Søknad om samtykke til håndtering av farlig stoff på CCB Mongstad med Konsekvensutredning

Søknad om samtykke til håndtering av farlig stoff på CCB Mongstad med Konsekvensutredning LNG fylling av bunkringsstasjon LNG bunkring av frakteskip Denne søknad bygger på 17 Forskrift om håndtering av brannfarlig, reaksjonsfarlig og trykksatt stoff samt veiledning om innhenting av samtykke. Avaldsnes 06.02.2017 Ole Andreas Fagerland HMS Vedlegg: Vedlegg 1: Risikoanalyse Vedlegg 2: Miljørisikoanalyse Vedlegg 3: Beredskapsplan Amanda Vedlegg 4: Eksplosjonsverndokument Vedlegg 5: Områdeklassifisering Vedlegg 6: P&ID og C&ED Vedlegg 7: Situasjonsplan Vedlegg 8: Arealdisponeringsplan Vedlegg 9: Informasjon til befolkningen Vedlegg 10: Sikkerhetsdatablad LNG

Innhold 1. Innledning... 4 2. Om Gasnor AS... 5 3. Definisjoner... 6 4. Lokalisering... 6 5. Arealdisponeringsplan... 9 6. Situasjonsplan... 10 7. Risikoanalyser... 12 8. Arealmessige begrensninger... 16 9. Informasjon til befolkningen... 17 10. Mengden av farlige stoffer... 17 11. Teknisk underlag... 18 12. Overordnet opplysninger om drift og vedlikehold... 20 13. Tidsplan... 22 14. Andre myndigheter... 22 15. Brannvern- og beredskapstiltak... 23 15.1 Tekniske sikkerhetsbarrierer, risikoreduserende tiltak på... 24 anlegget... 24 15.2 Operasjonelle sikkerhetsbarrierer for anlegget... 25 15.3 Det vil bli etablert sikkerhetssoner for alle driftsmodi... 25 15.4 Ressurser ved basen og lokalt brannvesen:... 26 15.5 Gasnors beredskapsplan Amanda.... 27 15.6 DFUer... 27 15.7 Områdeklassifisering.... 28 15.8 Internkontroll... 29 15.9 Sikkerhetsrapport... 30 16 Konsekvensutredningen... 31 16.1 Innledning... 32 16.2 Redegjørelse for tiltaket... 32 16.3 0-alternativet... 33 2

16.4 Tidsplan for gjennomføring... 33 16.5 Nasjonale- og lokale miljømål... 33 16.6 Offentlige og private tiltak som er nødvendige for... 34 gjennomføringen... 34 17 Opplysninger om Gasnor... 34 18 Hva er LNG... 34 19 Lovverkets krav til konsekvensutredning... 34 20 Lokalisering... 34 21 Beskrivelse av anlegget... 34 21.1 Design og prosjektering av anlegget... 35 21.2 Sikker drift av anlegget... 35 22 Krav til konsekvensutredning... 35 22.1 Rammer for konsekvensutredning... 36 22.1.1 Kulturminner og kulturmiljø... 36 22.1.2 Naturmangfold, jf. Relevante bestemmelser i naturmangfoldloven... 36 22.1.3 Friluftsliv... 36 22.1.4 Landskap... 36 22.1.5 Forurensning... 36 22.1.6 Vannmiljø... 36 22.1.7 Sikring av jordressurser... 36 22.1.8 Samisk natur- og kulturgrunnlag... 36 22.1.9 Transportbehov, energiforbruk og energiløsninger... 37 22.1.10 Beredskap og ulykkesrisiko... 37 22.1.11 Mulige trusler som følge av klimaendringer, herunder risiko ved havnivåstigning, stormflo, flom og skred... 37 22.1.12 Befolkningens helse og helsens fordeling i befolkningen:... 37 23 Konsekvensutredning... 37 23.1 Forurensning (Utslipp til luft, herunder klimagassutslipp,... 37 forurensning av vann, grunn og støy)... 37 23.2 Vannmiljø, jf. Relevante bestemmelser i vannforskriften... 38 3

23.3 Støy... 39 23.4 Transportbehov, energiforbruk og energiløsninger... 39 23.5 Beredskap og ulykkesrisiko... 39 23.6 BKK kommentar til KU... 39 1. Innledning Denne søknaden gjelder for overføring av LNG fra trailer og tankskip til bunkringsstasjonens lagertank og fra samme lagertank til skip. Det skal ikke bunkres passasjerskip. Denne søknaden stiles til Direktoratet for samfunnssikkerhet og beredskap (DSB). 4

2. Om Gasnor AS Navn: GASNOR AS Hovedkontor: Helganesveien 59 Postboks 63 4299 AVALDSNES Regionskontorer: Karenslyst alle 2 0278 OSLO Solheimsgaten 11 5058 BERGEN Tlf. sentralbord: 815 20 080 Faks.: 55 21 43 01 Fylker: Kommuner: Rogaland, Hordaland og Oslo 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 2 tankskip ( Pioneer Knutsen på 1100 m 3 og Coral Methane på 7500 m 3 ), 19 LNG hengere, 3 LNG containere og 6 CNG hengere. Eierstruktur: Shell 100 %. 5

3. Definisjoner LNG CCB CNG DFU MUD RAM DEP PBU HEMP LOPA Liquid Natural Gas (Nedkjølt til -160C) Coast Central Base Compressed Natural Gas (Trykk opp til 250bar) Definerte farer og ulykkessituasjoner, utgangspunkt for scenarier. Boreslam fra Nordsjøen Risk Assesment Matrix Shell Group Design and Engineering Practices Pressure Build up Coil Hazards & Effects Management Process Layers of protection analysis 4. Lokalisering Mongstad Base Gnr: 127 Bnr: 91 UTM32 N: 60 47 53 UTM32 Ø: 5 4 18 Lindås Kommune (1263) 5954 Mongstad Adresse til Mongstad Base administrasjonsbygg Mongstadbase AS Mongstad Sør 5954 Mongstad Utsnitt fra kart er gitt i Figur 1. 6

