Øra LNG Terminal Risikoanalyse

BERGEN - 14.12.2010 Ref.nr.: GexCon-10-F40704-RA-1 Rev.: 03 RAPPORT Øra LNG Terminal Risikoanalyse Kunde Skangass AS Forfatter(e) Jon Vidar Holm

Side 2 av 74 Dokumentinfo Forfatter(e) Jon Vidar Holm Klassifisering Åpen (A) Tittel Øra LNG Terminal Sammendrag En semikvantitativ risikostudie har blitt utført for Øra LNG terminal ved Fredrikstad. Resultatene viser at risikoen for 1., 2. og 3. person er innenfor akseptkriteriene som er satt for anlegget. Prosjektinfo Kunde Skangass AS Kundens ref. Egil Røed GexCon prosjektnr GexCon prosjektnavn 40704 Øra LNG Terminal Revisjon Rev. Dato Forfatter Kontrollert av Godkjent av Årsak til revisjon 00 12.11.2010 Jon Vidar Holm Lars Lars Draft ufullstendig versjon. Rogstadkjernet Rogstadkjernet 01 18.11.2010 Jon Vidar Holm Lars Rogstadkjernet Lars Rogstadkjernet Draft ufullstendig versjon. Oppdatert enkelte kapitler. 02 07.12.2010 Jon Vidar Holm Lars Rogstadkjernet Lars Rogstadkjernet Draft. 03 14.12.2010 Jon Vidar Holm Lars Rogstadkjernet Lars Rogstadkjernet Endelig rapport.

Side 3 av 74 Ansvarsfraskrivelse GexCon påtar seg ikke ansvar for skader som påføres oppdragsgiver, hans kunder, leverandører eller andre tredje part, som anvender resultatene av GexCons arbeid, med mindre det er utvist grov uaktsomhet av GexCon eller personell som GexCon har benyttet for å gjennomføre arbeidet.

Side 4 av 74 Innhold Ansvarsfraskrivelse...3 1 Sammendrag...6 2 Innledning...7 2.1 Bakgrunn...7 2.2 Regelverkshjemmel...7 2.3 Målsetting og omfang...7 2.4 Dokumentasjon...8 2.5 Antakelser, forutsetninger og betingelser...8 2.6 Forkortelser...9 2.7 Begrepspresisering...10 3 Beskrivelse av Øra LNG terminal...11 3.1 Lokalisering og arealdisponering...11 3.2 LNG /naturgass sammensetning...13 3.3 Teknisk beskrivelse...14 3.4 Drift...15 3.5 Planlagte sikkerhetsbarrierer...16 3.6 Nabovirksomheter...17 4 Metode...18 4.1 Generelt...18 4.2 Grunnlag utvelgelse av hendelser...19 4.3 Risikoakseptkriterier...19 4.4 Beregning av personellrisiko...20 4.5 Grunnlag for simuleringer...22 4.6 Skadevirkning av varmestråling...22 5 Valg av relevante hendelser...23 5.1 Grunnlag...23 5.2 Lekkasjevarigheter...24 5.3 Andre LNG-relaterte fenomener...24 6 Vurdering av risiko...28 6.2 Spesifikke risikoforhold som krever utdyping...29 6.3 Tennkilder...32 6.4 Eskalering og dominoeffekter...33 7 Simulering av konsekvenser...34 7.1 Væskelekkasjer ved kai...34 7.2 Lekkasjer ved tankanlegg...38

Side 5 av 74 7.3 Lekkasjer ved fordampningssystem...46 7.4 Skade på fyllelinje...56 8 Hendelser dimensjonerende for beredskap...62 9 Risikoreduserende tiltak anbefalinger...63 9.1 Prioritering av tiltak...63 9.2 Prosessikring og pålitelighet av sikkerhetssystemer og barrierer...63 9.3 Generelle anbefalinger risikoreduserende tiltak...64 9.4 Spesifikke tiltak - ytterligere anbefalinger...64 9.5 Anbefalinger relatert til beredskap...65 Appendix A Teknisk beskrivelse...67 Appendix B...68 Referanser...74

Side 6 av 74 1 Sammendrag GexCon AS er blitt engasjert av Skangass AS til å utføre en risikovurdering av en planlagt LNGterminal på Øra ved Fredrikstad, Østfold fylke. Hovedformålet med risikovurderingen er å identifisere og beskrive risiko på og ved anlegget samt identifisere og foreslå effektive risikoreduserende tiltak, både sannsynlighetsreduserende og konsekvensreduserende. Risiko for tap av liv (individrisiko) er estimert og sammenlignet med etablerte kriterier for risikotoleranse (akseptkriterier). Metodikken som ligger til grunn for arbeidet er basert på hovedprinsippene og kravene i NS 5814:2008. Risikostudien er semi-kvantitativ, hvor beregninger og simuleringer av konsekvenser og risiko inngår som en kvantitativ del. Konsekvenser som gasspredning, væskespredning og flammeform ved ulike hendelser har blitt simulert med FLACS, mens varmelaster ved væskebranner er blitt beregnet via etablerte modeller. Den estimerte risikoen for anlegget viser at terminalens akseptkriterier er overholdt. Gjennomsnittlig individrisiko (AIR) for 1.person og 2.person på anlegget er henholdsvis 1.6E-05 og 2.5E-06 per år, og er innenfor ALARP-grensen på henholdsvis 1E-04 og 1E-05 per år. Risikoen 3.person ved anlegget er innenfor akseptabel grense. Risikoen for 3.part er i hovedsak knyttet til store lekkasjer fra fyllelinjen samt LNG utslipp på sjø. En rekke risikoreduserende tiltak er identifisert og beskrevet i kapittel 9. Alle væske- og gassimuleringer er utført med den siste versjon av FLACS-koden. FLACS er et velkjent og akseptert verktøy for ventilasjons-, sprednings- og eksplosjonssimuleringer i komplekse geometrier. FLACS er utviklet og vedlikeholdes av GexCon AS i Bergen.

Side 7 av 74 2 Innledning 2.1 Bakgrunn Skangass AS skal prosjektere og bygge en terminal for flytende naturgass (LNG) på Øra industriområde, Fredrikstad kommune. Industriområdet er etablert i tilknytning til Borg Havn. Terminalen er en mottaks-, omlastings- og distribusjonsterminal for LNG, og den har disse funksjonene: omlasting av LNG fra skip til tanker i tankgården, omlasting av LNG fra tankanlegg til tankbiler (semitrailere og konteinere), leveranse av naturgass via fordamperstasjon og distribusjonsnett til lokale brukere i industriområdet, leveranse av LNG som drivstoff til skip. Det er avklart med relevant tilsynsmyndighet at terminalen skal utformes og bygges i henhold til NS- EN 13645 Anlegg og utstyr for flytende naturgass Konstruksjon av landanlegg med lagringskapasitet mellom 5 t og 200 t, ref. 1. Det vises samtidig til NS-EN 1160 Anlegg og utstyr for flytende naturgass generelle kjennetegn for flytende naturgass, ref. 2. GexCon AS er blitt engasjert av utbygger til å gjennomføre nødvendige vurderinger av risiko knyttet til håndtering av flytende naturgass. Risiko knyttet til innseiling og anløp av LNG-skip er vurdert utenfor denne studien. GexCon deltok i denne sammenheng på HAZID møte for fareidentifisering for skips og losseoperasjoner. 2.2 Regelverkshjemmel Kravet til risikovurdering (analyse og evaluering) følger blant annet av disse forskriftene som er hjemlet i brann- og eksplosjonsvernloven: Forskrift om tiltak for å forebygge og begrense konsekvensene av storulykker i virksomheter der farlige kjemikalier forekommer (Storulykkeforskriften), ref. 3. Forskrift om håndtering av brannfarlig, reaksjonsfarlig og trykksatt stoff samt utstyr og anlegg som benyttes ved håndteringen (Forskrift om farlig stoff), ref. 4. Forskrift om helse og sikkerhet i eksplosjonsfarlige atmosfærer (FHOSEX), ref. 5. 2.3 Målsetting og omfang Risikovurderingen adresserer risiko knyttet direkte til terminalens daglige drift, ikke prosjektfasen. Risikoforhold knyttet til innseiling/anløp av tankskip, og tankbiltrafikk på offentlige veier dekkes heller ikke av vurderingen. Vurderingen utføres relativt tidlig i prosjektfasen, så antakelser blir benyttet der nødvendige opplysninger og underlag ikke foreligger.

