Gassdistribusjonsprosjektet - Direktoratet for samfunnssikkerhet og ...

Rapport
Gassdistribusjonsprosjektet

Gassdistribusjonsprosjektet

Innhold
Forord . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5
1 Innledning . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7
1.1 Bakgrunn for gassdistribusjonsprosjektet . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7
1.2 Organisering . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9
2 Sammendrag . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11
3 Gjennomføring av prosjektet . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13
3.1 Stedfesting . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13
3.1.2 Gassanlegg . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13
3.1.3 Rørledninger . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14
3.1.4 Bruk av kartdataene . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15
3.1.5 Informasjonssikkerhet . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16
3.1.6 Vedlikehold av informasjon og framtidig dataflyt . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17
3.1.7 Formidling av data til brukere utenfor DSB . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18
3.2 Kategorisering . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19
3.2.1 Utvalg av anleggstyper . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19
3.2.2 Undergrupper . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19
3.3 Risikoanalyse . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20
3.3.1 Forespørsel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20
3.3.2 Evaluering av tilbud . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20
3.3.3 Arbeidsprosess . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21
3.3.4 Dokumentasjon (Rapport) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21
4 Vurderinger og forslag til oppfølging . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23
4.1 LPG anlegg . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23
4.1.1 Losseoperasjoner med LPG . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24
4.1.2 Lagring av LPG . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25
4.1.3 Rørsystem for LPG . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26
4.1.4 Særskilt om LPG autogassanlegg . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27
4.2 LNG anlegg . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28
4.2.1 LNG forbruksanlegg . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28
4.2.2 LNG mottaksanlegg (skip) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29
4.3 CNG anlegg . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29
4.4 Rørledningsystem for naturgass . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30
4.4.1 Rørledninger . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31
4.4.2 Trykkreduksjonsstasjoner . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32
4.5 Forslag til oppfølging . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33
5 Lovgivning, regulering og myndighetsroller . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35
5.1 Gassrørledninger . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35
5.1.1 Etablering . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35
5.1.2 Sikkerhet og tillatelse . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35
5.2 Gassanlegg . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36
5.2.1 Etablering . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36
5.2.2 Sikkerhet og tillatelse . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36
5.2.3 Beredskap . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36
5.2.4 Storulykkeforskriften . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37
5.2.5 Tilsyn . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37
5.3 Andre myndighetsroller ved bruk av gass i Norge . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37
5.3.1 Gasskraftverk . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37
5.3.2 Konkurranse . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38
Referanser: . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39
Vedlegg . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41

Forord
En viktig oppgave for Direktoratet for samfunnssikkerhet og beredskap er å ha oversikt over risiko og
sårbarhet i samfunnet. Distribusjon av gass har økt de seneste årene og er i ferd med å bli et betydelig bidrag
til landets samlede energiforsyning. Det var derfor naturlig å iverksette et eget prosjekt for få en samlet
oversikt over alle stasjonære anlegg og rørledninger som inngår i distribusjonen av gass.
Rapporten fra gassdistribusjonsprosjektet dokumenterer selve gjennomføringen av prosjektet og gir en
oppsummering av resultatene. Rapporten gir også en beskrivelse av de ulike myndighetsroller og lovreguleringer
på gassområdet. Alle stasjonære gassanlegg av en viss størrelse er lagt inn for visning i DSB’s kartsystem.
Det samme gjelder rørledningsnett for naturgass. Denne kartinformasjonen kan deles med lokale
og regionale myndigheter som arbeider med areal- og beredskapsplanlegging.
I prosjektet inngår en risikoanalyse som omhandler mulige gasslekkasjer i forbindelse med drift av gassdistribusjonssystemene,
som kan få relativt store konsekvenser for omgivelsene. Dette gjelder særlig fare
for overgraving av naturgassledninger og i forbindelse med overføring av gass i væskefase, for eksempel
ved losseoperasjoner. Disse risikoelementene vil bli fulgt spesielt opp av DSB de nærmeste årene.
Det er mitt håp at en slik sammenstilling av kart- og risikoinformasjon skal bidra til å forebygge ulykker i
forbindelse med distribusjon av gass, og medvirke til en hensiktsmessig arealdisponering og beredskapsplanlegging
i kommunene.
Jon Lea
direktør
5

1 Innledning
Den nasjonale strategien for bruk av gass ble beskrevet i St.meld.nr.9 (2002-2003) om innenlands bruk av
naturgass mv. Stortingsmeldingen omhandler primært utviklingen på naturgassområdet, men omtaler også
LPG og andre energigasser.
Direktoratet for samfunnssikkerhet og beredskap (DSB) skal ha den totale oversikten over risiko- og
sårbarhetsbilde i samfunnet. Med bakgrunn av St.meld.nr. 9 (2002-2003) og DSB sin oversiktsfunksjon,
ble det i 2006 besluttet å gjennomføre et prosjekt med formål å til enhver tid kunne gi et korrekt bilde av
gassdistribusjonen og gasslagringen i Norge, samt den risiko for ulykker som er forbundet med denne aktiviteten.
De viktigste elementene i prosjektet, for å framskaffe en slik oversikt er:
– Stedfesting av gassanlegg og rørledninger i digitale oversiktskart (GIS)
– Systematisering av informasjonen om gassanlegg og rørledninger ved å kategorisere disse i
anleggstyper
– Gjennomføring av en risikoanalyse for disse anleggstypene
1.1 Bakgrunn for gassdistribusjonsprosjektet
Fra slutten av 1990-tallet har DSB registrert en økende pågang i form av henvendelser og søknader om tillatelse
til å installere og ta i bruk gassanlegg og rørledningssystem. Økningen i søknadsmengden henger
delvis sammen med substitusjonsforhold som nevnt i stortingsmeldingen. Energibruken hos tomatbøndene
på Finnøy i Rogaland kan tjene som et eksempel. Drivhusene for tomatdyrking ble tidligere oppvarmet ved
hjelp av oljefyrte kjeler, som så ble erstattet av LPG-anlegg for direkte oppvarming ved forbrenning av
propangass. Etter at Lyse Gass bygget rørledning for distribusjon av naturgass fra Kårstø, har de fleste
tomatbøndene nå konvertert videre fra LPG til naturgass.
Tradisjonelt har DSB (tidligere DBE) gitt tillatelse for gassanlegg over 3 000 liter samlet beholdervolum.
Kommunene gir tillatelse for de mindre gassanleggene. DSB’s grunndataregister er bygget opp med basis
i de tillatelser DSB har gitt til å installere og ta i bruk gassanlegg. Her finnes klientopplysninger og anleggsinformasjon
i form av type gass, antall tanker, beholdervolum etc. Veksten i gassmarkedet kan illustreres
ved å se på økningen av anlegg registrert i grunndata. Ved årsskiftet 1999/2000 var det registrert ca. 700
gassanlegg. I 2007 var tilveksten på ca. 360 anlegg, og totalt finnes ved årsskiftet ca. 2000 gassanlegg registrert
i grunndata. I tillegg kommer et stort antall mindre anlegg som ikke inngår i DSB sitt register. Rørledningssystem
er heller ikke registrert i grunndata, men det finnes informasjon i DSB sitt arkiv om alle tillatelser
gitt til gasstransport og -distribusjon i rørledning.
Kun i enkelte områder, i hovedsak på Jæren og Haugalandet, har det blitt utbygget rørledningssystemer for
distribusjon av naturgass. I en del andre områder, som for eksempel i Grenlandsområdet, er det bygget
mindre lokale distribusjonssystemer for naturgass. I løpet av de siste 8 - 10 årene er det lagt ned ca. 54 km
med høytrykksledning, ca. 10 km med mellomtrykkledning og ca. 260 km med lavtrykkledning.
I tillegg etableres det enkeltstående anlegg for LPG, LNG og CNG hos forbrukerne over hele landet. Det
finnes også en del lokale distribusjonsnett som forsynes med gass fra enkeltstående gassanlegg (tanker).
Tillatelsene som blir gitt av DSB og kommunene er basert på søknader fra utbygger eller eier. Søknadene
beskriver og identifiserer anleggene. I søknadene skal det også vurderes risiko i forbindelse med bruk av
gassen og risiko for omgivelsene. Søknadsbehandlingen har særlig vektlagt plassering av gassanlegg sett i
forhold til bygninger, trafikk og annen aktivitet. Risikovurderingene er stort sett basert på veiledende
sikkerhetsavstander til nabogrenser, veier, brennbare bygninger og forsamlingslokaler etc. I noen grad blir
det også utført detaljerte risikoanalyser som grunnlag for å iverksette risikoreduserende tiltak og fastsette
7

sikkerhetsavstander. Dette blir primært gjort til bygninger og områder hvor personer ufrivillig kan bli
eksponert for gassutslipp med eventuell antennelse. Vurderingene har også dreiet seg om oppstillingsplass
for tankbiler, og tilkomst for innsatspersonell i nød og ulykkesituasjoner.
Forvaltningsmessig innebærer tillatelsessystemet at risikoen blir vurdert individuelt for hvert enkelt anlegg,
og at myndighetene (DSB/kommunene) aksepterer anleggene ved enkeltvedtak. Denne ordningen vil sannsynligvis
opphøre når ny forskrift om håndtering av brannfarlig, reaksjonsfarlig og trykksatt stoff samt
utstyr og anlegg som benyttes til håndteringen, trår i kraft. DSB og kommunene vil imidlertid fremdeles ha
et tilsynsansvar for farlige stoffer, herunder de aktuelle gassene. Myndighetenes tilsyn vil under den nye
forskriften fortsette å være risikobasert.
Risikobaserte tilsyn innebærer at tilsynet skal rettes inn der risikoen er størst og/eller der potensialet for
risikoreduksjon er mest kostnadseffektivt. Risikoforholdene skal altså være utgangspunktet for prioritering
av myndighetenes tilsynsvirksomhet. Tatt i betraktning tilsynsmyndighetenes begrensede ressurser til
tilsynsvirksomhet, medfører prioriteringen at man velger ut et antall tilsynsobjekter med relativt høy risiko.
Risikoen forbundet med tilsynsobjektene henger primært sammen med hvilken type anlegg det dreier seg
om og hvordan anlegget er plassert i forhold til omgivelsene. Risiko kan således betraktes dels som en
egenskap ved anlegget (tingenes iboende egenskaper) og dels som betinget av lokalisering (omgivelsesfaktorer).
Et gassanlegg eller en rørledning kan potensielt slippe ut gass og forårsake skader. Dette gjelder primært
dersom gassen antenner. Utslippskilder kan for eksempel være hull i rør eller slanger som revner, lekkasjer
i ventilpakninger og koplinger etc. Det finnes en rekke forskjellige utslippscenarier som følge av ulike aktiviteter,
stoffer, tilstand, trykk, mengder, avstengningsmuligheter, sikkerhetsanordninger etc.. Prosjektet
ønsket å gruppere gassanlegg i anleggstyper med tilnærmet lik risiko. En anleggstype skal representere
mange anleggsobjekter med antatt like og representative utslippscenarier.
Nederlandske myndigheter ved Ministry of Housing, Spatial Planning and the Environment (VROM), har
introdusert et akseptkriterium for risiko fra anlegg som inneholder farlige stoffer. Dette kriteriet er gitt som
en øvre grense for individuell risiko (dødsfall) på 10 -5 per år. I denne sikkerhetspolicy ligger også en forutsetning
om at akseptkriteriet skjerpes innen 2010 til 10 -6 per år.
VROM har foretatt en inndeling i kategorier av anlegg for en del farlige stoffer. For disse kategoriene er
det med utgangspunkt i akseptkriteriet beregnet minimum, standard sikkerhetsavstander. For de anleggene
som ikke faller inn i en kategori stilles det krav om at sikkerhetsavstander skal fastsettes med utgangspunkt
i kvalitative risikoanalyser, gitt det samme akseptkriterium for risiko.
Eksempelvis har VROM fastsatt minimum sikkerhetsavstand på 25 meter for «LPG filling stations». Dette
har medført at tillatelse til drift av en del fyllestasjoner er trukket tilbake. Dette gjelder for eksempel
fyllestasjoner med beliggenhet inne i boligområder. Samtidig er det innført en kompensasjonsordning for
utfasing av slike anlegg.
I Norge er det etablert en praksis for å benytte 10 -5 kriteriet for fastsettelse av sikringsfelt rundt gassanlegg
i de tilfeller hvor det utføres detaljerte, kvantitative risikoanalyser. Imidlertid er det mest vanlig å benytte
standard sikkerhetsavstander slik disse er gitt i «Temaveiledning om gassanlegg».
Utgangspunktet for gassdistribusjonsprosjektet er hvordan den økte aktiviteten på gassområdet påvirker
risikobildet ut fra et samfunnsperspektiv. Kan vi forvente et større antall uhell i årene framover fordi aktiviteten
øker Fører økt forbruk og flere anlegg til flere gassutslipp
Dagens forvaltningssystem har fungert etter hensikten i den forstand at det har vært relativt få uhell med
gassanlegg. DSB har imidlertid ingen systematisk og pålitelig datainnsamling som gir grunnlag for å
vurdere risikoutviklingen. Gassanleggene representerer dessuten en potensiell risiko for store ulykker.
Store ulykker opptrer sjelden i et velregulert samfunn. Imidlertid er ulykker med tap av mange liv uakseptable,
som for eksempel Scandinavian Star brannen, Åsta-ulykken, Sleipner-havariet m.fl.. Det samme
gjelder for uhellsituasjoner som setter befolkningen i fare over tid, slik som ved brannen på Denofa -
8