Statoils raffineri på Mongstad CCB Mongstad Base Figur 1 Geografisk lokalisering av LNG bunkringsanlegget LNG overføringen vil foregå på ny kai som er under bygging på CCB Mongstad. Ny molo med kai er vist på Figur 2. Figur 3 viser henholdsvis 50, 100 og 200 meter avstander. Figur 4 viser regulert område. 7

Figur 2 viser hvor bunkringsanlegget skal ligge på baseområdet Figur 3 50, 200 og 300m avstander fra fyllepunkt på kai. 8

Figur 4 viser regulert område for basen og plassering av LNG anlegget Anlegget bygges inne på regulert baseområde. Nærmeste kontor med basens ansatte er i ytre kant av 200m sirkelen vist i fig 3.. Avstand til nærmeste 3. parts hus er ca. 1000m 5. Arealdisponeringsplan Arealdisoneringsplanen er vedlagt som vedlegg 8 og et utsnitt av denne er vist i figur 5. Tilkomst til LNG terminalen er gjennom hoved innkjøringsport til baseområdet og ut på merket vei rundt tanken med oppstillingsplass i nordøstre ende av terminalen. Fylleledningen går i kulvert under veien og ut til kai 6. Hele området er ISPS og har tilgangskontroll for alt personell hele døgnet. Annen aktivitet her er fylling av metanol og dieselolje. Fyllepunktet for disse er plassert med ca. 5 m avstand mot sør og nord for LNG fyllepunktet. Det er ikke mulig å plassere to skip på denne kaien for samtidig operasjon av disse. Det er satt opp inngjerding rundt oppsamlingsbassenget der pumper, ventiler og rørforbindelser er plassert. I arealdisponeringsplanen, Figur 5, er det anvist plassering av brannkummer og brann utstyr, påkjørselvern i bakkant av tank og for kai modul. Brannvann tas fra ferskvannssystemet på basen. Det er satt opp pulverapparat ved fyllepunkt på kaien og ved fyllepunkt for bil. Det blir plassert et 50 kg apparat på kai og et 25kg apparat oppe i terminalen. Det vil også bli plassert et 12kg apparat ved kontrollrom. Det vil bli plassert slange og strålerør ved kontrollrommet. 9

Figur 5 Fjernet 6. Situasjonsplan Situasjonsplan er vedlagt som vedlegg 7 og et utsnitt av denne er vist i figur 6. LNG terminalens plassering er her vist med avstander til nærliggende virksomhet. Avstander til andre relevante bygninger er vist i Figur 6. 10

Figur 6 Fjernet Halliburton planlegger ett nytt anlegg for mottak av MUD fra Nordsjøen. Planen er å plassere det så nærme LNG terminalen som mulig, men utenfor minsteavstand for anlegget. Minsteavstand her blir 30m til brennbart materiell. TG 21 på fig. 5 viser foreløpig plassering av MUD anlegget. I følge DSBs temaveiledning om bruk av farlig stoff del1 avsnitt 15.2.3: LNG tanker, singel containment, Indre sone for tanker > 265m3 = 30m. Midtre sone for tanker >265m3 = 30m. Da skal minsteavstand til brennbar bygning, brennbart materiale vare minst 30m. Merk at plasseringen av bygg og ringmur for Halliburton er ikke 100% endelig da det vil bli tilpasset hensynssonene til LNG-anlegget. I Risikoanalyse (QRA) i vedlegg 1 fra GEXCON er indre hensynssone beregnet til 28m, Midtre hensynssone 94m og Ytre hensynssone 128m. Figur 7 viser at det ikke er annet enn MUD anlegget som kommer innenfor Ytre hensynssone. 11

Figur 7 Fjernet. 7. Risikoanalyser Kvantitativ risikoanalyse Det er gjennomført en kvantitativ risikoanalyse (QRA) vedlegg 1, som systematisk har gjennomgått potensielle hendelser som kan skje på anlegget av GexCon. I analysen er alle identifiserte scenarioer/feilmoder som fører til «loss of containment» gjennomgått i en frekvensanalyse og konsekvensmodellering. Scenarioene ble identifisert i HAZID gjennomgang og fra en generisk liste av typiske årsaker, se Figur 8 under. 12

Figur 8 Analyserte feilmoder i kvantitativ risikoanalyse (QRA). 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. Avstandskrav som er fremkommet fra analysen er gitt i Figur 9 under. For å kvantifisere sannsynlighet for antenning av gasser som slippes ut i væskeform er det benyttet data fra LPG (hentet fra OGP). Det det er per i dag ikke nok data tilgjengelig fra LNG. Derfor er data fra OGP som reffererer til LPG, Nitrogen og Hydrogen benyttet. Det er også benyttet samme type tall, LPG, for potensielle tanklekkasjer, da det ikke eksisterer nok data for LNG tanker alene. 13

Figur 9 Utstrekning av sikkerhetssoner soner fra QRA HEMP Gasnor har gjennomført en «Hazard and Effects Management Process» (HEMP) for den planlagte 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, Figur 10: Steg Beskrivelse Leveranse 1 Identification of Hazards 2 Identification of Top Event Hazard and Effects Register 3 Identification of Consequences (Effects) 14

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 10 HEMP prosess Bow-tie/LOPA Hazard Control Sheets List of critical equipment, activities and processes Remedial Action Plan Denne analysen har dekket Prosesshendelser Maritim sikkerhet Vegtransport Sikring Helse Alle relevante farer blir klassifisert etter Gasnor/Shell RAM matrise for å avdekke potensialet, og krav til videre vurdering er gitt i Figur 11 under, med tilhørende akseptkriterier i Figur 12 og Figur 13. Figur 11 Oversikt over ALARP prosess i Gasnor 15

