Risikovurdering og anvendte sikringstiltak LNG anlegg ved Joh ......Johannson og Skagerak Naturgass. En del er antagelser basert på beregninger foretatt på lignende anlegg. No Beskrivelse

33

2018

Ronny Idland,

Revisjon 4

13.06.2018

Risikovurdering og anvendte sikringstiltak LNG anlegg ved Joh. Johannson Kaffebrenneri, Vestby

Ref. nr: 20276.2955

IDLAND CONSULTING AS - RISIKOANALYSE LNG ANLEGG, JOH. JOHANNSON, VESTBY. Dato: 13.06.2018 Rev: 4

1 © Idland Consulting AS. Innholdet i dette dokumentet skal brukes av mottakeren med den hensikt det var utgitt i. Ingen videre distribusjon av hele eller deler av innholdet uten skriftlig tillatelse fra Idland Consulting AS

Risikovurdering og anvendte sikringstiltak for LNG anlegg.

IDLAND CONSULTING AS P.O.Box 5055

4084 Stavanger Tlf: +47 51 32 99 96

www.i-c.no Org. Nr. 994 819 100

Oppdragsgiver:

Skagerak Naturgass Postboks 80 3901 PORSGRUNN Oppdragsgivers referanse:

LNG Anlegg Vestby

Prosjekt nr. 2955

Rapport nr. 20276.2955.180129

Revisjonsoversikt

Revisjon Dato Revisjonen gjelder

1 01.02.2018 5.5 Endret info om instrumentluft. 6.7 Beskrevet overgang PE rør

2 11.04.2018 Endret fatalitetskriterier. Nye simuleringer.

3 28.05.2018 Oppdatert etter kommentarer

4 13.06.2018 Oppdatert etter kommentarer

Revisjon nr. 4 Sign.

Dato 13.06.2018

Utarbeidet av A. Ronny Idland

Kontrollert av Bernt Witter

Godkjent av -

Beskrivelse -

✓ Ingen distribusjon uten tillatelse fra oppdragsgiver eller ansvarlig organisasjonsenhet, men fri distribusjon innen Idland Consulting etter 2 år.

Indekseringstermer

Ingen distribusjon uten tillatelse fra oppdragsgiver eller ansvarlig organisasjonsenhet

Nøkkelord QRA / LNG

Strengt konfidensiell Service- område

Safety Risk Management

Fri distribusjon Markeds- segment

Ref. nr: 20276.2955



Ansvarsfraskrivelse Idland Consulting AS påtar seg ikke ansvar for skader som påføres oppdragsgiver, hans kunder, leverandører

eller andre tredje part, som anvender resultatene av Idland Consultings arbeid, med mindre det er utvist grov

uaktsomhet av Idland Consulting eller personell som Idland Consulting benyttet for å gjennomføre arbeidet.

Ref. nr: 20276.2955



Innholdsfortegnelse

1. INNLEDNING ................................................................................................................................... 5

1.1 Sammendrag ................................................................................................................................... 5

1.2 Organisering. ................................................................................................................................... 6

2. UTGANGSPUNKT ............................................................................................................................. 6

2.1 Styrende dokumenter. .................................................................................................................... 6

2.2 Forkortelser og definisjoner. ........................................................................................................... 7

2.3 Antagelser og forutsetninger. ......................................................................................................... 8

3. METODIKK....................................................................................................................................... 8

3.1 Fremgangsmåte .............................................................................................................................. 8

3.2 Dokumentasjon ............................................................................................................................... 9

3.3 Fareidentifikasjon (What If) ............................................................................................................ 9

3.4 Lekkasjefrekvenser ........................................................................................................................10

3.5 Konsekvensberegninger .................................................................................................................10

3.6 Risikopresentasjon .........................................................................................................................10

4. AKSEPTKRITERIER FOR RISIKO ........................................................................................................10

5. SYSTEMBESKRIVELSE ......................................................................................................................12

5.1 Oversikt .........................................................................................................................................12

5.2 Plassering .......................................................................................................................................12

5.3 Personellantall og kategorier .........................................................................................................13

5.4 Prosessdata ....................................................................................................................................14

5.5 Prosesstyring og drift .....................................................................................................................14

5.6 Alarmer og sensorer .......................................................................................................................14

5.7 Oppsamling av eventuell lekkasje ..................................................................................................15

5.8 Sikkerhetsavstander .......................................................................................................................15

5.9 EX-områder ....................................................................................................................................15

5.10 Drenering av regn, snø og is ...........................................................................................................15

5.11 Fremkommelighet for tankbil.........................................................................................................15

5.12 Brannkummer ................................................................................................................................15

5.13 Vindretning og klimatiske forhold ..................................................................................................15

6. FAREIDENTIFIKASJON .....................................................................................................................16

6.1 Generelt .........................................................................................................................................16

6.2 Egenskaper for aktuell gass ............................................................................................................17

6.3 Identifikasjon av faremomenter .....................................................................................................17

6.4 Oppsummering Fareidentifikasjon .................................................................................................17

6.5 Lekkasje under fylling av tank ........................................................................................................18

Ref. nr: 20276.2955



6.6 Lekkasje fra LNG tank .....................................................................................................................18

6.7 Lekkasje mellom tank og fordamper og andre rørsystemer ...........................................................19

7. RISIKOVURDERING .........................................................................................................................20

7.1 Fatalitetskriterier ...........................................................................................................................20

7.2 Tennsannsynlighet .........................................................................................................................22

8. KRAV TIL VEDLIKEHOLD OG TILSYN ................................................................................................22

9. KONKLUSJON .................................................................................................................................23

9.1 LNG tankfylling ...............................................................................................................................23

9.2 Lekkasje i rørsystemer Fordamper – Forbruksutstyr ......................................................................24

9.3 Lekkasje i rørsystemer Tank – Fordamper ......................................................................................27

9.4 Lekkasje i LNG Tank ........................................................................................................................28

10. KONKLUSJON – Sammenfatning .....................................................................................................29

11. HENVISNINGER ..............................................................................................................................32

12. VEDLEGG ........................................................................................................................................33

Ref. nr: 20276.2955



1. INNLEDNING

1.1 Sammendrag Idland Consulting AS har fått i oppdrag av Skagerak Naturgass (SNG) å gjennomføre en risikovurdering av

planlagtinstallasjon av LNG tank m/utrustning ved Joh. Johannson Kaffebrenneri i Vestby. Det er i samråd

med SNG valgt å bruke en kvantitativ risikotilnærming med det mål å beregne risikonivået ved anlegget på

et detaljert nivå slik at lokale forhold er ivaretatt.

Dette er gjort ved bruk av industrispesifikk kunnskap om LNG, og metodiske verktøy basert på Idland

Consulting sin lange erfaring med landanlegg.

Det er gjennomført en risikovurdering av gassanlegg med tilhørende sikkerhetsutrustning /Appendix B/ Det er også gjennomført en risiko- og spredningsberegning. / Appendix C / Risiko- og spredningsanalysen er utarbeidet i henhold til DSB sine retningslinjer. Fokus for analysen er storulykker og risiko for 3. part. Risikoen er sammenlignet med DSBs akseptkriterier som fremkommer i «Tema 13, forskrift om sikkerheten rundt anlegg som håndterer farlig stoff» Spredningsanalysen omhandler de ulike områdene eller hendelsene som har betydning for risikobildet i ulike hensynssoner. Analysen vil bli brukt til å oppfylle forpliktelsen om å unngå storulykker i henhold til «Storulykkeforskriften» 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 gass-spredning, væskespredning og flammeform ved ulike hendelser har blitt simulert med PHAST Risk. ”Forskrift om håndtering av brannfarlig, reaksjonsfarlig og trykksatt stoff, samt utstyr og anlegg som

benyttes ved håndteringen” angir følgende i § 14:

Eier eller bruker av anlegget skal gjennom en risikoanalyse identifisere de ulykkeshendelser som kan

oppstå, og de konsekvenser dette kan få for liv, helse, miljø og materielle verdier. Analysen skal danne

grunnlaget for en vurdering av de tiltak som må iverksettes for å avverge eller begrense konsekvenser ved

eventuelle ulykkeshendelser.