Side 8 av 74 Hovedformålet med risikovurderingen er å identifisere og beskrive risiko på og ved anlegget, evaluere risiko samt identifisere og foreslå effektive risikoreduserende tiltak, både sannsynlighetsreduserende og konsekvensreduserende. Risiko for tap av liv (individrisiko) skal estimeres og sammenlignes med etablerte kriterier for risikotoleranse (akseptkriterier). Utvalgte hendelser er identifisert og simulert ved hjelp av verktøyet FLACS for å kartlegge gasspredning fra potensielle lekkasjer av LNG. FLACS er også benyttet til å simulere jetbranner, og i tillegg er det utført beregninger av varmestråling fra branner. en adresserer og vurderer hendelser som dimensjonerer beredskap ved terminalen og anbefaler tiltak for å oppnå tilstrekkelig beredskapseffektivitet mot relevante fare- og ulykkessituasjoner. 2.4 Dokumentasjon Risikovurderingen er utført basert på følgende dokumentasjon: Relevant regelverk og industrinormer/standarder, Informasjon fremkommet og formidlet på møter mellom GexCon AS og Skangass AS og ved kommunikasjon underveis i vurderingsprosessen. P&IDer av anlegget, Tegninger og figurer som fremgår av rapporten, Overleverte dokumenter som f eks: - HAZID-rapport - Design Basis - ALARP-vurderinger med detaljert beskrivelse av sikkerhetsbarrierer Geometrimodell og verdifull tilleggsinformasjon, Bilder og kart over Øra industriområde og Borg Havn. 2.5 Antakelser, forutsetninger og betingelser Nedenfor er gitt noen generelle antakelser som er brukt som grunnlag for risikoanalysen. Det antas, at: alle relevante forskrifter og standarder benyttes og følges med mindre det foreligger godkjente unntak. De kan påvirke risikonivået på terminalen og skal derfor være kjent, utstyr godkjent for og installert i og i umiddelbar nærhet til eksplosjonsfarlig område er konstruert, installert, operert og vedlikeholdt i samsvar med anerkjente standarder som er gjeldende for den aktuelle sonen, det etableres gode rutiner vedlikehold av anlegget samt tilstandssjekk av fylleslanger, rør og ventiler, det installeres nedstengningsfunksjoner i optimale posisjoner i forhold til rør-/slangebrudd *, det installeres pålitelige ventilbarrierer slik at tankene kan isoleres fra hverandre og hindre lekkasje av innholdet i mer en tank, * GexCon har i sin vurdering antatt at rørbruddsventiler benyttes og vil i senere anledninger referere til denne ventiltypen. Rørbruddsventiler vil automatisk medføre avstengning ved en større lekkasje fra rør. Rørbruddsventiler vil være spesielt fordelaktig der det er usikkerhet knyttet til hvordan en større lekkasje vil detekteres (for eksempel fra et lengre rørstrekk). GexCons vurderinger tar utgangspunkt i en type avstengningsfunksjon som korresponderer til det en rørbruddsventil vil gi. Dersom NAS system kan designes til å gi tilsvarende nedstengningsfunksjon med tilsvarende pålitelighet for deteksjon vil forutsetningene for GexCons vurderinger ikke være endret. Dvs rørbruddsventil kan erstattes av annen teknisk løsning gitt at deteksjonsevne og pålitelighet ikke endres.

Side 9 av 74 sikkerhetsutstyr og systemer testes med jevne mellomrom for å sikre en tilfredsstillende grad av pålitelighet, det finnes gode rutiner for varmt arbeid ved terminalen, systemfilosofien skal sikre anvendelsen av prinsippet om at utstyr skal svikte til sikker tilstand ( Fail Safe -prinsippet), det vil si ved tap av signal eller kraft skal komponenter beveges til eller forbli i den stillingen som på forhånd er fastslått som den sikreste, svikt i en komponent, i et system eller en enkelt feilhandling ikke gir uakseptable konsekvenser (enkeltfeilprinsippet). Dersom antagelsene av en eller annen grunn ikke lenger er gyldige, vil det kunne påvirke resultatene av risikovurderingen som i så fall må gjennomgås på nytt. 2.6 Forkortelser Nedenfor er det angitt en del forkortelser som benyttes i denne rapporten, samt en kort beskrivelse av de. ALARP: As Low As Reasonable Practicable AIR: Average Individual Risk BLEVE: Boiling Liquid Expanding Vapor Explosion FV: Forebyggende vedlikehold FAR: Fatal Accident Rate HAZID: Hazard Identification IMO: United Nations International Maritime Organization ISR: Individual Specific Risk ISPS: International Ship and Port facility Security Code LEL: Nedre brennbarhetsgrense for en gassblanding UEL: Øvre brennbarhetsgrense for en gassblanding LNG: Liquefied Natural Gas (flytende naturgass) NAS: Nødavstengningssystem NSO: Næringslivets sikkerhetsorganisasjon NUS: (Definerte) nød- og ulykkessituasjoner, som skal legges til grunn for dimensjonering av beredskap PAS: Prosessavstengningssystem PLL: Potential Loss of Life RPT: Rapid Phase Transition eksplosjonsartet reaksjon som inntreffer når kryogen væske kommer i kontakt med en annen væske med mye høyere temperatur SEP: Surface Emissive Power SIGTTO: Society of International Gas Tanker & Terminal Operators Ltd THT: Tetrahydrothiophene - lukttilsetning i naturgass

Side 10 av 74 2.7 Begrepspresisering Eksplosjon: I dette dokumentet betegner begrepet eksplosjon en situasjon der gassky antennes og hvor betydelig overtrykk genereres. Faren for overtrykk og trykkrelaterte skader er nært knyttet til gasskonsentrasjon og graden av obstruksjoner (utstyrstetthet) i området. Antennelse av gass i åpne områder gir generelt ikke overtrykk og betegnes som flash brann. Flash brann: I dette dokumentet betegner begrepet flash brann en situasjon der en gass/luftblanding antennes og gir en begrenset flammehastighet. I en flash brann er trykkutviklingen neglisjerbar og trykkrelaterte skader eller prosjektiler vil ikke forekomme.