Figur 12 Gasnor/Shell akseptkriterier Figur 13 Gasnor/Shell akseptkriterier fortsetter Resultatene er dokumentert i «Gasnor Terminal HSE Case», og er blitt godkjent/signert av Gasnor anleggseier. Anlegget vil bli designet og bygget etter Shell/Gasnor beste praksis for slike anlegg, Shell Engineering Practice (DEP). 8. Arealmessige begrensninger Anbefalt sikringssone rundt fyllepunkt, under operasjon, er 28 meter fra slangen. Dette er beregning fra QRA. Kaien ut til fyllepunktet vil være sperret under operasjon. 16

Nærmeste bygning/brennbart materiale skal plasser minst 30 m fra anlegget. I følge DSBs temaveiledning om bruk av farlig stoff del1 avsnitt 15.2.3 skal minsteavstand til brennbar bygning, brennbart materiale vare minst 30m Det vil ikke bli tillatt med samtidige operasjoner fra kaien når LNG fylling pågår. 9. Informasjon til befolkningen Basen lager informasjonsskriv som gis til naboer, disse legges ut på CCB Mongstad s nettsider og er tilgjengelig for alle. Her vil også informasjon om LNG anlegget bli lagt inn vedlegg 9. Før oppstart vil det også gå ut skriftlig informasjon til alle i området. Mongstad Eiendomsselskap sender ut skriv inkludert informasjon angående LNG terminalen. Det er ingen varsling ved normale operasjoner på LNG terminalen. 10. Mengden av farlige stoffer Lagertanken har en kapasitet på 1000 m 3. Ved 90% fylling blir maksimal fylling 400 ton. Det overføres ca. 21tonn LNG for hver fylling fra bil til terminalen. Ved fylling av skip overføres opp til ca. 400 tonn. Kjemisk sammensetning av LNG er gitt i tabell 14.- Kjemisk navn ID-nummer Konsentrasjon Butan 106-97-8, 203-448-7 0-2 Etan 74-84-0, 200-814-8 0-10 Eten 74-85-1, 200-815-3 0-10 Metan 74-82-8, 200-812-7 80-100 Propan 74-98-6, 200-827-9 0-4 Figur 14 Kjemiske komponenter 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 14. I Figur 15 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. Kokepunkt: - 162 0 C. Fordampningsvarme: 122 kcal/ kg (0,51 MJ/kg). Fordampningsrate på vann: ca. 900 Sm 3 /h/m 2 17

Figur 15 Data fra datablad for LNG Sikkerhetsdatablad finnes i vedlegg 10. 11. Teknisk underlag LNG bunkringsanlegget bygges etter følgende standard: EN 13645:2001 (E). 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. Brannvesenet og Gasnor nødvendig. har en avtale om skummlegging av anlegget om det skulle være Industrivernet kan også skummlegge ved behov. Terminalen bygges ute på moloen som vist i Figur 2 viser. Det bygges først fundamenter som er designet for påkjenningene og tanken plasseres så på disse. Lagertanken har en kapasitet på 1000 m 3. Størrelsen er valg ut fra et antatt behov og logistikk messige forhold. Tanken er tilknyttet et rørsystem som håndterer LNG flyten inn og ut. De lengste strekkene med rør er isolerte for å unngå kulde tap. 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 nød systemet. Dette vil da isolere potensielle lekkasjer og redusere utslipp. Tanken er 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 18

trykkområde som er sikkert og operasjonelt fornuftig. Det er også montert inn to pumper i parallell, som skal sikre at terminalen leverer den mengden LNG til skipene som kommer og bunkrer på kaien til de lasteratene de ønsker. Disse kan kjøres en og en, eller sammen dersom lasteratene tilsier det. Styresystemet håndterer hvilke operasjoner som kan benyttes samtidig, det vil ikke være mulig å samkjøre to operasjoner som kan påvirke hverandre negativt. Det blir satt opp to punkter for fylling og uttak av LNG. En fra bil og inn på tank, og en på kai som kan motta og levere LNG til skip. LNG fra skip er planlagt å være hoved forsyning, og fyllepunkt for bil er en reserveløsning. Overføringen skjer via stålslanger som er testet og godkjent for formålet. I tilfelle framtidig behov er det montert uttak for gassretur og regassifiserings linje på tanken. Følgende er lagt til grunn for valg av størrelse på lagertank og dimensjonering: En del av Statoils aktivitet der LNG fartøy blir benyttet flyttes til Mongstad base og medfører behov for bunkring av LNG til PSV er. Det tilkommer også andre fartøy i tilknytning til utvidelsen på basen som medfører behov for LNG bunkring. I tillegg forventes det bunkring av kysttankere og andre forbipasserende LNG fartøy. Antatt årlig gjennomstrømning vil være i området 12000-17000 tonn LNG. Større fartøyer vil være premissgiver for dimensjonering av kapasiteter: Lagringskapasitet ombord på 1000 m 3. Normal bunkringsrate på 200-400 m 3 /t. Normal bunkringsmengde 500-700 m 3 : Valgt lagertank på land er da stor nok til å dekke behovet. Gjennomsnittlig vil det bli i størrelsesorden 6-7 bunkringsoperasjoner/uke. Noe som tilsier gjennomsnittlig 38-47 tonn/operasjon. Dette gir et behov på en lagetankfylling per uke. I tidsrom der LNG frakteskip ikke er tilgjengelig for fylling av tank antas det et årlig behov på omtrent 30 fyllinger fra tankbil. Skipene som skal bunkre her bruker normalt ikke gassretur i sine operasjoner. 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 trykket reduseres. ( NB. Det er ingen utslipp av gass.). Det blir derfor ikke montert inn gassretur til kai 6. Terminalen består av følgende komponenter som er vist på Figur 16: LNG tank på brutto 1000m3 og normalt arbeidstrykk på 2-3 bar. 2x LNG pumper for leveranse av LNG til skip Lastestasjon for overføring mellom tankbil og terminal DN 150 vacuumisolert rør for overføring av LNG til kai Kai modul for overføring av LNG mot skip PBU krets for å opprettholde trykk under bunkring 19