Kravet til analysen kan være varierende, avhengig av for eksempel anleggets kompleksitet, størrelse og

omgivelser.

Vi anser denne rapport med påfølgende risikovurdering og spredningsberegninger til å tilfredsstille

kravene i forskrift.

Risikovurderingen gjelder for tank m/utrustning og røropplegg frem til fasade på bygg. Plassering og installasjon av det enkelte forbruksutstyr er ikke medtatt i vurderingen, men det forutsettes at dette gjøres iht produsentens anvisninger. Medium er Naturgass.

Ref. nr: 20276.2955



1.2 Organisering.

Risikoanalyse er gjennomført av Idland Consulting av personell med kompetanse innen risikostyring og

gassanlegg, samt med innspill fra Skagerak Naturgass. Det ble 25.01.2018 gjennomført et internt

analysemøte / oppstartsmøte. Dette ble gjort parallelt med telefonmøte med Skagerak Naturgass. Andre

relevante avklaringer er blitt gjort via telefon og epost.

Følgende personer har vært involvert i arbeidet:

Navn Firma

Ronny Idland Idland Consulting

Per Idland Idland Consulting

Bernt Witter Idland Consulting

Svein Morten Hansen Skagerak Naturgass

2. UTGANGSPUNKT

2.1 Styrende dokumenter.

Følgende dokumenter er lagt til grunn ved risikovurderingen:

Ref. nr Dok. nr. Rev. / Dato Dok. navn

2.1.1 LOV-2002-06-14-20 2009-12-28 Lov om vern mot brann, eksplosjon og ulykker med farlig

stoff og om brannvesenets rednings-oppgaver (brann- og

eksplosjonsvernloven).

2.1.2 Forskrift om tiltak for å forebygge og begrense

konsekvensene av storulykker i virksomheter der farlige

kjemikalier forekommer (Storulykkeforskriften),

2.1.3 FOR-2009-06-08-602 2009-09-01 Forskrift om håndtering av brannfarlig, reaksjonsfarlig og

trykksatt stoff samt utstyr og anlegg som benyttes ved

håndteringen.

2.1.4 FOR-1999-06-09-721 2002-07-10 Forskrift om trykkpåkjent utstyr.

2.1.5 FOR 1996-12-09-1242 2003-12-08 Forskrift om utstyr og sikkerhetssystem til bruk i eksplosjonsfarlig område.

2.1.6 FOR-2003-06-30-911 2003-12-08 Forskrift om helse og sikkerhet i eksplosjons-farlige atmosfærer.

2.1.7 HR-2197 Mai 2011 Temaveiledning om oppbevaring av farlig stoff.

2.1.8 EN 60079-10 2002-06 Electrical apparatus for explosive gas atmospheres, part 10: Classification of hazardous areas.

2.1.9 NS 5814:2008 Juli 2008 Krav til risikovurderinger.

Ref. nr: 20276.2955



2.2 Forkortelser og definisjoner.

Begrep Definisjon

DSB Direktoratet for samfunnssikkerhet og beredskap

Fare Handling eller forhold som kan føre til en uønsket hendelse.

Konsekvens Mulig følge av en uønsket hendelse.

LEL Lower Explosion Limit.

LNG Liquefied Natural Gas.

HazId Hazard Identification eller identifikasjon av farlige hendelser eller

tilstander.

HazOp Hazard and Operability Studies. En anerkjent metode for å identifisere sikkerhetsmessige farer og utfordringer med henblikk på utførelse, vedlikehold og drift av et prosessanlegg.

Risikoanalyse Systematisk fremgangsmåte for å beskrive og/eller beregne risiko. Risikoanalysen utføres ved kartlegging av uønskede hendelser og årsaker til og konsekvenser av disse.

QRA Kvantitativ risikoanalyse

Risikoreduserende tiltak Tiltak med sikte på å redusere sannsynlighet for og/eller konsekvens av uønskede hendelser.

Sannsynlighet I hvilken grad det er trolig at en hendelse vil kunne inntreffe.

Uønsket hendelse Hendelse som kan medføre tap av verdier.

Barriere

Tekniske, operasjonelle og organisatoriske elementer som enkeltvis eller

til sammen skal redusere muligheten for at konkrete feil, fare- og

ulykkessituasjoner inntreffer, eller som begrenser eller forhindrer

skader/ulemper.

Phast Risk / Safeti

Phast Risk/Safeti QRA software system – et program for industrien med

standard metode for å utføre QRAer for landbaserte anlegg, kjemiske og

petrokjemiske prosesser.

1. person Definert som ansatte ved anlegget, det vil si de som er direkte involvert

av den daglige driften av anlegget.

2. person

Definert som en mellomgruppe som har nytte av å være i nærheten av

anlegget, men som ikke er engasjert i arbeid på selskapets anlegg. Dette

kan for eksempel være ansatte ved nabovirksomheter.

3. person

Definert som «utenforstående» En person utenfor anlegget som kan

påvirkes av anleggets aktivitet. Dette kan eksempelvis være boliger, skole

o.l.

Ref. nr: 20276.2955



2.3 Antagelser og forutsetninger.

Tabell 2.3 Begrensningene baserer seg på informasjon gitt av Joh. Johannson og Skagerak Naturgass. En del er antagelser basert på

beregninger foretatt på lignende anlegg.

No Beskrivelse Kommentar

01 Antagelse: Lossing av tankbil 1,5 timer pr

lossing

Operasjonell bruk påvirker

lekkasjefrekvenser og eksponering av

personell

02 Antagelse: Tankbil losser ca 23 tonn LNG.

Tankbilens tank er 14m lang med en

diameter på 2,4m



personell

03 Antagelse: Det gjennomføres ca 12 lossinger

pr. år.



personell

04 Værdata har mangelfull vindrose. Alle

scenarier er simulert med forskjellige

vindretninger

Vindrosen og vindhastigheter påvirker

gassdispergering ved forholdet mellom

gass og luft, samt retningen gasskyen vil

få fra utslippspunktet. Feil i værdata for

lokasjon vil kunne føre til at hoved

vindretning er feil og at for mye vind

fører til mer gassdispergering og

reduserte konsekvenser av små

gassutslipp.

05 Personellantall og kategorier se kap. 5.3 Antall er basert på informasjon fra SNG

og Joh. Johannson, samt kartutsnitt.

06 Varmestrålingsparametre brukt for

menneskelige konsekvenser ved

brannscenarioer

Strålingsnivå 1 – 4 kW/m2

Strålingsnivå 2 – 12,5 kW/m2

Strålingsnivå 3 – 37,5 kW/m2

07 Tennkilder Se kap. 7

3. METODIKK

3.1 Fremgangsmåte

Metoden samsvarer med hovedprinsippene i NS 5814 ”Krav til risikovurderinger” samt anerkjent

analysemetodikk og praksis. Metodikken er egnet for å identifisere farer som kan utløse uønskede

hendelser, vurdere risiko på overordnet nivå og foreslå risikoreduserende tiltak.

Fremgangsmåten brukt i denne analysen er delt i følgende deler:

• Informasjonsinnsamling og systembeskrivelse

• Fareidentifikasjon

• Beregning av lekkasjefrekvenser

• Konsekvensberegninger

• Risikobilde

• Anbefalinger og konklusjon.

Metodikken er skjematisk fremstilt i figur 3.1.1

Ref. nr: 20276.2955



3.2 Dokumentasjon

Følgende dokumentasjon er lagt til grunn for vurderingen:

1. Relevante lovdata..

2. Teknisk underlag LNG anlegg

3. Områdekart

3.3 Fareidentifikasjon (What If)

Bakgrunn for fareidentifikasjon er barrieretenkning som vist på figur 3.3.1. Diagrammet viser mulige

årsakskjeder som kan føre til et uhell, og mulige hendelsesforløp etter at uhellet er et faktum.