Side 11 av 74 3 Beskrivelse av Øra LNG terminal Dokumenter som beskriver terminalen med tilhørende utrustning og installasjoner er NL-A-SD-0001 LNG Storage and Distribution Plant, Design Basis, ref. [6], og SG210-NL-S-RS-0001 ALARPvurderinger, ref. 7. 3.1 Lokalisering og arealdisponering LNG-terminalen er lokalisert på Øra industriområde i Fredrikstad på en tomt som tidligere ble benyttet som omlastingsterminal for fyringsolje. Figur 3.1: Oversiktsbilde, Øra industriområde. Den aktuelle tomten har innkjøring og utkjøring fra Øraveien. Det blir tilrettelagt for envegsrettet kjøreretning med fri evakuering. Tankene er plassert så langt øst som mulig med alle tankpenetreringer inn mot midten av tankområdet. Fordamperanlegget er helt sør på tomten. Fyllelinjen følger i stor grad eksisterende trase for damp og svovelsyre. Under veier vil den gå i kulvert og er på kritiske punkter beskyttet mot mekaniske påkjenninger. Det kan være aktuelt å bygge opp små voller eller betongbarrierer der dette er hensiktsmessig eller sikkerhetsmessig påkrevet.

Side 12 av 74 Figur 3.2: Layout av tomt med tankplassering (turkis), kjøremønster(gult) og trase for fyllelinje (turkis). Rosa linje viser tomtegrense.

Side 13 av 74 3.2 LNG /naturgass sammensetning Terminalen vil forsynes med LNG/naturgass med typisk sammensetning som vist under. LNG er betegnelsen på nedkjølt naturgass i flytende væskeform. Ved fordamping vil LNG gå over i gassfase og omtales da som naturgass. Tabell 3.1: LNG sammensetning. Naturgass består i hovedsak av metan ( > 80 %) og er: fargeløs og luktfri lite giftig brannfarlig i konsentrasjon mellom 5 og15 % i luft selvantennelsestemperatur, 540 C lettere enn luft ved temperatur høyere enn minus 100 C LNG vil ved oppvarming gå over til naturgass og kan gi frostskader har kokepunkt, minus 161.5 C ekspanderer omtrent 600 ganger i volum. Siden naturgass er en blanding av ulike gasser vil disse verdiene kunne variere noe alt etter hvilken kilde som ligger til grunn. For flere detaljer henvises til HMS-datablad for naturgass.

Side 14 av 74 3.3 Teknisk beskrivelse Terminalen på Øra er en omlastnings- og fordampningsterminal for flytende naturgass (LNG). Terminalen har følgende funksjoner: Omlastning av LNG fra skip til tankanlegg Omlastning av LNG fra tankanlegg til semitrailere Leveranse av naturgass via fordamperstasjon og rørnett til lokale brukere Eventuelle leveranser av LNG som bunkres til skip. Prinsippskisse for terminalen med tankpark, fylleledning, fordampersystem og omlasting til semitrailere. 3.3.1 Tankpark Det vil bygges 9 stk tanker i størrelsen 500 1000 m 3. Hver av tankene er mellom 32 og 48m lange. Tankene vil alle ha en høyde på ca 7,5m. Gassventilasjon på hver tank kan stikke ytterligere 2m opp. Tankene står hver på 2 fundamenter. Alle ventiler, pumper og prosessutstyr er i den ene enden av tankene. Her er det i tillegg et oppsamlingsbasseng for eventuelt spill. LNG tankene er såkalte vakuumisolerte trykktanker. Dette vil si at tankene består av en innertank i rustfritt stål og en yttertank i karbonstål med vakuum mellom. LNG ankommer terminalen med en temperatur på -162 C og varmeoverføring fra omgivelsene vil medføre at trykket stiger noe under lagringen. Gassavkok vil gå direkte til distribusjon og det vil ikke være kjøling av gass på stedet. 3.3.2 Fordamperanlegg: Det vil være inntil 24 stk fordampertårn med grunnflate på 2,5 x 2,5 m. Høyden vil være i underkant av 11 meter. 3.3.3 Fyllelinje til (fra) kai: Det vil være 2 rør ned til kaien; Et 250 mm isolert stålrør med ytre diameter på ca 55 cm og et ca 100mm tykt uisolert stålrør. Hovedrøret fører LNG fra skip til tankanlegget og det minste røret er for

Side 15 av 74 gassretur fra tanken mot skipet. Rørene vil ha ekspansjonssløyfer for å kompensere for temperaturendringer. 3.3.4 Fyllemodul på kaien Det opprettes et ventilarrangement med nødvendig påkjørselvern og oppsamling for spill på kaiområdet. Installasjonen er relativt liten og får plass innenfor et område på 5 x 5m. 3.3.5 Kontrollkonteiner En 40 fots ISO container settes opp for kontroll og overvåkning av anlegget. 3.3.6 Distribusjon Tankanlegget vil ha ca 5900 m 3 lagringskapasitet. Omlastingen til semitrailere skjer ved hjelp av pumper der semitrailere frakter bort LNG i væskeform. Distribusjon til lokale kunder via gassdistribusjonsnett skjer ved at LNG varmes opp til omgivelsestemperatur ved å gå gjennom luftfordampere. Gassen distribueres da i gassform under 4 barg trykk. Gassen tilsettes lukt før den går ut på rørnettet. Fordamperne vil kunne levere inntil 10 000 Nm 3 /h naturgass til rørnettet tilsvarende 100MW. Det er forventet 10 semitrailere om dagen for å hente ut LNG fra terminalen. Det forventes skipsanløp til terminalen ca hver uke. 3.3.7 Veier og tilkomst Tilkomst blir som i dag fra Øraveien. Det opprettes enveisrettet kjøremønster inne på tomten. Det kan være aktuelt å bygge opp små voller eller murer der dette er hensiktsmessig av estetiske eller sikkerhetsmessige hensyn. 3.4 Drift Anlegget vil under normal drift ikke ha driftspersonell til stede, men anlegget vil ha regelmessig kontroll og tilsyn. Ved lasting/lossing fra skip vil driftspersonell være tilstede. Ved omlasting fra terminal til tankbiler vil sjåførene stå for operasjonene. Anlegget vil overvåkes fra Skangass sin kontrollsentral. En lokal driftsorganisasjon vil rykke ut dersom det detekteres avvik på anlegget. Gjennomsnittlig døgnbemanning på terminalen er 1 person 8 timer pr dag. I risikoberegningene distribueres denne personen jevnt utover i tid og areal. Havnen er en såkalt ISPS-havn og er underlagt strenge sikkerhetsbestemmelser gitt av FNs maritime organisasjon IMO. Det er derfor liten risiko for at 3. part personer kan befinne seg i nærheten av stasjonen eller på noen måte kunne eksponeres ved uønskede hendelser. Det vises i denne forbindelse også til Forskrift om sikkerhet og terrorberedskap, ref. 8. Det legges til grunn at anlegget skal kunne stå klart for å motta LNG i løpet av juni 2011 med regulær drift fra juli 2011.

Side 16 av 74 3.5 Planlagte sikkerhetsbarrierer En kort oppsummering av planlagte sikkerhetsbarrierer ved terminalen er gitt under. 3.5.1 Tekniske sikkerhetsbarrierer Tankdesign Fail/safe Helsveiste forbindelser Overfyllingsvern Oppsamlingsbasseng Deteksjon av gass, flamme, temperatur Passiv brannbeskyttelse Aktiv brannbeskyttelse Seksjonering Nødavstengning Trykkavlastning til sikkert område (kaldvent) Sikkerhetsavstander Inngjerding Skilting Påkjøringsvern og annen mekanisk beskyttelse Lokal prosessovervåking Lukttilsetning på gassfase 3.5.2 Operasjonelle sikkerhetsbarrierer Adgangskontroll Områdebegrensinger Arbeidstillatelsessystem Laste- og losseprosedyrer Lokale vedlikehold Systematisk og sporbart vedlikehold 3.5.3 Beredskap Varsling og alarm Rømningsveier og evakuering Lokal innsats Regelmessig opplæring og øvelser

Side 17 av 74 3.6 Nabovirksomheter Nabovirksomhetene ved terminalen fremgår av Figur 3.3 under. En mer utfyllende teknisk beskrivelse av anlegget er inkludert som et eget anneks (ref. Appendix A). Den beskrivelsen referer til GexCons forståelse av de tekniske løsningene og danner grunnlag for GexCons vurdering av anlegget. Figur 3.3: Oversikt over nabovirksomheter ved Øra terminal.