Målesystem for inn og utlevering Fleksible rustfrie stålslanger for overføring mellom terminal og skip, mellom skip og terminal og mellom bil og terminal. Figur 16 Viser LNG inn og ut av tanken Laste og lossedimensjonering: Overføringsslange på DN100 og DN150 blir tilgjengelig. Korrekt dimensjon på slange skal benyttes i henhold til fyllerate. Pumpene er dimensjonert for å levere opp til 270 m3 LNG per time. Fra Pioneer Knudsen losses det med en rate på 200m3 per time. 12. Overordnet opplysninger om drift og vedlikehold Terminalen er ubemannet i standby. Ved fylling av anlegget overvåkes dette enten av personell fra trailer eller mannskap på båt med godkjent opplæring av Gasnor. Ved fylling fra trailer er det bare sjåfør som overvåker fyllingen. Ved fylling av anlegget fra skip og bunkring fra anlegget til skip, vil det være personell fra basen tilstede i tillegg til mannskapet på skipene. Bunkringsoperasjoner og periodisk tilsyn blir ivaretatt av CCB Mongstad personell som får opplæring av Gasnor. Drift av anlegget, regelmessig tilsyn og vedlikehold blir utført av Gasnor personell. Basepersonell vil få opplæring av Gasnor før operasjoner starter. Dette vil omfatte Generell kjennskap til Gasnor som selskap og organisasjon. Gasnor sine forventninger til leverandører 20

Egenskaper og farer ved LNG Oppbygning, drift og vedlikehold av anlegget Gjennomgang av arbeidsoppgaver til basepersonell på anlegget Myndighetskrav Farer og hendelser ved transport, lagring og overføring av LNG. Risikoanalyser og sikringssoner Beredskapsfunksjoner på anlegget Avsluttende test som dokumenteres sammen med deltagerliste Kravene til kommunikasjonsmidler mellom personell på skip og land fra temaveiledningen er dekket i sjekkliste for bunkersoperasjonen. Radio vil være primærkommunikasjon. Arbeid med en driftsavtalen mellom CCB Mongstad og Gasnor for drift av anlegget (tilsvarende avtalen med CCB Ågotnes) er under utarbeidelse. Driftsavtalen vil bli ettersendt så snart den ar klar. Terminalen er automatisert og utstyrt med fjernovervåking. Gasnor driftspersonell har til en hver tid tilgang til fjernovervåkingen, samt at det sendes ut alarmer på SMS til vakthavende og terminalansvarlig. Driftspersonell fra CCB Mongstad Base vil også få tilgang til denne overvåkingen i kontrollrom på Mongstad Base. Terminalen er Fail-safe som betyr at anlegget stenger ned uten noen form for menneskelig inngripen. Går strømmen og/eller syresignalet til ventilene bortfaller, stenges anlegget. Hoved ventilene tilhørende operasjonen blir testet ved bunkring av skip og fylling av 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 for avlesing av nivå og kontroll av mengde levert fra trailer eller båt er det satt opp flere instrumenterte barrierer. Når det gjelder trailer fungerer de samme barrierene som for båt, men sannsynligheten for dette er regnet som liten, da en trenger to 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. For det første er det satt opp to instrumenter, ett for nivå og et for trykk, som kontrolleres av kontrollsystemet. 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. Dersom dette allikevel ikke er tilstrekkelig er det ett ekstra sett med nivå og trykk transmittere som er dedikert til sikkerhetssystemet. Disse vil utløse ESD på terminalen. Her er det også montert inn et temperaturelement som aktiveres når nivå i tank når 90% (såkalt instrumentert trycock). Denne er også tilkoblet sikkerhetssystemet i anlegget. Det er også montert temperaturelement i fakkel for å detektere om det kommer LNG dit. Det er montert inn tre stengeventiler i serie til båt 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. 21

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, bunkersfartøy og transportfartøy 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 24.10.16 Oppstart grunnarbeider 31.01.17 Grunnarbeider ferdig og herdet klar til mottak av tank 25.04.17 Mekanisk ferdigstillelse, klar for testing og comissioning 13.06.17 Oppstart, inkludert NOBO godkjenning og CE merking 14. Andre myndigheter Det er gjennomført forhåndskonferanse med Lindås kommune angående byggingen. Området er regulert til formålet. Det er søkt om byggetillatelse og tillatelsen foreligger, se Figur 17 for utdrag. Figur 17 Utdrag fra løyve til tiltak fra kommunen Følgende myndighet er blitt forespurt om de vil kreve KU: Miljødirektoratet :Ikke tillatelse etter forurensningsloven, da er det ikke krav om KU. Det kongelige olje- og energidepartement (OD): Anlegget omfattes ikke av ODs regelverk. Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE) Anlegget omfattes ikke av NVEs regelverk. DIREKTORATET FOR SAMFUNNSSIKKERHET OG BEREDSKAP (DSB) 22

Alle 9 storulykkeanlegg som ikke skal ha tillatelse etter forurensningsloven og som ikke krever omregulering skal konsekvensutredes med DSB som ansvarlig myndighet. 15. Brannvern- og beredskapstiltak 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. 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). Gasnor har en 24-timers beredskap der 1-linje innsatsstyrke utgjøres av lokalt brannvesen, Industrivern, operatører, driftsteknikere, sjåfører og båtmannskap. Gasnor har i tråd med beredskapsplanen en vaktordning med 7 personer som inngår i en 2. linje lederstøttevakt og 4 personer fra drift. 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. Internt dokument: Gasnors beredskapsplan Amanda vedlegg 3 Beredskapsplanen for GASNOR as er en intern retningslinje som beskriver organisering, ansvar og oppgaver i en beredskapssituasjon. 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. Alle Gasnor sine anlegg er beskrevet i styringssystemet i Qualiware. Beredskapsplanen til Mongstad Base blir oppdatert med tiltakskort for LNG anlegget. Anlegget har feil safe prinsipp. Det vil si at ved en hendelse/alarm vil anlegget stenge ned og lukke alle automatiske ventiler. Det er gjennomført en risikoanalyse i henhold til Gasnor/Shells krav for LNG anlegget som kalles HEMP. Denne dokumenterer at anlegget vil bli bygget i henhold til ALARP prinsippet. Gexcon har utarbeidet en risikoanalyse for basen der også LNG anlegget er vurdert. 23