Lilleborg fabrikker og evakueringen i Lillestrøm. Det er med andre ord vanskelig å benytte ulykkestatistikk
direkte som grunnlag for hvorvidt sannsynligheten for store ulykker øker.
Prosjektet kan ses på som en systematisk gjennomgang med formål å identifisere og sammenligne risikoelementer
som inngår i et gassdistribusjonssystem. Ettersom DSB mangler et tilfredsstillende statistisk
grunnlag for å utføre en slik gjennomgang på bakgrunn av uhellsdata på anleggsnivå, har man valgt å utføre
en risikoanalyse av typiske gassanlegg. Dette innebærer bl.a. at man benytter anerkjent statistikk for lekkasjedata
på komponentnivå for å beregne frekvenser for aktuelle uhellscenarier og relaterer disse til typiske
gassanlegg. Uhellscenariene er utviklet med bakgrunn i en systematisk fareidentifikasjonsprosess som
inngår i prosjektet. Faresituasjoner er tilknyttet vanlige aktiviteter på gassanlegg som fylleoperasjoner,
lagring, fordamping og gassforsyning.
Ett av formålene med prosjektet, er å sikre en bedre kommunal arealplanlegging. Ved å basere seg på erfaringer
og arbeidsmetodikk fra et tidligere prøveprosjekt for Vestfold - «Arealisdata fra grunndatabasen»-
vil vi kunne få informasjon om risikoobjekter i form av et datasett som innholder stedfestede koordinater
med tilknyttet tekstinformasjon.
1.2 Organisering
Gassdistribusjonsprosjektet ble gjennomført internt i regi av «Enhet for Risikovirksomheter». Det ble tidlig
besluttet å benytte eksterne konsulenter for å foreta nødvendige risikoanalyser og vurderinger av 13
forhåndsdefinerte typer «gassanlegg». Etter en vedtatt utvelgingsprosedyre ble Scandpower valgt som
konsulentfirma.
På grunn av prosjektets vide omfang ble det dannet en «Anleggsgruppe» og en «Risikogruppe» bestående
av medarbeidere fra egen avdeling (Næringsliv, produkter og farlige stoffer) og en representant fra avdeling
for forebygging og elsikkerhet. Ressurspersoner fra Sør-Rogaland brannvesen og Norsk Petroleumsinstitutt
ble også involvert, og har bidratt vesentlig i diskusjonene. Anleggsgruppens hovedoppgave var å
stedfeste gassanlegg og rørsystemer slik at disse kunne presenteres i digitale kartverk. I denne forbindelsen
ble det også foretatt en studietur til Irland (Bord Gais) for å vurdere det digitale registreringssystemet som
benyttes der.
Risikogruppens hovedoppgave var å utarbeide tegninger for typiske gassanlegg samt å arbeide med fareidentifikasjon
og risikovurderinger.
Prosjektet startet opp i august 2006, og var planlagt ferdig sommer 2007. Dette er senere revidert til januar
2008. Dette skyldes i hovedsak at arbeidet med rydding og retting i grunndata registeret var mer omfattende
enn forutsatt. Dette arbeidet som opprinnelig var planlagt utført før oppstart av prosjektet, måtte i stedet
utføres parallelt med, og som en del av prosjektet.
9

2 Sammendrag
Som en del av prosjektarbeidet, har det vært brukt en del ressurser på å gjennomgå eksisterende grunndataregistreringer
for gassanlegg. Den registrerte informasjonen har blitt kvalitetssikret for samtlige gassanlegg,
og geografiske koordinater har blitt lagt til der dette har manglet. Gassanleggene har blitt «redefinert»
etter de nye anleggskodene og koordinatene er lagt inn på elektroniske kart.
Geografiske koordinater, og tekniske detaljer for rørledningene vil bli supplert fra rørledningseierne
(gasselskapene). Hvilke type detaljer og informasjon som kan formidles, er diskutert med norske sikkerhetsmyndigheter.
I løpet av prosjektet har det vært avholdt flere møter med interne deltagere så vel som
eksterne. Dette var spesielt viktig som en del av konsulentoppfølgingen. Den tilbakemeldingen som er gitt
fra gasselskapenes arbeidsgrupperepresentanter når det gjelder utformingen og forståelsen av konsulentfirmaets
risikovurderinger, har vært av stor nytteverdi for prosjektet.
Konsulentrapporten som ligger i bunnen for prosjektet, innholder typiske tegninger for hver av de 14
definerte anleggstypene. Rapporten innholder også en identifikasjon av de typiske risikoelementene for
anleggene, med en liste over antatte lekkasjekilder. Som et resultat av disse utslippsdataene er det skissert
risikokonturer, eller fareavstander rundt typiske anlegg. Rapporten gir grunnlag for å etablere såkalte
DFU’er (definerte fare- og ulykkessituasjoner.)
Noe av forventningene til prosjektet, er at det vil resultere i et mer oppdatert regelverk som vil bygge på en
reell risikovurdering. Prosjektet har foretatt en del målinger og observasjoner på utvalgte autogasstasjoner
for å underbygge dette behovet. Som et resultat og konklusjon av prosjektet, er det fremmet en del forslag
til videre oppfølging. Det bør spesielt fremheves de gjeldende rutiner og prosedyrer for kommunale gravearbeider.
Muligheten for overgraving er dessverre altfor stor. Videre bør den potensielle lekkasjekilden ved
losseoperasjoner fra bil til tank og fra skip til tank, sees på. Et annet punkt som peker seg ut for oppfølging,
er sikkerhetsavstander som blir etablert ved gassanlegg med gass i væskefase, - eksempelvis autogasstasjoner.
11

3 Gjennomføring av prosjektet
3.1 Stedfesting
3.1.1 Gassanlegg
Første fase i prosjektet var å stedfeste de anleggene som var registrert i grunndata. Grunndata er DSB’s
register med opplysninger om anlegg for brannfarlige varer og trykksatt stoff. Arbeidet ble gjennomført
fylkesvis. Rapportene fra grunndata ble først gjennomgått for å lokalisere dobbeltregistreringer og nedlagte
anlegg. Grunndata ble deretter oppdatert med riktig informasjon. Den korrigerte listen over antall anlegg
ble lagt til grunn for opphenting av arkivmaterialet for hvert enkelt anlegg. Stedfestingen av anleggene ble
deretter utført. På bakgrunn av arkivmaterialet ble anleggene digitalisert med kart og beskrivelser. Anleggenes
identifikasjonsnummer fra grunndata ble ved digitaliseringen lagt inn på hvert enkelt anlegg i tillegg
til hvilken ny anleggstype de ble definert som.
Stedfestingen fulgte følgende prinsipper:
– Enkelttanker ble registrert som punkt. Ledninger i forbindelse med tankene ble ikke registrert.
– I de tilfellene der nøyaktig stedfesting ikke var mulig, som oftest på grunn av dårlige eller manglende
kart, ble eiendomsflaten eller koordinaten for sentralpunktet for eiendommen lagt inn.
– Hvis det var flere enkelttanker i samme tillatelse, ble det registrert flere punkter når tankene lå mer
enn ca. 15 meter fra hverandre.
– Bedrifter med større gassanlegg ble registrert som flater. Flatene tilsvarte normalt bedriftens
eiendom.
– Dataene ble kodet i henhold til den Arealisstandarden som DSB selv har utarbeidet.
Dataene ble lagt inn i DSBs interne kartprogram med noen egenskaper fra Grunndata koblet til kartobjektene.
Eksempel på visning av anlegg i DSB Kart
3.1.1.1 Nøyaktigheten til stedfestingen
Nøyaktigheten til stedfestingen avhenger i hovedsak av kvaliteten på kartene som ligger ved saken i
arkivet. Dårlige kart gir usikker stedfesting. For eksempel er det slik at når det planlegges gassanlegg i
utbyggingsområder, kan kartene bare vise skog der det planlegges boligfelt. Plasseringen blir derfor unøyaktig.
75 % av anleggene vurderes imidlertid å være plassert med en nøyaktighet på 5 meter eller bedre.
23 % av anleggene har en nøyaktighet på 10-20 meter, og 2 % en nøyaktighet på 30-50 meter. Informasjonen
om nøyaktighet er knyttet til hvert enkelt kartobjekt.
13

3.1.1.2 Informasjon om egenskaper
Kartobjektene har ID fra grunndata. Dette blir dermed en koblingsnøkkel for import av egenskapsinformasjon
fra grunndata til kartet. Egenskaper fra grunndata kan være grunnlag for symbolisering i kartet, f.eks.
etter anleggstype eller gassmengde. Når det er flere enkelttanker på samme tillatelse, vil alle egenskaper
gjelde alle tankene. Hvis vi oppgir gassmengde vil denne gjelde summen av alle tankene. Dette kan være
en grunn til å være tilbakeholdne med å gi ut kartdata som inneholder opplysninger om gassmengder.
3.1.2 Rørledninger
Prosjektet var først i kontakt med Lyse Gass AS som er den største eieren av distribusjonsnett for gass i
Norge. Lyse Gass AS har digitale kartdata for alle sine rørledninger. Ledningene måles inn med GPS eller
totalstasjon, og rørledningene er dermed nøyaktig stedfestet. Lyse Gass AS benytter ESRI programvare, og
DSB kan bruke dataene uten konvertering.
Norsk standard for kartdata (SOSI) er svært begrenset når det gjelder gassrørledninger. Lyse Gass AS har
derfor i samarbeid med PKK og Hafslund etablert en egen datamodell. Dersom man tenker seg en fremtidig
norsk standard, kunne denne datamodellen være et utgangspunkt. Modellen krever imidlertid en del justeringer.
Lyse Gass AS har flere baser, blant annet for; gassrørledninger, målestasjoner, trykkreduksjonsstasjoner,
ventiler, koblingsskap og kundepunkt. Gassrørledningene er gitt egenskapsdata, som f.eks.: Typebetegnelse,
veggtykkelse, fabrikasjonsår og driftstrykk, samt dato for overlevering fra utbygger og idriftsettelse.
DSB fikk overført data for rørledninger og gasstasjoner i desember 2006. Det ble gitt tillatelse til å legge
ut dataene i vårt interne kartsystem. DSB kan dermed få oppdaterte data når vi ønsker, for eksempel en gang
i året.
Høsten 2007 kontaktet prosjektet andre selskaper som er eiere av rørledningsnett. Den største eieren av
distribusjonsnett blant disse er Gasnor AS. Gasnor AS har i likhet med Lyse Gass AS digitale kartdata for
alle sine rørledninger, og disse dataene er nå overført til DSB. Gasnor ønsker at ledningsnettet skal være
mest mulig synlig for alle parter og ønsker ikke strenge restriksjoner på å gi ut data.
Selskapene som er eiere av mindre distribusjonsnett var positive til å bidra med data for sine rørledninger,
og prosjektet har definert hvordan DSB ønsker dataleveransene. Barens Naturgass har dessuten levert
kartdata.
Enkelte av selskapene som ble kontaktet har per i dag ikke noe distribusjonsnett, men har planer om
fremtidig utbygging.
14

Rørledninger i deler av Sandnes vist i DSB Kart
3.1.3 Bruk av kartdataene
De viktigste brukergruppene for dataene om gassanlegg er DSB, kommunene og fylkesmennene.
Bruksområdet kan oppsummeres under følgende punkter:
• Dataene ønskes brukt internt i DSB for å få bedre oversikt over risiko og sårbarhet i samfunnet. Kartdatabasen
viser raskt:
– Hvor i Norge anlegg av en gitt type finnes.
– Hvor anlegg av en viss størrelse finnes.
Lokaliseringen av anleggene kan ses i sammenheng med andre risikofaktorer og sårbare objekter.
Dette kan gjøres visuelt ved at man ser på andre temaer i DSB Kart, eller ved vha GIS-analyser av
ulike typer der man for eksempel kan undersøke om det finnes barnehager som ligger 100 meter eller
mindre fra gassanlegg, om det finnes flere gassanlegg mindre enn 50 meter fra hverandre, om det
finnes gassanlegg innenfor områder med fare for kvikkleireskred osv.
Saksbehandlerne i DSB kan studere anlegget gjennom kart, flybilder og sammen med andre risikoog
sårbarhetsdata. På sikt kan dermed bruk av GIS-data støtte saksbehandlernes forberedelser til
tilsyn med eksisterende anlegg, og være til hjelp når nye anlegg skal vurderes.
Når det nye fagsystemet etableres er det ønskelig med direkte kobling mellom database og kartprogram.
På den måten kan man fra et skjermbilde i databasen be om å få se det samme anlegget i kartet
og motsatt.
• DSB ønsker at kommunene skal benytte kartdataene i forbindelse med arealplanlegging og byggesaksbehandling.
Direktoratet arbeider for at kommunenes arealplanlegging skal bygge på risiko- og
sårbarhetsanalyser. Kartfesting av risiko kan gi kommunene den nødvendige geografiske oversikten.
I forbindelse med at et anlegg får en tillatelse gjøres en vurdering av aktuell risiko og sårbarhet i
15