Side 18 av 74 4 Metode 4.1 Generelt Hva angår metodikk er hovedprinsippene og kravene i NS 5814:2008 Krav til risikovurderinger, ref. 9, lagt til grunn for arbeidet. En risikovurdering er en systematisk prosess som blant annet består av planlegging, informasjons- og datainnhenting, gjennomføring av risikoanalyse samt risikoevaluering og dokumentasjon av risikovurderingen. Flytskjemaet nedenfor viser i prinsippet hvorledes prosessen har vært: Etablere risiko toleransekriterier Valg av metoder og innhenting av datagrunnlag Planlegging System- og arbeidsbeskrivelse Identifikasjon av farer og potensielle hendelser (HAZID) Risikoanalyse Identifikasjon og analyse av årsaker og frekvens (P) Identifikasjon og analyse av konsekvens (C) Beskrivelse av risiko Sammenligning med kriterier (risikotoleranse) Risikoevaluering Identifikasjon og vurdering av risikoreduserende tiltak Dokumentasjon av risiko og anbefalinger tiltak Figur 4.1: Flytskjema risikovurdering.

Side 19 av 74 Metoden som er anvendt er sammensatt for å kunne beregne personellrisiko slik at den kan sammenlignes med de akseptkriteriene som oppdragsgiver har angitt. Akseptkriteriene er utelukkende kvantitative, mens metodikken av ulike grunner er semi-kvantitativ. Hendelsesvurderingen er kvalitativ, mens konsekvensutredningen er i stor grad har vært kvantitativ med simuleringer og beregninger. Dette for å kunne sammenlikne med oppdragsgivers risikoakseptkriterier. Første steg er å bedømme hvilke typer av hendelser som vil kunne inntreffe på anlegget. Disse blir igjen vurdert kvalitativt i forhold til sannsynlighet og konsekvenser, og om de er dimensjonerende, det vil si om de krever tiltak og skal legges til grunn for beregning av risiko, design av anlegget og dimensjonering av barrierer og sikkerhetssystemer (gule og rød). De dimensjonerende hendelsene blir også vurdert på nytt i forhold risiko for tap av liv der en bringer inn generiske lekkasjefrekvenser og tennsannsynligheter. Disse dataene benyttes til å beregne tallet for tap av liv relatert til terminalen (1., 2. og 3. person) som så sammenlignes med de gitte akseptkriteriene. Dimensjonerende hendelser har blitt vurdert og et lite utvalg av disse danner grunnlag for dimensjonering av beredskap på anlegget. Dette kalles paraplyprinsippet. Dersom beredskapen er vurdert og verifisert å være effektiv for disse hendelsene vil den være det for alle andre mindre hendelser også. 4.2 Grunnlag utvelgelse av hendelser Identifiseringen av hendelser bygger på vurderinger gjort på grunnlag av erfaring samt HAZID utført av Skangass AS i juni 2010, ref. 10, ALARP-vurderinger utført av Skangass AS i september 2010 (bygger på HAZID), ref. 7, potensielle scenarioer utledet fra anerkjente standarder, risikobildet fra andre tilsvarende anlegg, kvalifisert vurdering og skjønn. Hendelser som er vurdert å representere tilstrekkelig risikopotensial (sannsynlighet og konsekvens) og dermed kan bestemme behovet for og omfanget av risikoreduserende tiltak på terminalen, er spesifisert i kapittel 5. Der er det også angitt for hvilke hendelser man har utført simuleringer og beregninger. 4.3 Risikoakseptkriterier Risikoakseptkriterier for 1. og 2. part på LNG-terminalen er gitt i Tabell 4.1 nedenfor. Kriteriet for 3. part er gitt i Figur 4.2. Risikoakseptkriteriene er hentet ut fra dokumentet NL-A-SD-0001 LNG Storage and Distribution Plant, Design Basis. Ta bell 4.1: Risikoakseptkriterier for 1. og 2. person. Uakseptabelt ALARP Akseptabelt Individual Risk (Per Year) 1. person (ISR/AIR) 2. person -3-4 >1x10 / >1x10 1x10-5 -6 1x10 to 1x10-3 / 1x10-6 to 1x10-4 1x10-7 to 1x10-5 <1x10-6 <1x10-7

Side 20 av 74 Figur 4.2: F-N-kurve kriterier for samfunnsrisiko (3.part) (UK H&SE F-N curve). 4.4 Beregning av personellrisiko 4.4.1 Antagelser ved hendelsesfrekvens Hendelsesfrekvenser er estimert ved hjelp av lekkasjefrekvenser for ulike utstyrsenheter fra ulike databaser, telling av utstyr fra P&ID for anlegget, samt ulike kvalitative vurderinger. Lekkasjer fra rør og utstyr er behandlet enten som gass- eller væskelekkasjer, og fordelingen mellom disse er gjort ved kvalitative vurderinger. Tre typer lekkasjestørrelser er vurdert; liten, middels og stor, hvor en stor lekkasje typisk representerer fullt rørbrudd. Størrelsesfordelingen er typisk satt til 100:10:1 (dvs en liten lekkasje er ti ganger hyppigere enn en middels lekkasje, som igjen er ti ganger hyppigere enn en stor lekkasje). Tennsannsynligheter er basert på generelle data for europeiske prosessanlegg (ref. [11], [12], [13]). Tennsannsynlighetene er satt uavhengig av lekkasjetype (væske eller gass), og er angitt i Tabell 4.2. Ingen spesielle vurderinger er gjort i forhold til plasseringen av lekkasjene. Med hensyn til referansegrunnlaget for angitt tennsannsynlighet antas de verdier som her er valgt som konservative. Sannsynlighet for sen tenning er satt til én tidel av sannsynligheten for umiddelbar tenning. Tabell 4.2: Benyttet tennsannsynlighet. Lekkasjestørrelse Umiddelbar tennsannsynlighet Liten 1.5 % Middels 5.0 % Stor 20 % 4.4.2 Antagelser ved konsekvens Av anleggspersonell er det antatt én person ved dagtid (8 timer per dag). I forhold til konsekvenser ved branner er anleggspersonellet antatt spredt jevnt ut over anlegget. Ved lasting fra skip er det antatt at anleggspersonellet er tilstede ved kaien.