Figur 3.3.1 Barrierediagram

Det er gjennomført en fareidentifikasjon ved arbeidsmøte for denne analysen.

Figur 3.1.1

Ref. nr: 20276.2955



Fareidentifikasjonen er gjennomført punktvis i henhold til standard HAZID metodikk og tar utgangspunkt i

Idland Consulting`s erfaring med lignende anlegg tidligere. Ved intern faregjennomgang ble stikkordliste

som vist i /Appendix A/ benyttet.

3.4 Lekkasjefrekvenser

Frekvensberegningene er i hovedsak basert på OGP (International Association of Oil & Gas

Producers) Risk Assessment Data Directory, ref. /3/ og Idland Consulting sin datadossier,

ref. /15/. Feilfrekvensene er i hovedsak basert på registrerte hendelser for offshoreanlegg, men en

del data stammer også fra landbaserte kilder. I tillegg er det for noen hendelser generert

frekvenser på grunnlag av mer spesifikke datakilder. Frekvensene som er beregnet for de ulike

hendelsene er basert på en beskrivelse av anlegget og aktivitetsnivået.

Lekkasjevarighetene som er benyttet i denne risikoanalysen er basert på kvalitative

vurderinger og er angitt under:

• Lagringstank: 3 min for simuleringer av konsekvenser samt lekkasje av hele tank innholdet.

• Fordamperenhet(er): 30 sek ved lekkasje av LNG. Lekkasje av naturgass skjer frem til likevekt

er oppnådd.

• For fyllelinje: 30 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.

• Gassrør til prosess 3 min for simuleringer av konsekvenser.

3.5 Konsekvensberegninger

Phast Risk versjon 7.2, utviklet av DNV, er et integralverktøy og baserer seg på reprodusering av

eksperimenter ved å ta i bruk forenklede algebraiske likninger og i noen tilfeller semifysikalske

likninger. Integralverktøy tar dermed ikke hensyn til bygninger, vegetasjon og andre

obstruksjoner i terrenget.

Phast er mye brukt i risikoanalyser av landanlegg da det gir et godt bilde av hvordan ulike gasser

spres ved en lekkasje og varmestrålingens utstrekning ved brann. Alle beregninger i denne

risikoanalysen er gjennomført med beregningsverktøyet Phast Risk versjon 7.2.

3.6 Risikopresentasjon

Risikoen i forbindelse med aktivitetene på anlegget er en kombinasjon av frekvens og konsekvens.

Denne koblingen gir i denne analysen fareavstander som benyttes videre til å lage risikokonturer.

Beregnet risiko vurderes mot akseptkriteriene for 3. person.

4. AKSEPTKRITERIER FOR RISIKO

I en risikoanalyse må den beregnede risikoen vurderes opp mot definerte akseptkriterier for å

kunne bestemme om risikonivået er akseptabelt eller ikke. Akseptkriterier er verbale eller

tallfestede uttrykk som setter grenser for hvilken risiko som er akseptabel. Kriteriene kan være

myndighetskrav eller interne krav fra bedriften.

Det ideelle og langsiktige mål er at man ikke skal få noen ulykker. En aksepterer imidlertid risikoen knyttet

til hendelsen dersom sannsynlighet for at hendelsen skal inntreffe er tilstrekkelig liten og/eller

konsekvensene av denne hendelsen kan kontrolleres.

Ref. nr: 20276.2955



Direktoratet for samfunnssikkerhet og beredskap (DSB) har utarbeidet en temarapport om risikoen rundt

anlegg som håndterer brannfarlige, reaksjonsfarlige, trykksatte og eksplosjonsfarlige stoffer. Denne angir

følgende risikoakseptkriterier for individrisiko (IRPA):

1x10-5 Indre hensynssone. Personer som befinner seg utenfor et anlegg som håndterer farlig stoff.

Dette er i utgangspunktet virksomhetens eget område. I tillegg kan for eksempel LNF-område

inngå i indre sone. Kun kortvarig forbipassering for tredjeperson (turveier etc.)

1x10-6 Midtre hensynssone. Personell på virksomheter i nærheten av anlegget.

Dette kan være offentlig vei, jernbane, kai og lignende. Faste arbeidsplasser innen industri- og

kontorvirksomhet kan også ligge her. I denne sonen skal det ikke være overnatting eller

boliger, men spredt boligbebyggelse kan aksepteres i enkelte tilfeller.

1x10-7 Ytre hensynssone. Områder hvor befolkningen normalt oppholder seg (bolighus) Områder

regulert til boligformål og annen bruk av den allmenne befolkningen kan inngå i ytre sone,

herunder butikker og mindre overnattingssteder.

Utenfor ytre hensynssone. Personer som er en særskilt sårbar del av befolkningen. Kan være

sykehus, barnehager o.l.

Figur 4.1 Risikoakseptkriterier og hensynssoner.

Risikokurver viser sannsynligheten for at et dødsfall skulle inntreffe om en person befinner seg konstant

på kurven. For eksempel, 1x10-5 kurven gir informasjon om at en person som befinner seg konstant langs

denne linjen statistisk sett vil omkomme som følge av en ulykke ved anlegget hvert hundre tusen (1/10-5)

år.

Ref. nr: 20276.2955



5. SYSTEMBESKRIVELSE

5.1 Oversikt

Risikovurderingen gjelder for tank m/ tilhørende utrustning, samt rørsystem frem til forbruksutstyr. Joh. Johansson kaffebrenneri har i en årrekke vært etablert med kaffebrenneri på Filipstad i Oslo. De

starter i januar 2018 bygging av en ny fabrikk i Vestby i Akershus kommune, som erstatning for den gamle

fabrikken. Det skal installeres 2 brennermaskiner – hver på 2050 kW, samt 2 stk RTO-system – hver med

effekt 600 kW. Totalt innfyrt effekt blir derved 5,3 MW

Årsforbruket til bedriften er estimert til ca. 4 GWh – dvs. ca 300 tonn/år.

LNG anlegget er bestående av:

- Lagertank, horisontal 127 m3, Lengde/Diameter ytre tank: 19,3 / 3,5 m.

- LNG Fordampertårn (luftvarmevekslere)

- Trimheater, Trykkregulatorer og Lukttilsettingsenhet

- Nødvendig røropplegg, inkludert mottak av LNG fra bil og eksport til kunde via eksisterende rør .

5.2 Plassering

LNG anlegget er planlagt plassert som vist på figur 5.2.1 og 5.2.2

Figur 5.2.1

Tank m/ tilhørende sikkerhetsutrustning er tenkt plassert i hjørne av tomten som vist på figur 5.2.2. Tankbilen

som skal Losse LNG skal kunne kjøre inntil lossepunkt og fortsette videre uten å behøve å rygge.

LNG anlegg

Joh. Johannson

kaffefabrikk

Ref. nr: 20276.2955



Figur 5.2.2

5.3 Personellantall og kategorier

Tabell 5.3 viser hvilke populasjoner som er inkludert i analysen.

Alt personell som oppholder seg på området til Joh. Johannson er 1. part, nabobedrifter er 2. part og

privatbolig er 3. part. For alle områdene er personell ansett som eksponert utendørs bortsett fra personell

som har sin arbeidsplass i en bygning. For disse gjelder utendørs eksponering 10% av tiden.

Joh. Johannson opplyser at det ikke er faste utendørs arbeidsplasser. Det vil være vedlikeholdspersonell

som etter vedlikeholdsplaner ivaretar LNG anlegget. Dette er personell som har sin faste arbeidsplass

innendørs og som bruker egnet vernetøy under vedlikeholdet. Antallet på dette vedlikeholdspersonellet

er oppgitt til 2-3 personer.