området. Imidlertid kan risiko- og sårbarhets bilde endre seg gjennom videre utbygging. Kommunen
har mulighet til å styre dette gjennom plan- og bygningsloven.
Bruk av denne type data er nærmere beskrevet i veilederen «GIS i samfunnssikkerhet og arealplanlegging
– Vestlandsprosjektet» (2006). I 2008 skal DSB gi ut en ny veileder om samfunnssikkerhet i
arealplanlegging som bygger på denne.
Eksempel fra veilederen «GIS i samfunnssikkerhet og arealplanlegging – Vestlandsprosjektet». Risikosonen
som er vist er etter Forurensingsloven. Risikovurderingen førte til at arealet som kunne brukes til boliger,
måtte reduseres.
• Det kommunale brannvesenet får i dag kopi av alle tillatelser som gis av DSB. Som regel har brannvesenet
i tillegg mer detaljert kjennskap til anleggene. Trolig vil GIS benyttes på nye måter i alarmsentraler
og brannvesen framover. DSBs kartdata for risikoanlegg kan være av interesse. En annen
aktuell bruker kan være politiet. Det bør gjøres forsøk med bruk av kartdataene ved utvalgte 110-
sentraler og brannvesen.
• Flere fylkesmannsembeter har etterlyst dataene gjennom prosjektperioden. Det har blant annet vært
spørsmål etter dataene i forbindelse med planlegging av beredskap mot akutt forurensing, det såkalte
MOB Land-prosjektet. Fylkesmennene ønsker dataene til sine risiko- og sårbarhetsvurderinger, og i
oppfølgingen av kommunene. Det bør vurderes å sende dataene til alle embetene når digitaliseringen
er ferdig.
DSB bør i det videre arbeid lage en plan for utprøving, markedsføring og formidling av dataene.
3.1.4 Informasjonssikkerhet
Prosjektet har gjennomført et møte med Nasjonal sikkerhetsmyndighet (NSM) for å drøfte spørsmål knyttet
til informasjonssikkerhet for dataene over gassanleggene. NSM anbefalte at DSB gjennomfører en verdivurdering
av dataene. Med dette menes en vurdering av hvilken risiko som foreligger ved offentliggjøring
av dataene, og en vurdering av hva man vil miste ved å ikke offentliggjøre.
Dataene over gassanleggene faller i utgangspunktet ikke inn under sikkerhetsloven. De må normalt
vurderes i henhold til offentlighetslovens § 6a som gir «unntak fra offentlighet fordi offentlighet kan lette
gjennomføring av straffbare handlinger». NSM anbefalte at vi vurderte om dataene kan være mer sensitive
i spesielle områder, kanskje sammen med andre typer opplysninger, slik at de likevel faller inn under
sikkerhetsloven.
En arbeidsgruppe med mandat å verdivurdere all informasjon i DSBs kartprogram på intranettet har også
tatt opp spørsmål om gassanleggene. De endelige vurderingene er gjort i avdeling for næringsliv, produkter
og farlige stoffer.
16

Konklusjon ble at man ikke finner tilfeller hvor gassanleggsdataene faller inn under sikkerhetsloven.
Det er viktig at kommunene får tilgang til informasjon om anlegg i egen kommune for bruk i forbindelse
med arealplanlegging og byggesaksbehandling. Brannvesenet får allerede kopi av alle tillatelser i eget
distrikt. Informasjon i form av GIS-datasett kan gjøre opplysningene lettere tilgjengelig for brukerne.
Politiet og fylkesmannsembetet kan få tilsvarende tilgang. Andre brukere innenfor Norge digitalt kan få
opplysninger om lokalisering, men minimalt med egenskapsopplysninger (tilknyttede tekstopplysninger).
Opplysninger om gassanlegg er i dag offentlige, f.eks. sakspapirene knyttet til DSBs behandling av
søknader om tillatelse. Her ligger mye mer detaljopplysninger om anleggene enn det vil være aktuelt å ta
inn i et kartdatasett.
Opplysningene kan være åpne for alle i DSB. Når det gjelder brukere utenfor DSB, kan kommunene, brannvesen,
politi og fylkesmennene få tilgang til all informasjon som er av interesse. Andre brukere kan få
opplysninger om anleggsnavn og type i tillegg til lokalisering. DSB vil likevel anbefale at slike data ikke
legges åpent på internett.
3.1.5 Vedlikehold av informasjon og framtidig dataflyt
Dersom dataene ikke blir oppdatert vil de raskt få redusert verdi. Problemstillingene rundt vedlikehold av
data må vurderes i forhold til to perioder; før og etter dagens ordninger med tillatelser blir erstattet med
meldingsplikt.
I dag er det etablert en rutine for at kopi av nye tillatelser og tilhørende kart blir sendt til DSBs GISansvarlig
for innlegging i kartbasen. Nye versjoner av kartbasen blir lagt inn i DSBs kartprogram med jevne
mellomrom. Dette vil ikke si hver gang det kommer en ny tillatelse, men kanskje hver annen måned. En
eller to ganger i året bør det gjøres en sammenligning av anlegg i grunndata og kartbasen for å rette opp
eventuelle mangler.
DSB er i ferd med å utvikle et nytt meldesystem for farlig stoff. Systemet baserer seg på at virksomheter
og privatpersoner som håndterer farlig stoff over visse mengder, skal sende melding om dette via Altinn.
Innmelder kan taste informasjon om anlegget i tekstbokser og peke i kartet for å angi lokalisering. For
eksisterende anlegg kan dagens kartdata vises, og brukeren kan gis anledning til å enten akseptere plasseringen
eller angi ny. Dette kan illustreres ved et utsnitt av testversjonen av meldesystemet:
17

For rørledninger vil kartfestingen foregå på en noe annen måte gjennom det nye meldesystemet. Det er på
dette området etablert en ordning der vi får tilsendt nye data fra eierne en gang i året. Foreløpig har DSB
hentet inn data om rørledninger fra Lyse Gass og Gasnor.
3.1.6 Formidling av data til brukere utenfor DSB
Norge digitalt er den naturlige arenaen for formidling av kartdata. Norge digitalt har nettsteder med informasjon
om hva som finnes av data og for nedlasting av data. I tillegg er det ønskelig at partene i Norge
digitalt setter opp nettjenester som leverer kartdata direkte til brukernes kartverktøy (WMS- og WFStjenester).
Fordi DSB ønsker restriksjoner på tilgangen til dataene over gassanleggene, kan vi ikke benytte de distribusjonskanalene
Norge digitalt bruker i dag. Dagens kanaler er åpne for alle partene i Norge digitalt. Dette
innebærer i praksis alle kartbrukende offentlige etater. Det bør imidlertid legges ut informasjon på Norge
digitalts nettsted om at dataene finnes, men at brukere som ønsker data må henvende seg til DSB. Foreløpig
vil dataformidlingen skje manuelt. Hvis det viser seg å bli stor pågang, kan vi vurdere å utvikle et opplegg
for nedlasting over internett som ivaretar sikkerheten.
DSB bør vurdere om oppdaterte data skal sendes til visse brukergrupper rutinemessig, f.eks. en gang i året.
Dette vil være svært aktuelt for fylkesmennene. For 110-sentralene og andre kan denne løsningen også
være aktuell.
Når data utleveres, må det gis informasjon om begrensninger på spredning av dataene.
18

3.2 Kategorisering
3.2.1 Utvalg av anleggstyper
Informasjonsbehovet om gassanlegg, hva gjelder bruksområder, egenskaper og mengder av gass, blir ikke
fullt ut ivaretatt med dagens registreringssystem (grunndata). Registreringen angir riktignok forskjellig
typer virksomheter som i henhold til lovverket er søknadspliktig dersom gitte mengder brannfarlige væsker
og eller gasser overskrides, eller dersom spesielle aktiviteter/håndteringer utføres, men unntakene finns.
Bensinstasjoner, som oppbevarer stadig mer gass for så vel drivstofformål som for camping/fritidsformål,
er unntatt søknadsplikten. Stadig mer bruk av gass til boligformål fordrer også et stadig voksende rørledningsnettverk,
noe som i dag ikke blir tilfredsstillende registrert av myndighetene.
For å få den totale oversikten over gassanlegg var det derfor naturlig å følge forskjellige «gasskjeder» fra
leveranse til forbruk. På den måten var det mulig å definere tilstrekkelige anleggstyper som var representative
for dagens og den fremtidige situasjonen. Transport (vei/bane/sjø) er dekket av andre regelverk som
gir god oversikt. Dette er derfor ikke tatt med i dette prosjektet. Laste- /losseoperasjoner er inkludert i risikovurderingene,
men ikke selve transporten.
Det ble vedtatt å benytte følgende 14 anleggstyper:
1. LPG forbruksanlegg (overgrunn)
2. LPG forbruksanlegg (undergrunn)
3. LPG flaskefyllestasjon
4. LPG autogassanlegg
5. CNG gasstasjon
6. CNG sentralgassanlegg
7. LNG forbruksanlegg
8. LNG mottaksanlegg (skip)
9. Gasstransportrørledning (HP)
10. Ventil-, måle- og trykkreduksjonsstasjon (HP/MP)
11. Nedgravd rørledning (MP)
12. Trykkreduksjonsstasjon (MP/LP)
13. Nedgravd rørledning (LP)
14. Andre gassanlegg
I vedlegg til rapporten finnes en oversiktstegning som viser hvordan anleggstypene inngår i et samlet distribusjonssystem
for gass.
3.2.2 Undergrupper
LPG forbruksanlegg (anleggstype 1 og 2) kan variere veldig i størrelse og utforming. Det ble derfor valgt
å definere undergrupper av disse. Undergruppene er benyttet i risikoanalysen fordi spennet i risikopotensiale
ble for stort innen anleggstype 1 og 2. Imidlertid er selve kategoriseringen av gassanleggene ikke
endret, da man ikke ønsket å gjøre grupperingen av anleggene for kompleks.
LPG overgrunns forbruksanlegg (1) deles inn i følgende undergrupper:
1a) Lite (gassfase)
Typisk eksempel på et slikt anlegg er en mindre lagringstank med volum fra 1-10 m 3 med distribusjonsledning
til forbruker. Anlegget har ingen fordamper ettersom uttaket skjer i gassfasen.
19

1b) Middels (væskefase)
Dette kan være et anlegg for oppvarming av boliger som 1a), men med tankvolum fra 10-60 m 3 . Denne
typen anlegg har en fordamperenhet. Ved slike anlegg skjer uttaket fra tank i væskefase.
1c) Stort (væskefase)
Anleggstype som 1b), men med tankvolum fra 60-250 m 3 .
LPG undergrunns forbruksanlegg (2) deles inn i følgende undergrupper:
2a) Lite (gassfase)
Samme anleggstype som 1a), men tanken er nedgravd.
2b) Middels (væskefase)
Samme anleggstype som 1b), men tanken er nedgravd.
3.3 Risikoanalyse
3.3.1 Forespørsel
I prosjektet ble det besluttet å gå til anskaffelse av «Bistand og utarbeidelse av dokumentasjon for gassanlegg».
I praksis var dette en forespørsel om å utarbeide en risikoanalyse av de 14 gassanleggstypene som
man kom frem til i planleggingen av prosjektet, jf. kap 3.2. Det ble sendt en forespørsel til Rambøll Future,
Scandpower Risk Management og Safetec Nordic om å gjøre analysen.
I tilbudsbrevet ble det opplyst at anskaffelsen ble gjennomført som direkte anskaffelse i tråd med forskrift
om offentlige anskaffelser (FoA) del III, § 11-2(1) a.
Omfanget av forespørselen ble beskrevet ved en opplisting av hva som var ønsket leveranse fra tilbyder:
1. Utarbeide tegninger for aktuelle anleggstyper (typiske anlegg - se vedlegg for oversikt). Det er behov
for enten detaljerte arrangementstegninger eller enklere arrangementstegninger i kombinasjon med
flytskjema.
2. Identifisere risikoelementer til bruk ved risiko- og beredskapsanalyser.
3. Utarbeide oversikt over lekkasjekilder (for hver anleggstype) ut fra tegningsgrunnlaget og identifiserte
risikoelementer.
4. Beregne risikokonturer (spredningsberegninger) for de ulike anleggstypene, dvs. sannsynlighet for at
en gasslekkasje vil kunne oppstå og spres til grensen for risikokonturen. Relevante grenseverdier og
forutsetninger skal beskrives. Der det er spesifisert utstrekning av sikringsfelt ber vi om at sannsynlighetsnivå
for gasseksponering i denne avstanden fra tanken/objektet også beregnes.
5. Videre ber vi om at strålingsintensiteter beregnes i risikokonturene i pkt. 4 (forutsatt at en gasslekkasje
antennes – uten å korrigere for tennsannsynlighet)
6. Beskrive et sett standard DFUer, og visualisere scenarier som ligger til grunn. DFUene skal relateres
til de ulike anleggstypene
3.3.2 Evaluering av tilbud
Rambøll Future opplyste at de ikke kunne levere tilbud på grunn av sykdom. DSB mottok derfor to tilbud.
Tilbudene ble saksbehandlet i to faser. Første fase omfattet kontroll av hvorvidt kvalifikasjonskriteriene var
oppfylt. Fase to omfattet en vurdering av tilbudene i henhold til tildelingskriteriene.
20