Side 21 av 74 Personell i tankbiler og LNG-skip er ansett som 2. person. Det er antatt én fører i tankbilene (10 ganger daglig, 1 time per operasjon), 5 personer på skipene (24 ganger per år, 3 timer per operasjon). For konsekvenser for 3. person er det tatt utgangspunkt i nabovirksomhetsoversikten i Figur 3.3, og at det vil til enhver tid oppholde seg 5 personer fra Borg Havn i umiddelbar nærhet ved lasting fra skip. Dette vurderes som konservativt. I forhold til varmestråling og dødelighet er det satt en kritisk grense på 10 kw/m 2. Personer som utsettes for slik varmestråling over en tilstrekklig lang periode antas å få dødelige skader. I enkelte tilfeller er det gjort vurderinger angående varigheten til brannene samt sannsynligheten for at personer kan komme seg i sikkerhet innen rimelig tid. Ved beregning av varmestråling fra væskebranner er det antatt likevekt mellom lekkasjen og brannen, noe som er antatt å inntreffe umiddelbart. I virkeligheten vil brannen og resulterende varmestråling bruke noe tid på å bygge seg opp, men dette er ikke hensyntatt i dette studiet. I forhold til flashbranner er det antatt 100% dødelighet for personer inne i brannen, mens konsekvensene utenfor brannen er antatt neglisjerbare. Et tema er sannsynligheten for at personell befinner seg inne i gasskyen ved antenning. Ved LNG lekkasjer vil gasskyen i høy grad være synlig grunnet kondens av fuktighet i luften. Den synlige grensen for kondensen vil tilnæret være der hvor gasskyen er brennbar. Muligheten for at personell blir fanget inne i en slik gassky er derfor redusert, og dette er til en viss grad hensyntatt i dette studiet. For personer inne i en bygning vil dødsrisikoen hovedsakelig være knyttet til dominoeffekten ved at bygningen tar fyr. I disse tilfellene er det antatt 10% sannsynlighet for at en person inne i bygningen omkommer (typiske verdier vil ligge i området 2-20% avhengig av bygningstype og tid på døgnet, ref. [14]). 4.4.3 Generelle verdier for dødsrisiko FAR-verdier (Fatal Accident Rate) er et tall som angir risikoen knyttet til ulike aktiviteter. FAR-verdiene gir antall dødsfall per 100 millioner eksponerte timer. FAR verdier for ulike yrker og aktiviteter er vist i Tabell 4.3. Det bør noteres at beregnet FAR for Øra terminal er utelukkende for ulykker knyttet til lekkasje av gass og LNG, mens verdiene i Tabell 4.3 inkluderer alle typer hendelser. Dette medfører at FAR verdien for Øra vil være lavere enn den virkelige FAR verdien, og kan derfor ikke ukritisk sammenlignes med verdiene i tabellen. Tabell 4.3: Observert FAR-verdier for ulike aktiviteter i samfunnet. Akivitet Observert FAR All yrkesaktivitet 2.5 Jordbruk og skogbrud 2.3 Fiske og fangst 63.0 Oljevirksomhet 19.0 Industri og anlegg 1.1 Luftfart 50.0 All reisevirksomhet 27.0 Syklister 28.0 Personer på moped/mc 280.0 Bilførere 25.0 Reiser med tog 4.7 Reiser med rutefly 56.0 Tid tilbrakt i boligen 1.0 Alle sykdommer 44.0

Side 22 av 74 4.5 Grunnlag for simuleringer Konsekvenser som gasspredning, væskespredning og flammeform ved ulike hendelser har blitt simulert med FLACS. Varmelaster ved væskebranner er blitt beregnet via etablerte modeller hvor flammen betraktes som et solid objekt med en bestemt strålingsintensitet (SEP, Surface Emissive Power). For beregninger i forhold brannlaster er det i alle tilfeller antatt en strålingsfraksjon på 0,3; det vil si at 30% av forbrenningsenergien i en væske- eller jetbrann blir avgitt til omgivelsene som varmestråling. På bakgrunn av empiriske data er fordampningsraten i en LNG væskebrann satt til 0.1 kgs -1 m -2 på land og 0.25 kgs -1 m -2 på vann. Dersom ikke annet er angitt er luftfuktigheten satt til 30%, omgivelsestemperaturen er satt til 15 C, varmestråling fra solen er satt til 500 W/m 2 og vindhastighet for væskesimuleringene er 5 m/s i retning mot nordøst. Disse parametrene er basert på input fra Skangass samt på konservative valg i forhold til væskesimuleringene. 4.6 Skadevirkning av varmestråling Varmestråling beskriver flyten av varme/energi per arealenhet per sekund (W/m 2 ). I forhold til skadevirkninger fra varmestråling så vil dette avhenge av størrelsen på varmestålingen samt varigheten til strålingen. Eksempelvis så vil skader knyttet til varmestråling mot mennesker i stor grad avhenge av i hvilken grad man komme seg vekk fra varmekilden og derigjennom redusere eksponeringstiden. Generelt vil det være en sterk relasjon mellom varmelast og avstand. Stålevarme forutsetter også at det er fri sikt mellom strålekilde og objekt og eksempelvis vil en evakuerende person utsettes for dramatisk mye lavere strålelast ved å oppholde seg i stråleskyggen bak et større objekt. Generelle verdier på skadevirkninger fra varmestråling er angitt i Tabell 4.4. Til sammenligning vil varmestrålingen fra solen på en solrik dag i England ikke overstige 650 W/m 2. I norsk offshorevirksomhet er det vanlig å operere med et kriterium på 9 kw/m 2 for tap av rømningsvei. Kriterier for varmelast mot brannskiller slik som et H0 brannskille er ikke direkte relatert til strålelast da det referer til et eksperimentelt testoppsett som brukes (dvs. forbrenning av en gitt mengde hydrokarboner under definerte betingelser). Evnene for en H0 brannskille i å motstå varmelast vil ligge i størrelsesorden 200-350 kw/m 2 i 2 timer. Tabell 4.4: Typiske varmestrålingsverdier og tilhørende skadevirkning. Varmestråling Skadeomfang [kw/m 2 ] Utstyr Personer 37.5 Stor skade på ubeskyttet prosessutstyr 25 Minimumsenergi for antenning av treverk etter uendelig lang eksponering (uten pilotbrann) 100% dødelighet etter en kort tidsperiode 12.5 Begrenset skade på ubeskyttet prosessutstyr (hovedsakelig instrumenter) 6.3 For eksponering over 1min er det nødvendig med tilpasset bekledning. 4.0 Smerte og 1.grads forbrenning inntreffer (på bar hud) innen 20 sekunder 1.6 Ingen skade etter lang eksponering

Side 23 av 74 5 Valg av relevante hendelser 5.1 Grunnlag Risikovurderingen følger den metodikken som er beskrevet i kapittel 4 over. Ett av leddene i prosessen er å identifisere potensielle hendelser som skal inngå i vurderingen. Identifiseringen av hendelser bygger på vurderinger gjort på grunnlag av egen erfaring samt HAZID utført av Skangass AS i juni 2010, ref. 15, ALARP-vurderinger utført av Skangass AS i september 2010 (bygger på HAZID), ref. 7, potensielle scenarioer utledet fra anerkjente standarder, risikobildet fra andre tilsvarende anlegg, kvalifisert vurdering og skjønn. Hendelser som er vurdert å representere tilstrekkelig risikopotensial (sannsynlighet og konsekvens) og dermed kan bestemme behovet for og omfanget av risikoreduserende tiltak på terminalen, fremgår av Tabell 5.1 nedenfor. Valg av relevante hendelser er i overveiende grad knyttet opp til utslipp av brennbart materiale da det er dette som i første rekker er avgjørende for konsekvensene for en hendelse. Det kan være flere hendelser som leder fram til et enkelt lekkasjeforløp. Eksempelvis kan et rørbrudd oppstå som følge av ulike hendelser (påkjørsel, operasjonelle aksjoner etc.) mens de påfølgende konsekvensene er identiske (lekkasjerate, skyoppbygging, brann) Definerte farer og hendelser som anses direkte relevante for utslipp av LNG og eller gass lekkasjer kan i hovedsak deles inn i grupper angitt nedenfor. Lekkasjer ved tankanlegg Lekkasjer i fordamper anlegg Lekkasje knyttet til lasting til bil Lekkasje fra fyllelinje Lekkasje knyttet til lasting fra skip I tilegg er følgende enkeltforhold spesielt adressert: Overfylling Anlegg er designet med failsafe -barrierer og andre sikkerhetsbarrierer som skal forhindre overfylling. Overfylling av tankanlegg er erfaringsmessig en viktig årsak til lekkasjer og dette punktet fortjener særskilt oppmerksomhet. Intern trafikk LNG-terminalen er lokalisert inne i et regulert industriområde. Fartsgrensen i industriområdet er 30 km/t. Anlegget og rørgaten sikres mot påkjøring fra tyngre kjøretøy som følge av egenaktivitet på området. Det legges til rette for både lasting og lossinger med LNG-semitrailer med en dedikert plass. Terror/sabotasje Det er en allmenn oppfatning at trusselbildet er lavt i Norge generelt og faren for at denne terminalen vil være mål for sabotasje og terror ansees som meget lav. Vurderinger knyttet til denne typen hendelser er beheftet med særdeles stor usikkerhet. Brann i omgivelser Det vurderes at en brann i omkringliggende områder (dvs utenfor terminalen) ikke vil kunne generere høy nok varmestråling til å medføre en risiko for LNG-terminalen.

