Statoil: Søknad om utslippstillatelse Gangsåstank med vedlegg - Klima

Part of Statoil Fuel & Retail 

VEDLEGG 2: 

KOMMENTARLISTE – SØKNAD OM NY UTSLIPPSTILLATELSE 

JV GANGSÅSTANK – HARSTAD 

Punkt- Kommentar/utdypning: 

ref.: 

1.1 Statoil Norge AS og AS Norske Shell eier JV Gangsåstank sammen (50% hver). 

Samarbeidet er regulert gjennom en driftsavtale hvor Statoil Norge AS er gitt 

driftsansvaret for JV Gangsåstank. 

Lokal adresse er: 

Statoil Norge AS v/Gangsåstank 

Mercurveien 88 

9408 Harstad 

1.5 Tidligere utslippstillatelse fra 1978 er trukket tilbake av Klif. Klif har besluttet at 

virksomheten må ha en ny utslippstillatelse. 

Søknaden gjelder ny utslippstillatelse for eksisterende aktivitet. 

2.1 Følgende G. nr og B. nr er registrert i grunnbok for JV Gangsåstank: 

G. nr 56 – b.nr.41 (100 % festet av Statoil Norge AS) 

G. nr 56 – B. nr 20 + B. nr 42 + B. nr 43 + B. nr 44 + B. nr 98 + B. nr 135 + B. nr 

312(50 % feste av Statoil Norge AS og 50 % festet AS Norske Shell – 

urådighetserklæring tegnet) 

3.1 JV Gangsåstank er bygget for å ta imot og lagre raffinerte oljeprodukter (Bensin, 

diesel, parafiner) fra skip til fjellsisterner og overgrunns lagertanker. Produktene 

blir så distribuert/solgt ut fra anlegget med tankbiler og båter til kunder. 

Aktivitet: 

Ca 300 - 500 båtanløp/år 

Ca 3000 - 5000 tankbilbillastinger/år 

Ca 20 - 40 tankbåtimporter/år 

3.3 Det er ikke benyttet innsatsstoffer i forbindelse med lagring av produkter. Additiver 

blir inndosert på rack ved oppfylling av tankbiler. 

3.6 Det vurderes energisparetiltak mht ventilasjon/lufttørker samt mykstart av pumper. 

4.1 Oljeutskiller (OU1) i fjellet: 

Det er montert en separat oljeutskiller OU1 i fjellet for utslipp av lekkvann 

(grunnvann) og balansevann (sjøvann) som benyttes i sisternene. Det er ikke 

montert noen målesystem for vann gjennom OU1. 

Vannet fra OU1 pumpes ut til resipient sjø i fyllingen ved anlegget. Separat utløp 

ligger i vannkanten ca. 0,5 til 1 m under laveste lavvann. 

Analyse av utsluppet vann fra OU1 ved maks belastning (1000 m3/t) viser at 

innholdet av hydrokarboner, både BTEX og hydrokarboner uttrykt i karbonområder 

er lavere enn analysemetodens deteksjonsgrenser, dvs. det ikke er påvist 

hydrokarboner i vannprøven. 

Med utgangspunkt i analysemetodens deteksjonsgrenser for karbonområdene, så 

Gradering: Internal Side 1 av 3


er hydrokarboninnholdet


utendørs. Utskillerne er også beregnet på å ta opp drypp/småsøl på fyllerack. 

Den siste oljeutskilleren i denne utskillerlinjen er av typen FREYLIT M+R. Denne er 

designet for maks hydrokarbonutslipp på 5 g/Nm3. Se vedlegg 7. 

Siden det ikke er montert målebrønn for prøvetaking av avløpsvannet er det ikke 

foretatt faktisk måling av hydrokarboninnhold i utløpsvannet fra denne utskilleren. 

Det forutsettes derfor at utslippet fra OU2 er mindre enn 5 g/m3. 

Det er initiert behov for prøvetakningsbrønn for vann fra OU2. Inntil denne er 

etablert må dette volumet/utslippet estimeres. 

NB Estimat: 

Totalt oppsamlingsareal tilknyttet OU2 er 670 m2. (ex. overbygget bilfylleplass) 

Årsnormalen for nedbør i Harstad er 855 mm. 

Drenerte vannvolumer gjennom OU2 pr. år: 670m2 X 0,855m = 572,8 m3 

regnvann. 

� Mengde utslipp fra oppsamlingsarealer: 572,8m3 X 5 g/m3 = 2,86 kg 

� Mengde utslipp som følge av drenering av kondensvann fra sylindriske 

tanker: 0,5 m3 X 5 g/m3 = 0 kg 

Sum utslipp av hydrokarboner fra OU2 beregnes til: 2,86 + 0 = 2,86 kg. 

Vannet fra OU2 pumpes ut til resipient sjø i fyllingen ved anlegget. Separat utløp 

ligger i vannkanten ca. 0,5 til 1 m under laveste lavvann. 

4.9 Kontorbygget eies ikke av Gangsåstank. Utleier har ansvaret for drift av avløp. 

5.1 Anlegget har i drift et VRU anlegg for gjenvinning av bensin fra bensingasser. 

Analyse av utslipp fra VRU anlegg viser et utslipp av Hydrokarboner på ca. 0,3 

g/Nm3. Vedlegg 12. 

VOC direktiv stiller krav til VRU utslipp på maks 35 g/Nm3. 

Estimert mengde bensingass gjennom VRU anslås til 57.500 m3/år. 

Utslipp av hydrokarboner fra VRU anlegg: 57.500 m3/år X 0,3 g/m3 = 17,25 kg/år. 

(Utslippet vil variere med årlig mengde bensingass inn i VRU anlegg) 

Difuse utslipp av tankatmosfære (luft blandet med avdamp fra diesel og parafin) vil 

forekomme når tankbåter pumper olje inn i stasjonære tanker og 2 dieselsisterner. 

Dette volumet beregnes til 192.000 m3 luftblanding pr. år. 

5.2 VRU anlegg er teknisk kompliserte og uforutsette stopp som følge av tekniske feil 

kan forekomme. 

7.2 Støymåling som følge av naboklage vil utføres. 

7.4 Støymåling planlagt i 2011 

Gradering: Internal Side 3 av 3

GANGSÅSTANK

Kunde: STATOIL NORGE AS Side 2 Av 14 

Filnavn: GT 

Lokasjon: GANGSÅSTANK 

Beskrivelse generell 

(2) 

Sak: Generell funksjonsbeskrivelse 

1.ANLEGGSBESKRIVELSE....................................................................................... 3 

1.100 Generell orientering....................................................................................... 3 

1.105 Lagringsprinsipper i fjellanlegget................................................................... 4 

Grunnprinsipp...................................................................................................... 4 

Lagringsprinsipp 1 – Fast vannbunn. ...................................................................... 5 

Lagringsprinsipp 2 – Bevegelig vannbunn........................................................... 6 

1.111 Cisterner. ...................................................................................................... 7 

1.112 Arbeidstunell. ................................................................................................ 8 

1.113 Rør tunellen. ................................................................................................. 8 

Generelt............................................................................................................... 8 

Fatlageret. ........................................................................................................... 9 

Tekniske rom....................................................................................................... 9 

Søndre tunell inngang. ........................................................................................ 9 

Nordre tunell inngang. ......................................................................................... 9 

Felles oppheng.................................................................................................. 10 

Avgreninger i rør tunell. ..................................................................................... 10 

Avfuktingsaggregat............................................................................................ 10 

Vannrenne / borehull. ........................................................................................ 10 

Vanngardiner..................................................................................................... 10 

1.114 Barrierer. ..................................................................................................... 10 

1.115 Balansevannsystem – oljeutskiller. ............................................................. 11 

Oljeutskilleren.................................................................................................... 11 

Balansevann...................................................................................................... 11 

1.116 Ute anlegget................................................................................................ 12 

Trafokiosk / hovedtavle...................................................................................... 12 

Kontorbygg med driftskontor. ............................................................................ 12 

Lagerbygg. ........................................................................................................ 12 

Tavle / PLS rom................................................................................................. 12 

Bilfylleplass........................................................................................................ 12 

VRU gjenvinningsanlegg. .................................................................................. 13 

Oljeutskiller........................................................................................................ 13 

Pumpehus / Tavlerom. ...................................................................................... 13 

Brannstasjonen. ................................................................................................ 13 

Kai Nord – Kai Sør............................................................................................. 13 

Lagertanker. ...................................................................................................... 13 

Rør traseer. ....................................................................................................... 13 

Kabeltraseer. ..................................................................................................... 13 

Drenering........................................................................................................... 14 

Oppdateringsregler for tekst: 

� Tekst som ønskes fjernet endres til RØD SKRIFT. 

� Ny tekst som skal erstatte skrives med BLÅ SKRIFT. 

Denne beskrivelsen bygger på ”DRIFTSINSTRUKSJON” fra november 1979. 

YIT AS 9411 Harstad


Filnavn: GT 



(2) 


1.ANLEGGSBESKRIVELSE 

1.100 Generell orientering. 

Anlegget består av seks cisterner som er sprengt ut i fjellet, og tre ståltanker 

utendørs, samtlige for lagring av oljeprodukter. 

Fire av cisternene er beregnet til lagring av A-veske, og er utført med bevegelig 

vannbunn. De andre to cisternene er beregnet til lagring av B/C-veske, og er utført 

med fast vannbunn. 

Fra hver cisterne er det sprengt en vertikal sjakt opp til et øvre tunnelsystem – rør 

tunnelen. Denne øvre tunnelen munner ut i det fri på to steder, søndre og nordre 

tunnelinngang. (Søndre inngang er like innenfor gjerdet til anlegget, mens nordre 

inngang er bortenfor lagerbygget). 

Rørledninger for import, eksport, trykkluft, brannvann og lekkvann er installert i rør 

tunnelen. Det samme er ventilasjonskanaler og kabelbroer for elektriske kabler. 

Langs rør tunnelen er det separate rom for ventilasjon / trykkluft, nødstrømsaggregat, 

el-tavler og styretavler (kontrollrommet). 

Ventilasjonsanlegget for fjellanlegget består av tilluftsvifter, avfuktingsaggregater og 

avtrekksvifter, og er lokalisert til flere steder i fjellet. 

Innenfor søndre tunnel inngang, i rør tunnelen, i eget rom i A-sonen og innenfor 

nordre barriere. 

I forbindelse med cisternene er det en egen vannfylt arbeidstunnel. Grunnvann som 

lekker inn til denne tunnelen og til cisternene ledes ut via balansevann bassenget til 

fjellanleggets oljeutskiller. Herfra pumpes vannet ut i sjøen. 

Utendørs ståltanker er integrert i fjellanleggets rørsystem for import / eksport av 

oljeprodukter. 

Import til cisterner og lagertanker skjer fra Nordre kai. Hovedsakelig gjennom 

separate rørledninger til hver cisterne. 

Eksport fra cisterner og lagertanker kan foregå via bilfylleplass, eller over Nordre kai. 

YIT AS 9411 Harstad


Filnavn: GT 



(2) 


1.105 Lagringsprinsipper i fjellanlegget. 

Sammenhold beskrivelsen med tegning nr. 40-005 

(Koblingsskjema lekkvann og balansevann) 

Grunnprinsipp. 

Grunnprinsippet for lagringsmetoden bygger på at cisternene er sprengt ut så dypt 

ned i fjellet at taket i cisternene ligger lavere enn grunnvannspeilet. 

Gjennom naturlige sprekker, som går gjennom alle typer av berggrunn, trenger vann 

inn i cisternene, for så å pumpes ut igjen. (Se også ”Lagring på bevegelig 

vannbunn”). 

På denne måten dannes en slags trakt av grunnvannet rundt cisternen. 

Oljeproduktene lagres flytende på grunnvannet og hindres samtidig i å trenge ut i 

fjellgrunnen som omgir cisternen. 

Produktene kan derfor lagres direkte mot den nakne bergveggen i cisternen. 

Lagringen kan gjøres på to hovedprinsipper, fast eller bevegelig vannbunn. 

YIT AS 9411 Harstad


Filnavn: GT 



(2) 


Lagringsprinsipp 1 – Fast vannbunn. 

Fast vannbunn innebærer at grunnvann som trenger inn samles i pumpegrop i 

cisternens bunn. 

Her holdes vannbunnen på et konstant nivå ved hjelp av automatisk styrte 

lekkvannspumper. 

Produktet lagres dermed oppå den faste vannbunnen, og overflaten på produktet vil 

flytte seg avhengig av fyllingsgraden i cisternen. 

Produktene som lagres etter dette prinsippet er f. eks. diesel, fyringsolje og parafin, 

altså B og C vesker. 

YIT AS 9411 Harstad


Filnavn: GT 



(2) 


Lagringsprinsipp 2 – Bevegelig vannbunn. 

Bevegelig vannbunn benyttes i hovedsak for lagring av bensin og andre lett flyktige 

petroleumsprodukter, altså A vesker. 

Prinsippet innebærer at produktet lagres på en vannbunn som forflytter seg avhengig 

av lagret produktmengde. 

Produktets overflate holdes tilnærmet konstant og i høyde med cisterne taket, eller 

høyere. 

Det frie rommet over produktets overflate ( i cisterne halsen ), som kan inneholde 

lettantennelig gassblanding, blir dermed svært lite. 

Vannivået regulerer med denne typen lagring, enten ved å pumpe ut eller tilføre 

vann. 

Ved import pumpes vann ut, og ved eksport slippes vann inn i cisternas bunn. 

YIT AS 9411 Harstad


Filnavn: GT 



(2) 


1.111 Cisterner. 

De seks cisternene i fjellanlegget er nummerert fra 43 til 48. Cisternene er sprengt ut 

i fjellet, og er ikke kledd innvendig. I cisternene lagres petroleumsprodukter på enten 

fast eller bevegelig vannbunn, hvor fjellbunnen er på -20,0 og -24,0 meter. 

Cisternene har følgende teoretiske data: 

Cisterne Produkt Veske Høyde Bunn Kommentar 

nr. 

type (m) nivå 

43 A 12,2 – 14,0 -24 Bevegelig 

vannbunn 

44 A 11,8 – 14,0 -24 Bevegelig 

vannbunn 

45 A 8,5 – 10,0 -20 Bevegelig 

vannbunn 

46 B 11,9 – 14,0 -24 Bevegelig 

vannbunn 

47 C 14 -24 Fast 

vannbunn 

48 C 14 -24 Fast 

vannbunn 

Tak og bunn er horisontale i cisterne 47 og 48. De øvrige cisternene har horisontal 

bunn og hellende tak, hvor største takhøyde er ved den vertikale sjakten opp til rør 

tunellen. 

I cisterne 47 og 48 er det sprengt ut en pumpegrop midt under sjakten opp til rør 

tunellen. 

Rundt pumpegropen er det støpt en sarg med høyde ca. -23,80. 

Denne høyden tilsvarer skilleflaten mellom vann og produkt, og er også 0-nivået for 

peiling av produkthøyde i cisternen. 

Cisterne 43 – 46 har ingen pumpegrop. En grunnere grop som er ca. 1,5 m dyp er 

sprengt ut der hvor balansevannledningen fra arbeidstunellen munner ut. 

Fra hver cisterne går det en vertikal sjakt opp til rør tunellen. 

Sjakten er overbygd med et bjelkelag av betong som ligger på nivå med gulvplanet i 

rør tunnelen. Gulvplanet utgjør cisternetopp, og ligger på høyde ca. -2,00. 

I bjelkelaget er det støpt inn mannhull og gjennomføringer for pumper, innpumpings- 

og sirkulasjonsledninger, nivå og temperaturmåleutstyr med mer. 

Betong bjelkelaget på cisterne 43 – 46 er dimensjonert for et eksplosjonstrykk på 10 

atmosfæres overtrykk. Bjelkelaget på cisterne 47 og 48 er dimensjonert for en ytre 

belastning på 1 tonn pr kvadratmeter + vekt av installert utrustning. 

YIT AS 9411 Harstad


Filnavn: GT 



(2) 


Hver cisterne er avstengt fra arbeidstunnelen med sperrevegg av betong, 

dimensjonert for et eksplosjonstrykk på 10 atmosfæres overtrykk. 

For eventuell framtidig tilgang til cisterne 47 og 48 (cisterner med fast vannbunn) er 

det støpt inn mannluker i sperreveggen. 

Fra stikktuneller i rør tunellen mellom følgende cisterner er det boret hull for å 

opprettholde en vanngardin mellom cisternene. 

Mellom C-43 og C-44 7 stk hull. 




1.112 Arbeidstunell. 

Arbeidstunnelen er vannfylt opp til nivå ca. -2,30, unntatt mellom cisternene 44 og 

45. Der benyttes tunnelen som balansevannbasseng. 

Denne delen av tunellen er fradelt med to sperrevegger av betong, dimensjonert for 

et eksplosjonstrykk på 10 atmosfærers overtrykk. 

Ved arbeidstunellens avslutning til nordre del av rør tunellen er det en 

betongbarriere. (se 1.114). 

I betongveggen er det montert en inspeksjonsluke. 

Ved for lav vannstand i arbeidstunellen tilføres vann via en rørledning gjennom 

betongveggen. I enden av rørledningen er det montert en flottørventil. 

Inne i rør tunellen er nevnte rørledning koblet sammen med innkommende 

balansevannledning. 

For høy vannstand i arbeidstunellen, se 1.113. 

Mot cisternene er det bygget sperrevegger av betong. Se 1.111. 

1.113 Rør tunellen. 

Generelt. 

Fjellanleggets øvre tunell, rør tunellen, omfatter hele tunellen mellom søndre og 

nordre tunellmunning. 

Rør tunellen er delt i to av en sluse. 

Den nordre delen, også kalt A-sonen, er den eksplosjonsfarlige delen, mens den 

søndre delen, også kalt B-sonen, er den ufarlige delen. 

Barrieren nærmest A-sonen er dimensjonert for et eksplosjonstrykk på 10 

atmosfærers overtrykk. 

YIT AS 9411 Harstad


Filnavn: GT 



(2) 


Fatlageret. 

Innenfor søndre tunellmunning er rør tunellen utvidet til et rom for fatlager, med en 

gulvflate på 550 kvm. 

Tekniske rom. 

Innenfor fatlageret er tunellen utvidet for plass til diverse tekniske rom. 

Her er hvelvingen i tunellen behandlet med sprutbetong. Deleveggene mellom 

rommene er også av sprutbetong. 

Her finnes: 

� Tilfluktsrom 

� Ventilasjonsrom 

� Generatorrom 

� Batterirom 

� Tavlerom lavspent 

� Kontrollrom. 

I tunellen mellom fatlager og tekniske rom er det en betongbarriere. Se 1.114. 

Søndre tunell inngang. 

Tunellinngangen består av en betongportal med ståldører. 

Gjennom søndre tunellmunning tas det inn friskluft til anlegget via et avfuktings- og 

oppvarmingsaggregat (AFA 1), som er plassert i et eget rom i fatlageret. 

Elkraft til nevnte aggregat kommer fra transformator / hovedtavlerom utenfor 

tunellinngangen. 

Brannvann tas inn via rørledning montert ved tak. 

Fra cisterne 47 og 48 kommer det ”pusteledning” ut gjennom søndre tunellinngang. 

Fra nødstrømsaggregat kommer eksosrøret ut gjennom søndre tunellinngang. 

Nordre tunell inngang. 

Tunellinngangen består av en betongportal med ståldører. 

Gjennom nordre tunellinngang går rørledningene for import og eksport av 

petroleumsprodukter. Det samme gjør rørledningen for balansevann. 

Fra cisterne 43 - 46 kommer det ”pusteledning” ut gjennom nordre tunellinngang. 

Ventilasjonskanal for utluting føres ut gjennom nordre tunellinngang. 

YIT AS 9411 Harstad


Filnavn: GT 



(2) 


I nordre del av rør tunellen, innenfor avgreningen til arbeidstunellen er det bygget en 

betongbarriere. Se 1.114. 

Felles oppheng. 

Gjennom hele rør tunellen er det hengt opp varmforsinkede stålbjelker festet med 

fjellbolter. På bjelkene ligger rørledninger, kabelstiger og ventilasjonsrør. 

Balansevannledningen er ført i en utsprengt rørgrav mellom tunellåpningen og 

sjakten ned til oljeutskilleren. 

Avgreninger i rør tunell. 

Fra hovedtunellen er det sprengt ut forgreninger til cisternetoppene og til 

vanngardinene mellom cisternene. 

Avfuktingsaggregat. 

I hovedtunellen, i eget rom inne i A-sonen er det montert avfuktingsaggregat (AFA 2) 

for intern sirkulering av luften. 

Kjølevann til nevnte aggregat hentes fra arbeidstunellen gjennom borrehull. 

Vannrenne / borehull. 

Mellom cisterne 44 og 45 er det sprengt ut en 40m lang vannrenne i rør tunellen. 

For å opprettholde en vanngardin mot balansevannbasseng og oljeutskiller er det 

boret 12 hull i fjellet ned til nivå -26,0. 

Videre er det boret tre hull med diameter Ø 200 mellom vannrennen og 

arbeidstunellen. 

Et hull for påfylling av vann i rennen fra arbeidstunellen. 

Et hull for påfylling av vann i arbeidstunellen mot cisterne 43 og 44. 

Et hull for overløp fra rennen ned til balansevannbassenget. 

For kjølevann til avfuktingsaggregat og nødstrømsaggregat, samt til drenering fra Bsonen 

er det boret ytterligere tre hull mellom rør tunell og arbeidstunell. 

(1 stk Ø 200 og 2 stk Ø 102). 

Vanngardiner. 

For påfylling av vann til vanngardiner er det boret 3 stk hull Ø 76 mellom hver 

stikktunell og arbeidstunellen. 

1.114 Barrierer. 

Fjellanlegget er utført som beskyttet anlegg. 

Det innebærer at at anlegget er plassert på bombesikker dybde i fjellet. 

Videre er det bygget beskyttelsesbarrierer med inn og utganger, samt 

gjennomføringer som forhindre at trykkbølger utenfra forplanter seg inn i anlegget. 

YIT AS 9411 Harstad


Filnavn: GT 



(2) 


Slike barrierer finnes i søndre tunelldelen mellom fatlager og tekniske rom og i nordre 

tunelldelen etter avgrening til arbeidstunellen, samt i arbeidstunellen. 

YIT AS 9411 Harstad


Filnavn: GT 



(2) 


1.115 Balansevannsystem – oljeutskiller. 

I tilknytning til arbeidstunellen er det sprengt ut et rom i fjellet for oljeutskiller 

(betegnet C 41). Rommet har forbindelse til rør tunellen via en stikktunell og en 

vertikal sjakt med vindeltrapp. 

Oljeutskilleren. 

Denne har til oppgave å rense alt utgående balanse- og lekkvann fra cisternene. 

Bunnen i den avskillende delen har en helning fra -12,5 til -16,0 og i den tilhørende 

pumpegropen er dybden -21,0. 

Oljeutskilleren er overbygd med et bjelkelag av betong. I bjelkelaget er det støpt inn 

mannhull og gjennomføringer for pumper, rørledninger, nivå og temperaturmåleutstyr 

med mer. 

Balansevann. 

Rommet i arbeidstunellen mellom de to betongavstengningene benyttes som 

basseng for balansevann. 

For inn- og utgående balansevann er det etablert en brønn ved strandkanten utenfor 

nordre tunellåpning. 

Brønnen er utført i betong, med grovt inntaksgitter mot sjøen, og finere gitter i selve 

brønnen. 

Mellom brønnen og balansevannbassenget går det en rørledning som delvis er 

forlagt i utsprengt rør grop. 

YIT AS 9411 Harstad


Filnavn: GT 



(2) 


1.116 Ute anlegget. 

Ute anlegget består i hovedsak av følgende inventar: 

Trafokiosk / hovedtavle 

Kontorbygg med driftskontor. 

Lagerbygg 

Tavle / PLS rom 

Bilfylleplass 

VRU gjenvinningsanlegg 

Oljeutskiller 

Pumpehus / Tavlerom 

Brannstasjon 

Kai Nord 

Kai Sør 

Lagertanker 

Trafokiosk / hovedtavle. 

Ute, til venstre for søndre tunellinngang ligger transformatoren som forsyner anlegget 

med strøm. Ved siden av denne, i samme bygg ligger anleggets hovedtavle for 

elkraft. 

Kontorbygg med driftskontor. 

Utenfor inngjerdet område ligger kontorbygget. 

I byggets underetasje, nordvestre hjørne, ligger driftskontor med kontrolltavler for 

fjellanlegget og PC for anleggets PLS system. 

I kontorbygget fins også toaletter, garderober, kantine etc. 

Lagerbygg. 

Innenfor gjerde, inn mot fjellet ligger lagerbygget. Bygget består av kaldt lager og 

oppvarmet lager, og benyttes i hovedsak til lagring / ekspedering av stykkgods. 

I nordre ende av bygget ligger verksted for enklere vedlikeholdsarbeid på anlegget. 

Tavle / PLS rom. 

Ved nedgang til nordre kai ligger tavle / PLS rom for anlegget. 

Herfra styres prosessene med automatisk lasting, lossing etc. 

Rommet er sikret med Argonite slokkeanlegg som løses ut automatisk av røyk. 

Bilfylleplass. 

Bilfylleplassen for lasting av tankvogner består av en betongplatt på 16x20 meter 

som heller mot en oppsamlingsrenne. Fra renna går det rør til oljeutskilleren for ytre 

område. Denne ligger nord for bilfylleplassen. 

Bilfylleplassen har 2 øyer for bunnfylling av tankvogner, og er overbygd med tak 

båret av stålkonstruksjon. 

YIT AS 9411 Harstad


Filnavn: GT 



(2) 


VRU gjenvinningsanlegg. 

På oversiden av bilfylleplassen er det montert gjenvinningsanlegg (VRU) for gass 

som kommer fra tankvogner under lasting. 

For kondensering og gjenvinning av gassen sirkuleres produkt fra cisterne 44 i 

fjellanlegget gjennom VRU. 

Kraft og kontrolltavle for VRU er plassert i pumperommet. 

Oljeutskiller. 

For rensing av oljeforurenset vann fra bilfylleplass og pumpehus er det plasstøpt en 

oljeutskiller i bakken. Den ligger mellom pumpehus og bilfylleplass på frostsikker 

dybde. Fra bakken er det to mannluker for adkomst til oljeutskilleren. 

Avløpsrør er ført fra oljeutskilleren og ut mot sjøen. 

Pumpehus / Tavlerom. 

Nord for bilfylleplassen ligger pumpehus med tilhørende tavlerom. I pumperommet er 

det pumper for produkt lagret i anleggets utvendige lagertanker. 

Brannstasjonen. 

Lengst nord på anlegget, og ned mot sjøen ligger anleggets brannstasjon. Her fins 

utstyr for lokal innsats i forbindelse med brann og oljeutslipp / forurensning. 

Kai Nord – Kai Sør. 

Anlegget har to kaier, Kai Nord og Kai Sør. 

Over kai nord foregår all import av petroleumsprodukter til cisterner og lagertanker. 

Herfra bunkres også fartøyer, og oljeprodukter eksporteres til mindre tankbåter. 

Inngangen til Kaiene er avstengt med gjerde og porter for å tilfredsstille ISPS 

kravene. 

Lagertanker. 

På ytre anlegg fins tre lagertanker bygget i stål, to for petroleumsprodukter og en for 

ballastvann. 

Rør traseer. 

Fra nordre tunellmunning er det bygd rør trase mot kai, bilfylleplass og utvendige 

lagertanker. Rør traseens bærende elementer er i hovedsak utført som 

stålkonstruksjon. 

De bærende konstruksjonene brukes felles til rørledninger for produkt og ballastvann, 

samt som understøtting for kabelstiger etc. 

Kabeltraseer. 

Dessuten finnes kabeltraseer med tilhørende trekkekummer nedgravd i bakken 

mellom søndre tunell inngang, kontorbygg og PLS rom. 

Ved PLS rom går kabeltrase over på kabelstiger mot kaier og biltappeplass, samt 

videre mot pumpehus / tavlerom. 

YIT AS 9411 Harstad


Filnavn: GT 



(2) 


Drenering. 

For drenering av kjørebane og avløp fra fatlager i fjell er det etablert rørledninger 

med tilhørende drenskummer. (Se tegning 30 – 118). 

YIT AS 9411 Harstad



Filnavn: Beskrivelse 

C41 (2) 

Sak: Beskrivelse C41 – Manøverskap M1 

41 VANNBASSENG. .................................................................................................. 2 

1. Generelt. ............................................................................................................. 2 

1.1 Noen begreper............................................................................................... 2 

2. Processbeskrivelse. ............................................................................................ 3 

2.1 Lekkvann. ...................................................................................................... 3 

2.2 Balansevann.................................................................................................. 4 

2.3 Oljeholdig vann.............................................................................................. 4 

2.4 Tettevann. ..................................................................................................... 5 

3. Elektroteknisk utrustning på cisternen................................................................. 6 

4. Funksjonsbeskrivelse.......................................................................................... 7 

4.0 Overordnede sikkerhetsfunksjoner................................................................ 7 

4.1 Lavt nivå tettevann. ....................................................................................... 7 

4.2 Høyt nivå import. ........................................................................................... 8 

4.3 Høyt nivå anlegg i hvile. ................................................................................ 8 

4.4 Lavt nivå 2 LSLL............................................................................................ 9 

4.5 Nivåmåler i pumpegrop. ............................................................................. 10 

4.6 Oljeverner 1 og 2......................................................................................... 11 

4.7 Lavt nivå balansevann................................................................................. 11 

4.8 Pumper for balansevann. ............................................................................ 12 

4.9 Pumper for lekkvann.................................................................................... 13 

4.10 Strømningsvakter ...................................................................................... 14 

4.11 Ventiler distribusjon (for balansevann). ..................................................... 14 

4.12 Innløpsventil (Kilderegulator)..................................................................... 15 

4.13 Katastrofeventil.......................................................................................... 16 

4.14 Alarm og Varsling. ..................................................................................... 17 

5. Signalutveksling med andre tavler. ................................................................... 18 

5.1 Styrestrøm................................................................................................... 18 

5.2 Signaler til Tavler El-kraft. ........................................................................... 18 

5.3 Signaler til M3 (Cisterne 43). ....................................................................... 19 






5.9 Signaler til / fra M9 (Fellesutstyr)................................................................. 21 

5.21 Signaler til M21 (Kontorbygg). ................................................................... 22 

5.31 Signaler til mast på kai nord. ..................................................................... 22 

Oppdateringsregler for tekst: 

� Tekst som ønskes fjernet endres til RØD SKRIFT. 

� Ny tekst som skal erstatte skrives med BLÅ SKRIFT. 

Denne beskrivelsen bygger på ”DRIFTSINSTRUKSJON” fra november 1979. 

YIT AS 9408 Harstad

41 VANNBASSENG. 




C41 (2) 


1. Generelt. 

Vannbasseng 41, ofte betegnet Cisterne 41, består av balansevannbasseng, 

oljeutskiller og pumpegrop med en rekke tekniske komponenter som blir nærmere 

beskrevet. 

Dette er å betrakte som hjertet i balanse- og lekkvannsystemet i fjellanlegget, og det 

innebærer at hendelser / alarmer herfra innvirker på øvrige Cisterner, eller funksjoner 

i og utenfor fjellanlegget. 

Videre inngår rørledninger for balansevann med tilhørende automatiske ventiler, 

samt pumper for lekkvann i Cisterne 47 og 48. 

Se tegning 40-005, tegning 40-011-41 og driftsskjema 2.104.9 

Manøverskap M1 (kontrolltavle) som styrer funksjoner og mottar alarmer fra 

vannbassenget, styrer også en del sikkerhetsfunksjoner på øvrige cisterner i 

fjellanlegget, og besørger varsling fra vannbasseng til kai og kontorbygg når det er 

påkrevd. 

1.1 Noen begreper 

Lekkvann: 

Grunnvann som lekker inn i cisternene fra sprekker i berggrunnen. Pumpes ut fra 

fjellet med lekkvannspumper. 

Balansevann: 

Vannfylling i balansevannbassenget som sørger for riktig nivå på vann i bunnen av 

cisternene. 

Oljeholdig vann: 

Fra oljeutskilleren i fjellet kommer det en del oljeforurenset vann som blir pumpet ut til 

tank 1. Denne operasjonen håndteres manuelt. 

Tettevann: 

Pumpene i cisternene er nedsenket i produkt / vann. 

For å hindre skade på pumpemotor og tilførselskabel for motoren, er sistnevnte lagt i 

rør som er vannfylt. 

Vannet fyller også motoren, og hindrer at produkt trenger inn og ødelegger denne. 

Tettevannet kommer fra et kar plassert på hver cisternetopp. 

Nivået i karet overvåkes for å hindre at det går tomt for tettevann. 

YIT AS 9408 Harstad




C41 (2) 


2. Processbeskrivelse. 

Dette avsnittet gir en kort beskrivelse av vannsystemet i fjellanlegget. 

2.1 Lekkvann. 

Cisterne 43 – 46. 

Lekkvann er grunnvann som lekker inn i cisternene fra sprekker i berggrunnen. 

Pumpes ut fra fjellet med lekkvannspumper. 

Lekkvann som kommer inn i cisternene 43 til og med 46 vil synke til bunns, og 

komme ut i balansevannbassenget. 

I balansevannbassenget er det støpt en betongkant mot oljeutskilleren. Her renner 

overskytende vann over til oljeutskilleren, og videre til pumpegropa i vannbassenget. 

