Gassdistribusjonsprosjektet - Direktoratet for samfunnssikkerhet og ...

More documents

Recommendations

Info

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
Page 1 and 2: Rapport Gassdistribusjonsprosjektet
Page 4: Innhold Forord . . . . . . . . . .
Page 8 and 9: 1 Innledning Den nasjonale strategi
Page 10: Lilleborg fabrikker og evakueringen
Page 14 and 15: 3 Gjennomføring av prosjektet 3.1
Page 16 and 17: Rørledninger i deler av Sandnes vi
Page 18 and 19: Konklusjon ble at man ikke finner t
Page 20 and 21: 3.2 Kategorisering 3.2.1 Utvalg av
Page 22: Følgende kvalifikasjonskriterier b
Page 25 and 26: gasselskapene. Imidlertid er antall
Page 27 and 28: Hollandske myndigheter har innført
Page 29 and 30: 4.2 LNG anlegg LNG anleggene varier
Page 31: I et CNG anlegg fylles CNG-lagrings
Page 36 and 37: 5 Lovgivning, regulering og myndigh
Page 38 and 39: 5.2.4 Storulykkeforskriften Større
Page 40: Referanser: /1/ Risikoanalyse av ga
Page 43: Rapport Postboks 2014 3103 Tønsber

Gassdistribusjonsprosjektet - Direktoratet for samfunnssikkerhet og ...

Create successful ePaper yourself

Delete template?

Save as template?