Side 24 av 74 5.2 Lekkasjevarigheter Man kan alltid diskutere hvilke rater og mengder som er realistiske når konsekvenser av hendelser skal beregnes og vurderes. Det er likevel ikke god og anerkjent praksis å basere lekkasjestørrelser på at sikkerhetssystemer og barrierer fungerer optimalt, selv ikke med såkalt forsvar i dybden med flere uavhengige barrierer. Lekkasjevarigheter for ulike utslippsscenarioer vil avhenge av blant annet deteksjonstid, tid til signalgang, prosessering av signaler i sentralenhet, utførelse av aksjoner, samt hensyntagen til svikthendelser. Lekkasjevarighetene som er benyttet i denne risikoanalysen er basert på kvalitative vurderinger og er angitt under: Lagringstanker: 3 min for simuleringer av konsekvenser samt lekkasje av hele tankinnholdet. Kaiposisjon: 2 min. Tankbil fyllestasjoner: 2 min. Fordamperenhet(er): 3 min ved lekkasje av LNG. Lekkasje av naturgass skjer frem til likevekt er oppnådd. For fyllelinje: 29 sek ved LNG-lekkasje (tilsvarer hele rørinnholdet). Lekkasjevarighet av naturgass skjer inntil stasjonær tilstand oppnås (gasskyen har sluttet å vokse), det vil si etter ca. 3 minutter. For lekkasjerater se Tabell 5.1. Stoppetid fra båt kan hende er noe kortere, men det er usikkerhet knyttet til dette, da lekkasjepunktet kan være nedstrøms det som styres fra skipet. 5.3 Andre LNG-relaterte fenomener Rollover representerer en prosess, som gjerne oppstår i forbindelse med fylling av tanker, der store mengder gass oppstår i/fra en LNG lagringstank over en svært kort tidsperiode, se EN 1160 seksjon 5.7.1., 2. Rollover kan forårsake overtrykking, men er langt mindre sannsynlig I horisontale tanker. Så sant tiltak gitt i referansen er tilstrekkelig implementert, er rollover ikke å betrakte som en stor risiko eller noe problem. Enhver væske på eller nær kokepunktet og over et visst trykk fordamper ekstremt raskt hvis den frigis raskt. Den simultane og voldsomme fordampingsprosessen er kjent som BLEVE (Boling Liquid Expanding Vapour Explosion) og er omtalt i EN 1160 seksjon 5.7.3, 2. Basert på begrunnelsene i referansen vurderes risikoen for en BLEVE å være svært usannsynlig. Ingen av disse to fenomenene er vurdert å være dimensjonerende for installasjonene på Øra LNG terminal.

Side 25 av 74 Tabell 5.1: Hendelser som inngår i vurderingen begrunnelse for valg. Nr. Beskrivelse av hendelse Begrunnelse for valg Merknader/Tilleggsopplysninger 1.1 Antent LNG-lekkasje på sjø og i oppsamlingsbasseng ved lossing fra skip. Rapid Phase Transition (RPT). Ulike typer branner avhengig av umiddelbar eller sen tenning. Kan påvirke 2. og 3. parts risiko. Dimensjonerer barrierer (også beredskap). Potensiell mengde som kan slippe ut er basert på fullt slange- /rørbrudd. Skipets pumper leverer inntil 1000 m 3 /h hvilket tilsvarer 125,6 kg/s. Varighet er stipulert til 2 min forutsatt at rørbruddsventil eller tilsvarende effektiv og pålitelig løsning er installert. Antallet anløp/ losseoperasjoner pr år er 24. Simuleringer samt beregninger av varmelaster utført. 2.1 Antent LNG-lekkasje innenfor spillkant/oppsamlingsbasseng ved tankender i forbindelse med lasting til biler. 2.2 LNG-lekkasje tilknyttet tank. Denne hendelsen er med først og fremst i forhold til dimensjonering av oppsamlingskapasitet. Det er klart at denne lekkasjen også vil kunne antennes av samme årsaker som hendelsen over. Ulike typer branner avhengig av umiddelbar eller sen tenning. Dimensjonerer barrierer. Stor mengde LNG som potensielt kan lekke. Ulike typer branner. Dimensjonerer barrierer (også beredskap), inkludert bassengkapasitet. Potensiell mengde som kan slippe ut er basert på fullt rørbrudd i forbindelse med tankbilfylling. Pumperate er 60 m 3 /h. Et fullt slangebrudd ved lasting til biler vil derfor gi en lekkasjerate på 7.5 kg/s. Varighet er stipulert til 2 min forutsatt at rørbruddsventil er installert. Simuleringer samt beregninger av varmelaster utført. Lekkasje inntreffer slik at den ikke kan stoppes før hele tankinnholdet har lekket ut (største tank). Et fullt rørbrudd tilknyttet en tank vil kunne gi ulike masserater avhengig av mengden LNG i tanken samt operasjonstrykket. GexCon har i dette tilfellet tatt utgangspunkt i et maksimalt operasjonstrykk på 8 barg, samt et væskenivå på 5 meter i tanken. Med rørdiameter på 10 cm gir dette en lekkasjerate på 130 kg/s LNG. En slik lekkasje vil kunne overfylle oppsamlingsbassenget etter omtrent 29 minutter. For simuleringenes del er varigheten satt til 3 min. Simuleringer samt beregninger av varmelaster utført.