Lekkvannspumper, to stk (5411 og 5412) pumper vannet videre ut til sjøen via 

rørledning og brønn utenfor nordre tunnelinngang. 

Se lagringsprinsipp 2 – Bevegelig vannbunn i generell beskrivelse. 

Start og stopp av lekkvannspumpene styres automatisk av nivåmåler for pumpegropa 

i vannbassenget. 


Lekkvann som kommer inn i cisternene 47 og 48 vil synke til bunns, ned i 

pumpegrop og pumpes ut i balansevannbassenget av lokale lekkvannspumper. 

Videre håndteres lekkvannet som beskrevet ovenfor. 

Fra cisterne 47 benyttes lekkvannspumpe 5471 

Fra cisterne 48 benyttes lekkvannspumpe 5481 

Pumpene styres fra de respektive kontrolltavlene, henholdsvis M7 og M8. 

Start og stopp av lekkvannspumpene styres automatisk av nivåvakter i lokal 

pumpegrop. 

Dessuten vil høyt nivå i pumpegrop i vannbasseng 41 blokkere lekkvannspumpene i 

Cisterne 47 og 48. (Se 

Se lagringsprinsipp 1 – Fast vannbunn i generell beskrivelse. 

YIT AS 9408 Harstad




C41 (2) 


2.2 Balansevann. 


Vannfylling i balansevannbassenget som sørger for riktig nivå på vann i bunnen av 

cisternene 43 – 46 som har bevegelig vannbunn. 

Import: 

Når det importers produkt til nevnte cisterner, vil produktet presse balansevann ut av 

cisternen. Overskytende vann vil da presses inn i balansevannbassenget, for så å 

renne over betongkanten, og videre ut i oljeutskilleren. 

Herfra renner vannet videre ned i pumpegropa. 

Balansevannspumper, to stk (4411 og 4412) pumper vannet videre ut til sjøen via 

rørledning og brønn utenfor nordre tunnelinngang. 

Start og stopp av balansevannspumpene styres automatisk av nivåmåler for 

pumpegropa i vannbassenget. 

Eksport (Distribusjon): 

Når det eksporters produkt fra cisternene 43 - 46, vil vekta av produkt som flyter oppå 

balansevannet avta. 

Da renner vann fra balansevannbassenget og inn i cisterna, hvor vannbunnen vil 

heves tilsvarende den utpumpede produktmengden. 

Nivået i balansevannbassenget vil dermed avta. 

Det vil da skje en automatisk etterfylling av vann til balansevannbassenget, gjennom 

rørledningen som kommer fra sjøvannsinntaket. 

Innfyllingen reguleres lokalt av den boblerørstyrte kildeventilen ID 101. 

Se lagringsprinsipp 2 – Bevegelig vannbunn i generell beskrivelse. 

2.3 Oljeholdig vann. 

Når det pumpes lekkvann fra cisternene, eller presses ut balansevann fra cisternene 

ved import, så vil / kan dette vannet inneholde en del oljerester. 

Derfor passerer vannet en oljeutskiller på veien mellom balansevannbassenget og 

pumpegropa i vannbasseng 41. 

Oljerestene blir værende i oljeutskilleren, og etter hvert bygge opp et sjikt med olje på 

overflata i oljeutskilleren. 

Tykkelsen på dette oljesjiktet overvåkes av følerne AS 106 og AS 107 i 

oljeutskilleren, og gir alarm når tykkelsen på sjiktet overstiger en forutbestemt grense. 

På betongplatten over oljeutskilleren er det montert en pumpe for å pumpe 

oljerestene ut av fjellanlegget gjennom tilhørende rørledning. 

Pumpa styres lokalt med start / stopp knapper. 

YIT AS 9408 Harstad




C41 (2) 


Oljerestene som pumpes ut kan leveres til tankvogn gjennom tilkobling innenfor 

inngangsdør nordre tunnelinngang. 

Alternativt kan oljerestene pumpes direkte inn på tank 1, for på et senere tidspunkt å 

leveres til tankbåt over nordre kai. 

Begge alternativene gir mulighet for en videre miljømessig korrekt håndtering av 

oljerestene. 

2.4 Tettevann. 

Pumpene i cisternene er nedsenket i produkt / vann. 

For å hindre skade på pumpemotor og tilførselskabel for motoren, er sistnevnte lagt i 

rør som er vannfylt. 

Vannet fyller også motoren, og hindrer at produkt trenger inn og ødelegger denne. 

Tettevannet kommer fra et kar plassert på hver cisternetopp. 

Nivået i karet overvåkes ved hjelp av nivåbryter montert i karets side. 

For lavt nivå på tettevannet vil blokkere pumpene på den aktuelle cisterna. 

Påfylling av tettevann utføres manuelt (kran på kar for tettevann). 

YIT AS 9408 Harstad




C41 (2) 


3. Elektroteknisk utrustning på cisternen. 

Navn Merking Plassering Se 

punkt 

Nivå Tettevann. 

Lavt nivå tettevann LSL 101 Kar for tettevann 4.1 

Nivå Pumpegrop 

Høyt nivå innpumping. LSHH LSHH 102 Pumpegrop 4.2 

Høyt nivå anlegg i hvile LSH LSH 103 Pumpegrop 4.3 

Lavt nivå 2 LSLL LSLL104 Pumpegrop 4.4 

Nivåmåler LI 105 Pumpegrop 4.5 

OLJEUTSKILLER / BALANSEVANN 

Oljeverner 1 AS 106 Oljeutskiller 4.6 

Oljeverner 2 AS 107 Oljeutskiller 4.6 

Nivåvakt LSL 108 Balansevannbasseng 4.7 

PUMPER 

Balansevann pumpe 4411 Pumpegrop 4.8 

Balansevann pumpe 4412 Pumpegrop 4.8 

Lekkvannspumpe 5411 Pumpegrop 4.9 

Lekkvannspumpe 5412 Pumpegrop 4.9 

STRØMNINGSVAKTER 

For pumpe 4411 FSL 4411 Rørledning over pumpe 4.10 




VENTILER 

Ventil Distribusjon D 101 Rørledning over P 4411 4.11 

Ventil Distribusjon D 102 Rørledning over P 4412 4.11 

Innløpsventil (Kilderegulator) I 101 Over oljeutskiller 4.12 

Katastrofeventil ID 101 Nordre tunell rør grop 4.13 

ANNET 

Kvittering av alarm M1.35 Front manøverskap 4.14 

Resetting av alarm (Deblokkering) M1.45 Front manøverskap 4.14 

Lampetest M1.3b Front manøverskap 4.14 

Summer i tavle Front manøverskap 4.14 

YIT AS 9408 Harstad




C41 (2) 


4. Funksjonsbeskrivelse. 

4.0 Overordnede sikkerhetsfunksjoner. 

Anleggets overordnede sikkerhetsfunksjoner innbefatter: 

NØDSTOPP 

BRANNALARM 

GASSALARM Nivå 2 / Feil på gassalarm 

Ventilasjon i drift 

Felles forrigling for ovennevnte signaler kommer til manøverskap M1 fra 

manøverskap M9. 

For mer detaljert beskrivelse, se beskrivelse for manøverskap M9 - Fellesutstyr. 

4.1 Lavt nivå tettevann. 

LSL 101 Flottør som gir alarm dersom nivået i kar for tettevann synker. 

Konsekvens: 

Stopper Lekkvannspumpe 5411 og 5412 Hardware. 

Stopper Balansevannpumpe 4411 og 4412 Hardware. 

Varsling: 

Tenner varsellampe i tavlefront. Via PLS 

Aktiverer summer i tavlefront. Via PLS 

Aktiverer fjernalarmering (Klasse I) Via PLS 

Tenner varsellampe i tavlefront. Fellesalarm til M21 - Kontorbygg 

Aktiverer summer i tavlefront. Fellesalarm til M21 - Kontorbygg 

YIT AS 9408 Harstad




C41 (2) 


4.2 Høyt nivå import. 

LSHH 102 Nivåvakt som gir alarm for høyt nivå i pumpegrop ved import. 

Konsekvens: 

Stenger importventil I 301 på Cisterne 43 Hardware. 




Stopper lekkvannspumpe 5471 på Cisterne 47 Hardware. 


Stenger Innløpsventil I101 på Vannbasseng 41Hardware 

Stenger Katastrofeventil ID101 på Vannbasseng 41Hardware 

Varsling: 






Gir alarm i mast på kai Hardware 

4.3 Høyt nivå anlegg i hvile. 

LSH 103 Nivåvakt som gir alarm for høyt nivå i pumpegrop, anlegg i hvile. 

Konsekvens: 



Starter 2. lekkvannspumpe på Cisterne 41 Hardware. 

Varsling: 






YIT AS 9408 Harstad




C41 (2) 


4.4 Lavt nivå 2 LSLL 

LSLL 104 Nivåvakt som gir alarm for lavt nivå 2 i pumpegrop. 

Konsekvens: 



Varsling: 






YIT AS 9408 Harstad




C41 (2) 


4.5 Nivåmåler i pumpegrop. 

Det blir montert ny nivåmåler i pumpegropa. 

Type: Vegaflex 61 med utgang 4-20mA tilknyttet analog inngang i ny PLS via Exi 

barriere. 

Dessuten monteres tilhørende avleseinstrument i tavlefront. 

Funksjoner styrt fra måleren, via PLS: 

+Høyde 

(m) 

Måle- 

høyde 

(m) 

Strøm 

(mA) 

Funksjon Konsekvens / varsling 

-10,8 7,2 20 Høyt nivå 3 Konsekvens / varsling: 

ved import Som pkt. 4.2, men her styres alt fra PLS 

-11,0 7,0 Høyt nivå 2 Konsekvens: 

Start 2. balansevannpumpe (4411 / 12) 


Start 1. balansevannpumpe (4411 / 12) 

-14,0 4,0 Lavt nivå Konsekvens: 

Stopp 2. balansevannpumpe (4411 / 12) 

-17,6 0,4 Høyt nivå 2 

anlegg i hvile 

Konsekvens: 

Start 2. lekkvannspumpe (5411 / 12) 

Stopp lekkvannspumpe 5471 i Cist. 47 

Stopp lekkvannspumpe 5481 i Cist. 48 

Varsling: 

Tenner varsellampe i tavlefront. 

Aktiverer summer i tavlefront. 

Aktiverer fjernalarmering (Klasse I) 


Start 1. lekkvannspumpe (5411 / 12) 

-17,9 0,1 Lavt nivå Konsekvens 

Stopp lekkvannspumper (5411 / 12) 

Stopp balansevannpumper (4411 / 12) 

-18,0 0 4 Lavt nivå 1 Konsekvens / varsling: 

Som pkt. 4.4, men her styres alt fra PLS 

YIT AS 9408 Harstad




C41 (2) 


4.6 Oljeverner 1 og 2. 

AS 106 / AS 107 Grenseskikt indikator som gir alarm dersom tykkelsen på 

oljeskiktet i oljeutskilleren overstiger satte grenser. 

Konsekvens: 





Varsling: 






4.7 Lavt nivå balansevann. 

LSL 108 Nivåvakt som gir alarm for lavt nivå i balansevannbasseng. 

(Giveren er montert på rekkverk i balansevannbasseng, og kontrollenhet på utsiden, 

over døra til nevnte basseng). 

Konsekvens: 

Stopper Produktpumpene 4431 / 4432 / 4433 på Cist. 43 Hardware. 

Stopper Produktpumpene 4441 / 4442 på Cist. 44 Hardware. 



Varsling: 






YIT AS 9408 Harstad




C41 (2) 


4.8 Pumper for balansevann. 

4411 / 4412 Pumper for balansevann, montert nedsenket i vann i pumpegrop på 

vannbasseng 41. Pumpene er vannfylte, og har vannfylte rør for tilførselskablene. 

I rørledningene fra pumpe 4411 og 4412 er det montert elektro- pneumatisk styrte 

distribusjonsventiler og strømningsvakter. 

Pumpene skal startes mot stengt ventil, og skal stoppe automatisk dersom strømning 

ikke er oppnådd innen 60 sekunder. 

Sikkerhet og forrigling: 

Pumpe stoppes og blokkeres av: 

Overordnede sikkerhetsfunksjoner Se pkt. 4.0 

Lavt nivå tettevann Se pkt. 4.1 

Lavt nivå 2 (LSLL) i pumpegrop Se pkt. 4.4 

Uteblitt veskestrøm i 60 sek (FSL) Se pkt. 4.10 

Stengt katastrofeventil Se pkt. 4.13 

Utløst motorvern 

Betjening: 

Funksjonsvelger i tavlefront med følgende valg: 

AV AUTO FJERN MAN 

AV: Pumpa er blokkert for bruk. 

AUTO: Pumpa startes og stoppes automatisk av PLS avhengig av nivå i 

pumpegropa. Se pkt. 4.5 - tabell. 

Sikkerhet og forrigling som beskrevet ovenfor. 

FJERN: Pumpa startes og stoppes av trykknapper på tablå cisternetopp. 


MAN: Pumpa startes / stoppes av trykknapper i tavlefront. 


Indikering: 

DRIFT: Grønn lampe i tavlefront og på cisternetopp. Via PLS 

FEIL: Gul lampe i tavlefront. Via PLS 

Varsling: 

Utløst motorvern iverksetter følgende varsling. 

Tenner gul varsellampe i tavlefront. Via PLS 


Aktiverer fjernalarmering (Klasse II) Via PLS 



MERK: 

Pumpene har en ettergangstid etter at stopp er aktivert på inntil 180 sek. 

Da går pumpene mot stengt distribusjonsventil (se pkt. 4.11) 

YIT AS 9408 Harstad




C41 (2) 


4.9 Pumper for lekkvann. 

5411 / 5412 Pumper for lekkvann, montert nedsenket i vann i pumpegrop på 

vannbasseng 41. Pumpene er vannfylte, og har vannfylte rør for tilførselskablene. 

I rørledningene fra pumpe 5411 og 5412 er det montert strømningsvakter. 

Pumpene skal stoppe automatisk dersom strømning ikke er oppnådd innen 60 

sekunder. 


Pumpe stoppes og blokkeres av: 


Lavt nivå tettevann Se pkt. 4.1 

Lavt nivå 2 (LSLL) i pumpegrop Se pkt. 4.4 

Uteblitt veskestrøm i 60 sek (FSL) Se pkt. 4.10 

Stengt katastrofeventil Se pkt. 4.13 


Betjening: 


AV AUTO FJERN MAN 

AV: Pumpa er blokkert for bruk. 

AUTO: Pumpa startes og stoppes automatisk av PLS avhengig av nivå i 

pumpegropa. Se pkt. 4.5 - tabell. 


FJERN: Pumpa startes og stoppes av trykknapper på tablå cisternetopp. 


MAN: Pumpa startes / stoppes av trykknapper i tavlefront. 


Indikering: 

DRIFT: Grønn lampe i tavlefront og på cisternetopp. Via PLS 

FEIL: Gul lampe i tavlefront. Via PLS 

Varsling: 

Utløst motorvern iverksetter følgende varsling. 

Tenner gul varsellampe i tavlefront. Via PLS 



Tenner varsellampe i tavlefront. Fellesalarm til M21 

Aktiverer summer i tavlefront. Fellesalarm til M21 

YIT AS 9408 Harstad




C41 (2) 


4.10 Strømningsvakter 

FSL 4411 / 12 og FSL 5411 / 12 Strømningsvakter. 

I rørledningene fra pumpe 4411 / 12 og 5411 / 12 er det montert strømningsvakter. 

Nevnte pumper skal stoppe automatisk dersom strømning ikke er oppnådd innen 60 

sekunder etter at angjeldende pumpe er startet, eller dersom strømning uteblir i mer 

enn 60 sekunder under drift. 

Varsling: 






4.11 Ventiler distribusjon (for balansevann). 

D101 / D102 I rørledningene fra pumpe 4411 og 4412 er det montert elektro- 

pneumatisk styrte distribusjonsventiler. 

Pumpene skal startes mot stengt ventil, og skal stoppe automatisk dersom strømning 

ikke er oppnådd innen 60 sekunder. 

Ventilene åpnes automatisk når følgende betingelser er til stede: 

Det er gitt ”START” signal til pumpe og 

Tilbakemelding ”DRIFT” er tilstede. 

Ventilene stenges automatisk når: 

”START” signal til tilhørende pumpe opphører. 

MERK: 

Pumpene har en ettergangstid etter at stopp er aktivert på inntil 180 sek. 

Da går pumpene mot stengt distribusjonsventil. 

YIT AS 9408 Harstad




C41 (2) 


4.12 Innløpsventil (Kilderegulator) 

I 101 Denne ventilen regulerer hvor mye balansevann som skal fylles inn i 

balansevannbassenget for at nivået skal være konstant. Innfylling er nødvendig når 

det eksporteres produkt fra Cisternene 43 – 44 – 45 – 46 i fjellanlegget. 

Ventilen har en hydraulisk operert aktuator med såkalt ”boblerørstyring”. 

Styringen skjer lokalt ved hjelp av to luftslanger som munner ut i overflata på 

balansevannbassenget. 

Sikkerhet og forrigling, kun ved import: 

Ventilen stoppes og blokkeres av: 

LSHH 102 i pumpegrop vannbasseng 41 Se pkt. 4.2 

Høyt nivå 3 fra nivåmåler pumpegrop vannbasseng 41 Se pkt. 4.5 


Betjening: 


AV AUTO MAN 

AV: Ventilen er stengt. 

AUTO: Eksport (Distribusjon): 

Ventilen startes og stoppes automatisk når 1.produktpumpe i C- 

43 til og med C-46 startes / stoppes. 

Import: 

Ventilen må / skal stå i MAN. 

MAN: Eksport (Distribusjon): 

Ventilens hydraulikkaggregat går kontinuerlig. 

Reguleres lokalt av såkalt ”boblerørstyring”. 

Import: 

Ventilens hydraulikkaggregat går kontinuerlig. 

Reguleres lokalt av såkalt ”boblerørstyring”. 

Sikkerhet som beskrevet ovenfor. 

YIT AS 9408 Harstad




C41 (2) 


4.13 Katastrofeventil 

ID101 Denne ventilen er sikkerhetsventilen i rørledningen for balansevann 

som kommer inn i fjellanlegget fra sjøen. Ventilen er plassert i rør grop innenfor 

inngang nordre tunellmunning. 


Ventilen stenges av: 


Sikkerhet og forrigling, kun ved import: 

Ventilen stenges av: 


LSHH 102 i pumpegrop vannbasseng 41 Se pkt. 4.2 

Høyt nivå 3 fra nivåmåler pumpegrop vannbasseng 41 Se pkt. 4.5 

Betjening: 


AV PÅ 

AV: Ventilen er stengt. 

PÅ: Ventilen er åpen. 

Sikkerhet som beskrevet ovenfor. 

Indikering: 

Stillingsindikator i tavlefront viser ÅPEN / LUKKET ventil. 

Forrigling: 

Stengt katastrofeventil blokkerer: 

Lekkvannspumpne 5411 og 5412 

Balansevannpumpene 4411 og 4412. 

YIT AS 9408 Harstad




C41 (2) 


4.14 Alarm og Varsling. 

Dette punktet behandler en del felles funksjoner i tavla, og beskriver varsling av feil 

og alarmer, samt kvittering og avstilling. 

Indikatorlamper i tavla: 

Alle lampene er av type LED for 24V DC og aktiveres av PLS utganger. Dette gir en 

del nye muligheter, som f. eks. mimikk og forenklet lampetest. 

Lampefunksjon: 

Indikatorlamper for Drift / Åpen / Lukket ventil etc. Fast Lys 

Feillamper gis Mimikk, det vil si at lampen blinker inntil feil er kvittert. 

Kvittering av alarm: 

Trykknapp i tavlefront som går til PLS inngang. 

Stopper summer i tavla. 

Lamper med mimikk går over fra blinkende til fast lys. 

Deaktiverer alarm klasse 1 og 2 (PLS utgang går til normal). 

Resetting / Deblokkering: 

Trykknapp i tavlefront som går til PLS inngang, men i tillegg opererer rele for 

tilbakestilling av kritiske alarmer som er koblet hardware med selvhold. 

Tilbakestiller (slokker) feillamper der normaltilstand er opprettet. 

Lampetest: 

Trykknapp i tavlefront som går til PLS inngang. 

Summer i tavle: 

Tilkoblet PLS utgang og gir lyd ved feil eller alarm. 

Støtvis lyd – FEIL. 

Fast lyd – ALARM. 

MERK: 

Dette avsnittet må betraktes som et forslag, og kan bli gjenstand for store endringer. 

YIT AS 9408 Harstad




C41 (2) 


5. Signalutveksling med andre tavler. 

Det utveksles en del signaler mellom kontrolltavlene i fjellanlegget, samt ut til tavler 

på ytre område. I dette avsnittet er dette nærmere oppsummert og beskrevet. 

5.1 Styrestrøm. 

230V ac: Hver pumpe og ventil har sin styrestrømskurs i el-kraft tavla. 

48V dc: Kommer fra tavle AS-1 kurs 21:5 

24V dc: Converter lokalt i tavla fra 48V til 24V. 

5.2 Signaler til Tavler El-kraft. 

Signaler fra M1 til L…… 

CISTERNE 41 (M1) Tavler El-kraft 

Se Komp- 

Hendelse Tavle- Betegnelse Konsekvens 

punkt onent 

felt 

4.8 4411 Start / Stopp kommando L4 Starter / Stopper 

4412 Pumpe Balansevann 

Pumpe 

4.9 5411 Start / Stopp kommando L5 Starter / Stopper 

5412 Pumpe Lekkvann 

Pumpe 

4.12 I101 Start / Stopp kommando L5 Starter / Stopper 

Innløpsventil 

(Kilderegulator) 

Hydraulikkpumpe 

Signaler fra L…….. til M1 

CISTERNE 41 (M1) Tavler El-kraft 


Konsekvens Tavle- Betegnelse Hendelse 

punkt onent 

felt 

4.8 4411 Stopper 

L4 Utløst motorvern 


Pumpe 

Varsling, se pkt. 4.8 

Balansevann 

4.9 5411 Stopper 


5412 Pumpe Lekkvann 


Pumpe 

4.12 I101 Stopper 


Innløpsventil 

(Kilderegulator) 


Hydraulikkpumpe 

YIT AS 9408 Harstad




C41 (2) 


5.3 Signaler til M3 (Cisterne 43). 

CISTERNE 41 (M1) CISTERNE 43 (M3) 

Se 

punkt 

Komponent 

Hendelse Komponent 

Høyt nivå import 

I-301 Importventil 

4.2 LSHH- 

102 

4.5 LI-105 Nivåmåler vannbasseng 


4.7 LSL- Lavt nivå balansevann 4431 

108 

4432 

4433 

Betegnelse Konsekvens 

Produkt- 

pumpe 

Stenger 

importventilen 

Stopper 

produktpumpene 



Se 

punkt 





4.2 LSHH- 

102 




108 

4442 


Produkt- 

pumpe 

Stenger 


Stopper 




Se 

punkt 





4.2 LSHH- 

102 




108 

4452 


Produkt- 

pumpe 

Stenger 


Stopper 




Se 

punkt 





4.2 LSHH- 

102 



4.7 LSL- Lavt nivå balansevann 4461- 

108 

4462 


Produkt- 

pumpe 

Stenger 


Stopper 


YIT AS 9408 Harstad




C41 (2) 




Se 

punkt 




Høyt nivå anlegg i hvile 

5471 Lekkvann 

pumpe 

4.2 LSHH- 

102 

4.3 LSH- 

103 


Høyt nivå 2 anlegg i hvile 

4.6 AS-106 Oljeverner, alarm fra 

AS-107 oljeutskiller 


Stopper 

Lekkvannspumpe 



Se 

punkt 





5481 Lekkvann 

pumpe 

4.2 LSHH- 

102 

4.3 LSH- 

103 


Høyt nivå 2 anlegg i hvile 




Stopper 

Lekkvannspumpe 

YIT AS 9408 Harstad




C41 (2) 


5.9 Signaler til / fra M9 (Fellesutstyr). 

Signaler fra M1 til M9 

CISTERNE 41 (M1) Fellesutstyr (M9) 


Hendelse Komp- Betegnelse Konsekvens 

punkt onentonent 

4.1 LSL- 

101 

Lavt nivå tettevann 

Klasse 1 Fjernalarmering 

4.2 LSHH- 

102 


4.3 LSH- 

103 


4.4 LSLL- 

104 

Lavt nivå 2 LSLL 


Høyt nivå 3 ved import 



4.7 LSL- 

108 

Lavt nivå balansevann 

4.8 4411 Pumpe balansevann 

Klasse 2 Fjernalarmering 

4412 Utløst motorvern 

4.9 5411 Pumpe lekkvann 


4.10 FSL 

4411 Strømningsvakt 

4412 Balansevannpumper og 

5411 

5412 

Lekkvannspumper 

5.11 Lavt nivå arbeidstunell 

(Kommer fra M11, via M9) 

4.2 LSHH- 

102 




Se 

punkt 

4.0 

Kai Varsling i mast på 

kai (Via M9) 

Signaler fra M9 til M1 

CISTERNE 41 (M1) Fellesutstyr (M9) 

Komp- 

Konsekvens Komp- Betegnelse Hendelse 

onentonent 


4412 Stoppes 

Nødstopp Aktivert 

5411 

5412 

Pumpe Lekkvann 

Stoppes 

M9 

Felles 

signal 

Brannalarm utløst 

Gassalarm Nivå 2 

ID 101 Katastrofeventil 

Stenges 

Gassalarm Feil 

YIT AS 9408 Harstad




C41 (2) 


5.21 Signaler til M21 (Kontorbygg). 

CISTERNE 41 (M1) Kontorbygg (M21) 

Se 

punkt 



Lavt nivå tettevann 

4.1 LSL- 

101 

4.2 LSHH- 

102 


4.3 LSH- 

103 


4.4 LSLL- 

104 

Lavt nivå 2 LSLL 



4.7 LSL- 

108 

Lavt nivå balansevann 

5.11 Lavt nivå arbeidstunell 

(Kommer fra M11, via M9) 

4.8 4411 Pumpe balansevann 


4.9 5411 Pumpe lekkvann 


4.10 FSL 

4411 Strømningsvakt 

4412 Balansevannpumper og 

5411 

5412 

Lekkvannspumper 




Nivåfeil Lampe i tavlefront 

Summer i tavlefront 

Feil Lampe i tavlefront 


ALARM Lampe i tavlefront 


5.31 Signaler til mast på kai nord. 

CISTERNE 41 (M1) Tavle el-kraft Kai Nord 

Se 

punkt 



4.2 LSHH- 

102 





Kai Varsling i mast på 

kai (Via M9) 

YIT AS 9408 Harstad

Gansås tankanlegg 

Miljøkonsekvensvurdering. 

Innholdsfortegnelse 

MULTICONSULT 

1. Innledning ........................................................................................................................................... 4 

1.1 Generelt om anlegget ........................................................................................................... 4 

1.2 Bakgrunnsinformasjon ......................................................................................................... 4 

1.3 Verifikasjon/ pålegg ............................................................................................................ 5 

2. Arbeidsmetodikk og definisjoner ........................................................................................................ 5 

3. Fare/ giftighetskarakterisering ............................................................................................................ 6 

3.1 Gassoljer, AGO ................................................................................................................... 6 

3.2 Bensin .................................................................................................................................. 7 

3.3 Dieselolje/ Fyringsolje nr 1 ................................................................................................. 7 

3.4 Parafin .................................................................................................................................. 7 

3.5 Jet fuel (Jet – A1) ................................................................................................................. 7 

3.6 Bensinadditiver .................................................................................................................... 8 

3.7 Fargestoff til mineralolje ..................................................................................................... 8 

3.8 Spillolje/ slop ....................................................................................................................... 9 

4. Drivstofftekniske installasjoner .......................................................................................................... 9 

4.1 Påfylling av tanker, og påfyllingsrørledninger .................................................................... 9 

4.2 Pumpe- og filterhus ........................................................................................................... 10 

4.3 Lagringstanker, volumer og tilstand .................................................................................. 10 

4.4 Tankgårder og barrierer ..................................................................................................... 11 

4.5 Bilfylleplass ....................................................................................................................... 11 

4.6 Oljeutskiller ....................................................................................................................... 12 

4.7 Lekkasjekontroll og overvåking ........................................................................................ 13 

4.8 Oljevernberedskap ............................................................................................................. 13 

4.9 Naboforhold ....................................................................................................................... 13 

4.10 Avfallshandtering. ............................................................................................................. 14 

5. Spredningsforhold på land og sjø ...................................................................................................... 14 

5.1 Resipient ............................................................................................................................ 14 

5.2 Grunnforhold ..................................................................................................................... 14 

6. Sårbare forhold .................................................................................................................................. 15 

6.1 Naturvernområder og friluftsområder ................................................................................ 15 

6.2 Akvakultur og sjøfiske ....................................................................................................... 15 

7. Eksponeringsvurdering: Spredningskilder og -veier ......................................................................... 15 

7.1 Gass ................................................................................................................................... 16 

7.2 Fri fase olje ........................................................................................................................ 16 

116829.1/teli 14. mai 2009 Side 2 av 24



MULTICONSULT 

7.3 Olje løst i vann ................................................................................................................... 17 

8. Miljøkonsekvensvurdering ................................................................................................................ 17 

8.1 Generelt for anlegget ......................................................................................................... 17 

8.2 Spredningsrisiko fra potensielle lekkasjepunkter .............................................................. 18 

8.2.1 Akseltettingsfeil ................................................................................................................. 18 

8.2.2 Pumpehavari ...................................................................................................................... 18 

8.2.3 Rørgater ............................................................................................................................. 18 

8.2.4 Fyllerack for biler .............................................................................................................. 19 

8.2.5 Kai ..................................................................................................................................... 19 

8.2.6 Tanker ................................................................................................................................ 20 

8.3 Mulig forurensning fra andre tankanlegg .......................................................................... 20 

9. Konklusjon ........................................................................................................................................ 20 

9.1 Vurdering av om anlegget har tilfredsstillende miljøsikkerhet.......................................... 21 

10. Forslag til utbedringer av anlegget .................................................................................................... 21 

10.1 Tekniske utbedringer ......................................................................................................... 22 

10.2 Overvåkings- og tiltaksbrønner ......................................................................................... 23 

10.3 Oppsummering av forslag til utbedringer .......................................................................... 23 

10.4 Rutiner ............................................................................................................................... 24 

Tegninger 

Skisse Plantegning tankanlegg 

-900.10 Fotobilag 

Vedlegg 

A. Mottatt informasjon fra kommune og Fylkesmannen 

B Sammendrag Miljøkonsekvensvurdering 

C Karter fra www.miljostatus.no 

116829.1/teli 14. mai 2009 Side 3 av 24



1. Innledning 

MULTICONSULT 

Multiconsult er engasjert av Statoil Norge AS til å vurdere konsekvenser for miljøet ved et 

eventuelt oljeutslipp som kan inntre ved Statoils tankanlegg. 

Multiconsult skal også undersøke om installerte forurensningsbegrensede tiltak er i henhold til 

regelverket samt foreslå skisse til utbedringer av tankanlegget slik at konsekvenser ved 

eventuelle fremtidige spill/ lekkasjer kan reduseres til et minimum. 

Denne rapporten omhandler en miljøkonsekvensanalyse av Statoils tankanlegg på Gansås i 

Harstad. 

1.1 Generelt om anlegget 

Tankanlegget ligger i Harstad kommune, nord på "halvøya" Gansåsen, ca. 1 km øst for Harstad 

sentrum (anlegget ligger ved sjøen på motsatt side av fjorden). Anlegget har vært i drift siden 

1950-tallet (første oljetank etablert i 1948), og består i dag av 4 frittstående utendørs oljetanker 

samt et fjellanlegg hvor det lagres drivstoff i 6 ulike cisterner. Det lagres både A, B og Cvæsker 

på anlegget. 

Selve tankene er fundamentert på fjell, mens området nord for tankene er utfylt på kote ca. +1 

og er dermed helt flatt. Ifølge driftsleder består fyllmassene av ren sprengstein, med 

begrensede områder med et tynt avrettingslag av grus på toppen. Steinmassene ble utfylt ved 

etablering av anlegget. 

På 70-tallet var det en lekkasje som medførte utlekking av olje til de utfylte områdene og 

dermed også til sjø. Det ble den gang iverksatt tiltak i form av etablering av en avskjærende 

grøft og oppsamling av olje fra grunnen/sjøvann. 

I 2004 var det et utslipp av ca 30 m 3 bensin i forbindelse med VRUén (Vapour Recovery 

Unit). Utslippet skjedde ved luftingen på bilfylleplassen, og det ble etablert 

observasjonsbrønner nedstrøms utslippspunktet for å kunne følge opp utviklingen. Mesteparten 

av væsken var imidlertid fordampet kort tid etter utslippet. 

1.2 Bakgrunnsinformasjon 

Det er sendt brev til fylkesmannen i Troms og Harstad kommune hvor vi ber om informasjon 

om mulige sårbare forhold i området samt deres syn på plasseringen av anlegget. Ingen av de 

respektive etatene har besvart henvendelsen. 

Det er ellers hentet ut informasjon om naturvernområder og andre sårbare forhold fra nettstedet 

www.miljostatus.no og www.dirnat.no/naturbase (utdrag i vedlegg C). 

Det er også søkt etter grunnundersøkelsesdata i Multiconsults grunnboringsarkiv. 

Det ble foretatt en befaring til anlegget den 02. desember 2008, sammen med terminalleder 

Rune Stellander fra Statoil. Det var opphold og ca 0 ºC under befaringen. 