Følgende kvalifikasjonskriterier ble spesifisert:
– Skatteattest og mva-attest ikke eldre enn 6 mnd må leveres sammen med tilbudet
– HMS-egenerklæring må leveres sammen med tilbudet
– CV for kontaktperson(er) som står for faglig innhold og gjennomføring må leveres sammen med
tilbudet
Begge tilbudene oppfylte kvalifikasjonskriteriene.
Følgende tildelingskriterier ble lagt til grunn for evalueringen av tilbudene (i uprioritert rekkefølge):
– Pris
– Beskrivelse av analyseverktøy / beregningsmodeller som vil bli benyttet
– Oversikt over tegninger og illustrasjoner m/ format
– Leveringsdyktighet, dvs. bekreftelse på at arbeidet kan gjennomføres i perioden aug. -des. 2006
Begge tilbudene ble vurdert som aktuelle. Billigste tilbud var dekkende i forhold til forespørsel både med
hensyn til omfang og arbeidsmetoder, og dette tilbudet ble derfor valgt.
Etter et avklaringsmøte ble tilbudet fra Scandpower Risk Management revidert og kontrakt inngått.
Anskaffelsen ble utført i samarbeid med DSBs anskaffelsesrådgiver.
3.3.3 Arbeidsprosess
Risikogruppen deltok i gjennomføring av fareidentifikasjonen med tilhørende endelig kategorisering av
gassanleggene. Denne prosessen ble ledet av Scandpower og foregikk i 3 dager. Forøvrig ble foreløpige
resultater fra risikoanalysen presentert for arbeidsgruppen for kommentarer underveis.
I tillegg ble et utkast til rapport oversendt gruppen for kommentarer, og det ble holdt et eget møte med
Scandpower for gjennomgang av kommentarene.
3.3.4 Dokumentasjon (Rapport)
Det foreligger en omfattende rapport fra Scandpower; Risikoanalyse av gassanlegg, Rapport nr.
70.730.005/RI, datert 18.04.2007 /1/. Prosjektets evaluering av resultatene i risikoanalysen fremgår av
kapittel 4.
21

4 Vurderinger og forslag til oppfølging
I risikoanalysen /1/ er det redegjort for hvilken metode som er anvendt og hvilke aktiviteter som er gjennomført
for en systematisk gjennomgang av risiko forbundet med de ulike anleggstypene. Rapporten (risikoanalysen)
dokumenterer prosessen som ble gjennomført for å identifisere mulige uhell og faresituasjoner,
og beskriver valgte uhellsscenarioer med tilhørende beregninger, blant annet av representative fareavstander
for ulike typer gassanlegg.
På bakgrunn av resultatene av risikoanalysen har vi trukket fram risikoforhold som er spesifikke for
henholdsvis LPG anlegg, LNG anlegg og CNG anlegg, samt for rørledningsystemer for naturgass. I vurderingene
har vi også søkt å trekke inn andre opplysninger, som for eksempel data om antall anlegg innen
hver kategori (anleggstype), slik at det er mulig å estimere forventingsverdier for hvor hyppig vi på landsbasis
kan oppleve større hendelser, gitt dagens aktivitetsnivå. Videre bygger vurderingene på erfaringer fra
DSB’s tilsynsvirksomhet, samt at resultatene av risikoanalysen er sammenlignet med relevant regelverk på
gassområdet.
Forslag til oppfølging er gitt i kap. 4.5.
4.1 LPG anlegg
LPG anleggene er kategorisert i 4 anleggstyper:
Anleggstype
1. LPG
forbruksanlegg
(overgrunn)
2. LPG
forbruksanlegg
(undergrunn)
3. LPG flaskefyllestasjon
4. LPG autogassanlegg
LPG anlegg
totalt
Antall
anlegg
Kommentarer
592 Omfatter alle gassanlegg for LPG med stasjonære overgrunns lagertanker som
fylles fra tankbil eller skip, og som forsyner gass til forbruker via et fast
rørsystem.
1107 Omfatter alle gassanlegg for LPG med stasjonære undergrunns lagertanker som
fylles fra tankbil eller skip, og som forsyner gass til forbruker via et fast
rørsystem.
4 Omfatter alle gassanlegg for LPG med stasjonære overgrunns eller undergrunns
lagertanker som fylles fra tankbil, og som leverer LPG i væskefase for fylling av
gassflasker. Omfatter kun flaskefylleanlegg, da kombinerte anlegg for fylling av
gassflasker og kjøretøy er kategorisert som autogassanlegg. Antallet anlegg er
noe høyere enn oppgitt her, da enkelte LPG flaskefyllestasjoner har blitt klassifisert
som Andre gassanlegg (anleggstype 14).
89 Omfatter alle gassanlegg for LPG med stasjonære overgrunns eller undergrunns
lagertanker som fylles fra tankbil, og som leverer LPG i væskefase for fylling av
alle typer kjøretøy. Omfatter både autogassanlegg på bensinstasjon og kombinerte
anlegg for fylling av gassflasker og kjøretøy.
1792 Omfatter alle gassanlegg for LPG som er registrert i grunndata per 01.01.08,
unntatt produksjonsanlegg for LPG og LPG fjellager (kaverner). Omfatter også
77 LPG autogassanlegg på bensinstasjoner, som ikke er registrert i grunndata,
men er lagt inn i DSB kart.
I tillegg kommer mindre, stasjonære gassanlegg med beholdervolum under 3 000 liter, som ikke er registrert
i grunndata. Det er vanskelig å anslå dette antallet, men vi kan få en indikasjon ved å legge opplysninger
fra registeret til Statoil Norge til grunn. Høsten 2006 ble det oppgitt at det var registrert 1 050 stasjonære
tanker med beholdervolum mindre enn 3 000 liter. I tillegg kommer anlegg som betjenes av de øvrige
23

gasselskapene. Imidlertid er antall anlegg mindre enn antall tanker, da enkelte anlegg består av flere tanker.
Totalt vil vi anslå antall stasjonære LPG anlegg til i overkant av 3 000 anlegg.
Det finnes 2-3 store sentralanlegg for fylling av gassflasker. Dette er grossistvirksomhet fra sentralanlegg
som ikke fyller eller leverer gassflasker direkte til sluttbruker. Disse anleggene er kategorisert som anleggstype
3, men er ikke omfattet av risikovurderingene for flaskefylleanlegg da sentralanleggene er relativt mye
større og komplekse enn flaskefylleanlegg som leverer gass til sluttbruker.
Risikoanalysen viser at anleggstype 3 og 4 er relativt like. Tatt i betraktning at det er et lite antall LPG
anlegg som kun benyttes til flaskefylling, kan vi i konkludere med at denne type anlegg ikke burde vært
behandlet som en egen anleggstype i prosjektet.
For beskrivelse og tegninger av anleggstypene henvises det til kapittel 5.2-5.8 i risikoanalysen.
4.1.1 Losseoperasjoner med LPG
Overføring av LPG fra tankbil til lagertank foregår nokså hyppig på et stort antall gassanlegg, avhengig av
lagringskapasitet og gassbehov på de enkelte forbruksstedene. Det er allment erkjent at det er relativt stor
risiko for uhell i forbindelse med losseoperasjoner. Ved behandling av søknader om tillatelse til oppbevaring
av LPG vurderer man derfor særskilt tilkomst (inn og utkjøringsforhold) og plassering av tankbiloppstillingsplass.
En del LPG anlegg har en trang beliggenhet i forhold til bygninger og andre installasjoner, og i enkelte
tilfeller er det stor avstand mellom tank og tankbiloppstillingsplassen (inntil 40 meter). Gassanlegget er
ikke alltid synlig for sjåføren mens det pågår lossing av LPG til lagertank. Dette gjelder oftere om vinteren
da parkeringsforholdene kan være vanskelige på grunn av snøforholdene. Slike forhold kan bidra til å øke
risiko for utslipp av LPG i forbindelse med losseoperasjoner.
I risikoanalysen er det utført spredningsberegninger av en antatt lekkasjemengde propan (18 kg) som følge
av slangebrudd under losseoperasjon. Det er forutsatt en umiddelbar fordamping av utlekket propan som
danner en drivende gassky som fortynnes etter hvert. Beregningene gir en fareavstand på 43 meter med
lekkasjefrekvens fra 5,1 x 10 -3 til 7,3 x 10 -6 , avhengig av anleggstype. Variasjonen i lekkasjefrekvens framkommer
ved at det er lagt til grunn varierende slangelengde og aktivitetsnivå i beregningene. Gasspredningen
(fareavstandene) vil i praksis variere med de faktiske forholdene på stedet; bebyggelse, topologi og
metrologiske forhold. Det gjelder også sannsynlighet for at en gassky vil antenne. Her er det flere faktorer
som vil variere med omgivelsene. I tillegg til forekomsten av tennkilder, vil også «holdetiden» for gasskyen
spille en rolle for muligheten for antenning. Lekkasjefrekvensene som er gitt over er et uttrykk for sannsynligheten
for at et slangebrudd med påfølgende lekkasje oppstår, uten at det er korrigert for sannsynlighet
for antenning. I risikoanalysen er det gjort frekvensberegninger for hendelser med gasslekkasjer uten antenning,
med umiddelbar antenning og med forsinket antenning.
For uten de vurderingene som er gjort i risikoanalysen, har vi gjennomgått innrapporterte transportuhell til
DSB i perioden 1990-2006. I denne perioden er det registrert 3 uhell under lossing av LGP fra tankbil til
tank, med årsak «slangebrudd» eller «slange hoppet av» /4/. Videre har vi gjort et estimat for hvor mange
stasjonære LPG anlegg som har vært i drift i disse årene, uttrykt som antall anleggsår. Antall anleggsår er
beregnet til 30 730 for perioden 1990-2006 /5/. Dette gir en uhellsfrekvens lik 1,0 x 10 -4 . Vi ser at denne
uhellsfrekvensen (1,0 x 10 -4 ) ligger innenfor beregnet frekvensintervall (5,1 x 10 -3 til 7,3 x 10 -6 ) som er
benyttet i risikoanalysen. Tatt i betraktning at det kan være underrapportering av transportuhell, indikerer
sammenligningen av frekvenser, at sannsynligheten for slangebrudd i forbindelse med losseoperasjoner for
de fleste LPG anlegg ligger i området 1,0 x 10 -3 til 1,0 x 10 -4 per år per anlegg, som tilsvarer 3-30 slangebrudd
i løpet av en 10 års periode.
Når det gjelder innrapporterte lekkasjemengder i forbindelse med uhellene, er disse oppgitt å være i størrelsesorden
lik det som er benyttet i risikoanalysen.
24

Slangebrudd ved losseoperasjoner kan få alvorlige konsekvenser, særlig tatt i betraktning at:
– LPG overføres fra kjøretøy til tank i væskefase. Utslipp i væskefase kan gi gasspredning over et større
område, ref. spredningsberegninger med fareavstand beregnet til 43 meter.
– det kan være mange personer som oppholder seg i området rundt tankbil / gasstank under losseoperasjoner.
– en del gassanlegg har trang beliggenhet, i forhold til bygninger og veier etc.
Imidlertid er det også en del forhold som tilsier at sannsynligheten for at slike lekkasjer ikke vil få alvorlige
konsekvenser. Enkelte slike faktorer er omtalt og vurdert i risikoanalysen:
– en lekkasje kan inntreffe på tidspunkt hvor det ikke er utenforstående tilstede (andre enn tankbilsjåføren)
– gunstig vindretning
– relativt lav sannsynlighet for at en gasslekkasje antenner
For øvrig finnes det enkelte store LPG forbruksanlegg som fylles fra skip. Disse anleggene er ikke vurdert
i risikoanalysen, men vil gi betydelig større fareavstander ved brudd på losseslange enn hva som er tilfelle
ved lossing fra tankbil, ref. kap. 4.2.2 LNG mottaksanlegg (skip).
4.1.2 Lagring av LPG
Erfaringsmessig er oppbevaring av LPG i stasjonære tanker svært pålitelig. Det oppstår sjelden lekkasjer
fra LPG lagertanker, og lekkasjene er i tilfelle små. Imidlertid vil det kunne oppstå situasjoner med potensielt
fatale konsekvenser dersom en LPG tank kollapser (taper sin integritet). I risikoanalysen er det ikke
lagt til grunn denne type hendelser, men risiko forbundet med tap av integritet er omtalt. Dette gjelder mulig
tankbrudd forårsaket av påkjørsel eller BLEVE som følge av brann, hvor BLEVE må anses å være en
«topphendelse» for denne type anlegg.
I rapporten fra «Lillestrøm-ulykken 5. april 2000» /12/ er konsekvenser av en BLEVE omtalt slik (utdrag):
«En såkalt BLEVE oppstår når en tank med brennbar gass eller væske i forbindelse med en brann blir
utsatt for kraftig oppvarming og revner som følge av innvendig trykk eller annen påvirkning. Innholdet vil
da fordampe umiddelbart. Dette vil føre til en effektiv blanding med luft og en derav følgende eksplosjonsartet
forbrenning som arter seg som en brennende ildkule. En slik ildkule vil ha en overflatetemperatur på
mer enn 1000 °C og medføre en ekstrem varmestråling. Videre vil fragmenter både fra tanken og fra
området nær tanken, bli kastet av gårde med stor hastighet og føre til skader, som følge av trykkbølgen som
oppstår.
Varmestrålingen vil i den mest eksponerte sonen medføre forbrenning med døden til følge for personer som
er utendørs og brennbare materialer vil ta fyr. Denne sonen kan strekke seg mange hundre meter i alle
retninger fra den aktuelle tanken.»
Internasjonalt har det i økende grad blitt fokusert på fare for BLEVE i forbindelse med LPG tanker. Dette
gjelder først og fremst transporttanker, dvs. tankbiler og jernbanetanker. FN’s komite’ for innland transport
har gjennom RID/ADR arbeidsgruppe for sikkerhet ved transport av farlig gods nedsatt en uformell
arbeidsgruppe for å se på tiltak for å redusere risiko for BLEVE ved transport på vei og bane. Arbeidet er
iverksatt blant annet med bakgrunn i Lillestrømulykken. Gruppen består av eksperter fra europeiske
myndigheter, gasselskap og gassforeninger. Videre har eksperter fra USA og Canada vært konsultert.
Oppgaven til arbeidsgruppen er å presentere forslag til tiltak som kan redusere sannsynligheten for eller
konsekvensene ved en BLEVE, innen praktiske og økonomiske rammer. Innstillingen fra arbeidsgruppen
er forventet i løpet av 2008.
Fare for BLEVE er en relevant problemstilling også for stasjonære LPG anlegg med overgrunnstanker. I
praksis gjelder dette LPG forbruksanlegg (overgrunn) samt de fleste autogassanleggene og flaskefylleanleggene.
25