Tabell 5.3 viser ulik personellfordelingen uten justering av tilstedeværelse.

Tabell 5.3 Oversikt over personell og kategori

Navn Kategori Tilstedeværelse Dag Tilstedeværelse Natt

Produksjon 1.part Maintenance 5 3

Kontor 1.part Admin 13 2

Kontor Markedsføring 1.part Admin 22 0

Rajapack (Nabobedrift) 2.part Public 33 0

Lindberg & Lund (Nabobedrift) 2.part Public 29 0

Alna AS (Nabobedrift) 2.part Public 40 6

Gerflor (Nabobedrift) 2.part Public 20 0

Ref. nr: 20276.2955



5.4 Prosessdata

- Fordamperkapasitet : 1700 Nm3/h, 17 MW - Designtrykk i lagertank : 9 barg - Designtemperatur i lagertank : - 162 grader C - Trykk og dimensjon eksportnett : 4 barg, Typisk rørdimensjon DN90 PE100 - Eksportnett, lengde : ca 140 m nedgravd

5.5 Prosesstyring og drift

- Selvregulerende anlegg, PLS-styrt - Fjernovervåkning av aktuelle driftsparametre og alarmer - Som ”instrumentluft” for operering av aktuerte ventiler brukes nitrogen fra fabrikken. Ved eventuelt

bortfall av instrumentgasstrykk lukkes aktuerte ventiler automatisk. - Ansatte ved Joh. Johannson vil ha ukentlig ettersyn av anlegget

5.6 Alarmer og sensorer

Det er 1 gassdetektor, 1 branndetektor og 1 kuldedetektor i anlegget. Utløsning av detektorer medfører

automatisk nedstengning av anlegg.

Alarmer varsles Joh. Johannsons beredskapsvakt. Bedriften har eget industrivern.

Ref. nr: 20276.2955



5.7 Oppsamling av eventuell lekkasje

Oppsamling av eventuell lekkasje gjøres ved at det fra aktuelle lekkasjepunkter i anlegget lages fall til et

oppsamlingskar av betong. Karet har dimensjon 2 x 3 x 0,4 m. Volumet innenfor karet er derved ca 2,4 m3

hvilket tilsvarer et beregnet utslipp av LNG i 1/2 minutt fra rør med indre diameter 54 mm og trykk 6 barg.

En kuldedetektor plassert på et lavt punkt i karet vil ved en slik hendelse aktiveres og stenge anlegget

automatisk.

5.8 Sikkerhetsavstander

Avstanden fra LNG oppsamlingskar til 3. persons nærmeste objekter i nærområdet (oppgitt av SNG) er som følger:

• Fabrikkbygg ca 27 m

• Offentlig vei: ca 31m

• Nabogrense: ca 22 m

5.9 EX-områder Anlegget vil i normale tilstander ha Ex klassifisert område rundt følgende komponenter:

• Tilkobling for fylling av LNG (radius sone 2: 6m)

• Kaldfakkel for tank og fordampere (radius sone 1: 10 m, sone 2: 18 m) Det bemerkes at dette er foreløpige soner. Det bør på bakgrunn av denne rapport vurderes om disse sonene er tilstrekkelig.

5.10 Drenering av regn, snø og is

Innenfor anlegget er det planlagt lagt varmekabler til nødvendig smelting av snø og is. Drenering av vann

vil bli gjort via kum. Ved en eventuell LNG lekkasje vil vannet i grunnen fryse, slik at det blir et dike for

oppsamling av LNG.

5.11 Fremkommelighet for tankbil

Anlegget er på et flatt industriområde med lossepunkt for gass nær kjørerute for tankbil. Normal

fyllefrekvens er 1 gang pr. måned. Fylletid vil være ca 1,5t..

Tankbilen er under fylling slik plassert slik at sjåfør enkelt kan fjerne kjøretøyet hurtig om nødvendig.

Tankbil vil kunne ha tilkomst til området uten å måtte rygge.

5.12 Brannkummer

Det finnes flere brannkummer plassert på anlegget. Joh. Johannson har oversikt hvor disse befinner seg.

5.13 Vindretning og klimatiske forhold

Værdata og vindrose ifm simuleringer er hentet fra GULLHOLMEN målestasjon i Moss.

Ref. nr: 20276.2955



6. FAREIDENTIFIKASJON

6.1 Generelt

Farene ved bruk av brannfarlig vare reflekteres tydelig i de krav som stilles i lover, forskrifter og

veiledninger. Alle krav i lover og forskrifter må normalt oppfylles. Krav i myndighetenes veiledninger kan

fravikes i form av ”tekniske bytter”, dersom forholdene er slik at kravene ikke kan oppfylles. Det betyr at

man kan innføre andre tiltak som er minst like gode som de veiledningene skisserer. Kravet til et teknisk

bytte må reflektere konsekvensene hvis en barriere svikter.

I fareidentifikasjonen søker man etter farer i årsakskjeden som kan medføre at uhellet/hendelsen

inntreffer. Ved et utslipp av LNG kan man få følgende hendelsesutviklinger:

• Umiddelbar antenning, med jetflamme som følger.

• Forsinket antenning, med flashbrann eller pølbrann.

• Ingen antennelse

• Frostskade ved kontakt med LNG

Man ønsker derfor å definere barrierer som kan redusere konsekvensene dersom man skulle få et

ukontrollert gassutslipp.

Ref. nr: 20276.2955



6.2 Egenskaper for aktuell gass

Gasstype: LNG Flytende naturgass Relativ gasstetthet ift. luft: Ca 450 kg/m3 (Ved 1 atm og -162 grader C). Brann- og eksplosjonsfarlig: Ja. Giftig: Nei. Luktfri: Luktfri. Tilsatt luktestoff forutsettes. Eksplosjonsgrense % 4,7 – 15,7 Annen helserisiko: Ved fortrengning av luft oppstår kvelningsfase

6.3 Identifikasjon av faremomenter

Fareidentifikasjonen er fremkommet etter analysemøte 25.01.2018 samt intern gjennomgang i Idland

Consulting, og er basert på erfaring fra lignende anlegg, tidligere analyser, krav i regelverk, skjønn og

etablerte sjekklister for fareidentifikasjon ref /Appendix A/. Det er også utført en grovanalyse ref.

/Appendix B/

Tabell 6.3 angir uønskede hendelser som er vurdert som representative for analyseobjektet. ID refererer

til nummerering i /Appendix A/

Tabell 6.3 Identifisering av faremomenter

ID Farebeskrivelse ID Farebeskrivelse

1.0 Kjøretøy kolliderer med tank eller utrustning 6.0 Frostskader

1.1 Kjøretøy kolliderer med tankbil 7.0 Hærverk

2.0 Skade ifm snømåking 8.0 Feil på kontrollsystemer

2.1 Skade på anlegg 8.1 Bortfall strøm

8.2 Brann i elektrisk anlegg

2.2 Brann utenfor området 8.3 Overtrykk tank

2.3 Brann innenfor området 9.0 Statisk gnist

3.0 Feil på sensorer / følere 10.0 Lekkasje rørsystem væskefase

4.0 Feilhåndtering 10.1 Lekkasje rørsystem gassfase

4.1 Bortfall odorant 10.2 Lekkasje Fyllekopling

5.0 Lynnedslag 10.3 Lekkasje Fylleslange

5.1 Snø og is 10.4 Brekkasje Fylleslange

6.4 Oppsummering Fareidentifikasjon

De enkelte faremomenter beskrevet i tabell 6.3 ble gjennomgått i analysemøte. Som et resultat av denne

gjennomgangen ble det vurdert nødvendig å analysere følgende scenarioer beskrevet i tabell 6.4:

Ref. nr: 20276.2955



Pøl brann Begrepet ”pøl brann” betegnes i dette dokumentet en større lekkasje / tankbrudd som

danner en pøl som deretter antenner. Omfanget av en pølbrann og strålingsnivå vil

hovedsakelig bestemmes av pølens utstrekning (areal), type stoff og vindhastighet. Det er v

antatt at pølens maksimale utstrekning er avgrenset av oppsamlingsbassenget.