116829.1/teli 14. mai 2009 Side 4 av 24



MULTICONSULT 

1.3 Verifikasjon/ pålegg 

Det foreligger ingen lokale pålegg fra SFT eller kommunen. SFT har utført en generell 

revisjon av tankanlegg den 01.12.2004 hvor de påpeker generelle anmerkninger basert på 

stikkprøver fra ulike tankanlegg. Anmerkninger er følgende: 

• Risikovurdering på anleggene kan bedres 

• Grunnlag for dimensjonering av beredskap er uklar 

• Behov for oppsamlingsbasseng bør vurderes på nytt 

• Uklart hvilke vurderinger som ligger til grunn for vedlikehold/ utskiftning av 

beredskapsutstyr 

• Variasjon og målbarhet av beredskapsøvelser bør styrkes 

• Oppdatering av oljeutskillere for handtering av overvann 

• Miljøstatus for nedlagte anlegg etterlyses 

• Vedlikehold av anlegget kan forbedres 

Forhold som er relevant for anlegget er vurdert i denne rapport. 

2. Arbeidsmetodikk og definisjoner 

Miljøkonsekvensvurderingen består av å sammenstille eksisterende informasjon for å danne 

seg et bilde av spredningsforholdene på stedet og hvilke konsekvenser en lekkasje kan 

medføre. I den forbindelse hentes det inn informasjon om anleggets drift, type kjemikalier som 

benyttes, tidligere grunnundersøkelser, informasjon om naturgrunnlaget og sårbare forhold 

samt teknisk informasjon vedrørende de drivstofftekniske installasjonene. Det hentes også inn 

informasjon om tidligere uhell/ lekkasjer dersom det finnes. 

Videre foretas det en befaring til anlegget for å verifisere sammenstilte data samt om mulig 

avdekke andre forhold som kan påvirke sprednings- og risikoforholdene ved anlegget. 

Multiconsult benytter en metode for kvalitativ risikovurdering for å vurdere hvilken risiko 

kjente eller mulige forurensninger representerer for kjente eller mulige reseptorer. 

Metoden gir en systematisk dokumentasjon av forutsetninger og begrensninger i 

vurderingsgrunnlaget. Resultatet nyttes til å klarlegge hvilke kjente eller mulige konflikter som 

vil representere størst konsekvens, og hvorvidt situasjonen er av en slik art at saken bør utredes 

videre. I de tilfeller der det kreves videre utredninger vil den kvalitative risikovurderingen 

danne et viktig grunnlag for kvantitative risikovurderinger. 

Risiko er uttrykt som produktet av sannsynligheten for at uønskede forhold oppstår og 

konsekvensen av de uønskede forhold. Multiconsult har ikke vurdert tilstanden på de tekniske 

installasjonene og sannsynligheten for at disse skal svikte, men vurdert hvilke konsekvenser 

som inntrer hvis det oppstår en lekkasje. 

116829.1/teli 14. mai 2009 Side 5 av 24



MULTICONSULT 

I dette tilfelle har vi gjort en miljøkonsekvensvurdering i følgende tre hovedtrinn: 

1 Fare/ giftighetskarakterisering av de produkter som handteres på anlegget 

2 Vurdering av hvilke sårbare forhold som ligger i nærheten av anlegget og hvilke 

konsekvenser en lekkasje kan medføre 

3 En vurdering av om installerte spredningsreduserende tiltak er tilfredsstillende og 

evt. hvilke tiltak som bør iverksettes 

3. Fare/ giftighetskarakterisering 

Stoffer/ kjemikalier som kan representere en mulig fare (farestoff) vil normalt være: 

• Stoffer som kan resultere i helseskade ved langvarig eller gjentatt eksponering 

• Stoffer som forekommer i konsentrasjoner som kan medføre miljøfare 

Kreftfremkallende stoffer (carcinogener) og stoffer med et stort potensial for bioakkumulering 

er alltid klassifisert som stor fare. 

På anlegget lagres det i bensin, parafin, Jet Fuel (Jet A-1), autodiesel og gassolje, i tillegg til 

ulike kjemiske additiver (bensin- og dieseladditiver). Anlegget lagrer per dags dato ikke 

oljeholdig avfall i form av ”slop”. Tank nummer 1 (ballasttank) er imidlertid tom, men kan 

benyttes for å lagre ulike restprodukter, oppumpet slam fra oljeutskilleren, etc. Andre akutt 

giftige eller etsende stoffer lagres ikke på anlegget. 

Egenskaper ved de ulike stoffer er diskutert nedenfor og datablad for de viktigste produktene 

er vist i vedlegg B. HMS- datablad for de ulike stoffene ligger på Statoil sin hjemmeside 

www.statoilhydro.no. 

3.1 Gassoljer, AGO 

Gassoljer består hovedsakelig av tyngre komponenter med karbontall C 12- 24 og kan 

sammenlignes med en lett fyringsolje/ autodiesel. Gassolje har et flammepunkt på ca 65 grader 

og et kokepunkt på over 170 grader. Oljen er lite vannløselig og flyter på vann. 

Produktet er svakt giftig og kan forårsake hudkreft ved lang tids eksponering. Produkt som 

kommer ned i lungene kan medføre alvorlige lungeskader. 

Oljen ødelegger isolasjonsevnen til pels og fjærdrakt, slik at sjøpattedyr og fugler kan fryse i 

hjel. 

Produktet er moderat giftig for jord- og vannorganismer, og kan medføre uønskede 

langtidsvirkninger i vannmiljøet. Oljen er lite vannløselig og løseligheten i sjøvann overskrider 

ikke konsentrasjonen for akutt toksisitet for fisk og krepsdyr, som er i størrelsesorden 10 til 

200 mg/liter. Oljen er derfor mest miljøskadelig når den flyter på vann i fri fase eller når den 

kommer i kontakt med og tilgriser strandområder. 

Oljen er biologisk nedbrytbar og har en moderat nedbrytningshastighet. 

116829.1/teli 14. mai 2009 Side 6 av 24



MULTICONSULT 

3.2 Bensin 

På grunn av flyktigheten vil bensin og andre A-væsker gi særlig stor eksponering via luft, og 

forårsake eksplosjonsfare. 

I kontakt med vann vil de vannløselige bestanddelene av bensin utgjøre et problem, avhengig 

av i hvor stor grad de går over i vannfasen. Stoffer som medfører miljørisiko er benzen (og 

andre aromater), samt andre typer bestanddeler i bensin som MTBE (en vannløselig eter). 

Løseligheten til bensin er i størrelsesorden 200 mg/liter. 

Lokalt, for eksempel innerst i strandsonen eller på steder med liten vannutskifting, vil trolig 

konsentrasjonene i vann kunne bli så høye at det kan ha virkninger på dyre- og planteliv. På 

grunn av uttynning vil det være liten fare for skader lenger ut fra land. 

3.3 Dieselolje/ Fyringsolje nr 1 

Dieselolje/ fyringsolje nr 1 er i utgangspunktet identiske produkter, C-væsker som består av en 

blanding av alifatiske og aromatiske hydrokarboner (10-30 % aromater). Valg av bruksområde 

avgjøres av små mengder med spesifikke tilsetningsstoffer. I tillegg er fyringsolje og avgiftsfri 

diesel tilsatt et di-azofargestoff. Det må ventes årstidsmessige variasjoner i sammensetningen, 

særlig for diesel, som av hensyn til stivne-egenskapene ved lave temperaturer har et høyere 

innhold av lettere komponenter i den kalde årstiden. 

Produktene er relativt lite løselige i vann (størrelsesorden 25 mg/l). Av de mer vannløselige 

komponenter som inngår i varierende mengder, er aromater som toluen, xylen og etylbensener. 

Hovedbestanddelene er relativt flyktige og nedbrytbare under aerobe forhold. Toksisitet 

overfor marine organismer vil avhenge av sammensetningen av oljen og graden av emulgering 

i vann (f.eks ved tilsetning av overflateaktive stoffer for fjerning av oljesøl). 

3.4 Parafin 

Parafin er en B-væske. Den er en blanding av alifatiske og aromatiske forbindelser, dvs. med 

et relativt høyt innhold av flyktige og lett nedbrytbare komponenter. Parafin har et kokepunkt 

på 150 til 250 ºC og er lite vannløselig. Løselighet og egenskaper i vann vil ligge mellom 

bensin og diesel/ lett fyringsolje. Produktet har lav giftighet ved nedsvelging, men er farlig ved 

innånding. Produktet flyter og er giftig for vannløselige organismer. 

Parafin er lite vannløselig og løseligheten i sjøvann overskrider den nedre konsentrasjon for 

akutt toksisitet for fisk og krepsdyr, som er i størrelsesorden 10 mg/liter. Oljen vil derfor lokalt 

være miljøskadelig når den flyter på vann i fri fase eller når den kommer i kontakt med og 

tilgriser strandområder. 

Produktet er bio-nedbrytbart og vil brytes ned ved tilgang på oksygen og varme. 

3.5 Jet fuel (Jet – A1) 

Jetfuel er en type parafin (B-væske), med blank / gul farge og karakteristisk lukt. 

Parafin er en kompleks blanding av hydrokarboner produsert ved destillasjon av råolje, med 

karbontall hovedsakelig fra C9-C16. Den er en blanding av alifatiske og aromatiske 

forbindelser, dvs. med et relativt høyt innhold av flyktige og lett nedbrytbare komponenter. 

Parafin har et kokepunkt på 150 til 290 ºC og er lite vannløselig. Løselighet og egenskaper i 

116829.1/teli 14. mai 2009 Side 7 av 24



MULTICONSULT 

vann vil ligge mellom bensin og diesel/ lett fyringsolje. Produkt som kommer ned i lungene 

ved svelging eller brekning kan forårsake alvorlige lungeskader, og det er farlig ved innånding. 

Produktet flyter og er giftig for vannløselige organismer. Det kan også medføre uønskede 

langtidsvirkninger i vannmiljøet. 

Løseligheten til parafin i sjøvann overskrider den nedre konsentrasjon for akutt toksisitet for 

fisk og krepsdyr, som er i størrelsesorden 10 mg/liter. Oljen vil derfor lokalt være 

miljøskadelig når den flyter på vann i fri fase eller når den kommer i kontakt med og tilgriser 

strandområder. 


Egnet brannslukkingsmiddel: Skum, pulver eller karbondioksid (CO2), vanntåke/spray, sand 

3.6 Bensinadditiver 

Additiver (tilsetningsstoffer) til motorbensin som erstatter tidligere brukte blyforbindelser for å 

øke oktantallet, består av høytkokende hydrokarboner (60-70 %) som er tilsatt alkylfenoler (5- 

10 %) og organisk kaliumsalt. Mindre mengder av dispergator, samt antiemulsjons- og 

antiskum-midler, inngår også. Sammensetning og mengde av disse er ikke kjent. 

Løselighet i vann av hydrokarbonfasen er i utgangspunktet meget liten, og denne type 

additiver utgjør en liten del av bensinen. Det er likevel grunn til å anta at bensinen ved lengre 

tids kontakt med vann, kombinert med nedbrytning og fordampning, kan avgi slike stoffer til 

vannfasen slik at aktive stoffer som alkylfenoler kan komme inn i næringskjeden. 

Det er kjent at enkelte alkylfenoler og -etoksilater har østrogenlignende egenskaper. Det 

fremgår imidlertid ikke klart av tilgjengelige produkt datablader om alkylfenoler (dvs. nonyl- 

og oktylfenoler) som er vurdert som akutt giftige i vannmiljø, og som i tillegg er tungt 

nedbrytbare og kan akkumuleres i organismer, inngår i de aktuelle additivene. 

Antistatiske tilsetningsstoff for drivstoff inneholder foruten toluen, naftalen, solventnafta 

dinonylnaftalensulfonsyre. Stoffet er ikke ansett som kreftfremkallende. Stoffet er meget 

brannfarlig og giftig for organismer som lever i vann. 

3.7 Fargestoff til mineralolje 

Fargestoff til mineralolje består av hydrokarboner der det er oppløst et konsentrerte farge- og 

sporstoffer. Fargestoffene er lite løselig i vann. 

Di-azofargestoffer har mulige nedbrytningsprodukter som er klassifisert som carcinogene, slik 

at de selv må tillegges slike egenskaper. Fordi fargestoffet er bundet til mineraloljefasen som i 

frisk tilstand ikke løses nevneverdig i vann, utgjør fargestoffet ikke noen primær 

forurensningsrisiko i vann. Ved vedvarende kontakt med vann, adsorpsjon på partikler og 

begynnende nedbrytning av olje, vil fargestoffet bli mer tilgjengelig for opptak i 

næringskjeden og bli utsatt for metabolisering. 

Det er ikke kjent om direkte eksponering, for eksempel gjennom huden har skadelige 

virkninger. 

116829.1/teli 14. mai 2009 Side 8 av 24



MULTICONSULT 

3.8 Spillolje/ slop 

Slop er spillolje som kan inneholde rester av alle typer oljeprodukter, med tilhørende 

egenskaper. Fordi slop kan være en blanding av flere oljeprodukter med ulike flammepunkt 

skal den betraktes som en A-væske. Innhold av bensin vil f. eks bidra sterkt med flyktige og 

vannløselige komponenter etc. 

Sammensetningen og eventuelt innhold av vann vil føre til at spilloljen har varierende 

konsistens, og kan være mer eller mindre emulgert. 

Som tidligere nevnt lagres det ikke slop på anlegget per dags dato, men det er mulighet å 

benytte tank 1 til dette ved behov. 

4. Drivstofftekniske installasjoner 

4.1 Påfylling av tanker, og påfyllingsrørledninger 

Tankene fylles fra tankbåt og drivstoff pumpes opp til tankene med pumpene som er om bord i 

tankbåtene. Det er ulike importrør for de ulike kvaliteter, og rørdimensjonene varierer mellom 

6 og 10”. Det ble opplyst at det for tiden pågår en kartlegging av alle rør for å kunne utarbeide 

et kontrollprogram for vedlikehold og evt utskiftning. 

Importrørene går på rørbruer over terrengnivå og inn i bunn av tankene. Det er separate import 

og avtappingsrør, og det er ventiler i hver ende som fungerer som rørbruddsventiler. 

Anlegget har lagringskapasitet for ca 12.000 m 3 med drivstoff på utendørs tanker (dersom T1 

også benyttes), i tillegg til et betydelig større volum innendørs i fjellanlegget. 

Påkoblingspunkt for import og bunkring er på hovedkaianlegget som består av betong. Kaien 

er støpt med fall i området ved påkoblingspunktene, slik at evt. spill og søl ledes til sluk og 

videre til oljeutskiller. 

Tilkobling til importledningen skjer med fleksible slanger som tankbåten bringer med seg. Da 

det er båten som pumper drivstoffet inn på tankene er det båten som har ansvaret for slangene 

ved import. Slangene blir visuelt inspisert av Statoils personell før oppstart, og dersom 

slangene ikke ser tilfredsstillende ut blir det påkrevd å vise sertifikat for trykktesting etc. 

Det er alltid bemanning på kai ved import og det er båten som stiller med slangevakt. Dette 

avtales skriftlig før oppstart. Importledningen har tilbakeslagsventil ved koblingspunkt og 

aktuatorventil ved tankene som hindrer tilbakefall av drivstoff fra tankene. 

Det forgår også bunkring av mindre båter på samme kaianlegget, der Statoils egne slanger 

benyttes (2” og 3”). Ved bunkring er det alltid bemanning på kai. Samme 

spilloppsamlingssystem gjelder også ved bunkring. 

Det er nødstopp på kai, i tillegg til en rekke andre steder på anlegget, og det er 

radiokommunikasjon mellom slangevakten og Statoils personell under import. 

Dersom strømmen på anlegget går under import, og tankventilene dermed stenges, vil 

pumpene i båten kobles ut på grunn av høy trykkoppbygning. Det er dermed ikke fare for 

uforholdsmessig høy trykkoppbygging i rørsystemene i slike tilfeller. 

116829.1/teli 14. mai 2009 Side 9 av 24



MULTICONSULT 

Det finnes også et mindre bunkringsanlegg på en mindre kai sørvest for hovedkaien. Denne 

kaien og tilhørende bunkringsanlegg er lite i bruk, og det er ingen form for spilloppsamling 

annet enn tett dekke av betong. 

4.2 Pumpe- og filterhus 

Det er pumper for påfylling av mindre fartøy og biler. Pumpene står plassert inne i et 

pumpehus, på tett dekke av betong. På gulvet i pumpehuset er det sluk som leder til 

oljeutskiller, slik at utlekket olje ikke vil spres ut av pumpehuset ved en eventuell lekkasje. 

Det var rent og tørt i pumpehuset, og det var ikke spor etter omfattende svetting eller pågående 

lekkasjer. 

4.3 Lagringstanker, volumer og tilstand 

Tanker med lagringsvolumer og produkter som finnes på området er vist i tabellen nedenfor. 

Det er både tanker som ligger i dagen og tanker som ligger inne i fjellanlegg (cicterner). Data 

er hentet fra dokumenter mottatt fra Statoil. 

Tabell 1. Tanker og lagervolum 

Tank 

nr 

Byggeår Produkt Tankkapasitet 

(m 3 ) 

Kommentarer 

1 1948 Slop 1.200 Utendørs dagtank, stål (for tiden tom). 

>50 % oppsamling 

2 1949 Bensin 98 1.900 Utendørs dagtank, stål. 100 % oppsamling 

7 1959 Parafin 300 Utendørs dagtank, stål. Ingen oppsamling 

8 1963 Autodiesel 8.500 Utendørs dagtank, stål. Ingen oppsamling 

C43 1979 Jet Fuel Ikke oppgitt Cisterne i fjell. (råsprengt fjellrom) 

Eies av Forsvaret 

C44 1979 Bensin 95 Ikke oppgitt Cisterne i fjell (råsprengt fjellrom) 


C46 1979 Autodiesel Ikke oppgitt Cisterne i fjell (råsprengt fjellrom) 

C47 1979 Gassolje Ikke oppgitt Cisterne i fjell (råsprengt fjellrom) 


Både utendørs tanker og cisterner i fjellanlegg er sikret mot overfylling med overfyllingsvarsel 

og overfyllingsvern (alarm og shut-down funksjon). Det er automatisk peilekontroll som gir 

kontinuerlig signal/ alarm på PC på kontoret. Det er også gassalarm i fjellrommene hvor det er 

bensintanker. 

Alle utendørs oljetanker har bunndrenasje som ledes via setletank før avskilt produkt pumpes 

tilbake til tank mens vann ledes til oljeutskiller. Det er kun tankene T1 og T2 som har 

spilloppsamlingsbassenger, og ingen av tankene har sladrerør for tidlig deteksjon av lekkasje i 

tankbunn. 

116829.1/teli 14. mai 2009 Side 10 av 24



MULTICONSULT 

4.4 Tankgårder og barrierer 

Det er kun tankene T1 og T2 (A væsker) som har spilloppsamlingsbassenger rundt selve 

tanken. Kapasiteten på oppsamlingsbassengene er henholdsvis >50 % og 100 %, og 

tankventilene på disse tankene er plassert innenfor tankgårdene. Ingen av disse tankene har 

imidlertid sladrerør for tidlig deteksjon av lekkasje i tankbunn. 

Felles for begge spilloppsamlingsbassengene er at de har sluk med mekanisk stengeventil, og 

at utløpet fra ventilen leder rett til terreng i stedet for via oljeutskiller. 

Tankene T7 og T8 har verken oppsamlingsbasseng eller sladrerør, dvs. ingen barrierer for å 

hindre utlekket olje å spre seg videre eller tidlig deteksjon. 

Inne i fjellanlegget lagres drivstoffet på vannbunn i utsprengte fjellrom (cisterner). Drivstoffet 

lagres under havnivå, og det er alltid et lavre trykk i cisternen enn utvendig vanntrykk, noe 

som medfører en innadrettet trykkgradient. Trykkgradienten fungerer som en barriere som 

medfører at drivstoffet ikke vil kunne lekke ut fra fjellrommet, så lenge vanntrykket utenfor 

opprettholdes. Væskenivået i cisternene holdes konstant, og sjøvann pumpes derfor inn og ut 

for å stabilisere ved inn- og uttak av drivstoff fra cisternene. Sjøvannet som pumpes ut ved 

innfylling av drivstoff på tankene ledes via en stor oljeutskiller før utpumping. 

Det er gassalarm i fjellrommene med A-væske (bensin), som vil kunne avdekke en lekkasje på 

et tidlig stadium. 

Det er lite innlekkasje av vann i fjellanlegget, grunnet god injisering (tetting) innenfra. Mengde 

innlekket vann er lite og ledes via oljeutskiller før det pumpes til sjø. 

Ved fylleracket for påfylling til tankbil er det spilloppsamlingsdekke som leder til oljeutskiller. 

Det er tak over fylleracket slik at det er minimalt med vann som samles opp ved fylleracket. 

Det er på grunn av vind etc. antatt at mindre enn 10 % av nedbør på et areal på ca 250 m 2 kan 

samles opp. 

Det er flere tanker for tilsetningsstoffer (additiver), og disse står på tett dekke ca 10 m sør for 

fylleracket. Det er oppsamlingstrau under tankene, som muliggjør oppsamling av mindre spill 

og søl. Disse må imidlertid tømmes manuelt dersom de fylles opp (ikke tilkoblet oljeutskiller). 

Da området nedstrøms oljetankene består av utfylte masser av grov sprengstein er det ingen 

naturlig form for barriere i grunnen som vil kunne holde igjen olje før den når resipienten. 

4.5 Bilfylleplass 

Anlegget har 2 bilfylleplasser (fyllerack med 2 bayer), og det er spilloppsamlingsplater med 

fall til slukrist som ligger på tvers av hele fylleplassen. Sluket leder til oljeutskilleren. 

Bilene fylles med elektronisk styrt bunnfylling og det er tilkoling for gassavsug som leder til 

VRU (gassgjenvinningsenhet). 

Bilene fylles via en terminal (computer), som påser at overfyllingsvarsel- og vern fungerer. 

Det er nødstopp for påfylling montert ved fylleracket. Totalt sett medfører dette at det er 

minimalt med overfyllinger på anlegget, og at mindre spill og søl smales opp i oljeutskilleren. 

På en av fylleplassene er det utstyr for toppfylling. Dette benyttes imidlertid ikke, og skal 

demonteres til fordel for utstyr for bunnfylling. 

116829.1/teli 14. mai 2009 Side 11 av 24



MULTICONSULT 

4.6 Oljeutskiller 

Det er 3 oljeutskillere ved anlegget. 2 av disse er lokalisert utendørs (seriekoblet), mens den 

siste ligger inne i fjellanlegget. Den eldste oljeutskilleren (nr. 1) ble etablert på slutten av 70tallet, 

og er av betong uten koalesensfilter. Våtromsvolumet ble på befaringen oppgitt til å 

være 9 m 3 . Den andre (nr. 2) ble etablert i 2001 og har koalesensfilter (som forbereder 

prosessen med å skille olje og vann). Denne oljeutskilleren ble oppgitt å ha et våtromsareal på 

4 m 3 . Ledningen fra oljeutskiller nr.1 går via et sandfang til oljeutskiller nr. 2, og videre ut i 

sjøen like nord for en avskjæringsgrøft som ble etablert mellom tank nr. 8 og sjøen (i 

forbindelse med tidligere nevnte oljelekkasje). 

Oljeutskiller nummer 3 er av stål og ligger inne i fjellanlegget. Denne behandler sjøvann/ 

dreansjevann som har vært i cisternene, og som skal pumpes tilbake til sjø for stabilisering av 

væskenivå i cisternene. 

Normalt skal oljeutskillere dimensjoneres for en vannmengde som tilsvarer ca 30 l/sek/hektar 

med mindre vannet fordrøyes i spilloppsamlingsbasseng eller det er andre forhold som 

medfører endret vannmengde inn på utskilleren. 

For dimensjonering av oljeutskillere som er seriekoblet må det tas utgangspkt i oljeutskilleren 

med minst kapasitet (våtromsareal). Oljeutskillerne samler opp olje og vann fra kaianlegget, 

bilfylleplassen, fra VRUén og fra pumperommet, i tillegg til et mindre bidrag fra 

bunndrenering av tankene. Pumperummet er imidlertid innebygget, og vil følgelig ikke gi noe 

nedbørsbidrag. Drenering fra spilloppsamlingsbassengene rundt tankene T1 og T2 ledes til 

terreng og gir dermed heller ikke noe bidrag til oljeutskilleren. 

Dette medfører en samlet vannmengde på: 

• Fylleracket, 0,025 hektar * 10 % * 30 l/s = 0,07 l/s 

• Spilloppsamling for VRU 0,015 hektar * 10 % * 30 l/s = 0,045 l/s 

• Spilloppsamling på kaianlegg, 0,03 hektar * 30 l/s = 0,9 l/s 

• Pluss noe fra bunndrenasje fra tankene, antar 0,2 l/s 

• Sum = 1,22 l/s eller 4,4 m 3 /t. 

Avrenning fra tankgårdene vil være oljeholdig vann med ”ren” olje dvs. ingen såper. 

Setlingstiden er derfor betydelig mindre enn den ville vært (med bruk av såper) og utskilleren 

har en kapasitet som er ca 4 ganger setlingsvolumet (våtvolum), dvs. 6 x 4 = 24 m 3 /t. 

Beregningsoverslaget viser at oljeutskillerene som er lokalisert utendørs har tilstrekkelig 

kapasitet for dagens situasjon. Det er også montert koalesensfilter, som øker effektiviteten til 

utskilleren. 

Oljeutskillerne inne i fjellet er dimensjonert for å ta hand om alt sjøvann som pumpes ut ved i 

fylling av anlegget og våtvolums delen bør derfor vøre minimum 25 % av 

innpumpningshastigheten, slik at utpumpet sjøvann får en oppholdstid på minimum 15 min. 

Statoil bør sjekke ut om dagens utskiller tilfredsstiller kravene til utslipp 50 mg/l og om det er 

stor nok kapasitet ut fra de volum som leveres. Det er ikke kjent om det foreligger egne 

utslippskrav fra anlegget. 

116829.1/teli 14. mai 2009 Side 12 av 24



MULTICONSULT 

4.7 Lekkasjekontroll og overvåking 

Det er lekkasjekontroll med automatisk logging av tanknivå og temperatur på utendørs 

oljetanker. Dette avstemmes ved døgnavslutning (hver dag) og manko beregnes og 

innrapporteres til lageravdeling. Eventuelle avvik rapporteres tilbake til anlegget, som deretter 

iverksetter tiltak på bakgrunn av type avvik og omfang. Det samme gjelder for cisternene inne 

i fjellanlegget. En sekretær behandler imidlertid også eventuelle avvikstall på selve anlegget 

før dagavslutning. 

Inne i fjellanlegget medfører en inadrettet trykkgradient (drivstoffet ligger lagret under 

havnivå) at olje ikke kan lekke ut av fjellanlegget så lenge sjøvannet trykker på. Det er 

observasjonspunkter inne i fjellanlegget, der en kan følge med at fjellrommet rundt cisternene 

er vannfylte til enhver tid. 

Det er gassmålere som kontinuerlig måler gasskonsentrasjoner i fjellrom med A-væsker 

(bensin). 

Annen kontroll er delt inn i daglige, ukentlige og månedlige inspeksjonsintervaller på en rekke 

potensielle lekkasjepunkter inne på anlegget. Alle sjekkpunkter utføres ikke daglig, noe som 

medfører at for eksempel spilloppsamlingsbassenger på T1 og T2 kan stå med en mindre 

lekkasje i flere dager uten å oppdages. 

Anlegget er bemannet fra kl 0800 til 1600 alle hverdager. Utenom dette eksisterer ingen 

vaktordninger, verken internt eller ved bruk av eksternt vaktpersonell. Anlegget står følgelig 

ubemannet hver helg samt størstedelen av døgnet. 

4.8 Oljevernberedskap 

Beredskap er etablert gjennom kommunalt brannvesen og Industrivernet (IUA), for større 

lekkasjer hvor det er behov for assistanse. Anlegget ligger i beredskapsregion 30 (Sør Troms, 

med 9 deltakende kommuner). 

Det er både skjørtelenser og absorbentlenser tilgjengelig for øyeblikkelig utlegging ved oljesøl 

på sjø. Skjørtelensene oppbevares i 2 beredskapscontainere og kan trekkes direkte ut på sjøen 

med beredskapsbåten. Det ble opplyst å være tilstrekkelige lengder med skjørtelense til å 

kunne ringe inn tankbåtene som legger til kai, og dette er testet på oljevernøvelser. 

Beredskapsbåten står på kaien, og denne sjøsettes og testes hver måned. Det er tette landfester 

for lenser, for å sikre tett overgang mellom lensene og sjø. Absorbentlenser oppbevares i 

beredskapskasse på kai. 

Det gjennomføres regelmessige (hvert år) øvelser der de ansatte ved tankanlegget deltar (3 

stk). burde tilstrebes å gjennomføre øvelsene sammen med brannvesen eller naboanlegg (NNG 

Miljøindustri) dersom dette lar seg gjøre (NNG har eget olje-tankanlegg noen hundre meter 

sørvest for Statoils tankanlegg). 

Det er ikke nødhavn/ strandsettingsplass i umiddelbar nærhet til tankanlegget. 

4.9 Naboforhold 

Tankanlegget er lokalisert i Mercurveien 88, omtrent ytterst (lengst nord) på Gansås-halvøya. 

Eiendommen grenser i nord og vest mot sjø og i sør og øst er det fjell. Langs sjøkanten 

nedenfor Mercurveien er det næringsbygg og industri, og NNG (tankanlegg) holder til noen 

hundre meter sørvest for Statoils tankanlegg. 

Nærmeste boligområde ligger ca 300 m sør/ sørvest for tankanlegget, ovenfor Mercurveien. 

116829.1/teli 14. mai 2009 Side 13 av 24



MULTICONSULT 

Det er ikke spesielt sårbare områder i nærområdet til anlegget. Det er som nevnt ca 300 m til 

nærmeste bolighus, og disse ligger høyere enn tankanlegget. Det er dermed ikke sannsynlig at 

boligene kan berøres ved en evt. lekkasje. 

4.10 Avfallshandtering. 

Anlegget tar ikke i mot spillolje/ slop fra båter, men har muligheten til å lagre oljeholdig vann 

eller avfall i T1 (ballasttank), som for tiden står tom. Oljeholdig vann som samles opp i egen 

oljeutskiller pumpes ut ved behov og lagres til henting av sertifisert firma, men også dette kan 

pumpes opp til T1 ved behov. 

Tømming og rengjøring av tanker utføres av egne spesialavfallsselskaper. 

5. Spredningsforhold på land og sjø 

5.1 Resipient 

Lekkasjer og søl vil raskt spre seg til Gansåsbotn som er resipient (havneområdet i Harstad). 

Det er ingen ferskvannsresipienter (fiskeførende eller drikkevann) som kan berøres direkte ved 

en lekkasje. 

5.2 Grunnforhold 

På Gansås (Gansåsfjellet), er det hovedsakelig naturlig grunn av fast fjell, stedvis med et tynt 

vegetert topplag. 

Selve anlegget ligger ytterst på halvøyen Gansås, i et utfylt område på kote ca. +1. Ifølge 

driftsleder består fyllmassene av ren sprengstein, med begrensede områder med et tynt 

avrettingslag av grus på toppen. Steinmassene ble utfylt ved etablering av anlegget. Hele 

området ned til under sjønivå er oppfylt av sprengsteinmasser. Oljetankene ligger imidlertid på 

fast fjell like ovenfor det utfylte området. 

Området har mildt kystklima og en årlig nedbørsnormal på ca 850 mm. Det er et stort 

nedslagsfelt oppstrøms tankanlegget (søndre del av Gansåsen), noe som medfører stor 

gjennomstrømning av vann i grunnen. Avrenning vil foregå på overgangen mot fast fjell under 

det vegeterte topplaget av sand, grus og jord. 

I strandsonen vil det i permeable lag skje en stadig inn- og utstrømning med tidevannet. 

Oljesøl i dette området vil medføre en kontinuerlig utvasking av oljen. 

Ledninger og barrierer 

Kaianlegget er av betong på pilarer, og det er ingen sammenhengende kaifront som vil kunne 

virke som en tett barriere mot sjø og evt. holde igjen en oljelekkasje. 

Det er ingen naturgitte barrierer på eiendommen, som vil kunne hindre eller sinke spredning av 

olje fra en lekkasje. I forbindelse med tidligere saneringstiltak på 1990-tallet (etter lekkasje på 

en drensledning ved T8) ble det etablert en avskjærende grøft mellom T8 og strandkanten, for 

å samle opp utlekket olje i grunnen. Denne grøften ble imidlertid fylt igjen med 

sprengsteinsmasser og zugol etter opphørt saneringsperiode på 6-7 mnd. Det er dermed uvisst 

hvilken funksjon dette området vil kunne ha som ”barriere” mot spreding av olje ved en 

116829.1/teli 14. mai 2009 Side 14 av 24



MULTICONSULT 

eventuelle ny lekkasje til grunnen. Zugol vil gradvis vaskes ut nedbrytes slik at grøften vil ha 

nedsatt effekt og det må antas at etter 20 ca år har grøften liten oppsamlingseffekt. 

For drivstoff lagret i cisternene inne i fjellanlegget fungerer trykkgradienten fra sjøvannet som 

barriere, og hindrer dermed olje å lekke ut via eventuelle sprekker eller hulrom i fjellet. 