Side 26 av 74 Nr. Beskrivelse av hendelse Begrunnelse for valg Merknader/Tilleggsopplysninger 2.3 Antent LNG-lekkasje fra tankbil utenfor spillkant/ oppsamlingsbassenget på selve terminalområdet 2.4 Antent gasslekkasje fra toppen av en tank eller fra ventlinje (gass/væske) som følge av overtrykking/overfylling. Statistisk signifikant bidrag til lekkasjerisiko, Dimensjonerer barriere. Stiller krav til styring av aktiviteter på terminalen, inkludert samtidighet. Statistisk signifikant bidrag til lekkasjerisiko, Dimensjonerer barrierer. Potensiell mengde som kan slippe ut er basert på fullt slange- /rørbrudd. Pumpekapasiteten er 60 m 3 /h. Rate og varighet som for hendelse 2.1 over. 2 tankbiloperasjoner skal kunne foregå parallelt/samtidig. Varighet lekkasje 2 min forutsatt at rørbruddsventil er installert. I prinsippet fylles alle tankene samtidig og levert mengde ved tankpark fordeles i utgangspunktet jevnt utover. Tankene stenges av enkeltvis når maks. fyllingsgrad er nådd. Beregninger utført. 2.5 Kjøretøyet i seg selv og brann i kjøretøy 3.1 Antent lekkasje i fordamperanlegg (gass og LNG) innenfor oppsamlingsbassenget. Statistisk signifikant bidrag til antennelsesrisiko, Representerer effektive tennkilder, Dimensjonerer barrierer. Lekkasjerisikoen er signifikant på grunn av mange enheter, flensforbindelser og store temperaturforskjeller som kan gi store termiske bevegelser. Ulike typer branner avhengig av umiddelbar eller sen tenning. Kan påvirke 3. parts risiko. Dimensjonerer barrierer (også beredskap). Dette er en hendelse som er med kun på grunn av bidraget til antennelsesrisiko. Tilstedeværelsen av kjøretøyet på terminalområdet er en risiko i seg selv og hyppigheten er 10 bilanløp i døgnet hele året. Hendelsen er todelt, fordi fordampertårnene inneholder både LNG og naturgass i gassform. Med utgangspunkt i 4 barg i rørsystemet, blir lekkasjeraten av gass maks. 15,6 kg/s. Væskelekkasjen er i underkant av 60 kg/s. Varighet av væskelekkasje er satt til 3 min, mens varighet av gasslekkasje er til likevekt. Simuleringer utført.

Side 27 av 74 Nr. Beskrivelse av hendelse Begrunnelse for valg Merknader/Tilleggsopplysninger 3.2 Antent LNG-lekkasje fra rørlinjer langs traséen mellom kai og selve terminalen, fortrinnsvis fra 10 fyllelinje. Dimensjonerende scenario er LNGlekkasje tilsvarende innholdet i fyllelinjen. Fullt brudd med gasslekkasje vurderes også (39 kg/s). Statistisk sign. bidrag til lekkasjerisiko. Ulike typer branner avhengig av umiddelbar eller sen tenning. Kan påvirke 3. parts risiko. Terminaloperatør kontrollerer ikke aktiviteter i dette området. Lenger tid for deteksjon og stor mengde væske som potensielt kan lekke ut. Dimensjonerer barrierer (også beredskap). Verste tilfellet i forhold til rater/varighet vil være i de periodene da LNG strømmer i røret. Tiden dette foregår pr år er imidlertid kun 75 timer som er <1 % av året. Derfor vurderes/simuleres scenarioer med avstengt linje, ikke ved tankfylling. Simuleringer utført.

Side 28 av 74 6 Vurdering av risiko 6.1.1 Estimert risiko ved ulike hendelser Figur 6.1 viser estimert risiko ved ulike hendelser. Hendelsene er splittet opp på mekanisk skade på utstyr og rør, lekkasjer av gass eller væske (alle størrelser), brann (jetbrann, væskebrann, flashbrann), samt for dødsfall. y-aksen på figuren angir frekvensen for hendelsen (antall hendelser per år). For hendelser hvor det er dødsfall er både 1. og 2. personell inkludert. Total hendelsesfrekvens [ Ar 1 ] 10 1 10 0 10-1 10-2 10-3 10-4 10-5 10-6 Risiko ved ulike hendelser Tankanlegg Fordampersystem Lasting fra skip Lasting til bil Overfylling Intern trafikk Fyllelinje Terror/Ulykker 10-7 10-8 10-9 Mekanisk Skade Lekkasje Brann Omkomne Figur 6.1: Risiko ved ulike hendelser. 6.1.2 Risiko for personell Risikoen for 1. og 2. person ved anlegget er estimert og vist i Tabell 6.1. Tabell 6.1: Risiko for 1. og 2. person. Parameter 1. person 2. person Beskrivelse FAR 0.54 0.37 Antall dødsfall per 100 millioner eksponerte timer AIR 1.59E-05 2.46E-06 Antall dødsfall per eksponert individ, per år PLL 1.59E-05 1.49E-05 Antall dødsfall per år

Side 29 av 74 For 3. person er den totale risikoen estimert til 1.65E-05 antall døde per år (PLL). Et f-n diagram for 3.person ved Øra er vist i Figur 6.2 (hvit kurve). Resultatene viser at risikoen for 3.person ved Øra er lav og møter akseptkriteriene. Av de vurderte hendelsene som potensielt kan medføre fare for 3.person er det i all hovedsak lekkasjer ved fyllelinjen samt LNG på sjø ved kaien som er relevant. En stor lekkasje fra fyllelinjen kan gi høy varmestråling over et større område, og eskalering i form av brann i nærliggende bygninger kan oppstå. En stor væskebrann ved fordampersystemene kan gi høy varmestråling på veien sør for terminalen, men er ikke vurdert til å kunne gi tap av liv. 10-1 Risiko for 3.person 10-2 Uakseptabelt Frekvens for minst N omkomne [ Ar 1 ] 10-3 10-4 10-5 10-6 10-7 10-8 ALARP Akseptabelt 10-9 10-10 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Antall omkomne, N Figur 6.2: f-n kurve for 3.person ved Øra terminal. De beregnede risikoene for 1., 2. og 3.person ved Øra terminal viser at akseptkriteriene for anlegget er møtt. Gjennomsnittlig individrisiko for 1. person ved anlegget (anleggspersonell) er 1.59E-05 per år, og er innenfor ALARP grensen fra Tabell 4.1. For 2. person (skipspersonell og tankbilførere) er den gjennomsnittlige individrisikoen 2.46E-06 per år, og er innenfor ALARP grensen fra Tabell 4.1. For 3. person viser Figur 6.2 at risikoen er innenfor akseptabelt nivå. 6.2 Spesifikke risikoforhold som krever utdyping 6.2.1 Oppsamlingsbasseng, kummer og vannlås Oppsamlingskummer er basert på et utslipp på om lag 1 m 3. Risikovurderingen identifiserer scenarioer som er større og som gjør at kummen bør økes i størrelse. Begrunnelsen for det er at en liten kum vil

