Gassdistribusjonsprosjektet - Direktoratet for samfunnssikkerhet og ...

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