Strømningsforhold i sjøen 

Gansåsfjorden har en tidevannsforskjell på i underkant av 2 m og det er dermed stor 

utskiftning av sjøvann utenfor tankanlegget. Strømningsretningen varierer med tidevann og 

vindforhold, og det må dermed påregnes at olje kan spre seg innover i fjorden (sørvest) mot 

havneområdet i Harstad. 

6. Sårbare forhold 

Nærområdet rundt tankanlegget er regulert til næring/ industri/havn, mens det ca 300 m sør/ 

sørvest for tankanlegget også er boliger. Det må derfor påregnes at nærliggende områder til 

tankanlegget kan være påvirket av forurensning både fra annen nærliggende industri, skip og 

kommunale utslipp. Det ble på befaringen opplyst at det tidligere jevnlig ble observert oljefilm 

på sjøen like utenfor NNG Miljøindustri, som ligger sørvest for Statoils tankanlegg. NNG 

Miljøindustri er et gjenvinningsanlegg som tar imot store mengder spillolje og annet oljeholdig 

avfall. 

Det er ikke spesielt følsomme eller sårbare lokaliteter i umiddelbar nærhet til anlegget. 

6.1 Naturvernområder og friluftsområder 

Det er ingen vernede områder på land som kan påvirkes direkte ved en lekkasje fra anlegget. 

I Harstad finnes det 1 naturreservat (Kvannesvatnet) og 1 landskapsvernområde (Laugen). I 

tillegg er store deler av Bergsvågen vernet etter lakse- og innlandsfiskeloven. Dette på grunn 

av oppgang av sjøørret i Møkkelandsvannet. Vernet innebærer et generelt fiskeforbud fra 1. 

mai til 30. september. Evt. utslipp til land eller sjø fra tankanlegget på halvøyen Gansås vil 

ikke påvirke verken naturreservatet eller det vernede området. 

6.2 Akvakultur og sjøfiske 

Det er ikke lokalisert marine klekkerianlegg eller oppdrettsanlegg i nærheten. Det foregår 

kystfiske av matfisk lenger ut i fjorden. 

Det er tidligere utført omfattende miljøundersøkelser i Harstad havn for å kartlegge innhold av 

miljøgifter i bunnsedimentene. Det er påvist til dels høyt innhold av miljøgifter og det er i den 

forbindelse planer om opprydding i form av mudring av Harstad havn. Utslipp av større 

mengde olje til sjø vil sannsynligvis medføre behov for sanering av strandsoner. 

7. Eksponeringsvurdering: Spredningskilder og -veier 

Forurensning fra anlegget kan påvirke miljøet i form av gass, frifase olje eller olje oppløst i 

vann. Spredningsveier er via luft, på terrengoverflaten, i grunnen og i rørledninger 

(overvannsnettet) ned til sjøen. 

Oljeutslipp på land vil strømme mot sjøen på terrengoverflaten eller via grunnen. 

Spredningshastighet og -omfang vil avhenge av grunnforholdene. I permeable masser som 

116829.1/teli 14. mai 2009 Side 15 av 24



MULTICONSULT 

stein, sand, grus, eller tilsvarende fyllmasser vil transport i væskeform skje raskt. 

Gjennomstrømningen av grunnvann vil også påvirke spredning av olje. 

De grove steinmassene i utfylte områder nedstrøms oljetankene på tankanlegget har liten 

bufferkapasitet slik at lite olje vil holdes igjen i fyllmassene og spredningshastigheten vil være 

rask. Ved direkte utslipp av frifase olje i sjøen eller pga. utlekking fra grunnen kan store sjø- 

og strandområder dermed raskt blir eksponert for videre spredning av olje. 

7.1 Gass 

Det oppbevares A-væsker på utendørs oljetanker, inne i fjellanlegget (cisterner) og ved 

fylleracket. Sannsynligheten for at gass/ lukt kan spre seg i grunnen til bygninger er liten på 

grunn av grove og ikke sammenhengende lag av masser mellom kilder og bygninger. 

Bensingass er tyngre enn luft og vil migrere ut via bunnstoll. Fjellrommene der det oppbevares 

A-væske har gassalarm og lufting som kontrollert trekker gass/ luft ut fra fjellrommet. 

7.2 Fri fase olje 

Utslipp på land 

Lekkasjer og søl av olje i en slik mengde at det overstiger jordas retensjonskapasitet eller 

konstruksjoners (vegger, oljeutskillere, lenser osv.) evne til å holde den tilbake, vil føre til en 

spredning av fri fase olje. Grunnet lite løsmasser med finstoff på anlegget (som har evne til å 

holde olje tilbake i grunnen) vil en lekkasje renne av på terrengoverflaten eller sige ned i 

sprekker i fjellet til grunnvannspeilet og bevege seg i retning mot sjøen. 

Beskyttelse for folk som arbeider på anlegget mot eksponering av olje ansees tatt vare på ved 

arbeidsrutiner og regler for bruk av verneutstyr. Området er avstengt med adgangskontroll og 

gjerde slik at vanlig publikum og større landdyr har liten mulighet til å komme i nær kontakt 

med frifase olje om dette skulle finnes eksponert inne på anlegget. 

Det er ikke registrert hekkeplasser eller spesielt næringsrike steder som tiltrekker fugler eller 

dyr på eller i umiddelbar nærhet av tankanlegget. Det er derfor liten sannsynlighet for at fugler 

som søker etter mat på land vil bli berørt. Utslipp på land vil dermed ikke medføre 

eksponeringsfare for mennesker eller dyr unntatt for de som arbeider ved anlegget. 

Utslipp til sjøen 

Olje som når sjøen vil raskt kunne spre seg videre, og utslippets størrelse vil være avgjørende 

for hvor stort eksponeringsområdet kan bli. 

Oljeflak med tykkelser over 0,1 vil kunne skade sjøfugl og tilgrise strender. 1.000 liter olje kan 

teoretisk danne et 10.000 m 2 stort oljeflak. Oljeflakets virkelige størrelse vil være mindre og 

avhenge av type olje, sjø- og lufttemperatur, fordamping og løselighet i vann. 

Spredningsomfanget bestemmes også av vindstyrke, bølger, strøm osv. 

Et utslipp i størrelsesorden 0,5 m 3 vil ved normale vind og strømningsforhold kunne nå land på 

andre siden av Gansbotn, tilgrise strandsonene der, samt spre seg inn mot havneområdet i 

Harstad. Mindre utslipp vil også kunne medføre oljefilm på sjøen og tilgrise havnebassenget 

og strandsoner i nærheten av tankanlegget, noe som også er sterkt uønsket. 

116829.1/teli 14. mai 2009 Side 16 av 24



MULTICONSULT 

7.3 Olje løst i vann 

Ved lekkasjer og spill vil noe olje løse seg i kontakt med vann og spre seg gjennom grunnen 

mot sjøen. Dette vil ikke berøre landarealer utenfor anlegget, da gjeldende strømningsretning 

ikke vil føre olje inn under andre eiendommer. Utsig av grunnvann med oppløst olje vil neppe 

overskride det som er vanlig innhold i avløp fra en oljeutskiller (mindre enn 10 ppm), med 

mindre fri fase olje er tilstede. Dette er lavere enn akutt toksisitet for fisk og krepsdyr. 

Vann fra oljeutskillere på anlegget vil ha varierende konsentrasjoner av olje avhengig av 

hvilke produkter de fanger opp, og om andre stoffer som oljeløsende kjemikalier og 

overflateaktive stoffer finnes i avløpsvannet. Det er viktig at oljeutskilleren har kapasitet til å 

skille ut oljefilm fra mengden vann som tilføres oljeutskilleren. Det er forutsatt at oljeutskillere 

blir kontrollert i henhold til gjeldende regler og at utslippet av oljeholdig vann ligger innenfor 

gjeldende utslippstillatelser. 

Sannsynligheten for at dyr eller mennesker kan bli eksponert for oljeholdig vann ansees å være 

meget liten. 

Relativt hyppig vannutskiftning på grunn av flo og fjære samt vannutskifting pga. strøm vil 

imidlertid føre til en rask fortynning. Olje løst i vann vil derfor ha små miljøkonsekvenser, 

utover mulige lokale påvirkninger ved utløp fra oljeutskillere. 

Olje som flyter på vannet er lite vannløselig slik at oppløsning og innblanding i vannsjikt 

nedover i vannprofilet er lite. 

Det er derfor begrensning av fri fase olje det skal rettes fokus mot. 

8. Miljøkonsekvensvurdering 

8.1 Generelt for anlegget 

Mulige situasjoner som skyldes sabotasje/ terrorhandlinger (eller naturkatastrofer) er holdt 

utenfor i miljøkonsekvensvurderingen, da disse betraktes å være av den type hendelser som 

ikke inntreffer ved vanlig drift. Tiltak mot slike hendelser vil være av sikkerhetsmessig art og 

omfattes av Statoils interne beredskapsplan. 

Risiko er særlig knyttet til hendelser som medfører eksponering av frifase olje. Faren for 

eksponering på land er begrenset til folk som arbeider på anlegget. Disse er kjent med faren, 

og har erfaring i å arbeide med oljeprodukter. 

Olje på sjøen vil kunne spre seg raskt og berøre sårbare kystområder. Også kystområder uten 

spesiell natur- eller miljømessig status, men av lokal rekreasjonsverdi kan bli berørt (samt 

småbåthavner og strandsoner). 

Konsekvenser av forurensning i kystsonen der fugler, dyr og planter kan bli berørt, eller ved 

påvirkning av oppholdssteder for fugler på sjøen, avhenger bl.a. av årstiden (om for eksempel 

utslippet skjer i hekketiden). 

Spredningsomfang vil avhenge av utslippets størrelse. Aksjoner for å hindre eller begrense 

spredning til sjøen samt rask oppsamling ved bruk av lenser etc. vil være viktige virkemidler 

ved oljeutslipp. 

116829.1/teli 14. mai 2009 Side 17 av 24



8.2 Spredningsrisiko fra potensielle lekkasjepunkter 

Etablerte vernetiltak 

MULTICONSULT 

Alle tanker har overfyllingsalarm som trer i kraft når tankene er 93 % full. Ved 95 % av maks. 

tanknivå stenges tankventiler automatisk. Ute på anlegget er det plassert nødstoppsbrytere som 

stenger alle tankventiler og pumper. Det er også bemanning ved tilkoblingssted ved import og 

bunkring av fartøy, samt ved fylling på tankbiler. Overfyllinger ansees derfor som lite 

sannsynlig. 

Ved import- og bunkringssted på kaianlegget er det spilloppsamling rundt påkoblingspunktene, 

med sluk som leder til oljeutskiller. Det er imidlertid ikke stengeventil ved dette sluket, slik at 

et større utslipp av olje på kaien vil kunne medføre overfylling av oljeutskilleren. 

8.2.1 Akseltettingsfeil 

Lekkasjer av denne type forekommer stort sett i pumper for fylling av biler. Maksimalt 

lekkasjeomfang er ca 100 liter pr. time. En lekkasje vil trolig oppdages innen kort tid (da det er 

bemanning på anlegget) slik at totalt utlekket volum vil være mindre enn 0,1 m 3 . 

Pumpene som tilhører fylleracket er plassert i eget pumpehus med tett dekke av betong og sluk 

som leder til oljeutskiller. Eventuelt utlekket olje vil derfor samles opp før det renner ut av 

pumpehuset. Dersom sluket som leder til oljeutskiller skulle være tett anslås det at pumpehuset 

kan samle opp inntil 5 m 3 med olje, noe som ansees som tilstrekkelig. 

Det er tilstrekkelig oppsamlingskapasitet til å fange opp spill ved akseltettingsfeil. 

Sannsynligheten for et slikt brudd inntreffer er lite. Siden det er nødstopp og oppsamling ved 

pumping til bil, er faren for omfattende utslipp også meget liten og utlekket olje vil kunne 

samles opp før det spres til grunnen. 

8.2.2 Pumpehavari 

Ved et totalt pumpehavari kan man få en lekkasje på 100 til 1.000 l/min. Dette vil bli oppdaget 

meget raskt, antatt etter 2-3 min ved fylling av bil, og etter 5-6 min ved bunkring av båter. Søl 

ved bilfyllingen er forventet å havne på spilloppsamlingen og deretter i oljeutskiller. Søl fra 

pumpene inne i pumpehuset vil (som nevnt i kapittel 8.2.1) samles opp på tett dekke av betong 

og ledes videre til oljeutskiller. Pumpehuset har oppsamlingskapasitet på ca 5 m 3 , noe som 

anses å være tilstrekkelig ved pumpehavari. 

Sannsynligheten for at et pumpehavari skal inntreffe er liten. Det er nødstopp/ alarm 

tilgjengelig ved fylleracket i nærheten og ved import- og bunkringssted. Det er bemanning 

under påfylling og bunkring som vil oppdage dette. 

8.2.3 Rørgater 

Rørledningene på tankanlegget går langs rørgater over terrengnivå, og er av stål slik at 

gjennomrusting lett vil oppdages. Det er forventet at en lekkasje vil oppstå gradvis og utlekket 

mengde vil være liten. Rørene er ansett å være i god forfatning, og det foregår en kartlegging 

for tiden, for å kunne etablere et kontroll- og utskiftningsprogram. 

Feil ved sikkerhetsventiler kan føre til utblåsning av pakninger, og i verste fall føre til brudd på 

ledningene. Ventilene vil da være stengt, men ledningens volum kan renne ut. Maksimalt 

ledningsvolum (og totalutslipp ved et ledningsbrudd) er antatt å være 4-5 m 3 (ca 15 l/m* maks 

270m). 

116829.1/teli 14. mai 2009 Side 18 av 24



MULTICONSULT 

Deler av utlekket volum vil kunne samles opp på land, men det må ventes at deler kan spre seg 

til sjøen via permeable masser i grunnen eller renne av på terreng. Sannsynligheten for denne 

type hendelse er liten. 

En lekkasje vil kunne oppdages ved vedvarende oljefilm i strandsonen, og det vil være tid til å 

legge ut lenser for å begrense spredning av oljefilm. 

8.2.4 Fyllerack for biler 

Overfylling kan skje når feil lastekammer fylles, på grunn av defekt lasteventil e.l. Det 

eksisterer inntil videre utstyr for toppfylling ved fylleracket, men dette benyttes ikke, og skal 

skiftes ut innen kort tid. Det fylles dermed kun via bunnfylling med avsug. 

Det er forhåndsprogrammerte lastetabeller for hver enkelt bil som kan laste (via kortautomat). 

Lastebilsjåførene er selv ansvarlig for at lastekamrene på bilene er tomme. Det ble opplyst om 

svært få overfyllinger på anlegget og spilt mengde er dermed meget liten. 

Lasteslangene har selvlukkende ventiler. Noen ganger lukker de ikke ordentlig på grunn av 

sand/ skitt etc. Dette kan skje relativt ofte, og medfører at det søles noen få dråper (desiliter) 

med olje ved hver fylling. Spill av dette omfang fanges opp av spilloppsamlingsplaten og ledes 

til oljeutskilleren. 

Lekkasjer fra biler kan oppstå, men er antatt å være transportørens ansvar. Det er ikke forhold 

som tyder på at tankbilene er mer utsatt for lekkasjer i den perioden den er inne på 

tankanlegget enn ute på veien. Vi anser derfor at dersom tankbilene er i forskiftsmessig stand 

er det tilfredsstillende sikkerhet mot lekkasjer. 

8.2.5 Kai 

Det benyttes fleksible slanger fra import- eller bunkringspunkt til mindre fartøy. Ved lossing er 

kapasiteten opp til 1.000 m 3 /time og i losse- / bunkringsprosessen er slangene det svakeste 

leddet. Tiden fra et slangebrudd oppdages og til pumpene stoppes er maksimalt 1 min. 

Utlekket oljemengde kan derfor komme opp i ca 15 m 3 . 

Ved bunkring er lastekapasiteten mindre, og maksimalt 2000 liter i minuttet. Med responstid 

på 2 minutter (operasjonen skal være overvåket) vil maksimalt utslipp være ca 4 m 3 . 

Slangebrudd er trolig det svakeste punktet og det som trolig innebærer størst risiko. Ved et 

slangebrudd på import- eller eksportledningen er det mulig at det kan oppstå en lekkasje fra 4 

til 15 m 3 som kan gå direkte i sjøen. 

Det er bemanning på kai under begge operasjonene, som kan stenge av pumper relativt raskt 

ved nødstopp og vurdere om det skal startes tiltak for å samle opp olje. 

Det er meget viktig at sjøen overvåkes ved bunkring og hvis det inntrer en lekkasje at det 

aksjoneres raskt og evt. legges ut lenser. 

Tiden fra en lekkasje oppstår til den oppdages, kilden stoppes og videre til det er igangsatt 

begrensede tiltak er meget viktig for spredningsomfanget. Det er derfor viktig at personell ved 

anlegget er godt trent og utstyr virker som forutsatt slik at aksjonstiden blir minst mulig. 

116829.1/teli 14. mai 2009 Side 19 av 24



8.2.6 Tanker 

MULTICONSULT 

Anlegget har eksistert siden slutten av 1940-tallet (1948) og alle tanker blir kontrollert og 

renovert med jevne mellomrom. Det ble på befaringen opplyst at samtlige utendørs oljetanker 

er enkeltbunnet. 

En feil på tankventil vil kunne lede til den største lekkasjen, og ved tank T7 og T8 er det ingen 

form for spilloppsamling ved en lekkasje. Tankene T1 og T2 har imidlertid 

spilloppsamlingsbasseng, og her er tankventilene plassert innenfor tankgårdene. En eventuell 

lekkasje vil dermed samles opp i tankgården dersom stengeventilene for drenering er lukket. 

Det må derfor være gode rutiner for å sikre at stengeventilene i avløpet holdes lukket unntatt 

når drenering pågår. Eventuelt kan det etableres automatiske oljestengeventiler som lukker ved 

tilsig av olje. 

Utløp for drenering av spilloppsamlingsbassenger for tankene T1 og T2 er ikke tilkoblet 

oljeutskiller, men leder direkte til terreng. Under befaringen var stengeventilen ved T2 ikke 

tilstrekkelig lukket (sannsynligvis grunnet rust eller frost), og det rant dermed oppsamlet vann 

ut til terreng. Ved et utslipp vil også olje renne direkte til terreng, noe som illustrerer 

nødvendigheten av hyppige kontrollrunder og rutiner som fungerer. 

8.3 Mulig forurensning fra andre tankanlegg 

Det ligger også andre fabrikkanlegg/ tankanlegg som lagrer oljeprodukter i området. Det er 

antatt at disse anleggene har sine egne separate beredskapsplaner. Det er ikke vurdert om 

belastningen fra disse kan representere en tilleggsrisiko som bør påvirke beredskapsplanene for 

Statoils anlegg. 

9. Konklusjon 

Gass og olje løst i vann 

Ut fra grunnforholdene og den store vannutskiftningen i fjorden utenfor anlegget vil risikoen 

knyttet til spredning av gass i grunnen og til luft, samt spredning av olje løst i vann være liten. 

Miljøfare forbundet med gass og olje løst i vann er minimal. 

Spredning av olje som fri fase 

Med utslipp av frifase olje til sjøen vil eksponeringsområdet øke betydelig. Det er ingen 

naturressursområder i direkte nærhet til anlegget, men spredning av olje med strøm og vind 

kan relativt raskt føre olje mot mer sårbare områder og føre til konflikt med verneinteresser 

(sjøfugl og sjødyr), rekreasjonsområder, strandsoner og andre havneområder. 

Viktigste form for tiltak mot oljesøl fra anlegget vil derfor være å hindre spredning av fri fase 

olje til sjøen og få til en effektiv oppsamling av olje som når sjøen. Vi mener derfor at tiltak 

skal konsentreres om å forhindre spredning av frifase olje til/ på sjøen. 

De fleste potensielle lekkasjepunkter kan med ulik sannsynlighet få utslipp på inntil 15 m 3 

oljeprodukt. Slangebrudd ved lossing/ bunkring er trolig den mest sårbare aktiviteten ved 

driften av anlegget. Tankanlegget bør derfor ha en beredskap med oljelenser/ skimmere som 

kan for å ta hånd om en oljelekkasje til sjøen på ca 15 m 3 ved områdets rådende bølge, vind- 

og strømningsforhold. 

116829.1/teli 14. mai 2009 Side 20 av 24



MULTICONSULT 

For at et utslipp skal påvirke sårbare områder på motsatt side- og innerst i Gandsfjorden, må en 

lekkasje sannsynligvis være i størrelsesorden 0,5m 3 . Dette er imidlertid avhengig av rådende 

vind og strømretning. 

Mindre utslipp som går til terreng vil kunne synes på overflaten i selve havna og kan også 

medføre krav om oppsamling. Det er derfor viktig at det etableres spilloppsamling ved alle 

koblingspunkter, og at rutiner for stengning av drenasje- og eventuelle oljestengeventiler 

følges, slik at ikke for store mengder olje ledes gjennom oljeutskilleren. 

9.1 Vurdering av om anlegget har tilfredsstillende miljøsikkerhet. 

Et av hovedprinsippene er at det skal være dobbel barriere ved oljeførende enheter slik at minst 

to ting må gå galt for at en lekkasje skal oppstå. Anlegget har i dag ikke en tilfredsstillende 

miljøsikkerhet, og det er spesielt i forhold til muligheter for spilloppsamling at det foreligger 

potensial for bedring. Det bør være doble barrierer ved alle potensielle lekkasjepunkter, noe 

som innebærer at spilloppsamling ved flere av tankene bør forbedres. 

Det mest sårbare punktet er imidlertid ved slangebrudd i forbindelse med import av 

oljeprodukter fra fartøy. Det er viktig at beredskap prioriteres og at det er fokus på drift og 

vedlikehold av utstyr i forbindelse med lossing. 

• Anlegget har ikke spilloppsamling ved alle utendørs oljetanker, og det er heller ikke 

sladrerør som kan muliggjøre tidlig deteksjon av lekkasje i tankbunn. Det bør vurderes 

å etablere spilloppsamlingsbasseng rundt tankene T7 og T8, som verken har sladrerør 

eller oppsamlingsbasseng. Drenasje (nedbør) fra spilloppsamlingsbassengene skal 

ifølge forskrift 744 ledes via oljeutskiller. 

• Utdrenert vann fra spilloppsamlingsbassengene rundt tankene T1 og T2 leder direkte 

til grunnen. Drenasjevannet skal ledes til oljeutskiller. 

• Bunkringsanlegget på en mindre kai sørvest for hovedkaien har ikke spilloppsamling. 

• Statoil bør sjekke ut om oljeutskillerne som ligger i tilknytning til fjellhallen 

tilfredsstiller dagens krav til utslipp fra en oljeutskiller eller evt. utslippstillatelser som 

anlegget har. 

10. Forslag til utbedringer av anlegget 

Statoil ønsker at tankanlegget skal medføre liten risiko for miljøet i området. De ønsker derfor 

å utbedre anlegget slik at det er spilloppsamling på alle steder hvor Statoil er ansvarlig for 

oljestrømmen. Dette gjelder i forbindelse med påfylling av tanker eller lagring av 

oljeprodukter samt utpumping til båter ved kai og biler ved tankanlegget. 

Spill om bord i båter er utenfor Statoils ansvar, og anses som rederiets/båteiers ansvar. 

Likeledes er spill ved utkjøring med bil transportørens ansvar. 

116829.1/teli 14. mai 2009 Side 21 av 24



MULTICONSULT 

10.1 Tekniske utbedringer 

Denne rapporten omtaler ikke detaljerte rørtekniske løsninger og det er antatt at dette 

dimensjoneres/ detaljprosjekteres slik at de tilfredsstiller den kvalitet Statoil krever og møter 

de anbefalinger som er skisser i denne rapport. 

Andre tekniske forhold som areal og kjøremønster for båt og bil, riktig lys, Ex-sikkert elanlegg, 

nødstopp, brannslukningsapparater og riktig merking etc. og sikring mot ytre skader er 

ikke tatt med i denne vurderingen. 

Det er tatt utgangspunkt i følgende offentlige forskrifter. 

• Forskrift om brannfarlig vare. Nr 744, av 26. juni 2002. 

• Retningslinjer for dimensjonering, utførelse og drift av renseanlegg for oljeholdig 

avløpsvann. TA 2006/2004. 

Forskrift 744 sier følgende: 

§3 Overfyllingsvarsel/overfyllingsvern 

Tanker som samlet har en oppbevaringskapasitet på mer enn 3 m 3 skal ha overfyllingsvarsel. 

Er det stor oppfyllingshastighet eller høy risiko skal det monteres overfyllingsvern. 

I dette tilfelle er det overfyllingsvarsel og overfyllingsvern på alle tankene. Dette er montert og 

må vedlikeholdes/ utvikles slik at det sikrer mot lekkasjer ved overfylling. 

§ 4, 5 og 6 Oppsamlingsarrangement og rørbruddsventiler. 

Tanker for B-væske skal ha oppsamlingstank hvis myndigheten finner at det er stor risiko for 

miljøet ved en lekkasje. Oppsamlingskaret bør minst romme tankens lagringsvolum og være 

laget av ikke brennbart materiale. 

Finner myndighetene at det er høy risiko ved anlegget skal det være rørbruddsventiler og disse 

bør plasseres innenfor oppsamlingskaret. 

Statoil har ikke pålegg om å ha oppsamlingskar rundt samtlige tanker, som fanger opp 100 % 

olje ved et totalt tankhavari. Det er 4 utendørs oljetanker på tankanlegget, T1, T2, T7 og T8. 

Tankene T1 og T2 har spilloppsamlingsbasseng som omslutter tankventilene. Tankene T7 og 

T8 har ikke spilloppsamlingsbasseng. Ingen av tankene har imidlertid sladrerør, som muliggjør 

tidlig deteksjon av lekkasje i tankbunn. 

Det er elektriske ventiler (aktuator) på samtlige tanker, som stenger ved nødstopp eller når 

pumper ikke er i drift. Disse vil fungere som rørbruddsventiler når pumpene ikke er i drift. 

Inadrettet trykkgradient mot cisternene i fjellanlegget hindrer utlekking av drivstoff til sjø. 

Multiconsult anser på bakgrunn av dette at spilloppsamlingsbassengene utendørs ikke er 

tilfredsstillene for oljetankene T7 og T8. Tankene bør ha spilloppsamlingsbasseng eller en 

form for spilloppsamling som kan samle opp minimum 50 m 3 med olje, som kan lekke ut ved 

lekkasje på ventilene eller fra tank. Spilloppsamlingsbassengene bør utstyres med automastisk 

stengeventil på drenasjen, slik at store mengder med olje ikke renner gjennom oljeutskilleren 

ved større lekkasjer. 

116829.1/teli 14. mai 2009 Side 22 av 24



§ Drenering 

MULTICONSULT 

Oppsamlingskummen skal ha dreneringsmulighet slik at nedbør etc. kan dreneres vekk og 

oppsamlingsvolumet ikke reduseres. Dreneringsåpninger i karet skal være slik at det ikke tettes 

av is eller blader etc. Drenert vann skal renses før utslipp. 

Det er muligheter for drenering av oppsamlet vann i begge oppsamlingsbassengene, og det er 

mekaniske stengeventiler som skal åpnes ved behov. Utdrenert vann leder imidlertid direkte til 

terreng, i stedet for til oljeutskiller. 

Det er også spilloppsamlingsdekke ved påfyllingssted for tankbil og ytterst på kaianlegget. 

Avløp fra spilloppsamlingsplatene fører til oljeutskilleren. 

10.2 Overvåkings- og tiltaksbrønner 

Multiconsult mener at det er viktig å ha en uavhengig overvåkningsmulighet, slik at det kan tas 

en sjekk av grunnvannet ved mistanke om lekkasje til grunnen. 

Det er porøse masser i grunnen og en miljøbrønn ved tankanlegget vil ikke gi mer informasjon 

enn det man kan observere i strandsonen. Multiconsult mener derfor at det ikke er behov for 

egne overvåkningsbrønner, men at vannet i havnebassenget må overvåkes med jevne 

mellomrom ved fallende sjø. 

Inspeksjonsintervall/ resultat bør dokumenteres og loggføres. 

10.3 Oppsummering av forslag til utbedringer 

Multiconsult anbefaler følgende utbedringer av anlegget: 

• Det bør etableres en form for spilloppsamling for å håndtere eventuell lekkasje fra 

tankene T7 og T8. 

• Drenasjevann/overflatevann (nedbør, smeltevann etc.) fra eksisterende tankgårder (T1 og 

T2) skal ifølge forskrift 744 ledes via oljeutskiller i stedet for rett til terreng. 

Stengeventilen skal være stengt når ikke drenering pågår, og rutiner for dette må 

forbedres. 

• Det bør etableres en stengeventil mellom spilloppsamling ved importsted på kaianlegget 

og oljeutskiller, slik at oljeutskilleren ikke overfylles ved en større lekkasje eller et større 

spill 

• Det bør være daglige kontrollrunder (også helg) som innbefatter alle potensielle 

lekkasjepunkter. Spesielt bør det sjekkes at det ikke er olje i spilloppsamlingsbassengene, 

og at ikke bunnventilene i spilloppsamlingsbassenget er tette. 

• Det bør vurderes å søke SFT om tillatelse til å benytte dispergeringsmidler ved akutte 

utslipp til sjø. 

• Statoil bør sjekke om oljeutskillerne i fjellanlegget tilfredsstiller dagens krav til utslipp 

fra en oljeutskiller eller evt. gjeldene krav for anlegget. 

• Det forutsettes at slanger, rør, ventiler, koblinger, filter og pumper kontrolleres og 

vedlikeholdes regelmessig innefor de intervaller som er nødvendig for å oppnå 

tilfredsstillende sikkerhet mot lekkasjer. Det anbefales videre at Statoil Norge legger 

felles føringer for hvilke rutiner som skal gjelde for henholdsvis testing og trykkprøving, 

vedlikehold og utskiftningsintervaller for ulike typer drivstofførende slanger. 

• Det bør etableres spilloppsamling ved bunkringsplass på den lille kaia sørvest for 

anlegget. 

116829.1/teli 14. mai 2009 Side 23 av 24



MULTICONSULT 

10.4 Rutiner 

Det må være en drifts- og overvåkningsplan som både vil gi større oppmerksomhet om miljøet 

og som hvis det oppstår mistanke om lekkasje kan gjøre det lett å finne frem til hvem som må 

varsles og hva som kan gjøres for å avbøte evt. skader på et tidlig tidspunkt. 




felles føringer for alle tankanlegg for hvilke rutiner som skal gjelde for henholdsvis 

testing og trykkprøving, vedlikehold og utskiftningsintervaller for ulike typer 

drivstofførende slanger. 

• Inntil fullstendig spilloppsamling etableres (dvs. dobbelt barriere) er det viktig at 

inspeksjonsintervallene er hyppige (daglig) slik at en evt. lekkasje kan oppdages raskt. 

Sjekk av oljestengeventiler, oljeutskiller, tanker og tegn til olje langs strandkanten er 

noen av punktene som bør inngå i kontrollen. Kontrollrundene må utføres av teknisk 

kyndig personell, som kjenner tankanlegget godt. 

• Det må være rutiner for overvåking (personell) av sjø ved bunkring slik at anlegget 

kan stenges ned raskt ved en lekkasje. Det bør være sjekklister som viser til at sjø er 

overvåket under bunkring. 

• Det må være rutiner, utstyr og personell som er trent på å aksjonere raskt og er i stand 

til å samle opp inntil 15 m 3 med oljesøl som kan oppstå ved kaianlegget. Statoil må 

være pådriver for at det gjennomføres øvelser sammen med involverte parter, for eks 

brannvesen. Scenarier på øvelsene bør variere, og øvelsene bør dokumenteres. 

• Det bør utarbeides en beredskapsplan som viser hvilke tiltaksformer som vil være 

aktuelt ved en lekkasje på land. Hvor det kan etableres ledegrøfter og pumpesumper 

etc., slik at en lekkasje som infiltrerer i grunnen kan samles opp før den når sjøen. 

• Peilelogg og avvikstall må bearbeides ved anlegget av driftspersonell slik at det 

aksjoneres/ sjekkes raskt hvis avvikstall overskrider en gitt grense. 

• Alle kontroller/ inspeksjoner skal dokumenteres og loggføres. 

Det forutsettes at vanlig rutinekontroll av teknisk utstyr og tanker utføres regelmessig. 

116829.1/teli 14. mai 2009 Side 24 av 24

Tegninger 

Planskisse og fotobilag

Tank T8. Ingen spilloppsamling rundt tanken 

Tankene T1 og T2, med spilloppsamlingsbasseng. Drenasje fra ringmur leder til terreng 

Fyllerack med bunnfylling (toppfylling til høyre, skal byttes ut med bunnfylling) 

Rev. Beskrivelse Dato Tegn. Kontr. Godkj. 

FOTOBILAG 

STATOIL NORGE AS 

GANGSÅS TANKANLEGG 

SÅRBARHETSVURDERING 

MULTICONSULT 

Nedre Skøyen vei 2 - Pb. 265 Skøyen - 0213 Oslo 

Tlf. 21 58 50 00 - Fax: 21 58 50 01 

Dato 

22. oktober 2008 

Oppdrag nr. 

116829.1 

V:\116500\116829 Statoil baseprosjektet\13 tankanlegg på land\Gangsås\tegning 900.doc 

Konstr./Tegnet 

Teli 

Tegning nr. 