Hollandske myndigheter har innført krav om sikkerhetsavstand 110m for anlegg med ubeskyttede overgrunnstanker,
jf. kap. 4.1.4 om autogassanlegg. I Nederland benyttes det imidlertid oftest nedgravde LPG
tanker. Krav om sikkerhetsavstand 110 meter for overgrunnstanker /3/ antas å ha utgangspunkt i risiko for
BLEVE.
I risikoanalysen gir Scandpower uttrykk for stor usikkerhet med hensyn til å gi en frekvens for ulykker med
BLEVE, og viser til at det kun har blitt rapportert et fåtall av slike hendelser på verdensbasis de siste 40
årene. Scandpower vurderer sannsynligheten for BLEVE i overgrunns LPG tanker å være i området
1,0 x 10 -6 til 4,0 x 10 -6 /1/. Det er imidlertid ingen tvil om at BLEVE utgjør en reell risiko. Seneste kjente
ulykke var i Tacoma, Washington høsten 2007.
I tillegg til oppbevaring av LPG i stasjonære overgrunnstanker, finnes det noen få meget store LPG lager i
fjell (kaverner). Slike fjellager har ikke blitt vurdert i risikoanalysen.
4.1.3 Rørsystem for LPG
I risikoanalysen er det utført spredningsberegninger av gasslekkasjer i rørsystemet for framføring av LPG
fra tank til forbrukssted eller fyllepunkt. Risikoanalysen omfatter ikke gassrørledninger i bygninger eller
selve gassforbruket på stedet. Gasslekkasjer i bygninger kan potensielt gi kraftige eksplosjoner og
forårsake store skader. Dette er imidlertid problemstillinger som er uavhengig av type gassdistribusjon, og
har slikt sett ikke vært omfattet av gassdistribusjonsprosjektet.
Resultatene av risikoanalysen viser at lekkasjer av LPG i gassfase fra rørsystemet «nedstrøms» LPG
tankene gir relativt små fareavstander. Slike rørledninger fra tank til forbruker kan imidlertid være relativt
lange og kan innebære kryssing av vei etc.. Eventuelle undergrunns gasslekkasjer kan trenge inn i
bygninger via overvann- eller kloakksystem, og det derfor viktig å føre kontroll med tilstanden til rørledningene
og ha et system for arealdisponering og gravearbeider.
I følge risikoanalysen er det lekkasjer av LPG i væskefase som dominerer risikobildet. Alle forbruksanlegg
med fordamper og autogass/flaskefylleanlegg har rørsystem for LPG i væskefase. Lekkasjer i væskefase
gir større fareavstander enn lekkasjer i gassfase fordi væskefaseutslipp fordamper og danner mye større
gasskyer enn tilsvarende lekkasjer i gassfase. Beregningene viser at væskefaselekkasjer fra fordamper gir
en fareavstand på ca. 40 meter med frekvens 1,5 x 10 -3 per år per fordamper.
LPG-forbruksanlegg med et høyt gassforbruk (> 10 kg/h) er gjerne utstyrt med fordamper, som forsynes
med væske fra tanken for deretter å transportere i gassfase til forbrukssted. Dette gjelder LPG forbruksanlegg
både overgrunn og undergrunn. Eksempler på virksomheter med et høyt forbruk og hvor det benyttes
fordamper, er store gartnerier, støperier og trykkerier, samt noen asfaltprodusenter, bryggerier, vaskerier
og lignende virksomheter.
Det er ikke registrert opplysninger om fordamperinstallasjoner i grunndata, og vi har ikke oversikt over
antall LPG forbruksanlegg med fordamper. Dersom vi legger til grunn at halvparten av disse anleggene har
fordamper, vil det på landsbasis tilsvare 1-2 væskefaselekkasjer av denne størrelsesorden per år.
Når det gjelder LPG fylleanlegg (flaskefylleanlegg og/eller autogassanlegg) håndterer disse anleggstypene
LPG i væskefase i hele prosessen fra lossing fra tankbil til lagertank og videre fra tank til trykkøkningspumpe
før fylling av kjøretøy eller gassflaske. Et utslipp som følge av brudd på forsyningsledningen (fra
tank til trykkøkningspumpe) er beregnet å gi en fareavstand på 23 meter.
DSB’s temaveiledning om gassanlegg /10/ synes ikke å legge til grunn så vidt store LPG lekkasjer som er
behandlet i risikoanalysen. Dette gjelder både ovennevnte hendelser med hhv fordamperlekkasje og brudd
på forsyningsledning, samt hendelser med brudd på losseslange og tap av tankintegritet. Det er uklart hva
slags uhellssituasjoner som er lagt til grunn for sikkerhetsavstandene i temaveiledningen, og om disse
sikkerhetsavstandene er rene erfaringsverdier.
26

4.1.4 Særskilt om LPG autogassanlegg
Drivstoffanlegg for LPG på bensinstasjoner og andre autogassanlegg er en nokså ny anleggstype, som det
først har blitt et visst omfang av de siste 2-3 årene. Autogassanlegg er vist som et eget tema i DSB kart,
som omfatter 89 LPG autogassanlegg (per desember 2007). Det finnes også en oversikt over LPG autogassanlegg
på nettstedet FyllestasjonerNorge (ikke kartbasert). Denne oversikten oppdateres jevnlig, og gir
antagelig et mer korrekt øyeblikksbilde enn DSB’s temakart for autogassanlegg i og med at DSB ikke har
rutiner for oppdatering av gassanlegg som ikke er omfattet av grunndatabasen. Dette gjelder som nevnt de
fleste autogassanleggene.
I følge risikoanalysen er sannsynligheten for en stor lekkasje på LPG autogassanlegg vesentlig knyttet til
væskefase rørbrudd, som er beregnet med fareavstand 23 m. Dette er en potensielt farlig situasjon som kan
være dødelig for personell som befinner seg innenfor angitt fareavstand, dersom gasskyen antenner. I risikoanalysen
er det redegjort for hvordan forskjellige forhold (vindretning, tennkilder etc.) påvirker sannsynligheten
for at en slik gassky skal antenne.
Hendelse Fareavstand Frekvens for lekkasje Frekvens for lekkasje m/
forsinket antenning
LPG rørsystem
(rørbrudd, væskefase)
23 m 3,3 x 10 -3 4,1 x 10 -4
LPG fylleanlegg (flaskefylleanlegg og/eller autogassanlegg) er vurdert å ha en relativt høy risiko ut fra
følgende forhold:
– LPG overføres i væskefase fra tankbil til tank og fra tank til kjøretøy. Utslipp i væskefase kan gi
gasspredning over et større område, ref. spredningsberegninger med beregnet fareavstand 23-43
meter.
– Periodevis er det mange personer som oppholder seg på bensinstasjoner
– En del anlegg har en trang beliggenhet, i forhold til bygninger og trafikkerte veier.
Bruken av LPG som drivstoff for kjøretøy er økende, men har på ingen måte «tatt av». Det åpnes nå i gjennomsnitt
ett nytt LPG autogassanlegg hver uke. Den videre utviklingen på området antas å være følsom
med hensyn på endringer i avgiftspolitikken. Rent drivstofføkonomisk er det per dags dato mye å hente ved
å konvertere til gass. Ut fra drivstoff priser og økt tilgjengelighet av LPG ligger det til rette for økt bruk.
Dersom vi tenker oss en utvikling mot betydelig mer bruk av LPG kan vi gjøre en sammenligning med situasjonen
i Nederland, der 2 100 av 3 600 «Filling stations» selger LPG.
I følge opplysninger fra Bensinforhandlernes bransjeorganisasjon (BBF) finnes det ca. 2 000 bensinstasjoner
i Norge. Dersom vi tenker oss at halvparten av disse installerer LPG autogassanlegg kan forventningsverdien
for større lekkasjer beregnes til 1 stor lekkasje m/ antenning hvert 2,5 år (på landsbasis). Vi
må legge til at denne type framskrivninger er svært usikre, og at denne usikkerheten kommer i tillegg til
usikkerheten som allerede i ligger i frekvensdataene etc.
Hollandske myndigheter har iverksatt tiltak for å fjerne «LPG filling stations» med naboskap lokalisert
nærmere enn 25 meter fra påfyllingspunktet, ref. informasjonsblad /2/, utgitt av Ministry of Housing,
Spatial Planning and the Environmnt (VROM), samt notat /3/. Tiltaket gjennomføres bl.a. med bakgrunn i
en såkalt kjedeanalyse for ammoniakk, klor og LPG. Sikkerhetsavstander er fastsatt med utgangspunkt i
kvantitative risikoanalyser og akseptkriterier. Det er uklart om «LPG filling stations» omfatter både autogassanlegg
og flaskefylleanlegg.
27

4.2 LNG anlegg
LNG anleggene varierer mye i størrelse, fra relativt små forbruksanlegg som fylles fra tankbil, til store
mottaksanlegg som fylles fra skip. Enkelte LNG forbruksanlegg som i dag fylles fra tankbil er også
forberedt for mulig framtidig forsyning fra skip. Selv om anleggsstørrelsen varierer mye, er det fylleoperasjonene
(lossing fra tankbil eller fra skip) som er mest avgjørende for risikovurderingene. Her er det
er så store forskjeller i risikopotensiale at LNG anleggene er kategorisert i 2 ulike anleggstyper:
Anleggstype
7. LNG
forbruksanlegg
8. LNG
mottaksanlegg
(skip)
LNG anlegg
totalt
Antall
anlegg
Kommentarer
31 Omfatter alle gassanlegg for LNG med stasjonære lagertanker som fylles fra
tankbil, og om forsyner gass til forbruker via et fast rørsystem
8 Omfatter alle gassanlegg for LNG med stasjonære lagertanker som fylles fra skip,
og som distribuerer gass via et rørledningsnett for naturgass eller vha tankbil til
LNG forbruksanlegg
39
Produksjonsanlegg for LNG er ikke omfattet av prosjektet. Dette gjelder produksjonsanlegg ved Statoil
Tjeldbergodden, Kollsnes næringspark (Gasnor), Snurrevarden (Gasnor) og LNG Hammerfest, samt
anlegget som Skangass planlegger i Risavika. Disse anleggene varierer veldig i størrelse og kompleksitet,
og er ikke egnet for vurdering eller sammenligning av risikoforhold i denne sammenheng.
4.2.1 LNG forbruksanlegg
I et LNG-forbruksanlegg, fylles LNG-lagringstanken fra tankbiler. LNG overføres så fra lagringstanken til
et fordamperanlegg, med faseovergang fra væske til gass, og distribueres deretter i gassfase til forbrukerne.
For ytterligere anleggsbeskrivelse og risikopresentasjon henvises det til kapittel 5.11 i risikoanalysen.
Gasnor er per i dag den største aktøren innen LNG i Norge. I tillegg finnes det andre aktører som leverer
LNG forbruksanlegg til sine kunder. Aktuelle kundegrupper er først og fremst industrielle virksomheter,
fra aluminiumsverk og annen metallurgisk industri til meierier og lignende virksomheter med høyt energibehov.
For LNG forbruksanlegg er konsekvenser av fire mulige hendelser beregnet i risikoanalysen. Disse fire
hendelsene er brudd på losseledningen, brudd på distribusjonsledningen hos forbruker, samt antenning av
de to lekkasjene.
Av Scandpowers beregninger fremkommer det at scenarioet med en forsinket antenning av gassky ved
brudd på losseledningen utgjør den bestemmende risikoen for anlegget. Forsinket antenning av gasskyen i
dette scenarioet vil generere en fareavstand på 40 meter. Det betyr at en person som oppholder seg i en
radius på 40 m fra lekkasjepunktet døgnet rundt i ett år har en risiko på 9,0 x 10 -5 per år for å bli drept av
brannen. Utgangspunktet for beregningen av individuell dødsrisiko er en beregnet lekkasjefrekvens multiplisert
med en sannsynlighet for antenning av gasskyen.
En slik gasslekkasje kan oppstå som følge av at losseledningen utsettes for ytre mekanisk påvirkning eller
slitasje som medfører lekkasje av LNG. Problemstilling er for øvrig analog til lossing av LPG. Vi gjør imidlertid
oppmerksom på at frekvensdata som er oppgitt for lekkasjer ved lossing av LPG ikke er direkte
sammenlignbare med ovennevnte frekvens (9,0 x 10 -5 per år), da denne verdien er korrigert for sannsynlighet
for antenning og dødelig eksponering. Sammenlignbare frekvensdata finnes i risikoanalysen /1/.
For de eksisterende anleggene er veiledende sikkerhetsavstander i NFPA 59A benyttet som et utgangspunkt
for vurderingene. Typiske sikkerhetsavstander er mellom 15 og 25 meter fra kanten på oppsamlingsbassenget.
Disse avstandene er gitt med bakgrunn i tankens volum. I NFPA 59A er det ikke tatt høyde for
scenarioet med lekkasje av LNG etter brudd på losseledningen, men slik risiko er omfattet av standardene
NS-EN 1473 og NS-EN 13645. Disse standardene krever at en risikovurdering skal ligge til grunn for fast-
28