Anlegget vil være bemannet ved fylleoperasjoner og bunkringsoperasjoner med mannskap fra Mongstad Base. Før oppstart av LNG-anlegget skal det arrangeres kurs for industrivernet og det lokale brannvesenet av Gasnor. Bunkringsanleggets virkemåte og plasseringen av nødstopp knapper skal gjennomgås. Det vil også bli sett på hvor sperringer burde settes opp ved en storulykke. Det skal også holdes en øvelse før oppstart der egenskaper for naturgass og LNG gjennomgås. Brannvesen og industrivern skal delta på denne øvelsen. Her ser vi på spredning av LNG på jord og i vann, hva som skjer når det brukes vann direkte på LNG, hvordan brann i en gassky vil oppføre seg. Videre inngår en demonstrasjon av utslipp av LNG på bakken og brann i et kar med LNG. Det ses også på effekten av vann som kjøling og spredning av gassky og hvordan en gassbrann bør behandles. Drifts- og transportpersonell gjennomgår nødvendig opplæring for å kunne ivareta situasjoner som kan oppstå i normal drift og beredskapssituasjon. Dette inkluderer førstehjelpsopplæring, håndtering av driftsavvik samt personskade, brann, gasslekkasje, akutte miljøutslipp, trafikkuhell og andre situasjoner, som ihht. fastlagte hendelser (HAZIDtabell) krever mobilisering av innsats- og beredskapspersonell. Ved en alarm på anlegget vil Gasnors drifts vakt få en tekstmelding med aktuell alarm. Han kan da logge seg på anlegget og se hva som er hendt. Trenger han assistanse ringer han personell på basen som har fått opplæring i å drifte anlegget. 15.1 Tekniske sikkerhetsbarrierer, risikoreduserende tiltak på 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 Passiv brannbeskyttelse Aktiv brannbeskyttelse Anleggsskilting Nødavstegning Inngjerding Påkjørselvern foran fyllepunkter, rør og rundt enden av tanken Vindpølse 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. 24

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 blir plassert ut brannkummer og tilgang til slukkevann på basen, se vedlegg 8 Arealdisponeringsplan. Ellers vil det plasseres pulverapparater på kai, 50kg, og i anlegg ved fyllepunkt for trailer. Brannslange og strålerør vil bli plassert ved kontrollrom indikert på arealdisponeringsplan. Kontrollrommet er plassert i forlengelse av tankområdet på venstre side 3m sør for inngjerding. 15.2 Operasjonelle sikkerhetsbarrierer for anlegget Adgangskontroll Arbeidstillatelse/SJA Sikkerhetsgjennomgang Områdebegrensninger/sikkerhetsavstander Gravetillatelse Lokale vedlikeholdsavtaler Sporbart vedlikehold via Gasnors vedlikeholdssystem InforEAM Laste-, losse- og bunkringsprosedyre Varsling via SMS til drifts vakt Gasnor 15.3 Det vil bli etablert sikkerhetssoner for alle driftsmodi Fire forskjellige driftsmodi: Bunkring av skip Fylling av lagertank fra skip Fylling av lagertank fra tankbil Stand by o o Bunkring av skip og 2 Fylling av lagertank fra skip vil ha samme krav: I en sone rundt fyllepunkt på 28 m skal det være kontroll på annen aktivitet og mulige tennkilder. 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. Fylling av lagertank fra tankbil. Denne operasjonen utføres kun av sjåfør slik det gjøres på alle Gasnors terminaler. Også her er det en sone rundt fyllepunktet på 28m som skal sperres på samme måte for å hindre at andre personer eller trafikk kommer innenfor sonen. 25

o Stand by: Når anlegget står i stand by er det ex sone innenfor gjerdet. Inn til dette området er det porter som er låst. Her er det bare driftspersonell for anlegget som har tilgang. I et område på 28 m 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. Det er ikke tillatt å løfte noe over anlegget. 15.4 Ressurser ved basen og lokalt brannvesen: 15.4.1 Mongstad Base industrivern: Ved CCB Mongstad Industrivern er det i dag ca. 45 IV personell inkl. IV leder, nestleder, innsatsledere og lagledere. Utstyr lagres i egen brannstasjon med innsats tilhenger med brannslukkings utstyr og sanitetsutrustning. Videre har de havnelenser, båt for utsetting av lenser samt noe utstyr for oppsamling på land. Industrivernet er basert på basens åpningstid. 15.4.2 Lindås & Meland Brannvesen: Utkallingstid til Mongstad Base er på 10 min. Hovedstasjon Ikenberget Adresse: Ikenberget 16, 5911 Alversund Mannskaper: 13 Heltid 25 deltid Materiell: 1 stk tankvogn på 10500 l vann. 1 stk mannskapsbil med 2800 l vann og 250 l skum 1 stk mannskapsbil 1 stk pumpe 1 stk farlig gods bil 1 stk feierbil 2 stk beredskapsbiler 1 stk NGIB tilhenger 2 stk båter 26

15.5 Gasnors beredskapsplan Amanda. 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. Beredskapsplanen inneholder oversikt over alle ressurspersoner og hvilken rolle de forskjellige har i en beredskapssituasjon. Her er det også satt opp flere senarioer og hvordan det skal reageres ved disse hendelsene. 15.6 DFUer Som beskrevet i kapittel 7 er det utført en risikoanalyse ihht Gasnor/Shell HEMP prosess der prosess senarioene er analysert. De mest kritiske prosess senarioene er analysert vha. 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 18 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) Omfang Terminal Terminal Trailer transfers Ship transfers Terminal Trailer offloading Terminal PK and CM offloading Terminal Terminal 27