Side 30 av 74 raskt føre til at LNG flyter utover et langt større areal noe som vil øke avdampingsarealet og avdampingsraten. Det verste scenarioet en kan tenke seg for tankenes del er lekkasje som inntreffer slik at den ikke kan stoppes før hele tankinnholdet har lekket ut (største tank). Et fullt rørbrudd tilknyttet en tank vil kunne gi ulike masserater avhengig av mengden LNG i tanken samt operasjonstrykket. GexCon har i dette tilfellet tatt utgangspunkt i et maksimalt operasjonstrykk på 8 barg, samt et væskenivå på 5 meter i tanken. Med rørdiameter på 10 cm gir dette en lekkasjerate på 130 kg/s LNG. En slik lekkasje vil kunne overfylle hele oppsamlingsbassenget etter omtrent 29 minutter. For simuleringenes del er varigheten satt til 3 min, men kummen vil fylles opp etter 3-4 sekunder. Potensiell mengde som kan slippe ut nede ved kaien er basert på fullt slange-/rørbrudd ved lasting fra skip. Skipets pumper leverer 1000 m 3 /t hvilket tilsvarer 125,6 kg/s. Varighet er stipulert til 2 min forutsatt at rørbruddsventil er installert. Lekkasjen stanser når pumpene stanser i motsetning til en tanklekkasje som kan være vanskelig å stanse helt. Hvis en således bruker en lekkasjevarighet på 2 min., vil i overkant av 33 m 3 ha lekket ut. Kapasiteten til oppsamlingskaret (10,4 m 3 ) overskrides på 37 sekunder. Målene på oppsamlingsbassenget rundt fordamperenhetene er tatt fra geometrimodellen som er benyttet i FLACS-simuleringene, og en har antatt 24 enheter. Høyden på oppsamlingsbassenget er antatt å være 0,7 m som for bassenget under tankene. Totalt bassengvolum settes da til 450 m 3 (medberegnet helling på 1:100 langs kortsiden). Med de stipulerte lekkasjeratene/varighetene vil bassenget kunne samle opp hele lekkasjemengden. Kummen ansees som nevnt å være for liten. Basert på regelverkskrav og standarder vil man kunne stille spørsmål ved hvorvidt det er krav til å kunne samle opp et helt tankinnhold eller ikke. Det fremgår av NS-EN 13645 punkt 7.6 Impounding basin at om lekkasje av hele innholdet i en tank ikke kan utelukkes, skal bassengkapasiteten være slik at hele innholdet i en tank skal kunne samles opp. I dette tilfellet med inntil 9 tanker, vil det uansett være tilstrekkelig å kunne samle innholdet av én tank. I henhold til Forskrift om farlig stoff 15 skal oppsamlingsarrangementet være tilpasset tankens volum og det farlige stoffets egenskaper dersom et utslipp fra tank kan få store konsekvenser. Det er GexCons vurdering at oppsamlingskapasitet tilsvarende en full tank bør etterstreves. Det er planlagt å benytte vannlåser i oppsamlingskummene, men det er knyttet stor usikkerhet til påliteligheten av en vannlås. Det foreligger ingen dokumentasjon på at en vannlås virker slik den er tiltenkt, og det er mulighet for at ved kontakt med LNG vil store deler av vannet kunne blåses vekk. Vannlåsen må gjerne beholdes, men i tillegg bør det installeres avstengningsventil styrt av temperaturdeteksjon i kummer. 6.2.2 Tanker og innbyrdes avstand Et sentralt punkt i utformingen av anlegget er antallet og plassering av tanker (underforstått i forhold til resten av terminalen) samt innbyrdes avstand mellom tankene. Den innbyrdes avstanden mellom tankene skal som et minimum være halve diameteren av ytre skall på den største tanken. Den amerikanske standarden NFPA 59A Production, Handling, and Storage of Liquefied Natural Gas (LNG) gir 3 m i avstand mellom tankene, den samme avstanden som det er lagt opp til på Øraanlegget. Slik sett er man innenfor bestemmelsene i NFPA som ikke krever ytterligere vurdering og dokumentasjon. Avstanden mellom lagringstanker er i prinsippet styrt av brannrisikoen og hvilke laster som tankene kan bli utsatt for. Brannrisiko og dimensjonerende brannhendelse er i hovedsak representert ved pølbranner og bare unntaksvis jetbranner. Systemet i Øra-terminalen er dimensjonert for 8 barg, men driftstrykket på tankene vil ligge langt lavere enn det, i størrelsesorden 2-3 barg. For gasslekkasjer vil lekkasjen være sonisk ved slike operasjonstrykk, og en jetbrann vil kunne oppstå. Selv meget små

Side 31 av 74 gasslekkasjer på størrelsesorden 0,02 kg/s vil gi en jetbrann med lengde på over 3 meter (tilhørende hullstørrelse er 3-5 mm i diameter avhengig av tanktrykket). Dette betyr at selv små lekkasjer ved en tank vil kunne påvirke nabotanken. For større jetbranner kan lokale varmelaster opp mot 200 kw/m 2 forventes. Ved tilsvarende amerikanske anlegg har man vurdert pølbranner til å representere den største brannrisikoen og at design/arrangement skal kunne tåle en slik brann basert på fullt rørbrudd. Enten det er jetbrann eller pølbrann man snakker om, vil brannene representere en risiko man uansett ikke vil kunne kompensere for fullt ut kun med avstand mellom tankene. Da ville også avstanden ha blitt uforholdsmessig stor. Mange tanker og lite tomteareal tilsier at man ikke kan benytte stor avstand mellom tankene. Det er nettopp derfor man anvender tanker med god isolasjon mot varmelaster og som har god integritet mot de lastene de kan bli eksponert for. I mottatt dokumentasjon fremgår det at tankene er vakuumisolerte med 30 cm mellomrom (mellom ytre og indre skall) som er fylt med perlitt. Yttertankene er 12 millimeter karbonstål. Man kan få et bilde på motstandsevnen disse tankene har mot brann ved å sammenligne med brannskiller. En 12 mm stålplate vil i forhold til en jetbrann kunne betraktes som et brannskille av klasse H-0, det vil si et skille som opprettholder sin integritet og hindrer spredning av flammer og røyk i 2 timer av såkalt normert brannprøve (definert i forhold til prøveoppstilling, temperaturen er 1100 C). Et 30 cm tykt vakuumlag inneholdende perlitt vil gi beskyttelse mot hydrokarbonbranner i svært lang tid. Perlitten tåler 900-1100 C. Dersom nabotanken er full med LNG vil dette normalt representere et varmesluk i forhold til en tank som bare inneholder gass. Isolasjonsevnen til perlitten vil riktignok i stor grad begrense varmeoverføringen fra yttertank til lagret LNG. Til eksempel vil varmetapet gjennom konduksjon i perlittlaget over et areal på 1 m 2 være i størrelsesorden 130 W dersom yttertanken har en temperatur på 650 C. Denne effekten er under én promille av varmetilførselen fra en typisk jetbrann som treffer yttertanken. Siden varmetilførselen til yttertanken fra en væskebrann eller jetbrann er betydelig høyere enn varmeoverføringen fra yttertanken til LNG-massen vil forskjellen mellom en tank fylt med LNG og en tank fylt med gass i forhold til oppvarming av yttertanken være begrenset. Minsteavstanden vil kunne forsvares gitt at relevante, effektive tiltak er implementert. 6.2.3 Andre viktige objekter på terminalområdet Tankbilene representerer effektive tennkilder og lastefrekvensen per døgn er høy. Nåværende posisjoner helt inntil oppsamlingsbasseng vurderes som svært uheldig. Inne på terminalområdet skal installeres en 40 fots konteiner i stål (ISO) med utstyr og systemer for kontroll og overvåking av terminalen. Kontrollkonteineren har gassdeteksjon i luftinntak, og deteksjon gir stans av vifte og stengning av spjeld. For å sikre tilstrekkelig pålitelighet av deteksjon og påfølgende aksjoner bør det installeres minst én gassdetektor til i konteiner. Inne på terminalområdet like nord for konteineren står et administrasjonsbygg. Minste avstand fra huset til nærmeste tank er ca 20-30 m. I henhold til EN 13645-standarden, 1, som ligger til grunn for utformingen av terminalen, skal varmebelastningen på overflater av kontrollrom, verksteder, laboratorier og lager ikke overstige 8 kw/m 2. På yttervegger av administrasjonsbygg skal varmelasten ikke overstige 5 kw/m 2. Som vist i figur 7.9 over, går 10 kw/m 2 midt over huset. Varmelast overstigende 8kW/m 2 vil ha begrenset varighet. Dersom tankbilfyllingen flyttes, kan huset blir mer utsatt for varmelaster, da plasseringsalternativet for fyllestasjonen ligger i den nordlige delen av terminalområdet. Kommer hus og fyllestasjon nærmere