settelse av sikkerhetsavstander. Vi har for øvrig merket oss at det for enkelte anlegg har blitt fastsatt sikkerhetsavstander
langt under veiledende avstander etter NFPA 59A. Også her ser vi tendensen til at beregningene
fokuserer ensidig på tankvolum og at risikoen ved lossing blir neglisjert.
Vi presiserer at NS-EN 1473 gjelder for anlegg som er større enn 200 tonn LNG, og er mest aktuell for
LNG mottaksanlegg (skip).
4.2.2 LNG mottaksanlegg (skip)
LNG terminaler forsynes med LNG fra spesialskip. LNG transporteres videre fra anlegget ved hjelp av
tankbiler eller fordampes og distribueres deretter videre i et rørledningsnett til forbruker. For ytterligere
anleggsbeskrivelse og risikopresentasjon henvises det til kapittel 5.12 i risikoanalysen.
For LNG mottaksanlegg (skip) er risikoanalysen konsentrert om konsekvenser av en mulig hendelse med
brudd på losseslange og væskelekkasje (LNG) på kai. En slik gasslekkasje kan oppstå som følge av at
skipet forflyttes, f.eks på grunn av dårlig vær eller mye hiv, og losseslangen rives av. Fareavstanden er
beregnet til 380 meter, dersom en lekkasje grunnet brudd på losseslangen sprer seg fritt på vannoverflaten
og danner en gassky som antennes.
Dette er en fareavstand som for de fleste anlegg vil være uakseptabel stor med hensyn til omgivelsene. Det
vil derfor være nødvendig å iverksette tiltak for å redusere omfanget av en slik hendelse. I risikoanalysen
er det derfor utført en såkalt sensitivitetsanalyse for å få en indikasjon på hva som kan redusere fareavstanden.
Det framkommer av analysen at et oppsamlingsbasseng som kan fange opp utlekket LNG ved
brudd på losseslangen, kan ha stor betydning for å redusere avdampningsraten for LNG og dermed potensiell
størrelse på gasskyen, som igjen er bestemmende for fareavstanden.
Scenarioer med brudd på losseledning fra bil til tank er også representative for denne anleggstypen, men
resulterer i betydelig lavere fareavstand. For øvrig er det i risikoanalysen identifisert en rekke mulige uhell
og risikoelementer i forbindelse med drift av LNG anlegg, men disse har ikke blitt gjenstand for konsekvensberegninger.
NFPA 59A har blitt benyttet for vurdering av sikkerhetsavstander også for LNG mottaksanlegg. NFPA har
imidlertid et øvre virkeområde på tankstørrelse 265 m 3 , og de aktuelle LNG mottaksanleggene er større enn
dette. En typisk sikkerhetsavstand er ca. 30 meter fra kanten på oppsamlingsbassenget. Disse avstandene
er gitt med bakgrunn i tankens volum. Det er ikke tatt høyde for scenarioet med lekkasje av LNG etter brudd
på losseslangen fra skipet eller losseledningen fra tankbilen. En sikkerhetsavstand på 30-100 meter rundt
losseslangen på skip er gitt som vilkår i våre tillatelser, noe som synes å være for lavt tatt i betraktning at
det ikke er praktisert krav til oppsamlingsarrangementer på kai, for de anleggene som hittil er bygget.
4.3 CNG anlegg
De to anleggstypene for CNG er relativt like med hensyn til risikopotensiale, og vi har valgt å behandle
disse under ett i denne rapporten, selv om CNG anleggene er klassifisert i 2 anleggstyper:
Anleggstype
5. CNG gasstasjon
(buss)
6. CNG sentralgassanlegg
CNG anlegg
totalt
Antall
anlegg
Kommentarer
5 Omfatter alle fylleanlegg for CNG, men gjelder i praksis primært for busser
eller anlegg for fylling av transportable anlegg som inngår i anleggstype 6.
7 Omfatter alle forbruksanlegg for CNG. Anleggene består av en eller flere transportable
tilhengere med gassbeholdere med trykksatt naturgass (CNG), og som
distribuerer gass til forbruker via et rørledningsnett for naturgass.
12
29

I et CNG anlegg fylles CNG-lagringstankene fra naturgassrørledning via en kompressor til dispenser for
fylling av kjøretøy. Alternativt blir CNG fylt på flaskebatteri på spesialkonstruerte hengere, som transporteres
til sentralgassanlegget og koblet til en trykkreguleringsstasjon som regulerer trykket ned til driftstrykk,
og distribuerer deretter gass til forbruker.
Anleggene er i dag stort sett konsentrert til bergensområdet, med enkelte unntak. Tilgangen på naturgass
(som CNG) er en begrensende faktor siden det krever tilgang på høytrykksgass og kompressorstasjon.
Gasnor og Lyse Gass er foreløpig den eneste aktøren innen CNG i Norge.
For ytterligere anleggsbeskrivelse og risikopresentasjon henvises det til kapittel 5.9 og 5.10 i risikoanalysen.
For CNG anlegg er konsekvenser av to mulige hendelser beregnet i risikoanalysen. Disse to hendelsene er
brudd på høytrykksledningen, brudd på distribusjonsledningen hos forbruker, samt antenning av de to
lekkasjene.
Av Scandpowers beregninger fremkommer det at scenarioet med en forsinket antenning av gassky ved
brudd på høytrykksledningen utgjør den bestemmende risikoen for anlegget. En slik gasslekkasje kan
oppstå som følge av at høytrykksledningen utsettes for ytre mekanisk påvirkning som medfører lekkasje av
CNG. Forsinket antenning av gasskyen i dette scenarioet vil generere en fareavstand på 4-5 meter ut til en
potensiell isoriskkurve. Dette er relativt små fareavstander som bør være ivaretatt ved normal drift av
anleggene, slik at personell som tilfeldig befinner seg i området ikke vil bli skadet som følge av et uhell.
For anleggstype 5 kan det også være eksplosjonsfare inne i bygning (kompressorrom).
For de eksisterende anleggene er veiledende sikkerhetsavstand i NFPA 55 benyttet. Typiske sikkerhetsavstand
er mellom 7,5 og 30 meter. Disse avstandene er gitt med bakgrunn i samlet beholdervolum.
4.4 Rørledningsystem for naturgass
Søknad om bygging og drift av transportrørledninger for naturgass med trykk over 16 barg (HP) har blitt
saksbehandlet av DSB i henhold til rørledningsforskriften /13/. For rørledningssystemer for distribusjon av
naturgass med trykk mindre enn 16 barg (MP/LP), har forskrift om brannfarlig eller trykksatt stoff /14/ blitt
lagt til grunn for søknadsbehandlingen.
Rørledningssystemer er ikke registrert i grunndata, men systemene er dokumentert med aktuelle tillatelser
etc. i arkivsystemet. Rørledningssystemer for naturgass er kategorisert i 5 anleggstyper:
Anleggstype
Rørledninger:
9. Gasstransportrørledning
(HP)
11. Nedgravd rørledning
(MP)
Antall
anlegg
ca. 54 km
ca. 10 km
Kommentarer
Omfatter rørledningsystemer for naturgass med høyt trykk (HP),
ca. 100 - 200 barg. Dette gjelder rørledningssystem med transportformål
innenlands gassdistribusjon. Transportsystem innen
petroleumsvirksomheten er ikke omfattet.
Omfatter rørledningssystemer for naturgass med medium trykk
(MP), ca. 10 barg.
13. Nedgravd rørledning (LP) ca. 260 km Omfatter rørledningssystemer for naturgass med lavt trykk (LP),
ca. 4 barg.
Trykkreduksjonsstasjoner:
10. Ventil-, måle- og trykkreduksjonsstasjon
(HP/MP)
12. Trykkreduksjonsstasjon
(MP/LP)
4 Ventil-, måle og trykkreduksjonsstasjoner for naturgass med
inngangstrykk over 16 barg.
10 Trykkreduksjonsstasjoner for naturgass med inngangstrykk
mindre enn 16 barg.
30

4.4.1 Rørledninger
For anleggsbeskrivelse og risikopresentasjon henvises det til kap. 5.13, 5.15 og 5.17 i risikoanalysen.
Transportrørledninger for naturgass under høyt trykk (HP) er av stålmateriale, mens distribusjonsrørledninger
(MP og LP) er av polyetylen (PE). Høytrykksledninger har altså større mekanisk styrke og er ikke
like utsatt for påkjenninger ved overgraving eller anboring. Med overgraving menes direkte kontakt med
gravemaskin eller påkjenninger som følge av masseforflytning under gravearbeider. «Anboring» benyttes
for å beskrive situasjoner der ett bor treffer rørledningen, primært i forbindelse med legging av andre
rørledninger eller kabler, uten graving av grøfter.
Tilsvarende gjelder ved kraftige setninger, ras eller flom der det blir så store forskyvninger av massene
omkring rørene at det blir lekkasje eller brudd. Lekkasje fra vannledninger kan også medføre skade på gassrørledninger,
enten som følge av at en vannstråle blir stående med direkte treff på (eroderer) gassrørledningen
eller at fyllmassen undergraves av vannet.
Fare for rørbrudd i forbindelse med overgraving eller anboring er således større for distribusjonsrørledninger
av PE-materiale enn for transportrørledninger av stål. Forut for legging av HP ledninger for transport
av naturgass vil det alltid bli gjennomført detaljerte risikoanalyser av traseene for rørledningene, som
gjerne legges i tynt befolkede områder og hvor trasene er godt synlig / skiltet i marken, og hvor etableringen
av rørledningssystemet er gjenstand for omfattende konsekvensvurderinger. Store deler av transportrørledningssystemene
ligger dessuten i sjøen, der man har gode erfaringer fra drift av slike systemer i forbindelse
med petroleumsvirksomheten. Når det gjelder ulykker med landrørledninger av denne kategorien, har DSB
kun registrert ett alvorlig tilløp til en ulykke i Norge. Statpipe rørledningen ble ved ett tilfelle utsatt for
pågraving i uten at det oppstod skade på rørledningen. Det har vært flere hendelser i det nære utland, senest
i Tyskland. Gasslekkasjen i Hessen 28.08.2007 ble antent og medførte et flammehav med utstrekning inntil
300 meter fra rørledningen. Lekkasjen var forårsaket av korrosjon i en stålrørledning (HP). I risikoanalysen
fra Scandpower er det da også lagt til grunn at stålrørledninger har større risiko for korrosjon, mens PErørledninger
har størst risiko forbundet med ytre mekaniske påvirkninger. Alle transportrørledninger i
Norge er beskyttet mot korrosjonsangrep ved bruk av offeranoder (sjø) eller CP-systemer (land), som er
gjenstand for overvåkning og inngår i egnede inspeksjons- og vedlikeholdsprogram. Erfaringene fra DSB’s
tilsyn med transportrørledningene er gode, og vi har så langt kun registrert ett uhell som skyldes korrosjonsproblemer
for de rørledningssystemene som er i drift. Dette er en hendelse fra lang tid tilbake som følge av
korrosjon og lekkasje på en kondensatrørledning mellom Kårstø og Mongstad. Det ble dannet en stor
gassky som ikke ble antent.
Generelt sett er rørledningssystemer for naturgass pålitelige installasjoner hvor det sjelden oppstår
lekkasjer av betydning, med mindre de utsettes for ytre mekanisk påvirkning eller setninger i grunnen. Slike
belastninger kan medføre alt fra små lekkasjer til fullt rørbrudd. Rørbrudd er nokså enkelt å modellere,
mens det er vanskeligere å definere representative lekkasjer (hullstørrelser) for lekkasjer som er mindre enn
rørbrudd. I risikoanalysen er det vurdert hendelser både med fullt rørbrudd og såkalte medium lekkasjer fra
ventiler og flenser.
Vi vurderer frekvensdataene i risikoanalysen som så usikre at det har lite for seg å estimere forventningsverdier
for større gasslekkasjer i distribusjonsnettet. Dette henger også sammen med at innenlands distribusjonsnett
for naturgass er relativt lite, sammenlignet med på kontinentet. Scandpower har da også
beregnet lekkasjefrekvensene på bakgrunn av hendelser og rørledningsnett i land hvor denne type gassdistribusjon
er mye mer utbredt enn i Norge, og hvor mange av anleggene er gamle. I risikoanalysen opplyses
det om at frekvensdataene er redusert med en faktor på 10, ut fra at distribusjonsrørledningene i Norge er
nye og gjennomgående godt beskyttet.
For egen del vil vi trekke fram en usikkerhetsfaktor som kan virke i motsatt retning: I Norge er vi ikke er
vant til å ta forhåndregler med hensyn på gassrørledninger, for eksempel ved gravearbeider. Vi har da også
registrert at det allerede har skjedd en overgraving av en LP ledning på Jæren. I følge uhellsrapporten fra
Lyse Gass til DSB framgår det at oppstod et hull (nærmest en flenge) i en gassledning med rørdiameter
225 mm og 4 barg driftstrykk. Utslippet som varte i 3 timer ble ikke antent. Likeledes har Gasnor rapportert
31