Original format 

Tegningens filnavn 

tegning 900.doc 

Målestokk 

Kontrollert 

tso 

900.10 

Fag 

Miljøgeologi 

Godkjent 

tso 

Rev.

Bunnfylling med avsug i fyllerack. 

VRU (Vapour Recovery Unit) midt i bildet. Tank T7 oppe til høyre 

VRU på tett spilloppsamlingsdekke med avrenning til oljeutskiller 


FOTOBILAG 




MULTICONSULT 


Tlf. 21 58 50 00 - Fax: 21 58 50 01 

Dato 


Oppdrag nr. 

116829.1 



Teli 

Tegning nr. 




Målestokk 

Kontrollert 

tso 

900.10 

Fag 

Miljøgeologi 

Godkjent 

tso 

Rev.

Pumperom, med tett dekke 

Rørledninger inn/ut av fjellanlegg, langs rørgater 

Kontrollrom på kai til høyre, tank T2 til venstre, tank T7 til høyre 


FOTOBILAG 




MULTICONSULT 


Tlf. 21 58 50 00 - Fax: 21 58 50 01 

Dato 


Oppdrag nr. 

116829.1 



Teli 

Tegning nr. 




Målestokk 

Kontrollert 

tso 

900.10 

Fag 

Miljøgeologi 

Godkjent 

tso 

Rev.

Bygning med påkoblingsrør for import og bunkring 

Påkobling for import 

Tidligere bunkringssted for mindre båter. Kaianlegg ikke i drift 


FOTOBILAG 




MULTICONSULT 


Tlf. 21 58 50 00 - Fax: 21 58 50 01 

Dato 


Oppdrag nr. 

116829.1 



Teli 

Tegning nr. 




Målestokk 

Kontrollert 

tso 

900.10 

Fag 

Miljøgeologi 

Godkjent 

tso 

Rev.

Beredskapsbåt 

Skjørtelenser i beredskapscontainer. Tette landfester for lenser. 

NNG Miljøservice til høyre i bildet, og nærmeste boliger øverst. 

Beredskapskasse med absorbentlenser. 


FOTOBILAG 




MULTICONSULT 


Tlf. 21 58 50 00 - Fax: 21 58 50 01 

Dato 


Oppdrag nr. 

116829.1 



Teli 

Tegning nr. 




Målestokk 

Kontrollert 

tso 

900.10 

Fag 

Miljøgeologi 

Godkjent 

tso 

Rev.

Tilsetningstanker (additiver), med oppsamlingstrau under 

Tilsetningstanker (additiver) på betongfundament. Oppsamlingstrau under 

Bygning med slukkeutstyr (pumper, brannslanger etc) 


FOTOBILAG 




MULTICONSULT 


Tlf. 21 58 50 00 - Fax: 21 58 50 01 

Dato 


Oppdrag nr. 

116829.1 



Teli 

Tegning nr. 




Målestokk 

Kontrollert 

tso 

900.10 

Fag 

Miljøgeologi 

Godkjent 

tso 

Rev.

Innendørs smøreoljelager. Ikke avrenning til oljeutskiller 

Gangstoll mellom cisterner inne i fjellanlegg 

Inspeksjonskum for inntak av sjøvann i fjellanlegg 


FOTOBILAG 




MULTICONSULT 


Tlf. 21 58 50 00 - Fax: 21 58 50 01 

Dato 


Oppdrag nr. 

116829.1 



Teli 

Tegning nr. 




Målestokk 

Kontrollert 

tso 

900.10 

Fag 

Miljøgeologi 

Godkjent 

tso 

Rev.

Oljeutskiller inne i fjellanlegg 


FOTOBILAG 




MULTICONSULT 


Tlf. 21 58 50 00 - Fax: 21 58 50 01 

Dato 


Oppdrag nr. 

116829.1 



Teli 

Tegning nr. 




Målestokk 

Kontrollert 

tso 

900.10 

Fag 

Miljøgeologi 

Godkjent 

tso 

Rev.

Vedlegg A. 

Mottatt informasjon fra 

kommune og Fylkesmann

Det er ikke mottatt respons på vår forespørsel, 

verken fra kommune eller Fylkesmann

Vedlegg B 

Sammendrag 

Miljøkonsekvensvurdering

Sårbarhet og følsomhets vurdering, Gansås tankanlegg. side 1/4 

Anleggsdata 

Anleggs 

navn 

Adresse 

Statoil Norge AS Sårbarhets og følsomhetsvurdering 

Gansås 

Mekurvn, Harstad 

Kommune Harstad Fylke Troms 

Kontakt 

person (er) 

Geografisk 

beliggenhet 

Merknader: 

Rune Stellander Telefon 

Telefax 

E-mail 


sentrum. Anlegget består av 4 frittstående utendørs oljetanker samt et fjellanlegg hvor det 

lagres drivstoff i 6 ulike cisterner. Det lagres både A, B og C-væsker på anlegget. 

Sammendrag sårbarhet- og følsomhetsvurdering 

Type 

undersøkelser 

Innsamling av relevant informasjon om anlegget. 

Miljøtekniske undersøkelser i forbindelse med en lekkasje i 2004. 

Befaring til anlegget. 


Det er imidlertid oppgang av laks og sjøørret i bergsvassdraget. 

Det er ingen nabobygg som berøres ved en evt. lekkasje. 

Sårbarhet 

vurdering 

Følsomhet 

vurdering 

Konsekvenser Et utslipp i størrelsesorden 0,5 m 3 vil ved normale vind og strømningsforhold kunne 

nå land på andre siden av Gansbotn, tilgrise strandsonene der, samt spre seg inn mot 

havneområdet i Harstad. Mindre utslipp vil også kunne medføre oljefilm på sjøen og 

tilgrise havnebassenget og strandsoner i nærheten av tankanlegget, noe som også er 

sterkt uønsket. 

Kommunens Ikke mottatt svar på henvendelse 

uttalelse 

Fylkesmann Ikke mottatt svar på henvendelse 

uttalelse 

Merknader. NNG Miljøindustri ligger rett ved anlegget og er et gjenvinningsanlegg som tar imot store 

mengder spillolje og annet oljeholdig avfall. Det observeres jevnlig oljefilm fra dette anlegget. 

Kilder 

Tank nr Produkt Tankkapasitet 

(m 3 ) 

1 

2 

7 

8 

C43 

C44 

C45 

C46 

C47 

C48 

Tilstand / kommentar 

Slop 1.200 Utendørs dagtank, stål (for tiden tom). 

>50 % spilloppsamlingskapasitet 

Bensin 98 1.900 Utendørs dagtank, stål. 100 % oppsamling 

Parafin 300 Utendørs dagtank, stål 

Autodiesel 8.500 Utendørs dagtank, stål 

Jet A-1 Ikke oppgitt Cisterne i fjell. Eies av Forsvaret 

Bensin 95 Ikke oppgitt Cisterne i fjell 


Autodiesel Ikke oppgitt Cisterne i fjell 

Gassolje Ikke oppgitt Cisterne i fjell 

Gassolje Ikke oppgitt Cisterne i fjell


Faktorer som påvirker spredningsforhold 

Nedbør, 850 mm/år, mildt kyst lima Geologi Mye fjell og noe grove fyllmasser i 

klima 

forsenkninger 

Drenasje- Det er et stort nedbørsfelt Naturlige Stein, grus sand og silt. 

forhold oppstrøms anlegget samt porøse jordarts 

Nedbørsfelt masser i grunnen 

avsetninger og 

Tidevann Ca 2 m tidevann tanker ligger over fyllmasser 

flom tidevannsonen. 

Dekker Asfalt og betong El-grøfter Ligger over grunnvannet og styrer ikke 

spredning 

Grunnvanns Ligger i fjell Avløps- Ligger over grunnvannet og vil ikke styr 

forhold 

ledninger grunnvannet 

Antatt Middels til stor pga grove Sprednings Det er ingen naturgitte barrierer på 

sprednings fyllmasser 

reduserende anlegget. 

hastighet 

forhold 

Terreng 

(Topografi) 

Skrånende ned mot sjø Annet -- 

Annet av betydning: Fjellhallene er tettet med injisering og det er lite innlekkasje til hallene. 

Målområdet. Vannkilder, forhold nedstrøms. 

Vannkilde Vann, elv, 

bekk 

Innsjø, fjord Grunnvannsmagasin 

Navn -- sjø -- 

Avstand -- -- -- 

Tilstand -- Ok -- 

Bruk -- Havn -- 

Drikkevann -- Nei -- 

Gjennom 

strømning 

-- 

Middels til stor 

-- 

Naturreservat -- 

eller lign. 

Annet av betydning: 

Nei 

Målområdet. Følsomhet (gass) 

Mål Fare for gass 

spredning dit 

Fornminne (kultur) Nei 

Områder med Nei 

graverestriksjoner 

Sykehus Nei 

Skoler / barnehage Nei 

Boliger Nei 

Undergrunnsrom 

tunneler etc 

Nei 

Annet Nei 

Avstand 

m 


Merknader 

-- Ingen naturreservat i nærheten, men 

Harstad by ligger nære, 300 m. 

Merknader


Vedlegg til anleggets dataark: 

Konsekvenser: 

Ut fra grunnforholdene og den store vannutskiftningen i fjorden utenfor anlegget vil risikoen knyttet 

til spredning av gass i grunnen og til luft, samt spredning av olje løst i vann være liten og miljøfare 

forbundet med gass og olje løst i vann er minimal. 


naturressursområder i direkte nærhet til anlegget, men spredning av olje med strøm og vind kan 

relativt raskt føre olje mot mer sårbare områder i Harstad by. For at en lekkasje skal påvirke sårbare 

områder, må en lekkasje sannsynligvis være større enn 0,5 m 3 . 

Viktigste form for tiltak mot oljesøl fra anlegget vil derfor være å hindre spredning av fri fase olje til 

sjøen og få til en effektiv oppsamling av olje som når sjøen. Vi mener derfor at tiltak skal konsentreres 

om å forhindre spredning av frifase olje til/ på sjøen. De fleste potensielle lekkasjepunkter kan med 

ulik sannsynlighet få utslipp på inntil 15 m 3 oljeprodukt. Tankanlegget bør derfor ha en beredskap 

med oljelenser/ skimmere som kan for å ta hånd om en oljelekkasje til sjøen på ca 15 m 3 ved områdets 

rådende bølge, vind- og strømningsforhold. 

Mindre lekkasjer som går til terreng vil kunne synes på overflaten i selve havna og kan medføre krav 

om oppsamling. Det er derfor viktig at det etableres spilloppsamling ved alle koblingspunkter, og at 

rutiner for stengning av drenasje- og oljestengeventiler følges slik at ikke for store mengder olje ledes 

gjennom oljeutskilleren. 

Mulige tiltaksmetoder for opprenskning ved lekkasje: 

Hovedprinsippet for spilloppsamling må være at spillet skal samles opp så nær kilden som mulig samt 

at det må være system som gir tidlig deteksjon. 

Tiltak vil derfor være å samle opp spill ved lekkasjested og eller lede det til oljeutskiller. Større utslipp 

samles opp ved lenser på sjø. 

Kostnadsdrivende forhold ved en opprenskning: 

Ingen, ut over at tidlig deteksjon og rask oppsamling vil begrense konsekvensene. 

Anleggets nærhet til Harstad by vil medføre mye fokus som kan medføre omfattende kontroll og tiltak 

ved en lekkasje. 

Forebyggende tiltak. 

Tiden fra en lekkasje oppstår til den oppdages og det settes i verk tiltak er meget avgjørende for hvor 

store konsekvenser en lekkasje får. Det er derfor viktig at det er kontinuerlig kontroll under de mest 

kritiske operasjonene, som er import og bunkring av drivstoff. 



• Drenasjevann/overflatevann (nedbør, smeltevann etc.) fra eksisterende tankgårder (T1 

og T2) skal ifølge forskrift 744 ledes via oljeutskiller i stedet for rett til terreng. 


forbedres. 

• Det bør etableres en stengeventil mellom spilloppsamling ved importsted på 

kaianlegget og oljeutskiller, slik at oljeutskilleren ikke overfylles ved en større lekkasje 

eller et større spill 


lekkasjepunkter. Spesielt bør det sjekkes at det ikke er olje i 

spilloppsamlingsbassengene, og at ikke bunnventilene i spilloppsamlingsbassenget er 

tette. 



Statoil Norge AS Sårbarhets og følsomhetsvurdering







felles føringer for hvilke rutiner som skal gjelde for henholdsvis testing og 

trykkprøving, vedlikehold og utskiftningsintervaller for ulike typer drivstofførende 

slanger. 


anlegget. 


Vedlegg C 

Karter vedrørende miljøstatus

Gangsås tankanlegg i Harstad 

Resipient: Gangsåsbotn

Ingen registreringer i nærheten av anlegget 

Tekniske anlegg

Temakart 

Grunnkart



Innholdsfortegnelse 

MULTICONSULT 

1. Innledning ........................................................................................................................................... 4 

1.1 Generelt om anlegget ........................................................................................................... 4 

1.2 Bakgrunnsinformasjon ......................................................................................................... 4 

1.3 Verifikasjon/ pålegg ............................................................................................................ 5 

2. Arbeidsmetodikk og definisjoner ........................................................................................................ 5 

3. Fare/ giftighetskarakterisering ............................................................................................................ 6 

3.1 Gassoljer, AGO ................................................................................................................... 6 

3.2 Bensin .................................................................................................................................. 7 

3.3 Dieselolje/ Fyringsolje nr 1 ................................................................................................. 7 

3.4 Parafin .................................................................................................................................. 7 

3.5 Jet fuel (Jet – A1) ................................................................................................................. 7 

3.6 Bensinadditiver .................................................................................................................... 8 

3.7 Fargestoff til mineralolje ..................................................................................................... 8 

3.8 Spillolje/ slop ....................................................................................................................... 9 

4. Drivstofftekniske installasjoner .......................................................................................................... 9 

4.1 Påfylling av tanker, og påfyllingsrørledninger .................................................................... 9 

4.2 Pumpe- og filterhus ........................................................................................................... 10 

4.3 Lagringstanker, volumer og tilstand .................................................................................. 10 

4.4 Tankgårder og barrierer ..................................................................................................... 11 

4.5 Bilfylleplass ....................................................................................................................... 11 

4.6 Oljeutskiller ....................................................................................................................... 12 

4.7 Lekkasjekontroll og overvåking ........................................................................................ 13 

4.8 Oljevernberedskap ............................................................................................................. 13 

4.9 Naboforhold ....................................................................................................................... 13 

4.10 Avfallshandtering. ............................................................................................................. 14 

5. Spredningsforhold på land og sjø ...................................................................................................... 14 

5.1 Resipient ............................................................................................................................ 14 

5.2 Grunnforhold ..................................................................................................................... 14 

6. Sårbare forhold .................................................................................................................................. 15 

6.1 Naturvernområder og friluftsområder ................................................................................ 15 

6.2 Akvakultur og sjøfiske ....................................................................................................... 15 

7. Eksponeringsvurdering: Spredningskilder og -veier ......................................................................... 15 

7.1 Gass ................................................................................................................................... 16 

7.2 Fri fase olje ........................................................................................................................ 16 

116829.1/teli 14. mai 2009 Side 2 av 24



MULTICONSULT 

7.3 Olje løst i vann ................................................................................................................... 17 

8. Miljøkonsekvensvurdering ................................................................................................................ 17 

8.1 Generelt for anlegget ......................................................................................................... 17 

8.2 Spredningsrisiko fra potensielle lekkasjepunkter .............................................................. 18 

8.2.1 Akseltettingsfeil ................................................................................................................. 18 

8.2.2 Pumpehavari ...................................................................................................................... 18 

8.2.3 Rørgater ............................................................................................................................. 18 

8.2.4 Fyllerack for biler .............................................................................................................. 19 

8.2.5 Kai ..................................................................................................................................... 19 

8.2.6 Tanker ................................................................................................................................ 20 

8.3 Mulig forurensning fra andre tankanlegg .......................................................................... 20 

9. Konklusjon ........................................................................................................................................ 20 

9.1 Vurdering av om anlegget har tilfredsstillende miljøsikkerhet.......................................... 21 

10. Forslag til utbedringer av anlegget .................................................................................................... 21 

10.1 Tekniske utbedringer ......................................................................................................... 22 

10.2 Overvåkings- og tiltaksbrønner ......................................................................................... 23 

10.3 Oppsummering av forslag til utbedringer .......................................................................... 23 

10.4 Rutiner ............................................................................................................................... 24 

Tegninger 

Skisse Plantegning tankanlegg 

-900.10 Fotobilag 

Vedlegg 

A. Mottatt informasjon fra kommune og Fylkesmannen 

B Sammendrag Miljøkonsekvensvurdering 

C Karter fra www.miljostatus.no 

116829.1/teli 14. mai 2009 Side 3 av 24



1. Innledning 

MULTICONSULT 

Multiconsult er engasjert av Statoil Norge AS til å vurdere konsekvenser for miljøet ved et 

eventuelt oljeutslipp som kan inntre ved Statoils tankanlegg. 

Multiconsult skal også undersøke om installerte forurensningsbegrensede tiltak er i henhold til 

regelverket samt foreslå skisse til utbedringer av tankanlegget slik at konsekvenser ved 

eventuelle fremtidige spill/ lekkasjer kan reduseres til et minimum. 

Denne rapporten omhandler en miljøkonsekvensanalyse av Statoils tankanlegg på Gansås i 

Harstad. 

1.1 Generelt om anlegget 


sentrum (anlegget ligger ved sjøen på motsatt side av fjorden). Anlegget har vært i drift siden 

1950-tallet (første oljetank etablert i 1948), og består i dag av 4 frittstående utendørs oljetanker 

samt et fjellanlegg hvor det lagres drivstoff i 6 ulike cisterner. Det lagres både A, B og Cvæsker 

på anlegget. 

Selve tankene er fundamentert på fjell, mens området nord for tankene er utfylt på kote ca. +1 

og er dermed helt flatt. Ifølge driftsleder består fyllmassene av ren sprengstein, med 

begrensede områder med et tynt avrettingslag av grus på toppen. Steinmassene ble utfylt ved 

etablering av anlegget. 

På 70-tallet var det en lekkasje som medførte utlekking av olje til de utfylte områdene og 

dermed også til sjø. Det ble den gang iverksatt tiltak i form av etablering av en avskjærende 

grøft og oppsamling av olje fra grunnen/sjøvann. 

I 2004 var det et utslipp av ca 30 m 3 bensin i forbindelse med VRUén (Vapour Recovery 

Unit). Utslippet skjedde ved luftingen på bilfylleplassen, og det ble etablert 

observasjonsbrønner nedstrøms utslippspunktet for å kunne følge opp utviklingen. Mesteparten 

av væsken var imidlertid fordampet kort tid etter utslippet. 

1.2 Bakgrunnsinformasjon 

Det er sendt brev til fylkesmannen i Troms og Harstad kommune hvor vi ber om informasjon 

om mulige sårbare forhold i området samt deres syn på plasseringen av anlegget. Ingen av de 

respektive etatene har besvart henvendelsen. 

Det er ellers hentet ut informasjon om naturvernområder og andre sårbare forhold fra nettstedet 

www.miljostatus.no og www.dirnat.no/naturbase (utdrag i vedlegg C). 

Det er også søkt etter grunnundersøkelsesdata i Multiconsults grunnboringsarkiv. 

Det ble foretatt en befaring til anlegget den 02. desember 2008, sammen med terminalleder 

Rune Stellander fra Statoil. Det var opphold og ca 0 ºC under befaringen. 

116829.1/teli 14. mai 2009 Side 4 av 24



MULTICONSULT 

1.3 Verifikasjon/ pålegg 

Det foreligger ingen lokale pålegg fra SFT eller kommunen. SFT har utført en generell 

revisjon av tankanlegg den 01.12.2004 hvor de påpeker generelle anmerkninger basert på 

stikkprøver fra ulike tankanlegg. Anmerkninger er følgende: 

• Risikovurdering på anleggene kan bedres 

• Grunnlag for dimensjonering av beredskap er uklar 

• Behov for oppsamlingsbasseng bør vurderes på nytt 

• Uklart hvilke vurderinger som ligger til grunn for vedlikehold/ utskiftning av 

beredskapsutstyr 

• Variasjon og målbarhet av beredskapsøvelser bør styrkes 

• Oppdatering av oljeutskillere for handtering av overvann 

• Miljøstatus for nedlagte anlegg etterlyses 

• Vedlikehold av anlegget kan forbedres 

Forhold som er relevant for anlegget er vurdert i denne rapport. 

2. Arbeidsmetodikk og definisjoner 

Miljøkonsekvensvurderingen består av å sammenstille eksisterende informasjon for å danne 

seg et bilde av spredningsforholdene på stedet og hvilke konsekvenser en lekkasje kan 

medføre. I den forbindelse hentes det inn informasjon om anleggets drift, type kjemikalier som 

benyttes, tidligere grunnundersøkelser, informasjon om naturgrunnlaget og sårbare forhold 

samt teknisk informasjon vedrørende de drivstofftekniske installasjonene. Det hentes også inn 

informasjon om tidligere uhell/ lekkasjer dersom det finnes. 

Videre foretas det en befaring til anlegget for å verifisere sammenstilte data samt om mulig 

avdekke andre forhold som kan påvirke sprednings- og risikoforholdene ved anlegget. 

Multiconsult benytter en metode for kvalitativ risikovurdering for å vurdere hvilken risiko 

kjente eller mulige forurensninger representerer for kjente eller mulige reseptorer. 

Metoden gir en systematisk dokumentasjon av forutsetninger og begrensninger i 

vurderingsgrunnlaget. Resultatet nyttes til å klarlegge hvilke kjente eller mulige konflikter som 

vil representere størst konsekvens, og hvorvidt situasjonen er av en slik art at saken bør utredes 

videre. I de tilfeller der det kreves videre utredninger vil den kvalitative risikovurderingen 

danne et viktig grunnlag for kvantitative risikovurderinger. 

Risiko er uttrykt som produktet av sannsynligheten for at uønskede forhold oppstår og 

konsekvensen av de uønskede forhold. Multiconsult har ikke vurdert tilstanden på de tekniske 

installasjonene og sannsynligheten for at disse skal svikte, men vurdert hvilke konsekvenser 

som inntrer hvis det oppstår en lekkasje. 

116829.1/teli 14. mai 2009 Side 5 av 24



MULTICONSULT 

I dette tilfelle har vi gjort en miljøkonsekvensvurdering i følgende tre hovedtrinn: 

1 Fare/ giftighetskarakterisering av de produkter som handteres på anlegget 

2 Vurdering av hvilke sårbare forhold som ligger i nærheten av anlegget og hvilke 

konsekvenser en lekkasje kan medføre 

3 En vurdering av om installerte spredningsreduserende tiltak er tilfredsstillende og 

evt. hvilke tiltak som bør iverksettes 

3. Fare/ giftighetskarakterisering 

Stoffer/ kjemikalier som kan representere en mulig fare (farestoff) vil normalt være: 

• Stoffer som kan resultere i helseskade ved langvarig eller gjentatt eksponering 

• Stoffer som forekommer i konsentrasjoner som kan medføre miljøfare 

Kreftfremkallende stoffer (carcinogener) og stoffer med et stort potensial for bioakkumulering 

er alltid klassifisert som stor fare. 

På anlegget lagres det i bensin, parafin, Jet Fuel (Jet A-1), autodiesel og gassolje, i tillegg til 

ulike kjemiske additiver (bensin- og dieseladditiver). Anlegget lagrer per dags dato ikke 

oljeholdig avfall i form av ”slop”. Tank nummer 1 (ballasttank) er imidlertid tom, men kan 

benyttes for å lagre ulike restprodukter, oppumpet slam fra oljeutskilleren, etc. Andre akutt 

giftige eller etsende stoffer lagres ikke på anlegget. 

Egenskaper ved de ulike stoffer er diskutert nedenfor og datablad for de viktigste produktene 

er vist i vedlegg B. HMS- datablad for de ulike stoffene ligger på Statoil sin hjemmeside 

www.statoilhydro.no. 

3.1 Gassoljer, AGO 

Gassoljer består hovedsakelig av tyngre komponenter med karbontall C 12- 24 og kan 

sammenlignes med en lett fyringsolje/ autodiesel. Gassolje har et flammepunkt på ca 65 grader 

og et kokepunkt på over 170 grader. Oljen er lite vannløselig og flyter på vann. 

Produktet er svakt giftig og kan forårsake hudkreft ved lang tids eksponering. Produkt som 

kommer ned i lungene kan medføre alvorlige lungeskader. 

Oljen ødelegger isolasjonsevnen til pels og fjærdrakt, slik at sjøpattedyr og fugler kan fryse i 

hjel. 

Produktet er moderat giftig for jord- og vannorganismer, og kan medføre uønskede 

langtidsvirkninger i vannmiljøet. Oljen er lite vannløselig og løseligheten i sjøvann overskrider 

ikke konsentrasjonen for akutt toksisitet for fisk og krepsdyr, som er i størrelsesorden 10 til 

200 mg/liter. Oljen er derfor mest miljøskadelig når den flyter på vann i fri fase eller når den 

kommer i kontakt med og tilgriser strandområder. 

Oljen er biologisk nedbrytbar og har en moderat nedbrytningshastighet. 

116829.1/teli 14. mai 2009 Side 6 av 24



MULTICONSULT 

3.2 Bensin 

På grunn av flyktigheten vil bensin og andre A-væsker gi særlig stor eksponering via luft, og 

forårsake eksplosjonsfare. 

I kontakt med vann vil de vannløselige bestanddelene av bensin utgjøre et problem, avhengig 

av i hvor stor grad de går over i vannfasen. Stoffer som medfører miljørisiko er benzen (og 

andre aromater), samt andre typer bestanddeler i bensin som MTBE (en vannløselig eter). 

Løseligheten til bensin er i størrelsesorden 200 mg/liter. 

Lokalt, for eksempel innerst i strandsonen eller på steder med liten vannutskifting, vil trolig 

konsentrasjonene i vann kunne bli så høye at det kan ha virkninger på dyre- og planteliv. På 

grunn av uttynning vil det være liten fare for skader lenger ut fra land. 

3.3 Dieselolje/ Fyringsolje nr 1 

Dieselolje/ fyringsolje nr 1 er i utgangspunktet identiske produkter, C-væsker som består av en 

blanding av alifatiske og aromatiske hydrokarboner (10-30 % aromater). Valg av bruksområde 

avgjøres av små mengder med spesifikke tilsetningsstoffer. I tillegg er fyringsolje og avgiftsfri 

diesel tilsatt et di-azofargestoff. Det må ventes årstidsmessige variasjoner i sammensetningen, 

særlig for diesel, som av hensyn til stivne-egenskapene ved lave temperaturer har et høyere 

innhold av lettere komponenter i den kalde årstiden. 

Produktene er relativt lite løselige i vann (størrelsesorden 25 mg/l). Av de mer vannløselige 

komponenter som inngår i varierende mengder, er aromater som toluen, xylen og etylbensener. 

Hovedbestanddelene er relativt flyktige og nedbrytbare under aerobe forhold. Toksisitet 

overfor marine organismer vil avhenge av sammensetningen av oljen og graden av emulgering 

i vann (f.eks ved tilsetning av overflateaktive stoffer for fjerning av oljesøl). 

3.4 Parafin 

Parafin er en B-væske. Den er en blanding av alifatiske og aromatiske forbindelser, dvs. med 

et relativt høyt innhold av flyktige og lett nedbrytbare komponenter. Parafin har et kokepunkt 

på 150 til 250 ºC og er lite vannløselig. Løselighet og egenskaper i vann vil ligge mellom 

bensin og diesel/ lett fyringsolje. Produktet har lav giftighet ved nedsvelging, men er farlig ved 

innånding. Produktet flyter og er giftig for vannløselige organismer. 

Parafin er lite vannløselig og løseligheten i sjøvann overskrider den nedre konsentrasjon for 

akutt toksisitet for fisk og krepsdyr, som er i størrelsesorden 10 mg/liter. Oljen vil derfor lokalt 

være miljøskadelig når den flyter på vann i fri fase eller når den kommer i kontakt med og 

tilgriser strandområder. 


3.5 Jet fuel (Jet – A1) 

Jetfuel er en type parafin (B-væske), med blank / gul farge og karakteristisk lukt. 

Parafin er en kompleks blanding av hydrokarboner produsert ved destillasjon av råolje, med 

karbontall hovedsakelig fra C9-C16. Den er en blanding av alifatiske og aromatiske 

forbindelser, dvs. med et relativt høyt innhold av flyktige og lett nedbrytbare komponenter. 

Parafin har et kokepunkt på 150 til 290 ºC og er lite vannløselig. Løselighet og egenskaper i 

116829.1/teli 14. mai 2009 Side 7 av 24



MULTICONSULT 

vann vil ligge mellom bensin og diesel/ lett fyringsolje. Produkt som kommer ned i lungene 

ved svelging eller brekning kan forårsake alvorlige lungeskader, og det er farlig ved innånding. 

Produktet flyter og er giftig for vannløselige organismer. Det kan også medføre uønskede 

langtidsvirkninger i vannmiljøet. 

Løseligheten til parafin i sjøvann overskrider den nedre konsentrasjon for akutt toksisitet for 

fisk og krepsdyr, som er i størrelsesorden 10 mg/liter. Oljen vil derfor lokalt være 

miljøskadelig når den flyter på vann i fri fase eller når den kommer i kontakt med og tilgriser 

strandområder. 


Egnet brannslukkingsmiddel: Skum, pulver eller karbondioksid (CO2), vanntåke/spray, sand 

3.6 Bensinadditiver 

Additiver (tilsetningsstoffer) til motorbensin som erstatter tidligere brukte blyforbindelser for å 

øke oktantallet, består av høytkokende hydrokarboner (60-70 %) som er tilsatt alkylfenoler (5- 

10 %) og organisk kaliumsalt. Mindre mengder av dispergator, samt antiemulsjons- og 

antiskum-midler, inngår også. Sammensetning og mengde av disse er ikke kjent. 

Løselighet i vann av hydrokarbonfasen er i utgangspunktet meget liten, og denne type 

additiver utgjør en liten del av bensinen. Det er likevel grunn til å anta at bensinen ved lengre 

tids kontakt med vann, kombinert med nedbrytning og fordampning, kan avgi slike stoffer til 

vannfasen slik at aktive stoffer som alkylfenoler kan komme inn i næringskjeden. 

Det er kjent at enkelte alkylfenoler og -etoksilater har østrogenlignende egenskaper. Det 

fremgår imidlertid ikke klart av tilgjengelige produkt datablader om alkylfenoler (dvs. nonyl- 

og oktylfenoler) som er vurdert som akutt giftige i vannmiljø, og som i tillegg er tungt 

nedbrytbare og kan akkumuleres i organismer, inngår i de aktuelle additivene. 

Antistatiske tilsetningsstoff for drivstoff inneholder foruten toluen, naftalen, solventnafta 

dinonylnaftalensulfonsyre. Stoffet er ikke ansett som kreftfremkallende. Stoffet er meget 

brannfarlig og giftig for organismer som lever i vann. 

3.7 Fargestoff til mineralolje 

Fargestoff til mineralolje består av hydrokarboner der det er oppløst et konsentrerte farge- og 

sporstoffer. Fargestoffene er lite løselig i vann. 

Di-azofargestoffer har mulige nedbrytningsprodukter som er klassifisert som carcinogene, slik 

at de selv må tillegges slike egenskaper. Fordi fargestoffet er bundet til mineraloljefasen som i 

frisk tilstand ikke løses nevneverdig i vann, utgjør fargestoffet ikke noen primær 

forurensningsrisiko i vann. Ved vedvarende kontakt med vann, adsorpsjon på partikler og 

begynnende nedbrytning av olje, vil fargestoffet bli mer tilgjengelig for opptak i 

næringskjeden og bli utsatt for metabolisering. 

Det er ikke kjent om direkte eksponering, for eksempel gjennom huden har skadelige 

virkninger. 

116829.1/teli 14. mai 2009 Side 8 av 24



MULTICONSULT 

3.8 Spillolje/ slop 

Slop er spillolje som kan inneholde rester av alle typer oljeprodukter, med tilhørende 

egenskaper. Fordi slop kan være en blanding av flere oljeprodukter med ulike flammepunkt 

skal den betraktes som en A-væske. Innhold av bensin vil f. eks bidra sterkt med flyktige og 

vannløselige komponenter etc. 

Sammensetningen og eventuelt innhold av vann vil føre til at spilloljen har varierende 

konsistens, og kan være mer eller mindre emulgert. 

Som tidligere nevnt lagres det ikke slop på anlegget per dags dato, men det er mulighet å 

benytte tank 1 til dette ved behov. 

4. Drivstofftekniske installasjoner 

4.1 Påfylling av tanker, og påfyllingsrørledninger 

Tankene fylles fra tankbåt og drivstoff pumpes opp til tankene med pumpene som er om bord i 

tankbåtene. Det er ulike importrør for de ulike kvaliteter, og rørdimensjonene varierer mellom 

6 og 10”. Det ble opplyst at det for tiden pågår en kartlegging av alle rør for å kunne utarbeide 

et kontrollprogram for vedlikehold og evt utskiftning. 

Importrørene går på rørbruer over terrengnivå og inn i bunn av tankene. Det er separate import 

og avtappingsrør, og det er ventiler i hver ende som fungerer som rørbruddsventiler. 

Anlegget har lagringskapasitet for ca 12.000 m 3 med drivstoff på utendørs tanker (dersom T1 

også benyttes), i tillegg til et betydelig større volum innendørs i fjellanlegget. 