Inadvertent opening of jetty vent (vent used for hose purging) Figur 18 Prosess senarioene med storulykke potensial Bunkering and ship offloading Alle disse scenariene er vurdert mot akseptkriteriene i Figur 12 (LOPA criteria) 15.7 Områdeklassifisering. I vedlegg 5 finnes områdeklassifiseringen. Den beskriver hvor på anlegget, angitt som avstander fra gitte potensielle utslippspunkter som kan forekomme under normal drift. 28

Figur 19 Områdeklassifisering (se vedlegg 5) 15.8 Internkontroll Det utføres kontroll av arbeider i sammenheng med prosjektet etter Gasnor s kontrollregime. Under og etter prosjekteringsfasen blir det benyttet sjekkliste for prosjektering, samt egne skjema for HAZOP og andre spesifikke kontroller. Relevante tegninger og dokumentasjon blir gjennomgått med leverandør (prosjekterende/prefabrikkerende) før produksjonsstart. Det legges her også opp løp for tredjeparts kontroll og oppfølging ut gjennom byggefasen til ferdigkontroll. Det opprettes mottaksfasiliteter, under tak, på byggeplass for mottak og oppbevaring av utstyr før installasjon. Det vil bli gjennomført mottakskontroll av alt utstyr før det skal monteres. Utstyr gjennomgås med installatør før montering, der tegninger og kravspesifikasjoner blir lagt til grunn for montasjearbeider i felt. Under konstruksjon på stedet benytter Gasnor flere dokumenter for å følge opp og kontrollere at oppgavene blir utført på en god måte. Det benyttes HMS-plan for HMS arbeid og sjekklister for byggeplass for utførelse. Avvik og mangler registreres fortløpende i A og B punchlister, der sikkerhetskritiske punkter skal registreres som A-punch. Alle punch skal klassifiseres før oppstart av prosjektleder og HMS personell. Alle punch registrert som A-punch skal være utbedret før oppstart av anlegget. B- punch er ikke kritiske mangler som skilting, merking, maling og rydding. 29

Før oppstart kontrolleres anlegget i henhold til gjeldende regelverk og plan som ble lagt tidlig i prosessen. Dette omfatter trykkprøving, funksjonskontroll og dokumentasjonskontroll. Før oppstart benyttes leverandørs anbefalte comissioning og oppstarts prosedyrer sammen med Gasnors sjekkliste for oppstart. Gasnor benytter også sjekkliste for sluttdokumentasjon. Kiwa Inspecta er hyret inn for å foreta tredjepart jfr. forskrift 9. juni 1999 om trykkpåkjent utstyr og forskrift om håndtering av farlig stoff. 15.9 Sikkerhetsrapport Sikkerhetsrapport vill bli sendt inn så snart den er klar. 30

16 Konsekvensutredningen 31

16.1 Innledning Innhold og formål, med særlig vekt på vurdering av behov. Norge har en lang tradisjon som maritim nasjon, og den norske maritime klyngen står sterkt sett i et historisk perspektiv. Selv om skipsfarten ikke er omfattet av klimaavtalen som ble vedtatt i Paris 2015, gis det klare signaler om at skipsfarten må redusere sine klima- og miljøutslipp. I fremtiden vil nye og mer miljøvennlige drivstofftyper utgjøre en stadig høyere andel av verdensflåten. Norge har allerede en ledende posisjon på dette området gjennom blant annet å være verdensledende på utvikling av naturgass som energibærer på skip. Regjeringen har uttrykt klare ambisjoner på vegne av den maritime næringen og har blant annet gjennom samarbeidet for grønn skipsfart fokusert på: oppfylle nasjonale og globale klimamål redusere helse- og miljøskadelige utslipp skape grønne arbeidsplasser og innovative konkurransedyktige teknologier og tjenester, og ved dette styrke konkurransekraften til grønn kystfart gi store eksportmuligheter for norsk maritim næring, energisektoren og leverandørindustrien posisjonere Norge som verdensleder innen grønn kystfart og skape internasjonal oppmerksomhet 16.2 Redegjørelse for tiltaket Siden 2000 har antall skip med LNG som energibærer økt fra 1 til nærmere 60 stykker i norsk og britisk farvann. Tonnasjen omfatter kystvakt, produkt tankere, fiskeforbåter, tørrbulk, ferger og supply fartøy. En av utfordringene det pekes på når det er snakk om videreutvikling av denne type tonnasje er tilgjengelig bunkringssteder. Denne utfordringen er ofte beskrevet som «høna og egget» problemet. Gasnor ønsker gjennom etablering av bunkringsterminal på Mongstad Base å bidra til å løse disse utfordringene. Bergen og Omland havn er preget av stor trafikk av supply båter. Ved utgangen av 2015 var det 15 supply båter med LNG som energibærer i norsk og britisk økonomisk sektor. Statoil som en stor og betydningsfull aktør i dette markedet har gjennom effektiviseringsprogrammet STEP flyttet en vesentlig del av offshore aktiviteten sin til Mongstad Base. Dette omfatter også offshore aktivitet med supply båter som benytter LNG som energibærer. Statoil har derfor uttrykt et klart ønske om at det må etableres et LNG bunkringsanlegg på Mongstad Base, slik at operasjonen av disse fartøyene opprettholdes. Det er i dag et velkjent problem at skip ved landligge medfører store utslipp av NO x, svovel og partikler. Dette skyldes at det benyttes hjelpemotorer til energiproduksjon ombord. Beregninger viser at utslippene tilsvarer flere tusen biler pr. døgn. Med LNG som energibærer vil problemene med lokal luftforurensning reduseres betydelig. 32