Jet brann: Begrepet ”Jet brann” betegnes i dette dokumentet en situasjon der gass under trykk frigjøres

og antennes i en bestemt retning.

Flash brann: Begrepet ”flash brann” betegnes i dette dokumentet 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.

Fireball: Begrepet ”Fireball” betegnes i dette dokumentet som en antennelse av en umiddelbar

frigjøring av en stor mengde trykksatt væske, som oftest forårsaket av at tank eller rør revner.

For dette anlegget er LNG tanken det eneste objektet hvor muligheten for dette er

identifisert.

Gassky: Begrepet gassky betegnes i dette dokumentet en situasjon der en antennbar

gass/luftblanding oppstår. Beregninger gjøres for å kunne synliggjøre omfanget av en ikke-

antent gasslekkasje.

6.5 Lekkasje under fylling av tank

I forbindelse med lekkasjer under lossing, er det muligheter at dette vil skje i form av et slangebrudd eller

slitasje, materialfeil, feilkoblinger eller lignende. Det skal allikevel presiseres at transportfirma for LPG og

LNG i Norge generelt har gode vedlikeholdsplaner for kjøretøy og utstyr.

En lekkasje på slangen kan føre til jet brann, flashbrann eller dannelse av gassky. Det er valgt å se bort fra

en eventuell pølbrann da fylleoperasjonen blir overvåket konstant. Det antas at ESD vil skje innen 10 sek,

før en eventuell pøl vil kunne dannes.

6.6 Lekkasje fra LNG tank

For å kunne gjennomføre lekkasjesimulering av et ønskelig utvalg av representative hullstørrelser på LNG tank er det viktig å forstå dens design og oppbygning. LNG tanken som er tenkt installert ved Joh. Johannson er dobbelvegget med en kapasitet på 127 m3. Basert på informasjon fra produsenter av LNG tanker, er følgende konklusjoner gjort:

• Selv om tanken er dobbelvegget med to skall, er bare innertank kapabel til å lagre kryogene stoffer.

Pkt. Farebeskrivelse Mulige konsekvenser

6.5 Lekkasje under fylling av tank Gassky, flashbrann, jetbrann

6.6 Lekkasje fra tank Jet brann væske, pølbrann, gassky, flashbrann,

fireball

6.7 Lekkasje mellom tank og fordamper Jet brann væske, gassky, flashbrann

6.8 Lekkasje på rørsystem mellom fordamper og

forbruksutstyr / prosess

Jet brann gass, gassky, flashbrann

Ref. nr: 20276.2955



• Tankens ytterskall er designet som gass-tett (vakuum mellom skallene)

• Ved en lekkasje større enn 7-8mm er det stor sannsynlighet for at ytterskallet vil feile. Rapporten “Comparative Risk Assessment for Different LNG-Storage Tank Concepts” by Stefan Rath and Marian Krol har blitt analysert for best mulig å forstå tankens oppbygging og design. På bakgrunn av denne informasjonen er det besluttet å betrakte LNG tanken som en trykktank med enkelt-skall. “OGP Risk Assessment Data Directory” er blitt funnet passende til dette analysearbeidet da den inneholder store mengde data for feilintervaller på enkelt-skall trykktanker for LPG, Nitrogen og Hydrogen. Tabell 6.6 viser et utdrag av hullstørrelser fra database, som videre er brukt I vår analyse.

Tabell 6.6

Equipment type

Range of hole sizez

Representative (nominal) size

Pressurized Storage Vessel

LNG

1-3 mm 2 mm

3-10 mm 5 mm

10-50 mm 25 mm

>150 mm Catastrophic Rupture

Lekkasje på tanken kan føre til jet brann i væske. En større lekkasje vil kunne danne pøl som igjen vil kunne

antennes. Ved en mindre lekkasje på tank en vil det også kunne dannes gassky. Denne vil kunne antennes

av tankbil eller nærliggende prosesser. Ved en større revne i tanken (Catastrophic) vil en umiddelbar

frigjøring av en stor mengde trykksatt væske skje. En «Fireball» kan oppstå hvis denne væsken umiddelbart

antennes.

6.7 Lekkasje mellom tank og fordamper og andre rørsystemer

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.

Etter reguleringsstasjon ledes gass i gassfase gjennom et rustfritt 316L stålrør ned til bakkeplan. Ved

bakkeplan går rør over til PE (Polyetylen) Røret vil være nedgravd etter gjeldende regelverk. Vi har ikke

tilstrekkelig data for lekkasjefrekvenser for denne type rør (Polyetylen) og det er derfor valgt å bruke

lekkasjefrekvenser for stålrør DN50-150.

Tennsannsynligheter er basert på generelle data for europeiske prosessanlegg /3/, /5/

Ingen spesielle vurderinger er gjort i forhold til plasseringen av lekkasjene.

Tabell 6.7 angir lekkasjestørrelser brukt i analysen.

Ref. nr: 20276.2955



Tabell 6.7

Equipment type

Nominal Diameter

Hole Type

Representative Size %

Fylleslange fra tankbil DN65

Medium lekkasje

20%

Stor lekkasje 50%

Rørbrudd 100%

Gassrør mellom tank og fordamper

DN50

Liten lekkasje 20%

Stor lekkasje 50%

Rørbrudd 100%

Gassrør mellom tankinstallasjon og forbruksutstyr

DN90

Medium lekkasje

20%

Stor lekkasje 50%

Rørbrudd 100%

Slike lekkasjer kan medføre dannelser av gasskyer. Under gitte forutsetninger vil en gassky kunne

antennes En lekkasje med umiddelbar antennelse kan medføre jet brann.

7. RISIKOVURDERING

For å få et bilde av risikopotensialet til en uønsket hendelse, er det viktig å se på frekvensen I tillegg til

konsekvensen. Frekvensen av ulike hendelser baserer seg på statistiske data. Konsekvensen er beregnet

ved å benytte dataprogrammet Phast Safeti

7.1 Fatalitetskriterier

Varmestråling beskriver flyten av varme/energi per arealenhet per sekund (W/m2). I forhold til

skadevirkninger fra varmestråling vil dette avhenge av størrelsen på varmestrålingen 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. Strålevarme 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.

Tabell 7.1.1 viser tolkning av noen varmestrålingsnivåer i form av skadelig effekt på henholdsvis mennesker

og utstyr.

Ref. nr: 20276.2955



Tabell 7.1.1

Tabell 7.1.4 viser parametre brukt ifm varmestråling fra brann i beregningene i Safeti.

Tabell 7.1.4

Intensity levels(kW/m2) Probit levels Lethality levels (fraction)

4 2,73 0,01

12,5 5 0,5

37,5 7,5 0,99

Joh. Johannson Kaffe AS har ikke personell med faste arbeidsplasser utendørs. Personell har sine

arbeidsplasser på kontor eller i produksjonslokaler. Vedlikeholdspersonellet for LNG anlegget har heller

ikke fast arbeidsplass utendørs, men har faste rutiner for vedlikehold på anlegget. I forhold til

varmestråling og dødelighet er det satt en kritisk grense på 12,5 kW/m2. Personer som utsettes for slik

varmestråling over en tilstrekkelig lang periode antas å få dødelige skader. Det er mindre sannsynlig at

varmestrålingen medfører dødsfall innendørs i forhold til utendørs. For vurdering av dødelighet er det tatt

utgangspunkt i vanlig bekledning og en eksponeringstid på 30 sek.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.