Påkoblingspunkt for import og bunkring er på hovedkaianlegget som består av betong. Kaien 

er støpt med fall i området ved påkoblingspunktene, slik at evt. spill og søl ledes til sluk og 

videre til oljeutskiller. 

Tilkobling til importledningen skjer med fleksible slanger som tankbåten bringer med seg. Da 

det er båten som pumper drivstoffet inn på tankene er det båten som har ansvaret for slangene 

ved import. Slangene blir visuelt inspisert av Statoils personell før oppstart, og dersom 

slangene ikke ser tilfredsstillende ut blir det påkrevd å vise sertifikat for trykktesting etc. 

Det er alltid bemanning på kai ved import og det er båten som stiller med slangevakt. Dette 

avtales skriftlig før oppstart. Importledningen har tilbakeslagsventil ved koblingspunkt og 

aktuatorventil ved tankene som hindrer tilbakefall av drivstoff fra tankene. 

Det forgår også bunkring av mindre båter på samme kaianlegget, der Statoils egne slanger 

benyttes (2” og 3”). Ved bunkring er det alltid bemanning på kai. Samme 

spilloppsamlingssystem gjelder også ved bunkring. 

Det er nødstopp på kai, i tillegg til en rekke andre steder på anlegget, og det er 

radiokommunikasjon mellom slangevakten og Statoils personell under import. 

Dersom strømmen på anlegget går under import, og tankventilene dermed stenges, vil 

pumpene i båten kobles ut på grunn av høy trykkoppbygning. Det er dermed ikke fare for 

uforholdsmessig høy trykkoppbygging i rørsystemene i slike tilfeller. 

116829.1/teli 14. mai 2009 Side 9 av 24



MULTICONSULT 

Det finnes også et mindre bunkringsanlegg på en mindre kai sørvest for hovedkaien. Denne 

kaien og tilhørende bunkringsanlegg er lite i bruk, og det er ingen form for spilloppsamling 

annet enn tett dekke av betong. 

4.2 Pumpe- og filterhus 

Det er pumper for påfylling av mindre fartøy og biler. Pumpene står plassert inne i et 

pumpehus, på tett dekke av betong. På gulvet i pumpehuset er det sluk som leder til 

oljeutskiller, slik at utlekket olje ikke vil spres ut av pumpehuset ved en eventuell lekkasje. 

Det var rent og tørt i pumpehuset, og det var ikke spor etter omfattende svetting eller pågående 

lekkasjer. 

4.3 Lagringstanker, volumer og tilstand 

Tanker med lagringsvolumer og produkter som finnes på området er vist i tabellen nedenfor. 

Det er både tanker som ligger i dagen og tanker som ligger inne i fjellanlegg (cicterner). Data 

er hentet fra dokumenter mottatt fra Statoil. 

Tabell 1. Tanker og lagervolum 

Tank 

nr 

Byggeår Produkt Tankkapasitet 

(m 3 ) 

Kommentarer 

1 1948 Slop 1.200 Utendørs dagtank, stål (for tiden tom). 

>50 % oppsamling 

2 1949 Bensin 98 1.900 Utendørs dagtank, stål. 100 % oppsamling 

7 1959 Parafin 300 Utendørs dagtank, stål. Ingen oppsamling 

8 1963 Autodiesel 8.500 Utendørs dagtank, stål. Ingen oppsamling 

C43 1979 Jet Fuel Ikke oppgitt Cisterne i fjell. (råsprengt fjellrom) 

Eies av Forsvaret 



C46 1979 Autodiesel Ikke oppgitt Cisterne i fjell (råsprengt fjellrom) 



Både utendørs tanker og cisterner i fjellanlegg er sikret mot overfylling med overfyllingsvarsel 

og overfyllingsvern (alarm og shut-down funksjon). Det er automatisk peilekontroll som gir 

kontinuerlig signal/ alarm på PC på kontoret. Det er også gassalarm i fjellrommene hvor det er 

bensintanker. 

Alle utendørs oljetanker har bunndrenasje som ledes via setletank før avskilt produkt pumpes 

tilbake til tank mens vann ledes til oljeutskiller. Det er kun tankene T1 og T2 som har 

spilloppsamlingsbassenger, og ingen av tankene har sladrerør for tidlig deteksjon av lekkasje i 

tankbunn. 

116829.1/teli 14. mai 2009 Side 10 av 24



MULTICONSULT 

4.4 Tankgårder og barrierer 

Det er kun tankene T1 og T2 (A væsker) som har spilloppsamlingsbassenger rundt selve 

tanken. Kapasiteten på oppsamlingsbassengene er henholdsvis >50 % og 100 %, og 

tankventilene på disse tankene er plassert innenfor tankgårdene. Ingen av disse tankene har 

imidlertid sladrerør for tidlig deteksjon av lekkasje i tankbunn. 

Felles for begge spilloppsamlingsbassengene er at de har sluk med mekanisk stengeventil, og 

at utløpet fra ventilen leder rett til terreng i stedet for via oljeutskiller. 

Tankene T7 og T8 har verken oppsamlingsbasseng eller sladrerør, dvs. ingen barrierer for å 

hindre utlekket olje å spre seg videre eller tidlig deteksjon. 

Inne i fjellanlegget lagres drivstoffet på vannbunn i utsprengte fjellrom (cisterner). Drivstoffet 

lagres under havnivå, og det er alltid et lavre trykk i cisternen enn utvendig vanntrykk, noe 

som medfører en innadrettet trykkgradient. Trykkgradienten fungerer som en barriere som 

medfører at drivstoffet ikke vil kunne lekke ut fra fjellrommet, så lenge vanntrykket utenfor 

opprettholdes. Væskenivået i cisternene holdes konstant, og sjøvann pumpes derfor inn og ut 

for å stabilisere ved inn- og uttak av drivstoff fra cisternene. Sjøvannet som pumpes ut ved 

innfylling av drivstoff på tankene ledes via en stor oljeutskiller før utpumping. 

Det er gassalarm i fjellrommene med A-væske (bensin), som vil kunne avdekke en lekkasje på 

et tidlig stadium. 

Det er lite innlekkasje av vann i fjellanlegget, grunnet god injisering (tetting) innenfra. Mengde 

innlekket vann er lite og ledes via oljeutskiller før det pumpes til sjø. 

Ved fylleracket for påfylling til tankbil er det spilloppsamlingsdekke som leder til oljeutskiller. 

Det er tak over fylleracket slik at det er minimalt med vann som samles opp ved fylleracket. 

Det er på grunn av vind etc. antatt at mindre enn 10 % av nedbør på et areal på ca 250 m 2 kan 

samles opp. 

Det er flere tanker for tilsetningsstoffer (additiver), og disse står på tett dekke ca 10 m sør for 

fylleracket. Det er oppsamlingstrau under tankene, som muliggjør oppsamling av mindre spill 

og søl. Disse må imidlertid tømmes manuelt dersom de fylles opp (ikke tilkoblet oljeutskiller). 

Da området nedstrøms oljetankene består av utfylte masser av grov sprengstein er det ingen 

naturlig form for barriere i grunnen som vil kunne holde igjen olje før den når resipienten. 

4.5 Bilfylleplass 

Anlegget har 2 bilfylleplasser (fyllerack med 2 bayer), og det er spilloppsamlingsplater med 

fall til slukrist som ligger på tvers av hele fylleplassen. Sluket leder til oljeutskilleren. 

Bilene fylles med elektronisk styrt bunnfylling og det er tilkoling for gassavsug som leder til 

VRU (gassgjenvinningsenhet). 

Bilene fylles via en terminal (computer), som påser at overfyllingsvarsel- og vern fungerer. 

Det er nødstopp for påfylling montert ved fylleracket. Totalt sett medfører dette at det er 

minimalt med overfyllinger på anlegget, og at mindre spill og søl smales opp i oljeutskilleren. 

På en av fylleplassene er det utstyr for toppfylling. Dette benyttes imidlertid ikke, og skal 

demonteres til fordel for utstyr for bunnfylling. 

116829.1/teli 14. mai 2009 Side 11 av 24



MULTICONSULT 

4.6 Oljeutskiller 

Det er 3 oljeutskillere ved anlegget. 2 av disse er lokalisert utendørs (seriekoblet), mens den 

siste ligger inne i fjellanlegget. Den eldste oljeutskilleren (nr. 1) ble etablert på slutten av 70tallet, 

og er av betong uten koalesensfilter. Våtromsvolumet ble på befaringen oppgitt til å 

være 9 m 3 . Den andre (nr. 2) ble etablert i 2001 og har koalesensfilter (som forbereder 

prosessen med å skille olje og vann). Denne oljeutskilleren ble oppgitt å ha et våtromsareal på 

4 m 3 . Ledningen fra oljeutskiller nr.1 går via et sandfang til oljeutskiller nr. 2, og videre ut i 

sjøen like nord for en avskjæringsgrøft som ble etablert mellom tank nr. 8 og sjøen (i 

forbindelse med tidligere nevnte oljelekkasje). 

Oljeutskiller nummer 3 er av stål og ligger inne i fjellanlegget. Denne behandler sjøvann/ 

dreansjevann som har vært i cisternene, og som skal pumpes tilbake til sjø for stabilisering av 

væskenivå i cisternene. 

Normalt skal oljeutskillere dimensjoneres for en vannmengde som tilsvarer ca 30 l/sek/hektar 

med mindre vannet fordrøyes i spilloppsamlingsbasseng eller det er andre forhold som 

medfører endret vannmengde inn på utskilleren. 

For dimensjonering av oljeutskillere som er seriekoblet må det tas utgangspkt i oljeutskilleren 

med minst kapasitet (våtromsareal). Oljeutskillerne samler opp olje og vann fra kaianlegget, 

bilfylleplassen, fra VRUén og fra pumperommet, i tillegg til et mindre bidrag fra 

bunndrenering av tankene. Pumperummet er imidlertid innebygget, og vil følgelig ikke gi noe 

nedbørsbidrag. Drenering fra spilloppsamlingsbassengene rundt tankene T1 og T2 ledes til 

terreng og gir dermed heller ikke noe bidrag til oljeutskilleren. 

Dette medfører en samlet vannmengde på: 

• Fylleracket, 0,025 hektar * 10 % * 30 l/s = 0,07 l/s 

• Spilloppsamling for VRU 0,015 hektar * 10 % * 30 l/s = 0,045 l/s 

• Spilloppsamling på kaianlegg, 0,03 hektar * 30 l/s = 0,9 l/s 

• Pluss noe fra bunndrenasje fra tankene, antar 0,2 l/s 

• Sum = 1,22 l/s eller 4,4 m 3 /t. 

Avrenning fra tankgårdene vil være oljeholdig vann med ”ren” olje dvs. ingen såper. 

Setlingstiden er derfor betydelig mindre enn den ville vært (med bruk av såper) og utskilleren 

har en kapasitet som er ca 4 ganger setlingsvolumet (våtvolum), dvs. 6 x 4 = 24 m 3 /t. 

Beregningsoverslaget viser at oljeutskillerene som er lokalisert utendørs har tilstrekkelig 

kapasitet for dagens situasjon. Det er også montert koalesensfilter, som øker effektiviteten til 

utskilleren. 

Oljeutskillerne inne i fjellet er dimensjonert for å ta hand om alt sjøvann som pumpes ut ved i 

fylling av anlegget og våtvolums delen bør derfor vøre minimum 25 % av 

innpumpningshastigheten, slik at utpumpet sjøvann får en oppholdstid på minimum 15 min. 

Statoil bør sjekke ut om dagens utskiller tilfredsstiller kravene til utslipp 50 mg/l og om det er 

stor nok kapasitet ut fra de volum som leveres. Det er ikke kjent om det foreligger egne 

utslippskrav fra anlegget. 

116829.1/teli 14. mai 2009 Side 12 av 24



MULTICONSULT 

4.7 Lekkasjekontroll og overvåking 

Det er lekkasjekontroll med automatisk logging av tanknivå og temperatur på utendørs 

oljetanker. Dette avstemmes ved døgnavslutning (hver dag) og manko beregnes og 

innrapporteres til lageravdeling. Eventuelle avvik rapporteres tilbake til anlegget, som deretter 

iverksetter tiltak på bakgrunn av type avvik og omfang. Det samme gjelder for cisternene inne 

i fjellanlegget. En sekretær behandler imidlertid også eventuelle avvikstall på selve anlegget 

før dagavslutning. 

Inne i fjellanlegget medfører en inadrettet trykkgradient (drivstoffet ligger lagret under 

havnivå) at olje ikke kan lekke ut av fjellanlegget så lenge sjøvannet trykker på. Det er 

observasjonspunkter inne i fjellanlegget, der en kan følge med at fjellrommet rundt cisternene 

er vannfylte til enhver tid. 

Det er gassmålere som kontinuerlig måler gasskonsentrasjoner i fjellrom med A-væsker 

(bensin). 

Annen kontroll er delt inn i daglige, ukentlige og månedlige inspeksjonsintervaller på en rekke 

potensielle lekkasjepunkter inne på anlegget. Alle sjekkpunkter utføres ikke daglig, noe som 

medfører at for eksempel spilloppsamlingsbassenger på T1 og T2 kan stå med en mindre 

lekkasje i flere dager uten å oppdages. 

Anlegget er bemannet fra kl 0800 til 1600 alle hverdager. Utenom dette eksisterer ingen 

vaktordninger, verken internt eller ved bruk av eksternt vaktpersonell. Anlegget står følgelig 

ubemannet hver helg samt størstedelen av døgnet. 

4.8 Oljevernberedskap 

Beredskap er etablert gjennom kommunalt brannvesen og Industrivernet (IUA), for større 

lekkasjer hvor det er behov for assistanse. Anlegget ligger i beredskapsregion 30 (Sør Troms, 

med 9 deltakende kommuner). 

Det er både skjørtelenser og absorbentlenser tilgjengelig for øyeblikkelig utlegging ved oljesøl 

på sjø. Skjørtelensene oppbevares i 2 beredskapscontainere og kan trekkes direkte ut på sjøen 

med beredskapsbåten. Det ble opplyst å være tilstrekkelige lengder med skjørtelense til å 

kunne ringe inn tankbåtene som legger til kai, og dette er testet på oljevernøvelser. 

Beredskapsbåten står på kaien, og denne sjøsettes og testes hver måned. Det er tette landfester 

for lenser, for å sikre tett overgang mellom lensene og sjø. Absorbentlenser oppbevares i 

beredskapskasse på kai. 

Det gjennomføres regelmessige (hvert år) øvelser der de ansatte ved tankanlegget deltar (3 

stk). burde tilstrebes å gjennomføre øvelsene sammen med brannvesen eller naboanlegg (NNG 

Miljøindustri) dersom dette lar seg gjøre (NNG har eget olje-tankanlegg noen hundre meter 

sørvest for Statoils tankanlegg). 

Det er ikke nødhavn/ strandsettingsplass i umiddelbar nærhet til tankanlegget. 

4.9 Naboforhold 

Tankanlegget er lokalisert i Mercurveien 88, omtrent ytterst (lengst nord) på Gansås-halvøya. 

Eiendommen grenser i nord og vest mot sjø og i sør og øst er det fjell. Langs sjøkanten 

nedenfor Mercurveien er det næringsbygg og industri, og NNG (tankanlegg) holder til noen 

hundre meter sørvest for Statoils tankanlegg. 

Nærmeste boligområde ligger ca 300 m sør/ sørvest for tankanlegget, ovenfor Mercurveien. 

116829.1/teli 14. mai 2009 Side 13 av 24



MULTICONSULT 

Det er ikke spesielt sårbare områder i nærområdet til anlegget. Det er som nevnt ca 300 m til 

nærmeste bolighus, og disse ligger høyere enn tankanlegget. Det er dermed ikke sannsynlig at 

boligene kan berøres ved en evt. lekkasje. 

4.10 Avfallshandtering. 

Anlegget tar ikke i mot spillolje/ slop fra båter, men har muligheten til å lagre oljeholdig vann 

eller avfall i T1 (ballasttank), som for tiden står tom. Oljeholdig vann som samles opp i egen 

oljeutskiller pumpes ut ved behov og lagres til henting av sertifisert firma, men også dette kan 

pumpes opp til T1 ved behov. 

Tømming og rengjøring av tanker utføres av egne spesialavfallsselskaper. 

5. Spredningsforhold på land og sjø 

5.1 Resipient 

Lekkasjer og søl vil raskt spre seg til Gansåsbotn som er resipient (havneområdet i Harstad). 

Det er ingen ferskvannsresipienter (fiskeførende eller drikkevann) som kan berøres direkte ved 

en lekkasje. 

5.2 Grunnforhold 

På Gansås (Gansåsfjellet), er det hovedsakelig naturlig grunn av fast fjell, stedvis med et tynt 

vegetert topplag. 

Selve anlegget ligger ytterst på halvøyen Gansås, i et utfylt område på kote ca. +1. Ifølge 

driftsleder består fyllmassene av ren sprengstein, med begrensede områder med et tynt 

avrettingslag av grus på toppen. Steinmassene ble utfylt ved etablering av anlegget. Hele 

området ned til under sjønivå er oppfylt av sprengsteinmasser. Oljetankene ligger imidlertid på 

fast fjell like ovenfor det utfylte området. 

Området har mildt kystklima og en årlig nedbørsnormal på ca 850 mm. Det er et stort 

nedslagsfelt oppstrøms tankanlegget (søndre del av Gansåsen), noe som medfører stor 

gjennomstrømning av vann i grunnen. Avrenning vil foregå på overgangen mot fast fjell under 

det vegeterte topplaget av sand, grus og jord. 

I strandsonen vil det i permeable lag skje en stadig inn- og utstrømning med tidevannet. 

Oljesøl i dette området vil medføre en kontinuerlig utvasking av oljen. 

Ledninger og barrierer 

Kaianlegget er av betong på pilarer, og det er ingen sammenhengende kaifront som vil kunne 

virke som en tett barriere mot sjø og evt. holde igjen en oljelekkasje. 

Det er ingen naturgitte barrierer på eiendommen, som vil kunne hindre eller sinke spredning av 

olje fra en lekkasje. I forbindelse med tidligere saneringstiltak på 1990-tallet (etter lekkasje på 

en drensledning ved T8) ble det etablert en avskjærende grøft mellom T8 og strandkanten, for 

å samle opp utlekket olje i grunnen. Denne grøften ble imidlertid fylt igjen med 

sprengsteinsmasser og zugol etter opphørt saneringsperiode på 6-7 mnd. Det er dermed uvisst 

hvilken funksjon dette området vil kunne ha som ”barriere” mot spreding av olje ved en 

116829.1/teli 14. mai 2009 Side 14 av 24



MULTICONSULT 

eventuelle ny lekkasje til grunnen. Zugol vil gradvis vaskes ut nedbrytes slik at grøften vil ha 

nedsatt effekt og det må antas at etter 20 ca år har grøften liten oppsamlingseffekt. 

For drivstoff lagret i cisternene inne i fjellanlegget fungerer trykkgradienten fra sjøvannet som 

barriere, og hindrer dermed olje å lekke ut via eventuelle sprekker eller hulrom i fjellet. 

Strømningsforhold i sjøen 

Gansåsfjorden har en tidevannsforskjell på i underkant av 2 m og det er dermed stor 

utskiftning av sjøvann utenfor tankanlegget. Strømningsretningen varierer med tidevann og 

vindforhold, og det må dermed påregnes at olje kan spre seg innover i fjorden (sørvest) mot 

havneområdet i Harstad. 

6. Sårbare forhold 

Nærområdet rundt tankanlegget er regulert til næring/ industri/havn, mens det ca 300 m sør/ 

sørvest for tankanlegget også er boliger. Det må derfor påregnes at nærliggende områder til 

tankanlegget kan være påvirket av forurensning både fra annen nærliggende industri, skip og 

kommunale utslipp. Det ble på befaringen opplyst at det tidligere jevnlig ble observert oljefilm 

på sjøen like utenfor NNG Miljøindustri, som ligger sørvest for Statoils tankanlegg. NNG 

Miljøindustri er et gjenvinningsanlegg som tar imot store mengder spillolje og annet oljeholdig 

avfall. 

Det er ikke spesielt følsomme eller sårbare lokaliteter i umiddelbar nærhet til anlegget. 

6.1 Naturvernområder og friluftsområder 


I Harstad finnes det 1 naturreservat (Kvannesvatnet) og 1 landskapsvernområde (Laugen). I 

tillegg er store deler av Bergsvågen vernet etter lakse- og innlandsfiskeloven. Dette på grunn 

av oppgang av sjøørret i Møkkelandsvannet. Vernet innebærer et generelt fiskeforbud fra 1. 

mai til 30. september. Evt. utslipp til land eller sjø fra tankanlegget på halvøyen Gansås vil 

ikke påvirke verken naturreservatet eller det vernede området. 

6.2 Akvakultur og sjøfiske 

Det er ikke lokalisert marine klekkerianlegg eller oppdrettsanlegg i nærheten. Det foregår 

kystfiske av matfisk lenger ut i fjorden. 

Det er tidligere utført omfattende miljøundersøkelser i Harstad havn for å kartlegge innhold av 

miljøgifter i bunnsedimentene. Det er påvist til dels høyt innhold av miljøgifter og det er i den 

forbindelse planer om opprydding i form av mudring av Harstad havn. Utslipp av større 

mengde olje til sjø vil sannsynligvis medføre behov for sanering av strandsoner. 

7. Eksponeringsvurdering: Spredningskilder og -veier 

Forurensning fra anlegget kan påvirke miljøet i form av gass, frifase olje eller olje oppløst i 

vann. Spredningsveier er via luft, på terrengoverflaten, i grunnen og i rørledninger 

(overvannsnettet) ned til sjøen. 

Oljeutslipp på land vil strømme mot sjøen på terrengoverflaten eller via grunnen. 

Spredningshastighet og -omfang vil avhenge av grunnforholdene. I permeable masser som 

116829.1/teli 14. mai 2009 Side 15 av 24



MULTICONSULT 

stein, sand, grus, eller tilsvarende fyllmasser vil transport i væskeform skje raskt. 

Gjennomstrømningen av grunnvann vil også påvirke spredning av olje. 

De grove steinmassene i utfylte områder nedstrøms oljetankene på tankanlegget har liten 

bufferkapasitet slik at lite olje vil holdes igjen i fyllmassene og spredningshastigheten vil være 

rask. Ved direkte utslipp av frifase olje i sjøen eller pga. utlekking fra grunnen kan store sjø- 

og strandområder dermed raskt blir eksponert for videre spredning av olje. 

7.1 Gass 

Det oppbevares A-væsker på utendørs oljetanker, inne i fjellanlegget (cisterner) og ved 

fylleracket. Sannsynligheten for at gass/ lukt kan spre seg i grunnen til bygninger er liten på 

grunn av grove og ikke sammenhengende lag av masser mellom kilder og bygninger. 

Bensingass er tyngre enn luft og vil migrere ut via bunnstoll. Fjellrommene der det oppbevares 

A-væske har gassalarm og lufting som kontrollert trekker gass/ luft ut fra fjellrommet. 

7.2 Fri fase olje 

Utslipp på land 

Lekkasjer og søl av olje i en slik mengde at det overstiger jordas retensjonskapasitet eller 

konstruksjoners (vegger, oljeutskillere, lenser osv.) evne til å holde den tilbake, vil føre til en 

spredning av fri fase olje. Grunnet lite løsmasser med finstoff på anlegget (som har evne til å 

holde olje tilbake i grunnen) vil en lekkasje renne av på terrengoverflaten eller sige ned i 

sprekker i fjellet til grunnvannspeilet og bevege seg i retning mot sjøen. 

Beskyttelse for folk som arbeider på anlegget mot eksponering av olje ansees tatt vare på ved 

arbeidsrutiner og regler for bruk av verneutstyr. Området er avstengt med adgangskontroll og 

gjerde slik at vanlig publikum og større landdyr har liten mulighet til å komme i nær kontakt 

med frifase olje om dette skulle finnes eksponert inne på anlegget. 

Det er ikke registrert hekkeplasser eller spesielt næringsrike steder som tiltrekker fugler eller 

dyr på eller i umiddelbar nærhet av tankanlegget. Det er derfor liten sannsynlighet for at fugler 

som søker etter mat på land vil bli berørt. Utslipp på land vil dermed ikke medføre 

eksponeringsfare for mennesker eller dyr unntatt for de som arbeider ved anlegget. 

Utslipp til sjøen 

Olje som når sjøen vil raskt kunne spre seg videre, og utslippets størrelse vil være avgjørende 

for hvor stort eksponeringsområdet kan bli. 

Oljeflak med tykkelser over 0,1 vil kunne skade sjøfugl og tilgrise strender. 1.000 liter olje kan 

teoretisk danne et 10.000 m 2 stort oljeflak. Oljeflakets virkelige størrelse vil være mindre og 

avhenge av type olje, sjø- og lufttemperatur, fordamping og løselighet i vann. 

Spredningsomfanget bestemmes også av vindstyrke, bølger, strøm osv. 

Et utslipp i størrelsesorden 0,5 m 3 vil ved normale vind og strømningsforhold kunne nå land på 

andre siden av Gansbotn, tilgrise strandsonene der, samt spre seg inn mot havneområdet i 

Harstad. Mindre utslipp vil også kunne medføre oljefilm på sjøen og tilgrise havnebassenget 

og strandsoner i nærheten av tankanlegget, noe som også er sterkt uønsket. 

116829.1/teli 14. mai 2009 Side 16 av 24



MULTICONSULT 

7.3 Olje løst i vann 

Ved lekkasjer og spill vil noe olje løse seg i kontakt med vann og spre seg gjennom grunnen 

mot sjøen. Dette vil ikke berøre landarealer utenfor anlegget, da gjeldende strømningsretning 

ikke vil føre olje inn under andre eiendommer. Utsig av grunnvann med oppløst olje vil neppe 

overskride det som er vanlig innhold i avløp fra en oljeutskiller (mindre enn 10 ppm), med 

mindre fri fase olje er tilstede. Dette er lavere enn akutt toksisitet for fisk og krepsdyr. 

Vann fra oljeutskillere på anlegget vil ha varierende konsentrasjoner av olje avhengig av 

hvilke produkter de fanger opp, og om andre stoffer som oljeløsende kjemikalier og 

overflateaktive stoffer finnes i avløpsvannet. Det er viktig at oljeutskilleren har kapasitet til å 

skille ut oljefilm fra mengden vann som tilføres oljeutskilleren. Det er forutsatt at oljeutskillere 

blir kontrollert i henhold til gjeldende regler og at utslippet av oljeholdig vann ligger innenfor 

gjeldende utslippstillatelser. 

Sannsynligheten for at dyr eller mennesker kan bli eksponert for oljeholdig vann ansees å være 

meget liten. 

Relativt hyppig vannutskiftning på grunn av flo og fjære samt vannutskifting pga. strøm vil 

imidlertid føre til en rask fortynning. Olje løst i vann vil derfor ha små miljøkonsekvenser, 

utover mulige lokale påvirkninger ved utløp fra oljeutskillere. 

Olje som flyter på vannet er lite vannløselig slik at oppløsning og innblanding i vannsjikt 

nedover i vannprofilet er lite. 

Det er derfor begrensning av fri fase olje det skal rettes fokus mot. 

8. Miljøkonsekvensvurdering 

8.1 Generelt for anlegget 

Mulige situasjoner som skyldes sabotasje/ terrorhandlinger (eller naturkatastrofer) er holdt 

utenfor i miljøkonsekvensvurderingen, da disse betraktes å være av den type hendelser som 

ikke inntreffer ved vanlig drift. Tiltak mot slike hendelser vil være av sikkerhetsmessig art og 

omfattes av Statoils interne beredskapsplan. 

Risiko er særlig knyttet til hendelser som medfører eksponering av frifase olje. Faren for 

eksponering på land er begrenset til folk som arbeider på anlegget. Disse er kjent med faren, 

og har erfaring i å arbeide med oljeprodukter. 

Olje på sjøen vil kunne spre seg raskt og berøre sårbare kystområder. Også kystområder uten 

spesiell natur- eller miljømessig status, men av lokal rekreasjonsverdi kan bli berørt (samt 

småbåthavner og strandsoner). 

Konsekvenser av forurensning i kystsonen der fugler, dyr og planter kan bli berørt, eller ved 

påvirkning av oppholdssteder for fugler på sjøen, avhenger bl.a. av årstiden (om for eksempel 

utslippet skjer i hekketiden). 

Spredningsomfang vil avhenge av utslippets størrelse. Aksjoner for å hindre eller begrense 

spredning til sjøen samt rask oppsamling ved bruk av lenser etc. vil være viktige virkemidler 

ved oljeutslipp. 

116829.1/teli 14. mai 2009 Side 17 av 24



8.2 Spredningsrisiko fra potensielle lekkasjepunkter 

Etablerte vernetiltak 

MULTICONSULT 

Alle tanker har overfyllingsalarm som trer i kraft når tankene er 93 % full. Ved 95 % av maks. 

tanknivå stenges tankventiler automatisk. Ute på anlegget er det plassert nødstoppsbrytere som 

stenger alle tankventiler og pumper. Det er også bemanning ved tilkoblingssted ved import og 

bunkring av fartøy, samt ved fylling på tankbiler. Overfyllinger ansees derfor som lite 

sannsynlig. 

Ved import- og bunkringssted på kaianlegget er det spilloppsamling rundt påkoblingspunktene, 

med sluk som leder til oljeutskiller. Det er imidlertid ikke stengeventil ved dette sluket, slik at 

et større utslipp av olje på kaien vil kunne medføre overfylling av oljeutskilleren. 

8.2.1 Akseltettingsfeil 

Lekkasjer av denne type forekommer stort sett i pumper for fylling av biler. Maksimalt 

lekkasjeomfang er ca 100 liter pr. time. En lekkasje vil trolig oppdages innen kort tid (da det er 

bemanning på anlegget) slik at totalt utlekket volum vil være mindre enn 0,1 m 3 . 

Pumpene som tilhører fylleracket er plassert i eget pumpehus med tett dekke av betong og sluk 

som leder til oljeutskiller. Eventuelt utlekket olje vil derfor samles opp før det renner ut av 

pumpehuset. Dersom sluket som leder til oljeutskiller skulle være tett anslås det at pumpehuset 

kan samle opp inntil 5 m 3 med olje, noe som ansees som tilstrekkelig. 

Det er tilstrekkelig oppsamlingskapasitet til å fange opp spill ved akseltettingsfeil. 

Sannsynligheten for et slikt brudd inntreffer er lite. Siden det er nødstopp og oppsamling ved 

pumping til bil, er faren for omfattende utslipp også meget liten og utlekket olje vil kunne 

samles opp før det spres til grunnen. 

8.2.2 Pumpehavari 

Ved et totalt pumpehavari kan man få en lekkasje på 100 til 1.000 l/min. Dette vil bli oppdaget 

meget raskt, antatt etter 2-3 min ved fylling av bil, og etter 5-6 min ved bunkring av båter. Søl 

ved bilfyllingen er forventet å havne på spilloppsamlingen og deretter i oljeutskiller. Søl fra 

pumpene inne i pumpehuset vil (som nevnt i kapittel 8.2.1) samles opp på tett dekke av betong 

og ledes videre til oljeutskiller. Pumpehuset har oppsamlingskapasitet på ca 5 m 3 , noe som 

anses å være tilstrekkelig ved pumpehavari. 

Sannsynligheten for at et pumpehavari skal inntreffe er liten. Det er nødstopp/ alarm 

tilgjengelig ved fylleracket i nærheten og ved import- og bunkringssted. Det er bemanning 

under påfylling og bunkring som vil oppdage dette. 

8.2.3 Rørgater 

Rørledningene på tankanlegget går langs rørgater over terrengnivå, og er av stål slik at 

gjennomrusting lett vil oppdages. Det er forventet at en lekkasje vil oppstå gradvis og utlekket 

mengde vil være liten. Rørene er ansett å være i god forfatning, og det foregår en kartlegging 

for tiden, for å kunne etablere et kontroll- og utskiftningsprogram. 

Feil ved sikkerhetsventiler kan føre til utblåsning av pakninger, og i verste fall føre til brudd på 

ledningene. Ventilene vil da være stengt, men ledningens volum kan renne ut. Maksimalt 

ledningsvolum (og totalutslipp ved et ledningsbrudd) er antatt å være 4-5 m 3 (ca 15 l/m* maks 

270m). 

116829.1/teli 14. mai 2009 Side 18 av 24



MULTICONSULT 

Deler av utlekket volum vil kunne samles opp på land, men det må ventes at deler kan spre seg 

til sjøen via permeable masser i grunnen eller renne av på terreng. Sannsynligheten for denne 

type hendelse er liten. 

En lekkasje vil kunne oppdages ved vedvarende oljefilm i strandsonen, og det vil være tid til å 

legge ut lenser for å begrense spredning av oljefilm. 

8.2.4 Fyllerack for biler 

Overfylling kan skje når feil lastekammer fylles, på grunn av defekt lasteventil e.l. Det 

eksisterer inntil videre utstyr for toppfylling ved fylleracket, men dette benyttes ikke, og skal 

skiftes ut innen kort tid. Det fylles dermed kun via bunnfylling med avsug. 

Det er forhåndsprogrammerte lastetabeller for hver enkelt bil som kan laste (via kortautomat). 

Lastebilsjåførene er selv ansvarlig for at lastekamrene på bilene er tomme. Det ble opplyst om 

svært få overfyllinger på anlegget og spilt mengde er dermed meget liten. 