Bunkringsanlegget skal designes i henhold til forskrifter og bransjestandard. Målsetningen er at anlegget skal være fleksibelt og tilpasset forskjellig type tonnasje, med spesiell vekt på supply fartøy og produkttankere som under normale omstendigheter vil være i nærområdet som følge av olje- og gassvirksomheten. Gjennom etablering av en bunkringsterminal på Mongstad Base søker Gasnor å bidra til å gjøre LNG som drivstoff til skip mer tilgjengelig. Mongstad området har årlig i overkant av 2000 anløp pr år, og er derfor en av havnene i Norge med størst trafikktetthet. For å kunne tilby LNG til eksisterende og nye båter ved Mongstad er det Gasnor sin oppfatning at det må etableres et bunkringsanlegg. Et bunkringsanlegg vil sikre leveransene av LNG til aktuelle fartøy på et effektiv, trygg og forskriftsmessig metode i henhold til bransje standard. Data for naturgass: LNG (Liquified Natural Gas) er nedkjølt naturgass til - 162 C og blir da flytende. Gassen består av Metan ca. 93%, Ethane ca. 6% og N2 ca. 1%. En liter flytende blir 600l gass. Gassen er lettere enn luft ved temperatur over -110 C. Naturgass fra LNG har ingen lukt eller farge, gassen er heller ikke giftig. 16.3 0-alternativet Alternativet til å gjennomføre tiltaket vil være at bunkringen av fartøyene vil gjøres andre steder direkte fra semihengere eller fra eksisterende infrastruktur. Gasnor ser ikke bort i fra at manglende infrastruktur på Mongstad vil kunne medføre at Statoil flytter eller erstatter tonnasje med LNG som energibærer. Det ansees også som sannsynlig at mangelen på bunkringsmuligheter kan være en begrensende faktor for utviklingen av denne type tonnasje. 16.4 Tidsplan for gjennomføring Bunkringsanlegget er planlagt å være i operasjon i juni 2017. 16.5 Nasjonale- og lokale miljømål I henhold til Prop. 1 S (2015-2016) må de nasjonale klima- og miljøutfordringene bygge på at alle samfunnssektorer har et selvstendig ansvar for å ta miljøhensyn ved sine aktiviteter, samt bidra til å nå de nasjonale klima- og miljøpolitiske målene som er satt. Regjeringen vil stimulere til grønn vekst for blant annet maritim næring ved økt bruk av energi- miljøteknologiske løsninger og mer miljøvennlig drivstoff for skip. I Prop. 1 S (2015-2016) heter det: for å utløyse potensialet for utslippsreduksjoner fra skipsfarten må både styresmakter og næringa investere. 33

Bergen kommune har senest i januar 2016 innført datokjøring grunnet for høy luftforurensing. Kommunen har også listet og en rekke kort- og langsiktige tiltak. Aktuelle tiltak som kan iverksettes på kort varsel er blant annet flytting av skip fra Bergens indre havn. 16.6 Offentlige og private tiltak som er nødvendige for gjennomføringen Ingen offentlige tiltak er nødvendig for gjennomføringen. Private tiltak er tilpassing til basens annen virksomhet. 17 Opplysninger om Gasnor Se kapittel 2. 18 Hva er LNG Se kapittel 10. 19 Lovverkets krav til konsekvensutredning Dette er et anlegg som faller inn under storulykkeforskriftens 9 og som derfor skal konsekvensutredes. Det skal også søkes om samtykke hos DSB iht. forskrift om håndtering av farlig stoff 17. Anlegget bygges inne på regulert baseområde. Det skal derfor ikke lages ny reguleringsplan for området der anlegget skal plasseres 20 Lokalisering Se kapittel 3. 21 Beskrivelse av anlegget Se kapittel 11 34

21.1 Design og prosjektering av anlegget Anlegget vil bli bygget etter Shells best praksis for LNG terminaler DEP, PRS. Designet og bygget av selskapene Gasnor har best og mest erfaringer med. Design og prosjektering av anlegget blir tett oppfulgt av Gasnor personell og nøkkelpersonell fra Shell P&T (Project and Technology). Detter er for å sikre at design er i henhold til de normer og regler samt intern spesifikasjoner som ligger til grunn for bygging av denne typen terminal. 21.2 Sikker drift av anlegget Anlegget vil bli driftet i henhold til Gasnor/Shell HMSS (Helse Miljø Sikkerhet og Sikring) styringssystem. Detter bygger på kravene i Shells HSSE & SP Control Framework. Det planlegges for fire forskjellige driftsmodi: Bunkring av skip Fylling av lagertank fra skip Fylling av lagertank fra tankbil Stand by Vedrørende opplæring for tilsyn av LNG-terminalen er dette regulert i Avtale om tilsyn av LNG terminal mellom Mongstad Base og Gasnor AS. Opplæring i regi av Gasnor blir utført. Anlegget er ubemannet når det ikke foregår fylling eller bunkring. Anlegget fjern overvåkes og eventuelle alarmer går til Gasnors drifts vakt som logger seg inn på anlegget. Ved en hendelse vil Gasnors vakt kalle ut vakt på CCB Mongstad Base for å kontrollere anlegget. 22 Krav til konsekvensutredning Konsekvensutredningen skal, i lyset av den konkrete saken, indentifisere, beskrive og vurdere de direkte og indirekte vesentlige effekter tiltaket kan få for: Befolkning og helse Naturmangfold Land, jordsmonn, vann luft og klima Materielle verdier, kulturminner og landskap og Samvirke mellom faktorene nevnt over. 35

22.1 Rammer for konsekvensutredning 22.1.1 Kulturminner og kulturmiljø Anlegget skal bygges på et regulert baseområde. Dette punktet vurderes ikke videre. 22.1.2 Naturmangfold, jf. Relevante bestemmelser i naturmangfoldloven Anlegget skal bygges på et regulert baseområde. Dette punktet vurderes ikke videre. 22.1.3 Friluftsliv Anlegget skal bygges på et regulert baseområde. Dette punktet vurderes ikke videre. 22.1.4 Landskap Anlegget skal bygges på et regulert baseområde. Dette punktet vurderes ikke videre. 22.1.5 Forurensning (Utslipp til luft, herunder klimagassutslipp, forurensning av vann, grunn og støy): Ved normal drift vil det ikke være noen utslipp. Det kan forekomme utslipp av svært små mengder naturgass ved frakopling etter fylling. Behandles videre i konsekvensutredningen. 22.1.6 Vannmiljø jf. Relevante bestemmelser i vannforskriften Anlegget har ingen utslipp til vann/grunn. Anlegget inneholder bare naturgass som vil stige til værs ved utslipp. Behandles videre i konsekvensutredningen. 22.1.7 Sikring av jordressurser Anlegget skal bygges på et regulert baseområde. Dette punktet vurderes ikke videre. 22.1.8 Samisk natur- og kulturgrunnlag Anlegget skal bygges på et regulert baseområde. Dette punktet vurderes ikke videre. 36