om en overgraving (rørbrudd) av en gassledning med rørdiameter 110 mm inne på et bedriftsområde.
Utslippet er estimert til 2 700 – 4 000 Sm 3 , med en varighet på ca. 1 time.
Følgende hendelser med lekkasje fra rørledninger for distribusjon av naturgass er beregnet i risikoanalysen:
Hendelse Fareavstand MP rørledning Fareavstand LP rørledning
Medium lekkasje – gasspredning 20 meter 2 meter (11 meter ved ½ LEL)
Medium lekkasje – jet-brann 19 meter –
Stor lekkasje (brudd) – gasspredning 406 meter 129 meter
Stor lekkasje (brudd) – jet-brann – 93 meter
Grenseverdiene som er benyttet er nedre eksplosjonsgrense (2 vol %) for spredningsberegning av gassky
og strålingsintensitet 5 kW/m 2 for jet-brann (lekkasje med umiddelbar antenning). Medium lekkasje er
beregnet med utgangspunkt i et hull i rørledning (hullradius) tilsvarende 7 % av radius av røret.
4.4.2 Trykkreduksjonsstasjoner
For anleggsbeskrivelse og risikopresentasjon henvises det til kap. 5.14 og 5.16 i risikoanalysen.
Det er oppført 4 HP/MP stasjoner i innenlands distribusjonsnett for naturgass; Risavika og Rennesøy tilhørende
Lyse Gass og 2 stasjoner på Karmøy tilhørende Gasnor.
De scenarioene som er vurdert i risikoanalysen omhandler gasslekkasje fra ventiler i trykkreduksjonsstasjonene.
Risikoen domineres av scenarioer med forsinket antenning, dvs. lekkasjer som danner en gassky
som antennes når den har nådd tilnærmet full størrelse.
For HP/MP stasjoner er det i risikoanalysen /1/ beregnet en fareavstand på 31 meter, dersom LEL (nedre
eksplosjonsgrense) legges til grunn. En person som oppholder seg 31 meter fra lekkasjepunktet året rundt
vil ha en risiko på 5,7 x 10 -4 per år for å bli drept av brannen. Hvis man legger ½ LEL til grunn øker fareavstanden
til 49 meter.
Lyse Gass la risikovurderinger til grunn for utstrekning av sikkerhetsavstander rundt sine HP/MP trykkreduksjonsstasjoner.
Akseptkriteriet for Lyses stasjoner er individuell dødsrisiko på 1 x 10 -5 år. Rundt
trykkreduksjonsstasjonen i Risavika er det definert en sikkerhetsavstand med radius 100 meter. På
Rennesøy er det etablert rektangulært sikkerhetsavstand med brutto dimensjoner på 88 x 78 meter. Sikkerheten
til 3. person rundt disse anleggene er vurdert i spesifikke risikoanalyser for de respektive anleggene.
DSB har ikke veiledende avstandskrav rundt HP/MP trykkreduksjonsstasjoner. I veiledning til rørledningsforskriften
av 20. august 1986 ble det oppgitt en sikkerhetsavstand på 100 meter, men dette ble ikke videreført
i nåværende rørledningsforskrift. I nåværende forskrift skal utstrekning av sikkerhetsavstand baseres
på risikoanalyse, i henhold til brann- og eksplosjonsvernlovens prinsipper.
For MP/LP stasjoner er det i risikoanalysen /1/ beregnet en fareavstand på 6 meter, dersom LFL (nedre
eksplosjonsgrense) legges til grunn. En person som oppholder seg 6 meter fra lekkasjepunktet året rundt
vil ha en risiko på 9,5 x 10 -6 per år for å bli drept av brannen. Hvis man legger ½ LFL til grunn øker fareavstanden
til 12 meter.
I temaveiledning om transport av naturgass fremkommer det at utstrekning av sikkerhetsavstand skal
baseres på en risikoanalyse. I temaveiledningen har man imidlertid også sagt at veiledende utstrekning av
sikkerhetsavstand rundt MP/LP trykkreduksjonsstasjoner er 12 meter. Disse stasjonene er ofte bygget inn,
og vanlig praksis er å regne 12 meter i trykkavlastningsretning. Dette går ikke frem av temaveiledningen.
Vi gjør spesielt oppmerksom på at ovennevnte vurderinger ikke er dekkende for alle faresituasjoner som
kan oppstå med gasslekkasjer i trykkreduksjonsstasjoner, bl.a. er det fare for eksplosjon i selve trykkreduksjonsstasjonene
(de eksplosjonsfarlige områdene i bygningene), jf. for øvrig kap. 4.9 i risikoanalysen /1/.
32

4.5 Forslag til oppfølging
Det anbefales å utarbeide risikoreduserende tiltak på følgende områder:
Distribusjonsledninger for naturgass (PE rørledninger)
Rørledningene ligger ofte i tett befolkede områder og er sårbare med hensyn til overgraving og lignende
hendelser, som kan forårsake hull/brudd på rørledning og påfølgende gasslekkasje. Slike gasslekkasjer kan
generere fareavstander som er langt større enn det er mulig å forutsette i forbindelse med kommunenes
arealplanlegging. Dette innebærer at overgravinger og andre hendelser (anboring, flom, ras) som kan
medføre rørbrudd, er uakseptable hendelser som ikke må forekomme.
Det anbefales å kartlegge hvordan gasselskapene og de aktuelle kommunene oppfatter sitt ansvar for å
ivareta integriteten til rørledningene, og hva slags praksis og systemer det er for kontroll med gravearbeid
og lignende. Likeledes å undersøke hvordan entreprenørfirmaene oppfatter hvilke rutiner og ansvarsforhold
som råder. Dette kan danne grunnlag for å etablere «beste praksis» på området, og eventuelt klargjøre
ansvarsforholdet mellom gasselskap, kommune og entreprenørfirmaene med hensyn til gravearbeider og
sikring mot flom og ras. Resultatet bør vurderes innarbeidet i form av krav i forskrift og/eller anbefalinger
i temaveiledninger.
Losseoperasjoner for LPG og LNG.
En kraftig økning i bruken av LPG og etter hvert også etablering av forbruksanlegg for LNG, medfører økt
aktivitet med overføring av gass fra tankbil til lagertank. Slike operasjoner innebærer fare for slangebrudd
under lossing, og at det dannes store gasskyer. Modellering av gassutslipp som følge av slangebrudd viser
fareavstander som er langt større enn det som hittil har vært vanlig å ta hensyn til ved planlegging og drift
av forbruksanlegg for LPG og LNG.
Det anbefales å innlede et samarbeid med gasselskapene og transportbransjen om en veiledende praksis for
sikringstiltak, vedlikehold, testing og operasjonelle forhold for å øke påliteligheten og sikkerheten ved
losseoperasjoner.
Autogassanlegg og forbruksanlegg med gassforsyning i væskefase (fordamper)
I følge risikoanalysen er det lekkasjer av LPG/LNG i væskefase som dominerer risikobildet. Alle forbruksanlegg
med fordamper og autogass/flaskefylleanlegg har rørsystem for gass i væskefase. Lekkasjer i
væskefase gir større fareavstander enn lekkasjer i gassfase fordi væskefaseutslipp fordamper og danner
mye større gasskyer enn tilsvarende lekkasjer i gassfase
Dette bør følges opp i det planlagte arbeidet i DSB om å revidere temaveiledning om gassanlegg. Det kan
være aktuelt å differensiere krav til veiledende sikkerhetsavstander med utgangspunkt i om det foreligger
fare for gasslekkasje i væskefase, og å stille krav om å redusere risiko for slike lekkasjer, for eksempel ved
å stille krav til potensielle lekkasjekilder (flensforbindelser etc.).
Gasstanker
DSB bør vurdere behovet for å redusere risiko for BLEVE for stasjonære LPG overgrunnstanker. Det
anbefales at denne vurderingen ses i sammenheng med det pågående arbeidet i FN’s komite’ for innland
transport om tiltak for å redusere risiko for BLEVE ved transport på vei og bane.
DSB bør også foreta en gjennomgang av regelverk og etablert praksis for plassering etc. av nedgravde gasstanker
på bakgrunn av erfaringene fra raset i Ålesund.
33

5 Lovgivning, regulering og myndighetsroller
5.1 Gassrørledninger
5.1.1 Etablering
Etablering av større overføringsanlegg for naturgass til andre regioner (eksempelvis fra Kårstø til
Grenland) krever konsesjon etter Naturgassforskriften /15/. Olje og Energidepartementet har i slike saker
delegert konsesjonsmyndigheten til NVE.
Større gassrør på land krever konsekvensutredning etter plan- og bygningsloven (pbl) /16/ med Olje- og
energidepartementet (OED) som ansvarlig myndighet. I følge pbl og tilhørende forskrift om konsekvensutredninger
/17/, gjelder dette rør for transport av gass med en diameter på mer enn 800 mm, og en lengde
på mer enn 40 km. Rørledninger utenfor industriområder med tilhørende ventilasjoner, pumpestasjoner,
kompressorstasjoner og andre tilknyttede innretninger er også omfattet. OEDs rolle etter pbl er å sørge for
at utredningsplikten blir oppfylt i henhold til regelverket om konsekvensutredninger. Ivaretakelsen av
rollen som ansvarlig myndighet for konsekvensutredninger sikrer kun god dokumentasjon for ulike alternative
konsekvenser av tiltaket. Den gir ikke grunnlag for styring av faktiske beslutninger. Ansvaret for den
praktiske utformingen, og dermed styring av de faktiske beslutninger som blant annet trasévalg, er i dag
lagt til kommunene. Dette kan styres gjennom krav til reguleringsplan etter pbl, samt byggesaksreglene i
pbl.
Gasskraft og gassrør er også underlagt en rekke miljø- og vernelover som kulturminneloven, naturvernloven,
forurensningsloven m.fl./18/.
Mindre gassdistribusjonsrør kan under visse forutsetninger bli gjenstand for krav om melding og konsekvensutredning
etter pbl og tilhørende forskrift om konsekvensutredninger. Kriterier for hva som utløser
krav om konsekvensutredning er gitt i forskrift om konsekvensutredninger. I tillegg til at egenskaper ved
anlegget er av betydning, er viktige kriterier om tiltaket kan få vesentlige virkninger for miljø, naturressurser
eller samfunn, inkludert bl.a. risiko for alvorlige ulykker. For slike anlegg er det planmyndigheten
(kommunen) som er ansvarlig myndighet for konsekvensutredningen.
På samme måte som for større gassrør er ansvaret for den praktiske utformingen og dermed styringen med
de faktiske beslutninger som blant annet trasévalg, lagt til kommunene. Dette kan styres gjennom krav til
arealplan etter pbl, samt byggesaksreglene i pbl.
5.1.2 Sikkerhet og tillatelse
Sikkerheten knyttet til gassrør ivaretas av Direktoratet for samfunnssikkerhet og beredskap (DSB) gjennom
lov om brann- og eksplosjonsvern og forskrifter knyttet til denne.
Den som skal etablere rørledninger som transporterer brannfarlig vare må søke om tillatelse fra DSB.
Forskrift om transport av petroleumsprodukter i rørledninger over land /13/ regulerer gassrør med mer enn
16 bar trykk, mens forskrift om brannfarlig vare /20/, og forskrift om brannfarlig og trykksatt stoff /14/
gjelder for rør med trykk som er lavere enn dette (distribusjonsrør).
Det følger av forskrift om brannfarlig vare § 2-7 at «den som fra havn, opplag eller annet anlegg vil transportere
brannfarlig vare i rørledning til mottaking utenfor anleggets område, må ha tillatelse fra Direktoratet
for brann- og elsikkerhet (nå DSB)». Videre sies det at «direktoratet skal forelegges søknad for de
kommuner som blir berørt av transporten og direktoratet kan bestemme at tillatelser til kortere lokal
transport skal gis av kommunen».
Ellers gjelder de nevnte reguleringer etter lov om brann- og eksplosjonsvern /22/ og tilhørende forskrifter
både for gassanlegg og gassrør. Mer detaljer rundt reguleringene gis i avsnittet om gassanlegg.
35