Lasteslangene har selvlukkende ventiler. Noen ganger lukker de ikke ordentlig på grunn av 

sand/ skitt etc. Dette kan skje relativt ofte, og medfører at det søles noen få dråper (desiliter) 

med olje ved hver fylling. Spill av dette omfang fanges opp av spilloppsamlingsplaten og ledes 

til oljeutskilleren. 

Lekkasjer fra biler kan oppstå, men er antatt å være transportørens ansvar. Det er ikke forhold 

som tyder på at tankbilene er mer utsatt for lekkasjer i den perioden den er inne på 

tankanlegget enn ute på veien. Vi anser derfor at dersom tankbilene er i forskiftsmessig stand 

er det tilfredsstillende sikkerhet mot lekkasjer. 

8.2.5 Kai 

Det benyttes fleksible slanger fra import- eller bunkringspunkt til mindre fartøy. Ved lossing er 

kapasiteten opp til 1.000 m 3 /time og i losse- / bunkringsprosessen er slangene det svakeste 

leddet. Tiden fra et slangebrudd oppdages og til pumpene stoppes er maksimalt 1 min. 

Utlekket oljemengde kan derfor komme opp i ca 15 m 3 . 

Ved bunkring er lastekapasiteten mindre, og maksimalt 2000 liter i minuttet. Med responstid 

på 2 minutter (operasjonen skal være overvåket) vil maksimalt utslipp være ca 4 m 3 . 

Slangebrudd er trolig det svakeste punktet og det som trolig innebærer størst risiko. Ved et 

slangebrudd på import- eller eksportledningen er det mulig at det kan oppstå en lekkasje fra 4 

til 15 m 3 som kan gå direkte i sjøen. 

Det er bemanning på kai under begge operasjonene, som kan stenge av pumper relativt raskt 

ved nødstopp og vurdere om det skal startes tiltak for å samle opp olje. 

Det er meget viktig at sjøen overvåkes ved bunkring og hvis det inntrer en lekkasje at det 

aksjoneres raskt og evt. legges ut lenser. 

Tiden fra en lekkasje oppstår til den oppdages, kilden stoppes og videre til det er igangsatt 

begrensede tiltak er meget viktig for spredningsomfanget. Det er derfor viktig at personell ved 

anlegget er godt trent og utstyr virker som forutsatt slik at aksjonstiden blir minst mulig. 

116829.1/teli 14. mai 2009 Side 19 av 24



8.2.6 Tanker 

MULTICONSULT 

Anlegget har eksistert siden slutten av 1940-tallet (1948) og alle tanker blir kontrollert og 

renovert med jevne mellomrom. Det ble på befaringen opplyst at samtlige utendørs oljetanker 

er enkeltbunnet. 

En feil på tankventil vil kunne lede til den største lekkasjen, og ved tank T7 og T8 er det ingen 

form for spilloppsamling ved en lekkasje. Tankene T1 og T2 har imidlertid 

spilloppsamlingsbasseng, og her er tankventilene plassert innenfor tankgårdene. En eventuell 

lekkasje vil dermed samles opp i tankgården dersom stengeventilene for drenering er lukket. 

Det må derfor være gode rutiner for å sikre at stengeventilene i avløpet holdes lukket unntatt 

når drenering pågår. Eventuelt kan det etableres automatiske oljestengeventiler som lukker ved 

tilsig av olje. 

Utløp for drenering av spilloppsamlingsbassenger for tankene T1 og T2 er ikke tilkoblet 

oljeutskiller, men leder direkte til terreng. Under befaringen var stengeventilen ved T2 ikke 

tilstrekkelig lukket (sannsynligvis grunnet rust eller frost), og det rant dermed oppsamlet vann 

ut til terreng. Ved et utslipp vil også olje renne direkte til terreng, noe som illustrerer 

nødvendigheten av hyppige kontrollrunder og rutiner som fungerer. 

8.3 Mulig forurensning fra andre tankanlegg 

Det ligger også andre fabrikkanlegg/ tankanlegg som lagrer oljeprodukter i området. Det er 

antatt at disse anleggene har sine egne separate beredskapsplaner. Det er ikke vurdert om 

belastningen fra disse kan representere en tilleggsrisiko som bør påvirke beredskapsplanene for 

Statoils anlegg. 

9. Konklusjon 

Gass og olje løst i vann 

Ut fra grunnforholdene og den store vannutskiftningen i fjorden utenfor anlegget vil risikoen 

knyttet til spredning av gass i grunnen og til luft, samt spredning av olje løst i vann være liten. 

Miljøfare forbundet med gass og olje løst i vann er minimal. 

Spredning av olje som fri fase 


naturressursområder i direkte nærhet til anlegget, men spredning av olje med strøm og vind 

kan relativt raskt føre olje mot mer sårbare områder og føre til konflikt med verneinteresser 

(sjøfugl og sjødyr), rekreasjonsområder, strandsoner og andre havneområder. 

Viktigste form for tiltak mot oljesøl fra anlegget vil derfor være å hindre spredning av fri fase 

olje til sjøen og få til en effektiv oppsamling av olje som når sjøen. Vi mener derfor at tiltak 

skal konsentreres om å forhindre spredning av frifase olje til/ på sjøen. 

De fleste potensielle lekkasjepunkter kan med ulik sannsynlighet få utslipp på inntil 15 m 3 

oljeprodukt. Slangebrudd ved lossing/ bunkring er trolig den mest sårbare aktiviteten ved 

driften av anlegget. Tankanlegget bør derfor ha en beredskap med oljelenser/ skimmere som 

kan for å ta hånd om en oljelekkasje til sjøen på ca 15 m 3 ved områdets rådende bølge, vind- 

og strømningsforhold. 

116829.1/teli 14. mai 2009 Side 20 av 24



MULTICONSULT 

For at et utslipp skal påvirke sårbare områder på motsatt side- og innerst i Gandsfjorden, må en 

lekkasje sannsynligvis være i størrelsesorden 0,5m 3 . Dette er imidlertid avhengig av rådende 

vind og strømretning. 

Mindre utslipp som går til terreng vil kunne synes på overflaten i selve havna og kan også 

medføre krav om oppsamling. Det er derfor viktig at det etableres spilloppsamling ved alle 

koblingspunkter, og at rutiner for stengning av drenasje- og eventuelle oljestengeventiler 

følges, slik at ikke for store mengder olje ledes gjennom oljeutskilleren. 

9.1 Vurdering av om anlegget har tilfredsstillende miljøsikkerhet. 

Et av hovedprinsippene er at det skal være dobbel barriere ved oljeførende enheter slik at minst 

to ting må gå galt for at en lekkasje skal oppstå. Anlegget har i dag ikke en tilfredsstillende 

miljøsikkerhet, og det er spesielt i forhold til muligheter for spilloppsamling at det foreligger 

potensial for bedring. Det bør være doble barrierer ved alle potensielle lekkasjepunkter, noe 

som innebærer at spilloppsamling ved flere av tankene bør forbedres. 

Det mest sårbare punktet er imidlertid ved slangebrudd i forbindelse med import av 

oljeprodukter fra fartøy. Det er viktig at beredskap prioriteres og at det er fokus på drift og 

vedlikehold av utstyr i forbindelse med lossing. 

• Anlegget har ikke spilloppsamling ved alle utendørs oljetanker, og det er heller ikke 

sladrerør som kan muliggjøre tidlig deteksjon av lekkasje i tankbunn. Det bør vurderes 

å etablere spilloppsamlingsbasseng rundt tankene T7 og T8, som verken har sladrerør 

eller oppsamlingsbasseng. Drenasje (nedbør) fra spilloppsamlingsbassengene skal 

ifølge forskrift 744 ledes via oljeutskiller. 

• Utdrenert vann fra spilloppsamlingsbassengene rundt tankene T1 og T2 leder direkte 

til grunnen. Drenasjevannet skal ledes til oljeutskiller. 

• Bunkringsanlegget på en mindre kai sørvest for hovedkaien har ikke spilloppsamling. 

• Statoil bør sjekke ut om oljeutskillerne som ligger i tilknytning til fjellhallen 

tilfredsstiller dagens krav til utslipp fra en oljeutskiller eller evt. utslippstillatelser som 

anlegget har. 

10. Forslag til utbedringer av anlegget 

Statoil ønsker at tankanlegget skal medføre liten risiko for miljøet i området. De ønsker derfor 

å utbedre anlegget slik at det er spilloppsamling på alle steder hvor Statoil er ansvarlig for 

oljestrømmen. Dette gjelder i forbindelse med påfylling av tanker eller lagring av 

oljeprodukter samt utpumping til båter ved kai og biler ved tankanlegget. 

Spill om bord i båter er utenfor Statoils ansvar, og anses som rederiets/båteiers ansvar. 

Likeledes er spill ved utkjøring med bil transportørens ansvar. 

116829.1/teli 14. mai 2009 Side 21 av 24



MULTICONSULT 

10.1 Tekniske utbedringer 

Denne rapporten omtaler ikke detaljerte rørtekniske løsninger og det er antatt at dette 

dimensjoneres/ detaljprosjekteres slik at de tilfredsstiller den kvalitet Statoil krever og møter 

de anbefalinger som er skisser i denne rapport. 

Andre tekniske forhold som areal og kjøremønster for båt og bil, riktig lys, Ex-sikkert elanlegg, 

nødstopp, brannslukningsapparater og riktig merking etc. og sikring mot ytre skader er 

ikke tatt med i denne vurderingen. 

Det er tatt utgangspunkt i følgende offentlige forskrifter. 

• Forskrift om brannfarlig vare. Nr 744, av 26. juni 2002. 

• Retningslinjer for dimensjonering, utførelse og drift av renseanlegg for oljeholdig 

avløpsvann. TA 2006/2004. 

Forskrift 744 sier følgende: 

§3 Overfyllingsvarsel/overfyllingsvern 

Tanker som samlet har en oppbevaringskapasitet på mer enn 3 m 3 skal ha overfyllingsvarsel. 

Er det stor oppfyllingshastighet eller høy risiko skal det monteres overfyllingsvern. 

I dette tilfelle er det overfyllingsvarsel og overfyllingsvern på alle tankene. Dette er montert og 

må vedlikeholdes/ utvikles slik at det sikrer mot lekkasjer ved overfylling. 

§ 4, 5 og 6 Oppsamlingsarrangement og rørbruddsventiler. 

Tanker for B-væske skal ha oppsamlingstank hvis myndigheten finner at det er stor risiko for 

miljøet ved en lekkasje. Oppsamlingskaret bør minst romme tankens lagringsvolum og være 

laget av ikke brennbart materiale. 

Finner myndighetene at det er høy risiko ved anlegget skal det være rørbruddsventiler og disse 

bør plasseres innenfor oppsamlingskaret. 

Statoil har ikke pålegg om å ha oppsamlingskar rundt samtlige tanker, som fanger opp 100 % 

olje ved et totalt tankhavari. Det er 4 utendørs oljetanker på tankanlegget, T1, T2, T7 og T8. 

Tankene T1 og T2 har spilloppsamlingsbasseng som omslutter tankventilene. Tankene T7 og 

T8 har ikke spilloppsamlingsbasseng. Ingen av tankene har imidlertid sladrerør, som muliggjør 

tidlig deteksjon av lekkasje i tankbunn. 

Det er elektriske ventiler (aktuator) på samtlige tanker, som stenger ved nødstopp eller når 

pumper ikke er i drift. Disse vil fungere som rørbruddsventiler når pumpene ikke er i drift. 

Inadrettet trykkgradient mot cisternene i fjellanlegget hindrer utlekking av drivstoff til sjø. 

Multiconsult anser på bakgrunn av dette at spilloppsamlingsbassengene utendørs ikke er 

tilfredsstillene for oljetankene T7 og T8. Tankene bør ha spilloppsamlingsbasseng eller en 

form for spilloppsamling som kan samle opp minimum 50 m 3 med olje, som kan lekke ut ved 

lekkasje på ventilene eller fra tank. Spilloppsamlingsbassengene bør utstyres med automastisk 

stengeventil på drenasjen, slik at store mengder med olje ikke renner gjennom oljeutskilleren 

ved større lekkasjer. 

116829.1/teli 14. mai 2009 Side 22 av 24



§ Drenering 

MULTICONSULT 

Oppsamlingskummen skal ha dreneringsmulighet slik at nedbør etc. kan dreneres vekk og 

oppsamlingsvolumet ikke reduseres. Dreneringsåpninger i karet skal være slik at det ikke tettes 

av is eller blader etc. Drenert vann skal renses før utslipp. 

Det er muligheter for drenering av oppsamlet vann i begge oppsamlingsbassengene, og det er 

mekaniske stengeventiler som skal åpnes ved behov. Utdrenert vann leder imidlertid direkte til 

terreng, i stedet for til oljeutskiller. 

Det er også spilloppsamlingsdekke ved påfyllingssted for tankbil og ytterst på kaianlegget. 

Avløp fra spilloppsamlingsplatene fører til oljeutskilleren. 

10.2 Overvåkings- og tiltaksbrønner 

Multiconsult mener at det er viktig å ha en uavhengig overvåkningsmulighet, slik at det kan tas 

en sjekk av grunnvannet ved mistanke om lekkasje til grunnen. 

Det er porøse masser i grunnen og en miljøbrønn ved tankanlegget vil ikke gi mer informasjon 

enn det man kan observere i strandsonen. Multiconsult mener derfor at det ikke er behov for 

egne overvåkningsbrønner, men at vannet i havnebassenget må overvåkes med jevne 

mellomrom ved fallende sjø. 

Inspeksjonsintervall/ resultat bør dokumenteres og loggføres. 

10.3 Oppsummering av forslag til utbedringer 

Multiconsult anbefaler følgende utbedringer av anlegget: 



• Drenasjevann/overflatevann (nedbør, smeltevann etc.) fra eksisterende tankgårder (T1 og 

T2) skal ifølge forskrift 744 ledes via oljeutskiller i stedet for rett til terreng. 


forbedres. 

• Det bør etableres en stengeventil mellom spilloppsamling ved importsted på kaianlegget 

og oljeutskiller, slik at oljeutskilleren ikke overfylles ved en større lekkasje eller et større 

spill 


lekkasjepunkter. Spesielt bør det sjekkes at det ikke er olje i spilloppsamlingsbassengene, 

og at ikke bunnventilene i spilloppsamlingsbassenget er tette. 








felles føringer for hvilke rutiner som skal gjelde for henholdsvis testing og trykkprøving, 

vedlikehold og utskiftningsintervaller for ulike typer drivstofførende slanger. 


anlegget. 

116829.1/teli 14. mai 2009 Side 23 av 24



MULTICONSULT 

10.4 Rutiner 

Det må være en drifts- og overvåkningsplan som både vil gi større oppmerksomhet om miljøet 

og som hvis det oppstår mistanke om lekkasje kan gjøre det lett å finne frem til hvem som må 

varsles og hva som kan gjøres for å avbøte evt. skader på et tidlig tidspunkt. 




felles føringer for alle tankanlegg for hvilke rutiner som skal gjelde for henholdsvis 

testing og trykkprøving, vedlikehold og utskiftningsintervaller for ulike typer 

drivstofførende slanger. 

• Inntil fullstendig spilloppsamling etableres (dvs. dobbelt barriere) er det viktig at 

inspeksjonsintervallene er hyppige (daglig) slik at en evt. lekkasje kan oppdages raskt. 

Sjekk av oljestengeventiler, oljeutskiller, tanker og tegn til olje langs strandkanten er 

noen av punktene som bør inngå i kontrollen. Kontrollrundene må utføres av teknisk 

kyndig personell, som kjenner tankanlegget godt. 

• Det må være rutiner for overvåking (personell) av sjø ved bunkring slik at anlegget 

kan stenges ned raskt ved en lekkasje. Det bør være sjekklister som viser til at sjø er 

overvåket under bunkring. 

• Det må være rutiner, utstyr og personell som er trent på å aksjonere raskt og er i stand 

til å samle opp inntil 15 m 3 med oljesøl som kan oppstå ved kaianlegget. Statoil må 

være pådriver for at det gjennomføres øvelser sammen med involverte parter, for eks 

brannvesen. Scenarier på øvelsene bør variere, og øvelsene bør dokumenteres. 

• Det bør utarbeides en beredskapsplan som viser hvilke tiltaksformer som vil være 

aktuelt ved en lekkasje på land. Hvor det kan etableres ledegrøfter og pumpesumper 

etc., slik at en lekkasje som infiltrerer i grunnen kan samles opp før den når sjøen. 

• Peilelogg og avvikstall må bearbeides ved anlegget av driftspersonell slik at det 

aksjoneres/ sjekkes raskt hvis avvikstall overskrider en gitt grense. 

• Alle kontroller/ inspeksjoner skal dokumenteres og loggføres. 

Det forutsettes at vanlig rutinekontroll av teknisk utstyr og tanker utføres regelmessig. 

116829.1/teli 14. mai 2009 Side 24 av 24

Tegninger 

Planskisse og fotobilag

Tank T8. Ingen spilloppsamling rundt tanken 

Tankene T1 og T2, med spilloppsamlingsbasseng. Drenasje fra ringmur leder til terreng 

Fyllerack med bunnfylling (toppfylling til høyre, skal byttes ut med bunnfylling) 


FOTOBILAG 




MULTICONSULT 


Tlf. 21 58 50 00 - Fax: 21 58 50 01 

Dato 


Oppdrag nr. 

116829.1 



Teli 

Tegning nr. 




Målestokk 

Kontrollert 

tso 

900.10 

Fag 

Miljøgeologi 

Godkjent 

tso 

Rev.

Bunnfylling med avsug i fyllerack. 

VRU (Vapour Recovery Unit) midt i bildet. Tank T7 oppe til høyre 

VRU på tett spilloppsamlingsdekke med avrenning til oljeutskiller 


FOTOBILAG 




MULTICONSULT 


Tlf. 21 58 50 00 - Fax: 21 58 50 01 

Dato 


Oppdrag nr. 

116829.1 



Teli 

Tegning nr. 




Målestokk 

Kontrollert 

tso 

900.10 

Fag 

Miljøgeologi 

Godkjent 

tso 

Rev.

Pumperom, med tett dekke 

Rørledninger inn/ut av fjellanlegg, langs rørgater 

Kontrollrom på kai til høyre, tank T2 til venstre, tank T7 til høyre 


FOTOBILAG 




MULTICONSULT 


Tlf. 21 58 50 00 - Fax: 21 58 50 01 

Dato 


Oppdrag nr. 

116829.1 



Teli 

Tegning nr. 




Målestokk 

Kontrollert 

tso 

900.10 

Fag 

Miljøgeologi 

Godkjent 

tso 

Rev.

Bygning med påkoblingsrør for import og bunkring 

Påkobling for import 

Tidligere bunkringssted for mindre båter. Kaianlegg ikke i drift 


FOTOBILAG 




MULTICONSULT 


Tlf. 21 58 50 00 - Fax: 21 58 50 01 

Dato 


Oppdrag nr. 

116829.1 



Teli 

Tegning nr. 




Målestokk 

Kontrollert 

tso 

900.10 

Fag 

Miljøgeologi 

Godkjent 

tso 

Rev.

Beredskapsbåt 

Skjørtelenser i beredskapscontainer. Tette landfester for lenser. 

NNG Miljøservice til høyre i bildet, og nærmeste boliger øverst. 

Beredskapskasse med absorbentlenser. 


FOTOBILAG 




MULTICONSULT 


Tlf. 21 58 50 00 - Fax: 21 58 50 01 

Dato 


Oppdrag nr. 

116829.1 



Teli 

Tegning nr. 




Målestokk 

Kontrollert 

tso 

900.10 

Fag 

Miljøgeologi 

Godkjent 

tso 

Rev.

Tilsetningstanker (additiver), med oppsamlingstrau under 

Tilsetningstanker (additiver) på betongfundament. Oppsamlingstrau under 

Bygning med slukkeutstyr (pumper, brannslanger etc) 


FOTOBILAG 




MULTICONSULT 


Tlf. 21 58 50 00 - Fax: 21 58 50 01 

Dato 


Oppdrag nr. 

116829.1 



Teli 

Tegning nr. 




Målestokk 

Kontrollert 

tso 

900.10 

Fag 

Miljøgeologi 

Godkjent 

tso 

Rev.

Innendørs smøreoljelager. Ikke avrenning til oljeutskiller 

Gangstoll mellom cisterner inne i fjellanlegg 

Inspeksjonskum for inntak av sjøvann i fjellanlegg 


FOTOBILAG 




MULTICONSULT 


Tlf. 21 58 50 00 - Fax: 21 58 50 01 

Dato 


Oppdrag nr. 

116829.1 



Teli 

Tegning nr. 




Målestokk 

Kontrollert 

tso 

900.10 

Fag 

Miljøgeologi 

Godkjent 

tso 

Rev.

Oljeutskiller inne i fjellanlegg 


FOTOBILAG 




MULTICONSULT 


Tlf. 21 58 50 00 - Fax: 21 58 50 01 

Dato 


Oppdrag nr. 

116829.1 



Teli 

Tegning nr. 




Målestokk 

Kontrollert 

tso 

900.10 

Fag 

Miljøgeologi 

Godkjent 

tso 

Rev.

Vedlegg A. 

Mottatt informasjon fra 

kommune og Fylkesmann

Det er ikke mottatt respons på vår forespørsel, 

verken fra kommune eller Fylkesmann

Vedlegg B 

Sammendrag 

Miljøkonsekvensvurdering


Anleggsdata 

Anleggs 

navn 

Adresse 


Gansås 

Mekurvn, Harstad 

Kommune Harstad Fylke Troms 

Kontakt 

person (er) 

Geografisk 

beliggenhet 

Merknader: 

Rune Stellander Telefon 

Telefax 

E-mail 


sentrum. Anlegget består av 4 frittstående utendørs oljetanker samt et fjellanlegg hvor det 

lagres drivstoff i 6 ulike cisterner. Det lagres både A, B og C-væsker på anlegget. 

Sammendrag sårbarhet- og følsomhetsvurdering 

Type 

undersøkelser 

Innsamling av relevant informasjon om anlegget. 

Miljøtekniske undersøkelser i forbindelse med en lekkasje i 2004. 

Befaring til anlegget. 


Det er imidlertid oppgang av laks og sjøørret i bergsvassdraget. 

Det er ingen nabobygg som berøres ved en evt. lekkasje. 

Sårbarhet 

vurdering 

Følsomhet 

vurdering 

Konsekvenser Et utslipp i størrelsesorden 0,5 m 3 vil ved normale vind og strømningsforhold kunne 

nå land på andre siden av Gansbotn, tilgrise strandsonene der, samt spre seg inn mot 

havneområdet i Harstad. Mindre utslipp vil også kunne medføre oljefilm på sjøen og 

tilgrise havnebassenget og strandsoner i nærheten av tankanlegget, noe som også er 

sterkt uønsket. 

Kommunens Ikke mottatt svar på henvendelse 

uttalelse 

Fylkesmann Ikke mottatt svar på henvendelse 

uttalelse 

Merknader. NNG Miljøindustri ligger rett ved anlegget og er et gjenvinningsanlegg som tar imot store 

mengder spillolje og annet oljeholdig avfall. Det observeres jevnlig oljefilm fra dette anlegget. 

Kilder 

Tank nr Produkt Tankkapasitet 

(m 3 ) 

1 

2 

7 

8 

C43 

C44 

C45 

C46 

C47 

C48 

Tilstand / kommentar 

Slop 1.200 Utendørs dagtank, stål (for tiden tom). 

>50 % spilloppsamlingskapasitet 

Bensin 98 1.900 Utendørs dagtank, stål. 100 % oppsamling 

Parafin 300 Utendørs dagtank, stål 

Autodiesel 8.500 Utendørs dagtank, stål 

Jet A-1 Ikke oppgitt Cisterne i fjell. Eies av Forsvaret 



Autodiesel Ikke oppgitt Cisterne i fjell 

Gassolje Ikke oppgitt Cisterne i fjell 

Gassolje Ikke oppgitt Cisterne i fjell


Faktorer som påvirker spredningsforhold 

Nedbør, 850 mm/år, mildt kyst lima Geologi Mye fjell og noe grove fyllmasser i 

klima 

forsenkninger 

Drenasje- Det er et stort nedbørsfelt Naturlige Stein, grus sand og silt. 

forhold oppstrøms anlegget samt porøse jordarts 

Nedbørsfelt masser i grunnen 

avsetninger og 

Tidevann Ca 2 m tidevann tanker ligger over fyllmasser 

flom tidevannsonen. 

Dekker Asfalt og betong El-grøfter Ligger over grunnvannet og styrer ikke 

spredning 

Grunnvanns Ligger i fjell Avløps- Ligger over grunnvannet og vil ikke styr 

forhold 

ledninger grunnvannet 

Antatt Middels til stor pga grove Sprednings Det er ingen naturgitte barrierer på 

sprednings fyllmasser 

reduserende anlegget. 

hastighet 

forhold 

Terreng 

(Topografi) 

Skrånende ned mot sjø Annet -- 

Annet av betydning: Fjellhallene er tettet med injisering og det er lite innlekkasje til hallene. 

Målområdet. Vannkilder, forhold nedstrøms. 

Vannkilde Vann, elv, 

bekk 

Innsjø, fjord Grunnvannsmagasin 

Navn -- sjø -- 

Avstand -- -- -- 

Tilstand -- Ok -- 

Bruk -- Havn -- 

Drikkevann -- Nei -- 

Gjennom 

strømning 

-- 

Middels til stor 

-- 

Naturreservat -- 

eller lign. 

Annet av betydning: 

Nei 

Målområdet. Følsomhet (gass) 

Mål Fare for gass 

spredning dit 

Fornminne (kultur) Nei 

Områder med Nei 

graverestriksjoner 

Sykehus Nei 

Skoler / barnehage Nei 

Boliger Nei 

Undergrunnsrom 

tunneler etc 

Nei 

Annet Nei 

Avstand 

m 


Merknader 

-- Ingen naturreservat i nærheten, men 

Harstad by ligger nære, 300 m. 

Merknader


Vedlegg til anleggets dataark: 

Konsekvenser: 

Ut fra grunnforholdene og den store vannutskiftningen i fjorden utenfor anlegget vil risikoen knyttet 

til spredning av gass i grunnen og til luft, samt spredning av olje løst i vann være liten og miljøfare 

forbundet med gass og olje løst i vann er minimal. 


naturressursområder i direkte nærhet til anlegget, men spredning av olje med strøm og vind kan 

relativt raskt føre olje mot mer sårbare områder i Harstad by. For at en lekkasje skal påvirke sårbare 

områder, må en lekkasje sannsynligvis være større enn 0,5 m 3 . 

Viktigste form for tiltak mot oljesøl fra anlegget vil derfor være å hindre spredning av fri fase olje til 

sjøen og få til en effektiv oppsamling av olje som når sjøen. Vi mener derfor at tiltak skal konsentreres 

om å forhindre spredning av frifase olje til/ på sjøen. De fleste potensielle lekkasjepunkter kan med 

ulik sannsynlighet få utslipp på inntil 15 m 3 oljeprodukt. Tankanlegget bør derfor ha en beredskap 

med oljelenser/ skimmere som kan for å ta hånd om en oljelekkasje til sjøen på ca 15 m 3 ved områdets 

rådende bølge, vind- og strømningsforhold. 

Mindre lekkasjer som går til terreng vil kunne synes på overflaten i selve havna og kan medføre krav 

om oppsamling. Det er derfor viktig at det etableres spilloppsamling ved alle koblingspunkter, og at 

rutiner for stengning av drenasje- og oljestengeventiler følges slik at ikke for store mengder olje ledes 

gjennom oljeutskilleren. 

Mulige tiltaksmetoder for opprenskning ved lekkasje: 

Hovedprinsippet for spilloppsamling må være at spillet skal samles opp så nær kilden som mulig samt 

at det må være system som gir tidlig deteksjon. 

Tiltak vil derfor være å samle opp spill ved lekkasjested og eller lede det til oljeutskiller. Større utslipp 

samles opp ved lenser på sjø. 

Kostnadsdrivende forhold ved en opprenskning: 

Ingen, ut over at tidlig deteksjon og rask oppsamling vil begrense konsekvensene. 

Anleggets nærhet til Harstad by vil medføre mye fokus som kan medføre omfattende kontroll og tiltak 

ved en lekkasje. 

Forebyggende tiltak. 

Tiden fra en lekkasje oppstår til den oppdages og det settes i verk tiltak er meget avgjørende for hvor 

store konsekvenser en lekkasje får. Det er derfor viktig at det er kontinuerlig kontroll under de mest 

kritiske operasjonene, som er import og bunkring av drivstoff. 



• Drenasjevann/overflatevann (nedbør, smeltevann etc.) fra eksisterende tankgårder (T1 

og T2) skal ifølge forskrift 744 ledes via oljeutskiller i stedet for rett til terreng. 


forbedres. 

• Det bør etableres en stengeventil mellom spilloppsamling ved importsted på 

kaianlegget og oljeutskiller, slik at oljeutskilleren ikke overfylles ved en større lekkasje 

eller et større spill 


lekkasjepunkter. Spesielt bør det sjekkes at det ikke er olje i 

spilloppsamlingsbassengene, og at ikke bunnventilene i spilloppsamlingsbassenget er 

tette. 










felles føringer for hvilke rutiner som skal gjelde for henholdsvis testing og 

trykkprøving, vedlikehold og utskiftningsintervaller for ulike typer drivstofførende 

slanger. 


anlegget. 


Vedlegg C 

Karter vedrørende miljøstatus

Gangsås tankanlegg i Harstad 

Resipient: Gangsåsbotn

Ingen registreringer i nærheten av anlegget 

Tekniske anlegg

Temakart 

Grunnkart

Emission test report 

Purpose and background 

The purpose with the service visit was to control the VRU-plants emission and monitor VRU operation 

for any functional problems 

Measuring instruments 

For measuring the VRU-plants emission, we use: 

One Dräger Polytron IR Ex gas analyser, ranged and calibrated for 0-1.50 vol. % (0-35gram/Nm3) 

Calibration 

Before initializing the measurement period, the engineer from AKer Cool Sorption A/S has calibrated 

the gas analyser with a certificated calibrating gas, containing 0.90 vol. % butane. 

Explanation of the measurement 

The black curve shows the emission from the VRU. The scale is shown on the left side of the paper. 

Results (CSA) 

The following values are measured on the plant during the visit: 

Period 

Average Outlet concentration 

[g HC/Nm3] 

0-12 hour 26.10.10 1.06 

12-24 hour 27.10.10 0.29 

Findings and Actions 

Finding Action 

During the visit the following has been done/observed: 

N/A 

• ACS Schedule for JZ units 

• Attempt repair of purge valve SV3B 

• Adjust purge air for V4A 

• 

The issues below needs action from the customer: 

Customer 

• Glycol pump coupling 

• SV3B purge air valve need replacing ASCO 8215 model no. 

B210B56V with 220 Volt solenoid coil 

The issues below needs action from ACS: 

ACS 

• 

Aker Cool Sorption A/S © 2009 Aker Solutions 

Smedeland 6, DK-2600 Glostrup, Denmark Page 1 of 2 

Tel +45 4345 4745 Fax +45 4343 0090 www.akersolutions.com/VOC 

Registered No. 87980014 Registered in Denmark Registered office: Address

Emissions results show that the VRU is well below the required legal/design limit of 35 g/m3

Service and emission report 

Type info 

Site: 23501 Statoil 

Date of visit: 26-27.10.2010 

Purpose of visit: contractual visit 

ACS Engineer: Mike Frederick 

E-mail: 

Mike.Frederick@akersolutions.c 

om 

Webpage: www.akersolutions.com/voc 

Service e-mail: 

Hotline number: + 45 3696 8661 

Recommendation and predictions 

N/A Year(s) to carbon change 

N/A Year(s) to pump and motor 

change/overhaul 

N/A Year(s) to glycol change or upgrade 

N/A Year(s) to control system upgrade 

Additional services recommended 

Training 

Add. visit 

Manuals 

Required actions 

OK Not OK 

Summary 

Process & Vacuum Pumps 

glycol pump 

Valves & Instrumentation 

SV3B faulty 

Absorption System 

Adsorption System 

Control System 

Obsolete S5 system 

Fault on SV3B purge air valve-resulting in high 

emission during loading periods. 

Adjust purge air correctly for V4A-was too high 

Glycol checked OK 

Vacuum test passed-final vacuum pressure is 

excellent for the age of the VRU. Emission 

average is OK however VRU exceeds limit on 

V4B 

Estimated maintenance costs next 12 month 

(EUR) 

0-15.000 

15.000-30.000 

30.000-60.000 

60.000+ 

Aker Cool Sorption A/S © 2009 Aker Solutions 

Smedeland 6, DK-2600 Glostrup, Denmark Page 1 of 1 

Tel +45 4345 4745 Fax +45 4343 0090 www.akersolutions.com/VOC 

Registered No. 87980014 Registered in Denmark Registered office: Address

Cool Sorption A/S, Service Department 

Project no.: 23501 

6 Months service Yearly service 

Terminal 

Date: 26- 

27.10.2010 

1 OK 

Statoil Harstad 

2 Replaced/fixed 3 Up for replacement at 

next visit 

Inspection of Operation 

Name: Mike Frederick 

Service Inspection Sheet 

Vapour Recovery Unit 

4 Must be 

repaired/cleaned 

Filter no. VA Filter no. VB 

Opening of purge air = 240sec mbar (a) = 240sec mbar (a) 

Time of air equalization (850 mbar) = 9 sec. = 18 sec. 