Alt vedlikeholdspersonell som befinner seg på området er iført vernebekledning. Bekledningen er

flammehemmende iht ISO11612, lysbue testet iht EN61482 og antistatisk iht EN1149-5. Bekledning skal

være merket med følgende symboler:

Termisk

strålingsitensitet

(kW/m2)

Effekt på utstyr Effekt på mennesker

1 Solstråling på en klar sommerdag i

Norge

1,4 Solstråling på en klar sommerdag i Sør-

Europa

5 Smerte / 1. grads forbrenning etter 10

sek.

12,5 Intensitet hvor direkte antennelse av tre

oppstår. Begrenset skade på ubeskyttet

prosessutstyr.

2.grads forbrenning etter 10 sek.

(100% dødelighet etter kort periode)

28,5 Intensitet hvor indirekte antennelse av tre

oppstår (25 kW/m2)

3.grads forbrenning etter 10 sek

(100% dødelighet etter kort periode)

37,5 Intensitet som medfører stor skade på

ubeskyttet prosessutstyr

100% dødelighet

Ref. nr: 20276.2955



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 tilnærmet være der hvor gasskyen er brennbar.

Området for etablering av en større gassky vil være rundt tank og fordamper. Her er det installert

gassdeteksjon. Muligheten for at personell blir fanget inne i en slik gassky er derfor redusert.

7.2 Tennsannsynlighet

Tenning forutsetter at det er en brennbar konsentrasjon av gass, enten som et gassutslipp eller

avdamping fra væske, som eksponeres for en tennkilde.

Tenning kan skje enten umiddelbart etter lekkasje og resulterer da i en brann, eller den kan skje etter en

tidsforsinkelse. En tidsforsinket tenning vil kunne resultere i en eksplosjon eller en flashbrann etterfulgt av

en brann så lenge lekkasjen varer.

Sannsynligheten for antennelse vil bero på sannsynligheten for at skyen som lekkasjen genererer

eksponerer en tennkilde, samt tennintensiteten for denne.

Tennsansynligheter brukt i dette dokument følger retningslinjer gitt i RIVM ref. /17/ Dette er en

«guideline» for den mer kjente "Purple Book", ref. /18/, og er tilpasset beregningsprogrammet SAFETI

som er brukt i denne analysen. Sannsynlighet for umiddelbar antenning avhenger av blant annet hvilket

stoff lekkasjen består av, størrelsen på lekkasjen og hva det lekker fra. Dette er data som ligger inne i

beregningsprogrammet. Sannsynlighet for sen antenning blir beregnet ut i fra følgende modell:

Ved beregning av sen antenning, legges det alltid til grunn antennelse av gassky når den er på sitt største.

Tennsannsynlighet utenfor bedriftens tomtegrenser er satt til =1 ref. anbefalinger gitt i «Retningslinjer for

kvantitative risikovurderinger for anlegg som håndterer farlig stoff» rapport nr. 106535/R1

Det henvises til Tabell 10.2 for oppsummering av tennkilder, tennsannsynlighet og lekkasjefrekvens.

8. KRAV TIL VEDLIKEHOLD OG TILSYN

Det forutsettes i tillegg at følgende sikkerhetstiltak av organisatorisk art er ivaretatt ved idriftsettelse av anlegget:

1. Det benyttes sertifisert personell ved installasjon.

2. Periodisk kontroll med at sikkerhetssystemene fungerer.

3. Opplæring av driftspersonell.

4. Prosedyrer i tilknytning til (daglig/jevnlig) ettersyn er iverksatt og innlemmet i dokumentasjon.

5. Prosedyrer i tilknytning til gravearbeid i området rundt nedgravd gassledning.

6. Rutiner for logging av drift og vedlikehold mv. er iverksatt og innlemmet i dokumentasjon. 7. Det er foretatt «Ferdigkontroll» utført av Akkreditert Inspeksjonsorgan eller Teknisk Kontrollorgan.

Ref. nr: 20276.2955



9. KONKLUSJON

Risikoresultatene for LNG anlegget er presentert med den hensikt å belyse fare og risiko for 3. je person.

Grovanalysen med forslag til risikoreduserende tiltak følger i /Appendix B/. Dagens risiko vises ved bruk av ny risikomodell etablert i Phast Safeti Denne inneholder alle beskrevne

scenarioer med LNG for anlegget.

Gassdispergering og sikringssoner

De hendelsene med høyest lekkasjefrekvens og mest langtrekkende gassdispergeringsresultat presenteres

her for de operasjonelle modus:

9.1 LNG tankfylling

Operasjonen har fleksible slanger som utsettes for hard bruk og er laget av materialer med mindre

styrke enn fast installerte rør. De fleksible slangene er inkludert med en et scenario for 30% lekkasje samt

for fullt brudd av DN 65. I Tabell 9.1.1 og 9.1.2 vises de kalkulerte maksimale distanser for gass-spredning

til både UFL og LFL ved representative vindhastigheter. For begge scenarioene er det pumpemengde som

er styrende for total gassmengde, det er brukt en konservativ tilnærming hvorav pumpemengde er økt til

150%. I tillegg vil manuelle ESD være aktivert og effektiv etter 30 sekunder.

Tankbil vil ha en fyllerate på ca. 3,3 kg/s. Dette tilsier en lekkasje på ca. 150kg LNG på 30 sek. ved

konservativ tilnærming.

I følge sjåfører på tankbilene vil et «Worst case scenario» være en 20s lekkasje og maks 50% av full

væskestrøm, noe som vil tilsi en lekkasje på ca. 35kg.

Tabell 9.1.1 Fullt brudd gassdispersjon i vindretning v/tankfylling, og 150% pumperate

Konsentrasjon (ppm) 1,5m/s F / -5 degC 3m/s B,C/ 6 degC 5m/s B/ 10 degC 9m/s A,B/ 17 degC

UFL 4 4 3 3

LFL 14 12 11 8

Tabell 9.1.2 Lekkasje 30% gassdispersjon i vindretning v/tankfylling, og 150% pumperate


UFL 4 4 4 3

LFL 15 13 11 9

Varmestrålingseffekter fra tankfyllingsoperasjoner og antennelse av gasslekkasjer fra disse er

presentert i Tabell 9.1.2 hvorav sikringssone for personell ved jet-brann er satt til 12,5kW/m2

for personell. Scenario er presentert er relatert til SIMOPS for bunkringsoperasjoner og største scenario

fullt brudd DN 65 fleksislange. Ingen videre vurdering er gjort da det kreves mer detaljert kunnskap om de

faktiske avstander på plass.

Tabell 9.1.2 Varmestråling fra jet brann ved tankfylling DN65 (konservativt) med fullt brudd fleksislange

Varmestålingseffekt (kW/m2) 1,5m/s F / -5 degC 3m/s B,C/ 6 degC 5m/s B/ 10 degC 9m/s A,B/ 17 degC

4 kW/m2 38 35 34 33

12,5 kW/m2 26 24 24 24

37,5 kW/m2 n/a n/a 16 17

Ref. nr: 20276.2955



9.2 Lekkasje i rørsystemer Fordamper – Forbruksutstyr

Fra fordampere ledes gassen i gassfase gjennom et DN 90 PE rør frem til forbrukssted. Dette røret ligger

nedgravd og er således godt beskyttet. Røret legges iht «Temaveiledning om bruk av farlig stoff» -del 1,

med lyttetråd og varselbånd. Forventet levetid på røret er i følge produsent >100 år.

Ref. nr: 20276.2955



Lekkasje på denne type rør forekommer erfaringsmessig veldig sjeldent og er forårsaket av feil under

sveising, eller overgraving i forbindelse med gravearbeider. En korrekt utført sveis har større bruddstyrke

enn selve PE røret. Det er derfor viktig med gode rutiner for gravemelding for området. Rør trykkprøves i

henhold til NS-EN 12327. Sveiser skal være sertifisert for sveising av PE for gass.