5.2 Gassanlegg
5.2.1 Etablering
For gassanlegg til industri eller bolig er det på samme måte som for gassrørledninger kommunen som
gjennom krav til arealplan etter plan og bygningsloven eller byggesaksreglene i pbl, som tar beslutningene
når det gjelder plasseringen av et anlegg eller bygg.
Store gassanlegg kan også under visse forutsetninger bli gjenstand for krav om melding og konsekvensutredning
etter pbl og tilhørende forskrift om konsekvensutredninger. Som nevnt for gassrørledninger gir
forskrift om konsekvensutredning kriterier for hva som utløser dette kravet. For slike anlegg er det planmyndigheten
(kommunen) som er ansvarlig myndighet for konsekvensutredningen.
5.2.2 Sikkerhet og tillatelse
Når det gjelder sikkerheten ved gassanlegg reguleres dette på samme måte som for gassrørledninger
gjennom lov om brann- og eksplosjonsvern og tilhørende forskrifter. Der reguleres bl.a. plassering,
sikringstiltak, teknisk oppbygning og vedlikehold av anleggene. Disse reguleringene forvaltes av DSB, og
gir eier ansvar for at oppbevaring og håndtering av brannfarlig gass skjer på en forsvarlig måte, både i
forhold til anlegget i seg selv og omgivelsene rundt. Det stilles blant annet krav til hvordan utstyr og anlegg
skal konstrueres, produseres, monteres, brukes, vedlikeholdes og kontrolleres. Dette gjelder både for
anlegg og rørledninger.
På grunnlag av forskrift om brannfarlig vare kreves det at anlegg over en viss størrelse skal ha tillatelse fra
enten DSB eller kommunen avhengig av mengden oppbevart gass. Kommunen gir tillatelse til oppbevaring
av mer enn 500 liter gass (dette gjelder lagring på lagerplass i det fri eller i nedgravd tank), mens DSB gir
tillatelse til oppbevaring av mer enn 3 000 liter. Når det gjelder oppbevaring på andre steder kan det oppbevares
følgende mengder brannfarlig gass uten særskilt tillatelse:
– i boenhet: 55 liter
– i frittliggende lagerhus, skur, båthus, garasje e.l.: 55 liter
– i butikklokale, lagerrom, verksted, industrilokale e.l.: 90 liter.
Forskrift om brannfarlig og trykksatt stoff krever at eier eller bruker av anlegget skal gjennomføre en risikoanalyse
for identifisering av mulige ulykkeshendelser og konsekvenser av disse jf. § 9. Denne analysen
skal danne grunnlaget for en vurdering av de tiltak som må iverksettes for å avverge eller begrense konsekvensene
ved en ulykke. Dersom risikoanalysen tilsier at det må etableres arealmessige begrensninger
(sikringsfelt) i området rundt anlegg og utstyr må eier/bruker fremlegge forslag om sikringsfeltets utstrekning
og aktuelle rådighetsbegrensninger for sentral tilsynsmyndighet (DSB). De arealmessige begrensninger
fastsettes etter bestemmelsene i plan- og bygningsloven som forvaltes av kommunen. Kommunen
må derved kontaktes for at dette skal gjennomføres. Uttalelse fra DSB skal innhentes før de arealmessige
begrensningene fastsettes. Kostnadene rundt dette bæres av virksomheten selv.
5.2.3 Beredskap
Eier og bruker av gassanleggene skal etter bestemmelser i brann- og eksplosjonsvernloven og forskrift om
brannfarlig og trykksatt stoff også sørge for forebyggende tiltak mot ulykker jf forskrift om § 20 første ledd.
Virksomheter skal også etablere en beredskap og utarbeide en beredskapsplan som skal sikre at virksomheten
er i stand til å håndtere ulykker som kan inntreffe jf. forskrift § 20 andre ledd. Beredskapsplanen skal
samordnes mot offentlige beredskapsplaner slik at det kan etableres et samarbeid med berørte lokale
myndigheter. Kommunen har gjennom brann- og eksplosjonsvernloven på sin side ansvar for å ha en
brannvernberedskap som på grunnlag av en risiko- og sårbarhetsanalyse er tilpasset de oppgaver den kan
bli stående ovenfor.
36

5.2.4 Storulykkeforskriften
Større gassanlegg kan (basert på mengde brannfarlig gass de oppbevarer) være underlagt forskrift om tiltak
for å forebygge og begrense konsekvensene av storulykker i virksomheter der farlige kjemikalier forekommer
(storulykkeforskriften) /23/. Denne forskriften er utarbeidet på bakgrunn av rådsdirektiv 96/82/EF
(Seveso II-direktivet) og er senere endret i henhold til endringsdirektiv 2003/105/EF. DSB er koordinerende
myndighet for storulykkeforskriften, som også forvaltes av Arbeidstilsynet, Statens forurensningstilsyn
(SFT), Petroleumstilsynet (Ptil) og Næringslivets sikkerhetsorganisasjon (NSO). Forskriften
pålegger ansvarlige for virksomheter som er underlagt forskriften å sørge for at virksomheten gjennom
systematisk arbeid treffer alle nødvendig tiltak for å forebygge storulykker og begrense konsekvensene for
mennesker, miljø og materielle verdier jf § 1.
I tillegg til virksomhetens plikter som beskrives i Seveso II-direktivet og storulykkeforskriften, har norske
myndigheter noen forpliktelser i henhold til direktivet. Myndighetene må utarbeide lokale/regionale beredskapsplaner
samt øve og teste disse i forhold til virksomhetene som er underlagt forskriften. I tillegg krever
direktivet at medlemsstatene skal sikre at deres arealbrukspolitikk, og/eller annen relevant politikk samt
fremgangsmåtene for gjennomføring av slik politikk, tar hensyn til det langsiktige behovet for å opprettholde
egnet avstand mellom virksomheter omfattet av direktivet og ulike typer områder som i kraft av sin
natur er særlig sårbare eller interessante. I Norge er Seveso II-direktivets bestemmelser om myndighetens
ansvar i arealplanleggingen dekket gjennom kravene i plan og bygningslovens (pbl) bestemmelser om
reguleringsplaner, bl.a. pbl § 25 om fareområder.
5.2.5 Tilsyn
Tilsyn er myndighetenes viktigste og mest synlige virkemiddel for å påse at gjeldende lover og regler følges
for de ulike typer anlegg og virksomheter.
Når det gjelder gassanlegg kan disse være gjenstand for tilsyn av de myndigheter som er tilsynsmyndighet
ved det regelverk de er omfattet av. De anlegg som er omfattet av storulykkeforskriften kan få tilsyn av alle
de myndighetene som forvalter denne, samtidig som de enkelte myndighetene gjerne fører tilsyn med eget
regelverk. Blant annet gjør DSB tilsyn på hele sitt myndighetsområde, alt fra storulykkevirksomheter til
små gassanlegg. Det samme gjør Statens forurensningstilsyn (SFT), Arbeidstilsynet, Næringslivets sikkerhetsorganisasjon
(NSO) og Petroleumstilsynet (Ptil). Kommunene ved brannvesenet har også myndighet
til å føre tilsyn etter brann- og eksplosjonsvernloven og forskrift om brannfarlig vare.
5.3 Andre myndighetsroller ved bruk av gass i Norge
5.3.1 Gasskraftverk
Etablering av gasskraftverk krever konsesjon etter energiloven fra Norges vassdrags- og energidirektorat
(NVE) og utslippstillatelse etter forurensningsloven fra Statens forurensningstilsyn (SFT) /24/. Formålet
med konsesjonsplikten er å sikre et samfunnsmessig rasjonelt energisystem og å oppnå miljømessige gode
løsninger. NVE har per i dag gitt konsesjon til syv gasskraftverk og har i ytterligere fire gasskraftprosjekter
og et gasslager/mottaksanlegg til behandling.
Når det gjelder ansvaret for oppfølging av gasskraftverkene og tilknyttede gassrørledninger besluttet
Arbeids- og inkluderingsdepartementet (AID) i brev av 3.mars 2006 å utvide Petroleumstilsynets (Ptil)
ansvarsområde til å omfatte tre planlagte gasskraftverk i Skogn, Hammerfest og Grenland. Petroleumstilsynet
har allerede ansvaret for tilsyn med landanleggene på Slagentangen, Kårstø, Mongstad, Kollsnes,
Sture, Nyhavna, Tjeldbergodden og Melkøya.
For å sikre en helhetlig oppfølging mener AID det er hensiktsmessig at tilsynsansvaret for alle gasskraftverk
i Norge tillegges én tilsynsetat innen sikkerhet og arbeidsmiljø. Derfor har departementet vedtatt at
37

Ptil skal være tilsynsmyndighet også for de tre planlagte gasskraftverkene som ligger utenfor de landanleggene
som etaten allerede har tilsynsansvar for.
5.3.2 Konkurranse
Gjennom gassmarkedirektivet fra EU er Norge forpliktet til å ha et regelverk som fremmer konkurransen
mellom ulike gassleverandører. Direktivet etablerer felles regler for medlemslandenes regulering av overføring,
distribusjon, forsyning og lagring av naturgass, inklusiv flytende naturgass (LNG). Hensikten er å
etablere et åpent europeisk gassmarket for å fremme fri konkurranse som på sikt vil kunne bidra til å holde
prisene på naturgass nede.
Naturgassloven gjennomfører gassmarkedsdirektivet i norsk rett. Loven gjelder overføring, distribusjon og
lagring av naturgass som ikke omfattes av petroleumsloven. Naturgassloven er en rammelov som hjemler
mer detaljert regulering i forskrifter.
Naturgassforskriften trådte i kraft 1.1.2004 og utfyller naturgassloven og inneholder de krav som stilles i
gassmarkedsdirektivet. I tillegg gir naturgassforskriften regler for konsesjon på overføring av naturgass.
Naturgassloven forvaltes av OED, mens denne myndigheten er delegert til NVE i naturgassforskriften.
38

Referanser:
/1/ Risikoanalyse av gassanlegg, Rapport nr. 70.730.005/RI, Scandpower 2007
/2/ «Ugent action on LPG filling stations», utgitt januar 2006 av Ministry of Housing, Spatial Planning and
the Environmnt (VROM).
/3/ Notat fra Anneke Raap, VROM, Holland
/4/ Transportuhell.doc
/5/ Antall driftsår – gassanlegg.xls
/6/ NFPA 59A. Standard for the production, storage and handling og liquiefied natural gas (LNG)
/8/ NFPA 55. Standard for the storage use and handling of coMPressed gases
/7/ NS-EN 13645. Anlegg og utstyr for flytende naturgass. Konstruksjon av landanlegg med lagringskapasitet
mellom 5 t og 200 t.
/9/ NS-EN 1473:2007. Anlegg og utstyr for flytende naturgass. Konstruksjon av landbaserte anlegg.
/10/ Temaveiledning om gassanlegg, DSB 2004
/11/ Temaveiledning om transport av naturgass og lignende i rørledning av polyetylen, DSB 2004
/12/ Rapport, NOU 2001: 9 Lillestrøm-ulykken 5. april 2000
/13/ Forskrift om transport av petroleumsprodukter over land (rørledningsforskriften)
/14/ Forskrift om brannfarlig eller trykksatt stoff
/15/ Forskrift til lov om felles regler for det indre marked for naturgass (naturgassforskriften) av 14.
november 200
/16/ Plan og bygningslov (pbl) av 14. juni 1985
/17/ Forskrift om konsekvensutredninger av 01. april 2005
/18/ Lov om kulturminner av 09. juni 1978, lov om naturvern av 19. juni 1970, lov om vern mot forurensning
og om avfall (forurensningsloven) av 13.mars 1981.
/19 / Naturgass - en generell innføring, NVE 2004
/20/ Forskrift om brannfarlig vare
/21/ St.meld. nr 9 (2002-2003). Om innenlands bruk av naturgass mv. Olje- og energidepartementet
/22/ Lov om vern mot brann, eksplosjon og ulykker med farlig stoff og om brannvesenets oppgaver (brannog
eksplosjonsvernloven)
/23/ Forskrift av 17. juni 2005 nr. 672 om tiltak for å forebygge og begrense konsekvensene av storulykker
i virksomheter der farlige kjemikalier forekommer (storulykkeforskriften)
/24/ www.nve.no
39

Vedlegg
OVERSIKT OVER GASSANLEGG OG DISTRIBUSJONSSYSTEM
MOTTAKSANLEGG
DISTRIBUSJON
FORSYNINGSANLEGG
BIL 7
F
13
1
2
F
F
SKIP
8
F
LP-DISTRIBUSJONSNETT
13
7
6
F
9
HP-RØRLEDNING
10 12
11
TR-STASJON
HP / MP
MP-DISTRIBUSJONSNETT
TR-STASJON
MP / LP
4
BIL
5
F
BUSS
3
FLASKE FYLLING
13
LP-DISTRIBUSJONSNETT
ANLEGGSTYPER
1. LPG forbruksanlegg (overgrunn)
2. LPG forbruksanlegg (undergrunn)
3. LPG flaskefyllestasjon
4. LPG autogassanlegg
5. CNG gasstasjon (buss)
6. CNG sentralgassanlegg
7. LNG forbruksanlegg
8. LNG mottaksanlegg (skip)
9. Gasstransportrørledning (HP)
10. Ventil-, måle- og trykkreduksjonsstasjon (HP/MP)
11. Nedgravd rørledning (MP)
12. Trykkreduksjonsstasjon (MP/LP)
13. Nedgravd rørledning (LP)
41

Rapport
Postboks 2014
3103 Tønsberg
Tel 33 41 25 00
Faks 33 31 06 60
postmottak@dsb.no
www.dsb.no
HR-2145
ISBN 978-82-7768-123-8
Mars 2008