Purge air = ? m 3 /h = ? m 3 /h 

Temperature in filter (top/bottom) = ? 0 C = ? 0 C 

Normal final pressure = 75 mbar (a) = 79 mbar (a) 

Pressure increase after 10 min. = 13 mbar (a) = 11 mbar (a) 

Drain = ? litre = ? litre 

Remarks: Purge air amount adjusted according to pressure rise when valve open 

15-25mbara increase 

Valves etc. 

Inspection of modulating valves 1 Safety against cavitation 1 

Inspection of on/off valves 1 Instrument air system 1 

Non return valve 1 Drain valves "all over" 1 

Remarks: Hydraulic modulating valve- both working 

Lubricating/Transmission 

Pumps 1 Replaced oil/Gear oil 1 

Motor 1 Belts/Coupling 1 

Belts type/model no. 

Remarks: Belts are HiFlex A104 13x2680LP 

Electric equipment/measure equipment 

1. reading at arrival Test reference Reading after Cal. Unit 

Check of HC-analyser NA NA NA gC4H10/Nm 3 

Check of CO-analyser NA NA NA ppm 

Inspection of PC I/O Station 

Inspection of modem Board for magnet valves 

Visuel inspection in main switch board 1 Inspection of PLC battery 1 

Remarks:




Terminal 

Date: 26- 

27.10.2010 

1 OK 



next visit 

Absorbent line 




4 Must be 


Absorbent flow inlet ~10 m 3 /h Quality of Absorbent: 

Absorbent flow outlet ~10 m 3 /h Absorbent level amount m 3 

Pressure inlet ?? bar (g) Last import Date 

Pressure outlet ?? bar (g) Due time to absorbent change ? Date 

Inlet filter 

Constant flow valve 

Remarks: no gasoline inlet flow measurement device installed 

None of the PI's installed are working correctly on gasoline system 

Do not exist Vacuum pump – Oil Lubricated 

Oil Air filter 

Oil filter Exhaust filter 

Level of oil Vent. valves 

Rupture disc Drained knock out pot 

Heat element disconnected Type of oil 

Suction Pressure: Temperature of oil 0 C 

At oil heating mbar(a) Operation time hours 

At filter shift mbar(a) Operation time per day hours 

Current Amp. -> At suction setpoint mbar(a) 

Remarks: 

Do not exist Vacuum pump – With glycol 

Inspection of stuffing boxes Operation time hours 

Pressure at open by-pass 49 mbar(a) Operation time per day ? hours 

Current 28,1 Amp. -> At suction setpoint 385 mbar(a) 

Remarks: 

Do not exist Glycol 

Check of concentration 60 % water Demand for additional glycol 

Glycol inlet flow ~4 m 3 /h Volume added litre 

pH-value 7,61 pH Height of level in tank 29 cm 

Remarks: Glycol pump coupling failure




Terminal 

Date: 26- 

27.10.2010 

1 OK 



next visit 

Do not exist Heat exchanger 




Temp = 7°C ?? bar Temp = 7°C ?? bar 

Temp = 7°C ?? bar Temp = 7°C ?? bar 

Remarks: Glycol pump coupling failed-no temperature control of glyol 

4 Must be 


Media glycol 

Media gas 

Vapour system Measuring instruments 

Non return valve 1 Manometers 4 

Overpressure/vacuum relief valve 1 Thermometers 4 

Flame arrester Pressure transmitter 

Remarks: 

Remarks: PI's failure 

Yearly 

Alarm check Back-up 

Alarm check carried out 

Alarm check not carried out 

Remarks: 

PLC 

SCADA 

Remarks: 

Inspection/Calibration 

Set points 

Carbon test 

Input/output Position PCV-251 Position LCV-314 

Cross check PT 

Value at end of desorption 2 

4 mA Accept 

8 mA PT mbar(a) 

12 mA PT mbar(a) 

16 mA 

20 mA 

PT mbar(a) 

Remarks: No valve positioners installed 

Any other remarks: 

SV3_B purge air valve was not working-high emision bed B-valve need to 

be replaced. Removed & cleaned up-working for now. Client informed 

Final vacuum pressures are good (70-85mbara) 

Most TI's not working correctly or off scale 

Most PI's not working or off scale

gram 

44 

42 

40 

38 

36 

34 

32 

30 

28 

26 

24 

22 

20 

18 

16 

14 

12 

10 

8 

6 

4 

2 

0 

23501 Statoil Harstad Aker Kvaerner 

26-10-2010 09:06:00 C1 26-10-2010 21:00:00 

10:00 

26-10-2010 

Average Emission 0-12 hour = 1,06 gram 

12:00 

26-10-2010 

14:00 

26-10-2010 

16:00 

26-10-2010 

VRU exceeds emission limit-fault with purge air 

valve SV3B 

18:00 

26-10-2010 

20:00 

26-10-2010

gram 

38 

36 

34 

32 

30 

28 

26 

24 

22 

20 

18 

16 

14 

12 

10 

8 

6 

4 

2 

0 

23501 Statoil Harstad Aker Kvaerner 

21:00 

26-10-2010 

26-10-2010 21:00:00 C1 27-10-2010 11:28:00 

00:00 

27-10-2010 

Average Emission 12-24 hour = 0,29 gram 

03:00 

27-10-2010 

06:00 

27-10-2010 

09:00 

27-10-2010

Governing document Classification: Internal 

WR9039 - Terminal Operations in Statoil Fuel & Retail ASA - Chapter 1 and 2 - General 

Handbook 

Production & Warehousing (P&W) 

Work process requirements, WR9039, Final Ver. 1, valid from 2011-01-01 

Owner: EVP Transport Fuel 

Validity area: Statoil Fuel & Retail ASA/All locations 

APPROVAL OF PUBLISHING: 

Approve governing documentation (MS01, KC0001 (WR0001)) 

Role in document Role in organisation Name Signature Date 

Owner's representative Terminal Manager Europe Bjørnar Ferstad 

Checked 

Management system 

coordinator 

Henrik Niels Olsen 

Owner EVP Transport Fuel Lars Gaustad 

Approver Process owner P&W Fuel Lars Gaustad 

Document replaces Similar DocMap document from Statoil ASA 

Competence (discipline)(TR/ST) Fuel Terminal Operations and Internal Transfer 

CONFIRMATION OF ROLL-OUT: 

Verify that governing documentation has been launched according to the implementation programme 

(MS02, KC0002 (WR0001)) 

Role in document Role in organisation Name Signature Date 

Owner EVP Transport Fuel

Governing document Classification: Internal 

WR9039 - Terminal Operations in Statoil Fuel & Retail ASA - Chapter 1 and 

2 - General Handbook 

Production & Warehousing (P&W) 

Work process requirements, WR9039, Final Ver. 1, valid from 2011-01-01 

Owner: EVP Transport Fuel 

Validity area: Statoil Fuel & Retail ASA/All locations

Governing document: WR9039 - Terminal Operations in Statoil Fuel & Retail ASA - Chapter 1 

and 2 - General Handbook 

Production & Warehousing (P&W), Work process requirements, WR9039, Final Ver. 1, valid from 

2011-01-01 

Page 3 of 14 


Classification: Internal 

1 Objective, target group and legal basis ..........................................................................................................4 

1.1 Purpose ..................................................................................................................................................4 

1.2 Warrant...................................................................................................................................................4 

1.3 Responsibility..........................................................................................................................................4 

1.4 Application for exemption with compensating measures ........................................................................4 

1.5 The “Handbook for Terminal Operations in Statoil Fuel & Retail ASA” ...................................................5 

1.6 Updates ..................................................................................................................................................5 

2 General requirements related to work process ..............................................................................................5 

2.1 Plan ........................................................................................................................................................5 

2.1.1 Statutes and regulations .........................................................................................................................5 

2.1.2 Staffing, competence and training ..........................................................................................................6 

2.1.3 Significant environmental aspects ..........................................................................................................6 

2.1.4 Risk assessments and emergency preparedness ..................................................................................7 

2.1.5 Training and exercises............................................................................................................................7 

2.2 Do - Execution of work at the terminal ....................................................................................................8 

2.2.1 Health, Safety and the Environment .......................................................................................................8 

2.2.1.1 Health and working environment ............................................................................................................8 

2.2.1.2 Product safety data sheets (Safety data sheets, product data sheets and substance records) ..............9 

2.2.1.3 Protective Equipment..............................................................................................................................9 

2.2.2 Products..................................................................................................................................................9 

2.2.3 Product control and traceability.............................................................................................................10 

2.2.4 Procurement .........................................................................................................................................10 

2.3 Check....................................................................................................................................................10 

2.3.1 Communication.....................................................................................................................................10 

2.3.2 External audits ......................................................................................................................................10 

2.4 Improve.................................................................................................................................................10 

2.4.1 Handling nonconformities .....................................................................................................................10 

2.4.2 Preventive and corrective measures.....................................................................................................11 

2.4.3 Monitoring, registration and measurement............................................................................................11 

3 Maintenance.....................................................................................................................................................11 

4 Product import.................................................................................................................................................11 

5 Storage, operation and loading......................................................................................................................12 

6 Additional information ....................................................................................................................................12 

6.1 Definitions and abbreviations................................................................................................................12 

6.2 Changes from the previous version ......................................................................................................12 

6.3 .References ..........................................................................................................................................12



1 Objective, target group and legal basis 


2011-01-01 

Page 4 of 14 



1.1 Purpose 

This governing document “Handbook for Terminal Operations in Statoil Fuel & Retail ASA” is part of the 

quality and environmental management system for Statoil Fuel & Retail ASA. This governing document 

applies to all employees and any others who are involved in import, storage and loading of products, as 

well as operation and maintenance of terminals in Statoil Fuel & Retail ASA. 

1.2 Warrant 

FR06 – OMM – Plant operation, maintenance and modifications 

1.3 Responsibility 

The management of Statoil Fuel & Retail ASA (hereafter named SFR), or its representative, must ensure: 

� That the text is correct and comprehensible for the users. 

� That the text conforms with laws, regulations and administrative provisions. 

� That updates are made. 

The manager of the business unit (BU), or its representative, must ensure: 

� That this document with the associated documents (cf. item 1.5), if required, is translated into the 

local language. 

� That translated documents is correct and that the meaning of the text is similar to the original 

(English) basis documents. 

The Terminal Manager, or the person who has been appointed the responsibility by the Terminal Manager, 

must ensure that all employees who will be carrying out duties at the terminal have undergone training in 

the use and compliance of governing documents. Contractor personnel must undergo training in all 

relevant parts of the governing documentation which relate to execution of his/her tasks. 

It is the responsibility of all employees at the terminals to: 

� Familiarise themselves with the content of this document and comply with it in their work at the 

terminal. 

� Understand what the text means, and contact their supervisor for clarification if in doubt. 

� Use the latest version of the governing document. 

� Report nonconformities using Terminal Handbook Guidelines - Appendix E - Report of 

undesirable incident - [GL0015], or similar form containing the same information, for entry into 

Synergi. 

� Give notice when observing unsafe conditions for entry into Synergi. 

� If governing documents cannot be complied with, work must be stopped and immediately reported 

to the Terminal Manager for a decision on what action must be taken. 

1.4 Application for exemption with compensating measures 

When it is impossible to comply with requirements in the governing documents, a standard application for 

exemption with a description of compensating measures must be prepared in the governing system. The 

Terminal Manager must ensure that applications for exemptions, with compensating measures, are 

prepared and sent for approval.




2011-01-01 

Page 5 of 14 



Compensating measures must always be described in Safe Job Analysis (SJA), Terminal Handbook 

Guidelines - Appendix G – Safe Job Analysis - [GL0015] and implemented if a barrier is taken out of 

operation. 

Until an exemption with compensating measures has been approved, the Terminal Manager must 

evaluate whether it is safe to continue operating the equipment or the installation. 

1.5 The “Handbook for Terminal Operations in Statoil Fuel & Retail ASA” 

This document “Handbook for Terminal Operations in Statoil Fuel & Retail ASA” is normative for all work 

processes in connection with import, storage and loading of products, as well as operation and 

maintenance of SFR terminals. 

The document concern the management and operation of terminals for petroleum products, chemicals, 

lube oil and bio products, and contains objectives and requirements to improve the quality and the safety 

of operations, as well as to minimise environmental impact. 

1.6 Updates 

This document that has been prepared will be furnished with approval, date and a serial revision number. 

The “Handbook for Terminal Operations in Statoil Fuel & Retail ASA” exists only in electronic form, and is 

always available in its latest updated and approved version in the governing system. 

A group consisting of at least one person per Business Unit (BU) in SFR, with competent people who have 

experience from terminal operations, must review and evaluate improvements to the requirements for 

organisations and activities described in this document, and improvement proposals received, at least 

once per year. The BU Transport Fuel managers are responsible for designating relevant resource people. 

The document owner's delegate, from corporate is responsible for coordination of giving notice of 

meetings, follow-up of the work, as well as updating the work processes described in the document. 

2 General requirements related to work process 

2.1 Plan 

When terminal operations are being planned, consideration must be given to the following: 

2.1.1 Statutes and regulations 

The “Handbook for Terminal Operations in Statoil Fuel & Retail ASA”, must be considered the minimum 

standard for terminal operations in SFR. Compliance with applicable national or international laws, 

regulations and administrative provisions must be maintained at all times. 

The line management must ensure that each Terminal Manager has continuous access to applicable laws 

and regulations for terminal operations, including information about new laws, regulations and 

administrative provisions, as well as changes in relation to previous versions. 

The Terminal Manager must ensure that applicable laws and regulations are followed in connection with 

terminal operation. The line management is responsible for establishing a system for compliance with 

applicable laws and regulations. 

Each country has a website where one can search for applicable laws, regulations and administrative 

provisions:



Norway: http://www.lovdata.no/ 

Denmark: https://www.retsinformation.dk/ 

Sweden: http://www.natlikan.se/ 

Latvia: www.likumi.lv 

Lithuania: www3.lrs.lt 


2011-01-01 

Page 6 of 14 



2.1.2 Staffing, competence and training 

The Terminal Manager must continuously identify the need for sufficient personnel and competence to 

perform the tasks at the terminal. 

Based on the identified need for staffing and competence, a plan must be established for necessary 

staffing of the terminal so that compliance with internal requirements, as well as statutes and regulations, 

can be maintained. 

Competence requirements, duties and responsibilities for each position must be defined in job 

descriptions. 

The Terminal Manager must carry out training of employees and other personnel who perform tasks at the 

terminal. 

When contractor personnel perform operational tasks at the terminal, the same requirements for expertise 

and training are made for them as for the terminal's own employees. 

Newly employed terminal personnel, including contractor personnel, must undergo introduction and 

training in accordance with Terminal Handbook Guidelines - Appendix B - Introduction program 

for terminal personnel - [GL0015]. 

Personnel defined in the training matrix must complete training in accordance with Terminal Handbook 

Guidelines - Appendix C - Training matrix - [GL0015] 

The Terminal Manager must ensure that personnel carry out training in accordance with Terminal 

Handbook Guidelines - Appendix B - Introduction program for terminal personnel - [GL0015] 

and Terminal Handbook Guidelines - Appendix C - Training matrix - [GL0015]. Furthermore, it is 

the responsibility of the Terminal Manager to conduct special training for personnel who will be carrying 

out activities with significant safety risk or environmental hazard. 

Employees, drivers, contractors and visitors who will be moving about and performing tasks in the terminal 

grounds unaccompanied by the Terminal Manager's designated representative, must review the following 

document, as applicable in each respective country, and sign off for having read and understood this 

document. 

� Norway: Link Terminal Handbook Guidelines - Appendix G - Safety instructions for 

Terminal operations - [GL0015] 

� Denmark: Link Terminal Handbook Guidelines - Appendix F - Sikkerhetsinstruks – Denmark 

[GL0015] 

� Sweden: Lokale ""Säkerhetsdatablad" 

2.1.3 Significant environmental aspects 

The Terminal Manager must continuously identify environmental aspects that may be affected by 

operations and activities at the terminal. This is done based on daily operations where potential pollution 

sources are evaluated, determined and documented. It must be ensured that the relevant pollution 

sources as a minimum are treated in accordance with requirements in applicable laws and regulations.




2011-01-01 

Page 7 of 14 



When planning activities at the terminal, significant environmental aspects must be emphasised. 

Potential pollution sources associated with our operations: 

� Emissions to air: 

o Replenishing transport vehicles. 

o Exhaust from the tank lorry engines idling. 

o Exhaust emissions while replenishing by ship and bunkering ships. 

o Evaporation from storage tanks. 

o Exhaust emissions from heating plants. 

o Product spillage due to overflow in connection with loading and unloading. 

o Leakage from installations and equipment due to errors/faults. 

� Discharge to water: 

o Product spillage/overflow in connection with loading and unloading. 

o Leakage from installations and equipment due to errors/faults. 

� Pollution of soil: 

o As for discharge to water 

� Local environmental conditions: 

o Noise from the terminals and activities associated with them. 

o Odour from products or additives. 

2.1.4 Risk assessments and emergency preparedness 

A risk assessment must be prepared for the terminal in accordance with SFR’s process for preparing a 

HSE Risk Assessment. 

The Terminal Manager and terminal personnel must always be involved in the preparation of, and changes 

to, the risk assessment, according to the frequency defined in "Risk management process (RM)", as well 

as in carrying out measures as a consequence of this work. 

In connection with all changes at the terminal, both permanent and temporary, which may have 

significance for major accidents and other undesirable incidents, a safety assessment must be made and 

measures implemented. A change can be physical, process-related, organisational or procedural, or there 

may be changes in instructions related to operation of the terminal, or in external matters. 

The Terminal Manager must ensure that the total risk at the terminal is made known for all employees and 

others who are present at the terminal on a regular basis. 

If incidents occur, immediate notification and emergency preparedness measures must be implemented in 

accordance with the SFR notification and contingency plans. 

A contingency plan for the terminal must be prepared, based on a risk assessment. 

For example: In Norway the following emergency preparedness plans apply: "First-line emergency 

preparedness in Operations"; see Notes. 

2.1.5 Training and exercises 

Training and exercises must be held in accordance with the overall risk picture at the terminal, so that 

satisfactory emergency preparedness is achieved. 

Training is defined as basis training of terminal personnel in fire theory, first aid, oil protection theory, 

product knowledge and other aspects which are significant for installations, equipment and operations.




2011-01-01 

Page 8 of 14 



Exercises are defined as more comprehensive than training and involve active cooperation between 

personnel at the terminal and external task force resources. Exercises must be carried out for real risk 

scenarios based on the risk assessment of the terminal. 

The frequency of exercises is as follows: 

� Fire exercise - minimum 1 per year. 

� Oil spill exercise – minimum 1 per year. 

� ISPS exercise – exercises and drills in accordance with the ISPS plans for each terminal. 

� First aid – at time of hiring, plus at least every 3 years. 

� Emergency preparedness exercise – as needed 

The Terminal Manager must ensure that training is carried out and exercises are held. 

It is the duty of everyone involved to participate in the exercises. 

Recurring absence from exercises will be reported to the employee's immediate supervisor. 

Training and exercises must be evaluated and documented in reports that include descriptions of the 

scenario, response time requirements, participants, those responsible for any follow-up measures and 

deadlines for implementation of these. 

2.2 Do - Execution of work at the terminal 

All operations at the terminal must be carried out in accordance with procedures described in the 

“Handbook for Terminal Operations in Statoil Fuel & Retail ASA”: 

For all operations which are not fully described in this document, the following must always be prepared: 

� Appendix G – Safe Job Analysis - [GL0015] (SJA) must be carried out in all phases of the job 

(planning, approval and execution) until the work is fully completed. All parties involved in the work 

are responsible for evaluate the need of a SJA. 

o SJA can be performed and defined for longer periods (e.g. 1 – 2 years) for defined work 

with low/minor risk with repetitive frequency. If changes occur a new SJA has to be 

performed. 

� Appendix H - Work permits [GL0015] (WP) must be carried out for work with potential risk revealed 

in the SJA evaluation. 

� Purchasing of services from third party suppliers requires necessary insurances, defined by SFR, 

regarding the work to be performed. 

� Purchasing of services from third party suppliers and SFR, requires a signed agreement which 

describes responsibilities, safety rules, tidiness, use of personnel protective equipment, protective 

measures and work requirements. 

2.2.1 Health, Safety and the Environment 

Operations at the terminals must always be carried out in a manner which takes into account the HSE 

aspects. 

2.2.1.1 Health and working environment 

The Terminal Manager is responsible for organising the workplace in accordance with laws, regulations 

and administrative provisions. 

It is the responsibility of the individual employee to follow SFR’s internal guidelines for health and working 

environment at all times.




2011-01-01 

Page 9 of 14 



2.2.1.2 Product safety data sheets (Safety data sheets, product data sheets and substance records) 

SFR has prepared safety data sheets for all of their products. 

Users can also themselves retrieve the data sheets: 

Norway: Safety data sheet 

Denmark: SFR’s products "Leverandørbrugsanvisninger". Other products used at terminals; 

Danske MSDS’s 

Sweden: "Säkerhetsdatablad" 

Substance records must be available for all products which are used, stored and distributed from the 

terminals. For Norway the information is stored in: Statoil Fuel & Retail's joint database for product safety 

data sheets. 

2.2.1.3 Protective Equipment 

Use of safety and protective gear must at all times be in accordance with Terminal Handbook 

Guidelines - Appendix D - Use of protective equipment - [GL0015]. 

Flame resistant work wear, hard hats, goggles/face shields and anti-static protective footwear must be 

used in all operations at terminals. 

The rules for use of personal protective equipment apply in full to all who perform tasks at the terminal 

during inspections, supervision and audits. Visitors who move about at the terminal in connection with 

guided tours or other short visits must wear a hard hat, protective goggles, protective footwear, and full 

coverage clothing (long trousers and long sleeves).. 

The Terminal Manager must ensure that requirements for the use of protective equipment are made 

known for those who are performing tasks at the terminal and that protective equipment is used in 

accordance with Terminal Handbook Guidelines - Appendix D - Use of protective equipment - 

[GL0015]. The Terminal Manager must ensure that protective equipment is available for terminal 

personnel. Each person who performs tasks at the terminal must ensure that protective equipment is used 

as required. Lack of compliance with the requirement for use of protective equipment must have 

consequences for the person/firm in question. 

Approved personal protective gear, in accordance with Terminal Handbook Guidelines - Appendix D 

- Use of protective equipment - [GL0015] must be brought along in connection with a visit or be 

borrowed at the terminal in agreement with the Terminal Manager. 

If protective gear for visitors is available at the terminal, this must be cleaned and maintained to make sure 

it is in good condition for the next user. 

2.2.2 Products 

The products which are received, stored and handled represent very substantial values. Precautions must 

therefore be taken to prevent them from deteriorating, being lost or contaminated. 

The following procedures must be followed: 

� Terminal Operations in Statoil Fuel & Retail ASA - Chapter 3 – Maintenance 

� Terminal Operations in Statoil Fuel & Retail ASA - Chapter 4 - Product import 

� Terminal Operations in Statoil Fuel & Retail ASA - Chapter 5 - Storage, control and loading




2011-01-01 

Page 10 of 14 



In addition, Terminal Handbook Guidelines - Appendix A - Products - [GL0015] gives information 

about important attributes of the products. 

2.2.3 Product control and traceability 

The automation systems at the terminals should ensure that products which are delivered can be traced 

from the terminal to the recipient. 

Product control is always carried out on import of products from ships, as necessary during storage of the 

product, and in some instances in connection with loading. The routines for product control are described 

in the procedures 

� Chapter 4 - Product import 

� Chapter 5 - Storage, Operations and Loading 

2.2.4 Procurement 

Personnel involved in acquisition and supply activities, such as requisitioners (REK), HSE personnel, 

company representatives (CR), procurement personnel (PP) and personnel in the safety delegate service 

(SDS) must comply with the Management system in SFR. 

This is done in order to ensure that SFR's suppliers are aligned with our quality policy and our objectives. 

Procurements are to secure the needs of the parties and contribute to a satisfactory final product. 

2.3 Check 

2.3.1 Communication 

All employees receive information about SFR objectives and results as regards HSEQ via SFR TV, 

national gatherings, departmental meetings, HSE meetings and internal publications in the various 

countries. 

2.3.2 External audits 

Annual audits will be undertaken by an accredited certification body for selected areas of SFR's 

management system. The revision reports must reviewed in order to make sure that SFR comply with the 

requirements set in ISO 9000 and 14000. 

2.4 Improve 

2.4.1 Handling nonconformities 

A nonconformity is a failure to satisfy specified requirements in laws, regulations, procedures, instructions 

and/or customer expectations. 

SFR's objective is, through efficient handling of nonconformity, to reduce the risk of loss, customer 

complaints, negative impact on reputation and to prevent nonconformities from recurring. 

When nonconformities are identified, the following measures must be initiated by the person who 

discovers the nonconformity: 

� Ascertain the type of nonconformity. 

� Implement immediate measure(s). 

� Leader in charge is notified/informed.




2011-01-01 

Page 11 of 14 



� Supplier complaints are registered as such in Terminal Handbook Guidelines - Appendix E - 

Report of undesirable incident - [GL0015] and submitted to the Purchasing Department for 

registration and further follow-up in Synergi. 

� Other nonconformities are registered in Terminal Handbook Guidelines - Appendix E - Report 

of undesirable incident - [GL0015] for registration and follow-up in Synergi. 

� Incidents and accidents shall be registered in Synergi and follow-up performed. 

� Deadlines are set for implementation of corrective and/or preventive measures, and thus closure of 

the nonconformity. 

� For instances of serious undesirable incidents, an internal investigation will be carried out. 

2.4.2 Preventive and corrective measures 

SFR intends, with its systems for deviation handling and corrective/preventive action, to minimise the risk 

of errors in ordering products, product receiving, storage, operations, unloading and maintenance which 

might have a negative impact on quality or the environment. 

Immediate corrective and preventive measures may be both short-term and long-term measures which are 

implemented in order to reduce negative impacts, and to remedy and prevent a recurrence of 

nonconformities. The nonconformity may lead to a change in procedures and routines. 

2.4.3 Monitoring, registration and measurement 

SFR carries out registrations to ensure the right product quality and the correct discharge of duties: 

� Number of undesirable incidents 

� Number of non-compliances in the form of spills and leakage 

� Number of reported potential non-compliances. 

The organisation carries out continuous registration of factors which reflect the real quality level of the 

processes and identifies any recurrent problems. Measurements are performed to analyse conditions 

which might have environmental consequences. 

3 Maintenance 

The objective of this chapter is to describe SFRs requirements for maintenance of terminals for the 

product import, storage and transfer of fuels, fuel oil products, chemicals, lub oils and bio products. 

The document Terminal Operations in Statoil Fuel & Retail ASA - Chapter 3 – Maintenance is the 

description of how terminals shall be maintained in order to ensure their technical integrity. This document 

also contains the “Maintenance” specific appendix/guidelines [GL0016]. 

4 Product import 

The objective of this chapter is to ensure that product import at terminals in SFR takes place in a correct 

and efficient manner that safeguards health, safety, the environment and quality. 

The document Terminal Operations in Statoil Fuel & Retail ASA - Chapter 4 - Product import describes the 

requirements of how to perform product imports. This document also contains the “Product import” specific 

appendix/guidelines [GL0017].



5 Storage, operation and loading 


2011-01-01 

Page 12 of 14 



The objective of this chapter is to ensure prudent storing, operations and loading from terminals in SFR, 

and that consideration is given to health, safety, the environment and quality in accordance with applicable 

laws and regulations. 

The document Terminal Operations in Statoil Fuel & Retail ASA - Chapter 5 - Storage, control and loading 

is the description of how to perform the work. This document also contains the “Storage, control and 

Loading” specific appendix/guidelines [GL0018]: 

6 Additional information 

6.1 Definitions and abbreviations 

WP Work permit 

Barrier The term "Barrier" is used to describe measures/actions/physical safety installations 

which are established in connection with work tasks or technical solutions to 

minimise/prevent the risk of undesirable incidents. Ref. The Safe Behaviour Programme 

SJA Safe Job Analysis 

BU Business Unit 

SFR Statoil Fuel & Retail ASA 

Terminal Tank facility, depot, coastal service facility, tank facility at oil terminal, marine installation 

and lubricant factory operated by SFR or by a third party contracted by SFR to receive, 

store, produce and transfer refined fuels and fuel oil products, lubricants and chemical 

products on SFR’s behalf. 

6.2 Changes from the previous version 

Major changes in this document from previous version: 

- Index 2.2 is changed from “Do” to “Do - Execution of work at the terminal”, and index 2.3 is 

changed. 

- Appendix regarding working clothes and use of protection gear: B – Flame retardant and high 

visible 1 .The outermost article of clothing must always be complete coverage clothing (long trousers 

and long sleeves or coveralls). 

o Protection clothing is based on functional requirements. Recommended EN-standards: EN 

531 Protective clothing for workers exposed for heat, EN 1149 Protective clothing – 

Electrostatic clothing and EN471: High visibility warning clothing. 

6.3 References 

Norway: http://www.lovdata.no/ 

Denmark: https://www.retsinformation.dk/ 

Sweden: http://www.natlikan.se/ 

Latvia: www.likumi.lv 

Lithuania: www3.lrs.lt 

Denmark: SFR’s products "Leverandørbrugsanvisninger". Other products used at terminals; Danske 

MSDS’s 

Sweden: ""Säkerhetsdatablad" 

Norway: Safety data sheet 

First-line emergency preparedness in Operations



SFR's joint database for product safety data sheets. 

Chapters: 

Terminal Operations in Statoil Fuel & Retail ASA - Chapter 3 – Maintenance 

Terminal Operations in Statoil Fuel & Retail ASA - Chapter 4 - Product import 

Terminal Operations in Statoil Fuel & Retail ASA - Chapter 5 - Storage, control and loading 


2011-01-01 

Page 13 of 14 



Guidelines: 

GL0015: Terminal Handbook Guidelines 

Terminal Handbook Guidelines - Appendix A - Products - [GL0015] 

Terminal Handbook Guidelines - Appendix B - Introduction program for terminal personnel - [GL0015] 

Terminal Handbook Guidelines - Appendix C - Training matrix - [GL0015] 

Terminal Handbook Guidelines - Appendix D - Use of protective equipment - [GL0015] 

Terminal Handbook Guidelines - Appendix E - Report of undesirable incident - [GL0015] 

Terminal Handbook Guidelines - Appendix F - Sikkerhetsinstruks - Denmark 

Terminal Handbook Guidelines - Appendix G – Safe Job Analysis - [GL0015] 

Terminal Handbook - Guidelines - Appendix H – Work permit – [GL0015] 

GL0016: Maintenance 

Maintenance - Appendix A - Condition control and maintenance of pipelines - [GL0016] 

Maintenance - Appendix B - Cleaning intervals for tanks and cisterns - [GL0016] 

Maintenance - Appendix C - Vedlikehold av luktrenseanlegg - [GL0016] 

GL0017: Product Import 

Product Import - Appendix A - Check list for product import from ships - [GL0017] 

Product Import - Appendix B - Checklist for product import from ships (LPG) - [GL0017] 

Product Import - Appendix C - Water inspection form for tank facilities - [GL0017] 

Product Import - Appendix D - Water inspection form for aviation fuel - [GL0017] 

Product Import - Appendix E - Safety check list - Safety letter - cargo handling plan - [GL0017] 

Product Import - Appendix F - Overview of sampling and quality control - [GL0017] 

Product Import - Appendix G - Quality control on receiving products from ship - [GL0017] 

Product Import - Appendix H - Control of product in road tanker after import - [GL0017] 

Product Import - Appendix I - Contact list OTS - [GL0017] 

Product Import - Appendix J - Information on dosing of additives - [GL0017] 

Porduct Import - Appendix K - Quantity settlement on receiving products from ships - [GL0017] 

Product Import - Appendix L - Adding odorant - [GL0017] 

Product Import - Appendix M - Notice of protest Contamination - [GL0017] 

Product Import - Appendix N - Notice of protest Discharge Rate - [GL0017] 

Product Import - Appendix O - Preliminary notice of protest Quantity Shore - [GL0017] 

Porduct Import - Appendix P - Notice of protest Quantity Vessel - [GL0017] 

Product Import - Appendix Q - Example of form for correct valve positions on transfer of liquid to tank - 

[GL0017] 

Product Import - Appendix R - Journal and instructions for pipeline observer and security guard - [GL0017] 

Product Import - Appendix S - Aviation regulations 2008 - [GL0017] 

GL0018: Storage, operation and loading 

Storage, operation and loading - Appendix A - Calculation and correction of volume and density for ethanol 

- [GL0018] 

Storage, operation and loading - Appendix B - Water inspection form for terminals and distribution plants - 

[GL0018] 

Storage, operation and loading - Appendix C - Calibration of measuring equipment - [GL0018] 

Storage, operation and loading - Appendix D - Safety inspection 2011 - [GL0018]




2011-01-01 

Page 14 of 14 



Storage, operation and loading - Appendix E - Bunkering of vessels - [GL0018] 

Storage, operation and loading - Appendix F - Bunkering safety check list, safety letter and bunkers 

handling plan - [GL0018] 

Storage, operation and loading - Appendix G - Bunker receipt Norway - [GL0018] 

Storage, operation and loading - Appendix G - Bunker delivery note Denmark - [GL0018]

Statoil: Søknad om utslippstillatelse Gangsåstank med vedlegg - Klima

You also want an ePaper? Increase the reach of your titles

Delete template?

Save as template?