Vår erfaring fra overgraving og «vanlig» lekkasjescenarier på PE ledninger tilsier at ved en overgraving vil

trykket i røret gjøre at antennelig gass-sky vil være forholdsvis høyt over terreng. Denne skyen vil utvide

seg og etter noe tid (avhengig av vær, vind m.m) kunne bevege seg mot bakken (selv om metan er lettere

enn luft) For dette anlegget er det kort avstand til stengemulighet og det vil derfor være begrenset hvor

stor antennelig gass-sky vil være. Det er estimert at ESD intreffer etter maks 3 min. Erfaring med

overgraving på både 10bar og 4bars PE ledninger, tilsier at en antennelse av lekkasjen er lite sannsynlig.

Diffuse lekkasjer vil kunne oppstå. Disse vil kunne oppstå i sammenføyninger / sveiser. En lekkasje under

normal drift er lite trolig, da en eventuell lekkasje vil oppdages under trykkprøving. Det bør allikevel

vurderes å påse at nærliggende masse har en tettere densitet enn massen rundt røret. Dette for å kunne

ha kontroll på hvor en eventuell gasslekkasje ledes hen.

For at en lekkasje skal kunne oppstå på selve PE røret, må dette være skadet. Dette kan skje ved fysisk

påkjenning i form av skarpe kanter/steiner m.m eller ved at for kaldt medium går gjennom røret.

Røret kontrolleres for riper/skader ved nedlegg og trykkprøves. Rørtrasè lekkasjesøkes årlig med egnede

instrument.

Det er lite sannsynlig at kald væske eller gass kommer inn i røret. Væske eller gass må først gå gjennom

fordamperen og gassen vil da normalt ha en temperatur lik utetemperatur eller inntil 10 grader kaldere

ved høy belastning. Gassen må deretter passere en elektrisk heater som varmer opp denne til ca. 0 grader

C. Det er kuldesensor på rørledningen og ESD inntreffer ved temperaturer under -30 grader. Flow måler

registrerer kontinuerlig gasshastighet i rørledningen og ved unormal høy hastighet vil dette medføre ESD.

Stort trykkfall på rørledning vil medføre at SAV på regulator løser ut og stenger for gassen.

Røret vil ha et driftstrykk på ca.4 bar og det estimeres en lekkasje ved rørbrudd på ca 50 kg etter 3min.

Tabell 9.2.1-9.2.3 viser avstander til LFL og UFL

Tabell 9.2.1 Lekkasje gassdispersjon DN90 20% breach


UFL 0 0 0 0

LFL 0,75 0,87 0,90 0,92

Tabell 9.2.2 Lekkasje gassdispersjon DN90 50% breach


UFL 0,1 0,1 0,1 0,1

LFL 1,3 1,5 1,5 1,5

Tabell 9.2.3 Lekkasje gassdispersjon DN90 Rupture


UFL 0,1 0,1 0,2 0,2

LFL 1,9 2,0 2,2 2,2

Ref. nr: 20276.2955



Figur 9.2.4 Lekkasje ved rørbrudd 100% (konservativt) DN90 PE rørledning.

Ved fullt rørbrudd vil en jet brann (Figur 9.2.5) kunne få maksimal varmelast på 67kW/m2. 12,5kW/m2 oppnås

inntil 8,5 meter fra utslippstedet.

Figur 9.2.5 Varmestråling fra jet brann ved rørbrudd 100% (konservativt) DN90 PE rørledning.

Ref. nr: 20276.2955



9.3 Lekkasje i rørsystemer Tank – Fordamper

Fra tank ledes gassen til fordamper gjennom et DN50 rør. Rør er av rustfri 316L kvalitet og produsert iht

PED. Røret ligger innenfor avgrenset område (innegjerdet) og er godt beskyttet. Det er både kulde- og

gassdeteksjon i området. Ved en større lekkasje vil ESD aktiveres innen 30sek. Ved rørbrudd estimeres det

en lekkasje på 600kg LNG.

Det er gjennomført beregninger for fire scenario.

Tabell 9.3.1 Lekkasje 20%, DN50 væskefase mellom tank og fordamper


UFL 3,3 2,6 2,2 1,8

LFL 9,3 6,4 5,1 4

Tabell 9.3.2 Lekkasje 50%, DN50 væskefase mellom tank og fordamper


UFL 4,6 3 2,4 1,8

LFL 11,4 7,5 6 4,4

Tabell 9.3.3 Lekkasje fullt rørbrudd, DN50 væskefase mellom tank og fordamper


UFL 5,1 3,7 2,7 2

LFL 24,6 7,6 6,4 4,8

Tabell 9.3.4 Varmestråling Jet Fire Fullt rørbrudd DN50 mellom tank og fordamper

Ref. nr: 20276.2955



Tabell 9.3.5 Varmestråling fra jet brann DN50 rør mellom tank og fordamper (konservativt) med fullt brudd.

Varmestålingseffekt

(kW/m2)

1,5m/s F / -5 degC 3m/s B,C/ 6 degC 5m/s B/ 10 degC 9m/s A,B/ 17 degC

4 kW/m2 16,8 16,2 15,7 16,2

12,5 kW/m2 n/a 10,6 10,3 12

37,5 kW/m2 n/a n/a n/a 9

9.4 Lekkasje i LNG Tank

Tabell 9.4.1 Lekkasje LNG Tank 2 mm


UFL 0,9 0,9 0,9 0,8

LFL 3,2 2,8 2.5 2,1



UFL 2,4 2,3 2,2 2,0

LFL 7,6 6,3 5,4 4,5



UFL 12,4 11,3 10,2 8,7

LFL 64,4 62 57,1 44,6

Tabell 9.4.4 Lekkasje LNG Catastrophic Rupture


UFL 44 50 71 98

LFL 253 271 297 319

Tabell 9.4.5 Varmestråling Jet Fire LNG Tank 25mm lekkasje

Varmestålingseffekt

(kW/m2)

1,5m/s F / -5 degC 3m/s B,C/ 6 degC 5m/s B/ 10 degC 9m/s A,B/ 17 degC

4 kW/m2 33 32 31 31

12,5 kW/m2 26 23 21 20

37,5 kW/m2 21 19 17 16

Ref. nr: 20276.2955



10. KONKLUSJON – Sammenfatning

De største farene forbundet med LNG anlegget vil være større lekkasjer i væskefase under fylling av LNG

tank, lekkasje fra selve LNG tanken, eller på væskefase mellom tank og fordamper. Slike lekkasjer vil

kunne antenne og dermed forårsake store materielle skader og fare for liv og helse.

For å minimere risikoen bør følgende tiltak gjennomføres:

• Det etableres en beskyttelse mot mekanisk påkjenning av tank og utrustning. Det tenkes da spesielt på

tyngre kjøretøy eller tankbil.

• Det utarbeides gode rutiner for vedlikehold av anlegget. Firma som driver vedlikehold skal ha

dokumentert kompetanse iht «Forskrift om farlig stoff» m/veiledninger.

• Det skal foretas en ferdigkontroll utført av et Akkreditert Inspeksjonsorgan og/

eller Teknisk Kontrollorgan.

• Det må utarbeides gode rutiner for brann og gasslekkasje. Gass skal implementeres i brannplaner.

• Det etableres rutiner med gravemelding for området. Dette med tanke på nedgravd gassrør. Det

etableres en sikkerhetssone på 3m til hver side for PE røret. Røret måles inn på kart.

• PE sveiser skal være sertifisert for sveising av gass rør.

Tennkilder

For å forhindre uønskede hendelser vil det viktigste tiltaket være å sikre at en eventuell lekkasje ikke

antennes. Det er i analysen forutsatt at eksisterende designfilosofi er basert på kjente standarder for

tennkildekontroll. Det er fortsatt potensiale for risikoreduksjon knyttet til tennkildekontroll (relatert til

lossing fra tankbil til tank) Tilstrekkelig sikkerhetsavstand til nærliggende tennkilder vil være den mest

effektive måten å redusere risiko.