22.1.9 Transportbehov, energiforbruk og energiløsninger LNG til anlegget blir transportert ved bruk av skip og beregnet til ett lass hver fjortende dag. For bunkring av skip brukes to elektrisk pumper. Samlet kraftforbruk for anlegget blir på ca. 150kW. Behandles videre i konsekvensutredningen. 22.1.10 Beredskap og ulykkesrisiko Anlegget vil bli bygget etter Shells standard for LNG terminaler. Nødvendige risikoanalyser vil bli gjennomført. Det vil bli etablert sikkerhetssoner for alle driftsmodi. Behandles videre i konsekvensutredningen. 22.1.11 Mulige trusler som følge av klimaendringer, herunder risiko ved havnivåstigning, stormflo, flom og skred Dekket på kaien er 2,7m over middel havnivå. Tanken fundament er ca. 5m over middel havnivå. Dette punktet vurderes ikke videre. 22.1.12 Befolkningens helse og helsens fordeling i befolkningen: Anlegget skal bygges på et regulert baseområde. Dette punktet vurderes ikke videre 23 Konsekvensutredning 23.1 Forurensning (Utslipp til luft, herunder klimagassutslipp, forurensning av vann, grunn og støy) Ved normal drift vil det ikke være noen utslipp. Det kan forekomme utslipp av svært små mengder naturgass ved frakopling etter fylling. Det skal benyttes hurtigkoblinger (dry brake coupling), der det er mulig. 37

Figur 20 viser typisk hurtigkobling I miljørisikoanalyse for LNG anlegg utført av Scandpower regnes ikke LNG/naturgass som lokal forurensning da naturgass er lettere enn luft ved -110C og en lekkasje vil raskt stige til værs. Soil and groundwater, vurdering av forurensning fra naturgass/lng er vurdert som svært lav. Fagansvarlig for «Soil and Groundwater» forurensning i Shell har gjennomgått Gasnor sine operasjoner i mars 2016, og dette inkluderer Gasnor sine Terminaler. Konklusjonen er at forurensning til grunn er veldig lite pga. produktet sine kjemiske egenskaper og at det ikke er andre komponenter tilstede ved Gasnor sine LNG terminaler. Bunkringsanlegget på Mongstad Base har tilsvarende tekniske løsninger og kjemikalier tilstede som de øvrige Gasnor Terminaler. Denne vurderingen kom opp med funn, men disse er ikke knyttet til LNG terminaler. Ved en eventuell ulykkeshendelse er det et potensiale for utslipp av metan til atmosfæren. Den utarbeidede kvantitative risikoanalysen dokumenterer hva som er de mest sannsynlige fare scenariene, ref. Appendix C Frequency Analysis, og er dermed det beste utgangspunktet for å vurdere dette potensialet. En gjennomgang viser av resultatene fra analysen viser at en lekkasje fra anlegget typisk vil gi et utslipp på 415kg metan. 23.2 Vannmiljø, jf. Relevante bestemmelser i vannforskriften Anlegget har ingen utslipp til vann/grunn. Anlegget inneholder bare naturgass som vil stige til værs ved utslipp. Ref. Miljørisikoanalyse utført av Scandpower 102069/R2. Regnvann som samles opp i anlegget vil dreneres til sjø. Det er ingen oljer eller annet som kan forurense på anlegget. Det er 38

installert to elektriske LNG pumper for bunkring. Disse inneholder heller ikke noe olje. Trailere som fyller LNG inn på anlegget bruker en hydraulisk pumpe. Det kan skje at en hydraulikkslange lekker olje (ca. 20l). Det er lagret middel for oppsamling av denne oljen på anlegget. Miljørisikoanalyse for anlegget se vedlegg 2 23.3 Støy De to elektriske pumpene vil lage noe støy. Ved fylling fra trailer vil også den hydrauliske pumpen generere noe støy. Inne på baseområdet vil ikke dette merkes. 3. part vil heller ikke kunne høre noe herfra da avstanden til nærmeste 3. part er ca. 1000m 23.4 Transportbehov, energiforbruk og energiløsninger LNG til anlegget blir transportert ved bruk av skip og beregnet til ett lass hver fjortende dag. Det kan forekomme at anlegget vil bli fylt fra trailere. Dette er beregnet til ca. 30 trailere i året. For bunkring av skip brukes to elektrisk pumper. Samlet kraftforbruk for anlegget blir på ca. 150kW som kun kommer fra elektrisitet. 23.5 Beredskap og ulykkesrisiko Se kapittel 14: Brannvern- og beredskapstiltak og risikoanalyse 23.6 BKK kommentar til KU BKK planlegger landfall for en kabel inne på baseområdet. Avstanden til dette er ca. 300m. I følge DSBs temaveiledning om bruk av farlig stoff del1 avsnitt 15.2.3 skal minsteavstand til 400kv kraftlinjer skal være 60m. LNG anlegget vil derfor ikke påvirke BKKs planer. LNG anlegget er flyttet fra opprinnelig sted som lå ved ilandføringen for kabel. Den ligger nå ute på ny molo inne på baseområdet. I forskriften om elektriske forsyningsanlegg 6/4 Avstander/krysning tabell 6,2 nærføring kryssning av klassifiserte explosjonsområder er minsteavstand 6m for luftlinjer. For nedgravde kabler er det ingen krav. 39