsoppgaver. Anlegget har brannslukkere plassert rundt på fabrikken og gar lyd- og lyssirener for varsling av ulykker. I den eksisterende reguleringsplanen er området regulert for asfaltverk og LNG anlegg. Veidekke Industri AS er blitt gjort kjent med at LNG anlegget sin indre hensynssone går inn på deres anlegg sitt område. Den indre hensynssonen legger ikke begrensninger på det å drive et asfaltverk på området, det inkluderer personell som tilhører drift og støttefunksjoner, til eksempel laborant. Veidekke Industri AS er informert om at det å starte en annen aktivitet på området som innebærer faste kontorplasser innenfor den indre hensynssonen ikke vil være forenlig med risikoanalysen som ligger til grunn for det utvidede anlegget, og heller ikke dagens avtale med Alcoa Mosjøen for disponering av tomten. 42
Veidekke Industri AS har kommet med tre innspill vedrørende utvidelsen av anlegget. Gasnor har vurdert disse og kommet frem til følgende konklusjoner: 1. «Eksisterende mur må vurderes for å avklare om den vil kunne fungere som sikkerhetsbarrierer også etter utvidelsen.» Eksisterende mur dekker også området foran de nye tankene. Eksisterende mur vil således virke som en barriere mot eventuell eskalering begge veier på samme måte for de nye tankene, som for de eksisterende. Det er ikke mulig å utvide denne muren videre videre ut mot elven (vest), da dette vil medføre at man sperrer veien for inn/utkjøring til Kolo. Det vil heller ikke ha noen hensikt, da man er utenfor tankfront områdene, se figur under. Figur 29 Eksisterende mur mellom LNG tankfarm og Veidekke Industri. 2. «Det må bygges en hensiktsmessig mur på vestsiden av LNG-anlegget, for å ivareta sikkerheten til transport inn/ut fra vår asfaltfabrikk og for å sørge for at driften av asfaltfabrikken ikke berøres negativt av utvidelsen.» All rørføring og ventiler/lekkasjepunkt er plassert i front av tankene, det vil si mot eksisterende mur/nord. En mur langs veien vil således ikke hjelpe nevneverdig for annet enn påkjørsel. En eventuell mur langs veien vil også redusere sikten og oversikten inn mot anlegget. Muren som er plassert i bakkant (sør) av tankene er rent påkjørselvern. Det vil settes opp autovern langs hele vestsiden av tankene for å beskytte disse mot ytre påvirkning/kollisjon. Tankene står også mange meter utenfor selve veien, så sjansen for kollisjon med tankene er lav. Tankene er også dobbelskallet, det vil si at man har en ytre og en indre tank i tillegg til skott langs lengderetningen. 43
3. «Sikker og trygg evakuerings-/rømningsbåt fra møteplassen ytterst på neset. På grunn av værforholdene må denne båten stå på land, og enkelt kunne sjøsettes ved hjelp av kran/davit eller lignende.» Som beskrevet i kapitell 15.5 har Gasnor og Vefsn Brann- og Redningstjeneste en avtale som gjelder bruk av brann- og redningsbåt der redningstjenesten stiller med godkjent båtfører. Dette vurderes å være en bedre løsning da dette sikrer både tilgjengelighet, kompetent båtfører og at fartøyet er i forskriftsmessig stand. Erfaring fra øvelser viser at dette er en løsning som fungerer. 15.7 DFUer Som beskrevet i kapittel 7 er det utført en risikoanalyse ihht. Gasnor/Shell sin HEMP prosess der identifiserte prosess senario er analysert. De mest kritiske prosess senarioene er analysert ved hjelp av en LOPA analyse der krav til barrierer, identifisering av sikkerhetskritisk utstyr og sikkerhetskritiske operasjoner er gjennomført. Analysen dokumenterer at anlegget er ALARP ihht. Gasnor/Shell sine kriterier. Prosess senarioene med storulykke potensial som er vurdert er gitt i figur 29 under. Trusler Static Tank overfilling from trucks Hose failure for trucks and ship transfers Drive away Ship away Valve failure (leak) on static tank Overpressure of terminal piping by trailer pump Overpressure of static tank by trailer pump without overfilling (bottom loading) Overpressure of static tank by CM or PK pump without overfilling (bottom loading) Overpressure of static tank by PBU Inadvertent opening of truck transfer/tank vent (vent used for hose purging) Inadvertent opening of jetty vent (vent used for hose purging) Figur 29 Prosess senarioene med storulykke potensial Omfang Terminal Terminal Trailer transfers Ship transfers Terminal Trailer offloading Terminal PK and CM offloading Terminal Terminal Bunkering and ship offloading 44
Alle disse scenariene er vurdert mot akseptkriteriene i Figur 17og 18 (LOPA criteria). Se også risikoanalyse utført av Lloyd`s Register vedlegg 2. 15.8 Områdeklassifisering. I vedlegg 4 finnes områdeklassifiseringen. Den beskriver hvor på anlegget, angitt som avstander fra gitte potensielle utslippspunkter som kan forekomme under normal drift. 45
Figur 30 Områdeklassifisering, ex soner (se også vedlegg 4) 46