Beregninger viser at den hyppigste lekkasjefrekvensen skjer ved tankfylling (lossing fra tankbil) Det er viktig

at man minimerer muligheten for antennelse ved en eventuell lekkasje fra fylleslange.

Området er oversiktlig med lite annen trafikk.

Risikoakseptkriterier

Anbefalte risikoakseptkriterier for individrisiko (IRPA) ved Joh. Johannson er presentert i tabell nedenfor.

Risikoakseptkriterier.

1. person 2. person 3. person

Uakseptabel >1E-03 >1E-04 >1E-05

ALARP 1E-05 til 1E-03 1E-06 til 1E-04 1E-07 til 1E-05

Akseptabel <1E-05 <1E-06 <1E-07

Verdier for lekkasjefrekvenser og sannsynlighet er sammen med tennkilder lagt inn i softwaren Safeti for

beregninger av IRPA

Ref. nr: 20276.2955



Tabell 10.2 Beregningsunderlag

Den estimerte risikoen for anlegget viser at SNGs planlagte anlegg ved Joh. Johannson er vurdert å være i

ALARP sone for 1. og 2. personkategori. Risikoen for 3. person er konkludert til å være neglisjerbar.

Gjennomsnittlig individrisiko (AIR) for 1.person og 2. person på anlegget er 1E-05 og 1E-06 per år.

Utstyr

Hendelse Modellert

hulldimensjon

Modellert

Konsekvens

Lekkasje

frekvens

Tennsanns.

1,5m/s F

Tennsanns.

3m/s B,C

Tennsanns.

5m/s B

Tennsanns.

9m/s A,B

LNG Tank Lekkasje 2 mm Jetbrann, Flashbrann 2.3E-05 0,3 0,3 0,3 0,3

5 mm Jetbrann, Flashbrann 1.2E-05 0,3 0,3 0,3 0,3

25 mm Jetbrann, Flashbrann 7.1E-07 1 1 1 1

Catastrophic

Rupture

Fireball, Flashbrann,

Pølbrann

5E-08 * 1 1 1 1

Rør Tank-

Fordamper

0 – 49 mm

3 mm Jetbrann, Flashbrann 1E-05 0,3 0,3 0,3 0,3


Rupture 100% Jetbrann, Pølbrann,

Flashbrann

1E-06 1 0,3 0,3 0,3

Rør Prosess

50 – 149 mm

3 mm Jetbrann, Flashbrann 2E-06

0.3 0,3 0,3 0,3


Rupture 100% Jetbrann, Flashbrann 5E-07 0,3 0,3 0,3 0,3

Fylleslange

tankbil

15mm Jetbrann, Flashbrann 4E-03

0,23 0,23 0,23 0,23

Rupture 100% Jetbrann, Flashbrann 4E-04 0,23 0,23 0,23 0,23

• RAS/06/05 av D. Keeley anbefaler en redusert feilrate ref HSE Failure Rate and Event D for use within Risk Assestments (28/06/2012)

Ref. nr: 20276.2955



0.0 100 50 150

Ref. nr: 20276.2955



11. HENVISNINGER

/1/ Lov om vern mot brann, eksplosjon og ulykker med farlig stoff og om brannvesenets rednings-oppgaver (brann- og eksplosjonsvernloven). LOV-2002-06-14-20

/2/ "Forskrift om tiltak for å forebygge og begrense konsekvensene av storulykker i virksomheter der farlige kjemikalier forekommer (Storulykkeforskriften)" FOR-2005-06-17-672.

/3/ OGP (International Association of Oil & Gas Producers) Risk Assessment Data Directory: "Vulnerability of humans", rapport nr. 434-14.1, mars 2010.

/4/ VROM, Publication Series on Dangerous Substances (PGS 3) Guidelines for qualitative risk assessment: “Purple book”, CPR 18E, dr. P.A.M Uijt de Haag, dr. B.J.M Ale.

/5/ International Association of Oil & Gas Producers (OGP): "Land transport accident statistics", rapport nr. 434-9, mars 2010

/6/ Direktoratet for samfunnssikkerhet og beredskap: “Sikkerheten rundt anlegg som håndterer brannfarlige, reaksjonsfarlige, trykksatte og eksplosjonsfarlige stoffer”, 2012

Forskrift om håndtering av brannfarlig, reaksjonsfarlig og trykksatt stoff samt utstyr og anlegg som benyttes ved håndteringen. FOR-2009-06-08-602

/8/ Lov om arbeidsmiljø, arbeidstid og stillingsvern mv. (arbeidsmiljøloven). LOV-2005-06-17-62

/9/ Forskrift om trykkpåkjent utstyr. FOR-1999-06-09-721

/10/ Forskrift om utstyr og sikkerhetssystem til bruk i eksplosjonsfarlig område. FOR 1996-12-09-1242

/11/ Lov om arbeidsmiljø, arbeidstid og stillingsvern mv. (arbeidsmiljøloven). LOV-2005-06-17-62

/12/ Forskrift om helse og sikkerhet i eksplosjons-farlige atmosfærer. FOR-2003-06-30-911

/13/ Electrical apparatus for explosive gas atmospheres, part 10: Classification of hazardous areas. EN 60079-10

/14/ Krav til risikovurderinger. NS 5814

/15/ Idland Consulting AS: "IC datadossier, versjon 13", oktober 2015.

/16/ HSE “Failure Rate and Event Data for use within Risk Assessmenst 28.06.2012”

/17/ RIVM (National Institute of Puplic Health and the Environment) “Reference Manual Bevi Risk Assesment Introduction” ver. 3,2 -2009

Ref. nr: 20276.2955



12. VEDLEGG

Appendix A - Stikkordliste for identifisering av farer.

Appendix B – Risikomatrise for kartlegging av farer

Appendix C – Utdrag av spredningsberegninger, gjennomført i PHAST

33

APPENDIX A: Stikkordliste for fareidentifisering i forbindelse med drift av LNG anlegg.

ID Fare beskrivelse

1 Slag og kollisjon - Biltrafikk - Fallende gjenstander - Annen mekanisk påvirkning

2 Naboaktivitet - Brennbart materiale - Anleggsvirksomhet i nærområdet - Brann / eksplosjon i nærheten - Samtidige / parallelle aktiviteter - Annet

3 Konstruksjonsfeil - Merking / skilting - Vedlikehold / slitasje - Ventilasjon - Materialsprøhet

4 Operatørfeil - Opplæring - Prosedyrer - Beredskap

5 Meteorologiske og geologiske fenomen - Jordskjelv - Flom - Lyn - Vannansamling / nedbør - Springflo

6 Helse og miljø - Frostskader - Kvelning - Farlige kjemikalier - Brannskader

7 Hærverk og sabotasje - Demonstrasjoner - Sabotasje - Hærverk - Omdømme

8 Nødavstenging (ESD) - Plassering av ESD ventiler - Overtrykksbeskyttelse - Gassdeteksjon - Ventillukking - Manuell stans - Strømstans

9 Tennkilder - Maskiner - Statisk elektrisitet - Elektriske ledninger - Non EX elektrisk utstyr - Trafikk - Personell

10 Lekkasjescenarier - Lekkasje i ventiler og kuplinger - Lekkasje tank - Lekkasje rør væskefase - Lekkasje rør gassfase - Lekkasje i fyllekupling / fylleslange - Lekkasje i slanger væskefase - Lekkasje fra annet prosessutstyr - Gassky med spredning og/eller antennelse

• Topografi / infrastruktur

• Personskader

• Vindretning

• Avlastningsvegger

• Eksplosjonstrykk

• Ledemurer

Documents

Risikovurdering og anvendte sikringstiltak LNG anlegg ved Joh ......Johannson og Skagerak Naturgass. En del er antagelser basert på beregninger foretatt på lignende anlegg. No Beskrivelse