RISIKOVURDERING UTVIDET TANKANLEGG BNG … · DNV GL – Rapportnr ... ☐ Fri distribusjon (internt og eksternt) LNG, Bunkering, QRA ☒ Fri distribusjon innen DNV GL ... QRA Report

RISIKOVURDERING UTVIDET TANKANLEGG BNG

Risikovurdering utvidet

tankanlegg BNG Polarbase Barents Naturgass AS

Rapportnr.: 2016-4191, Rev. 3

Dokumentnr.: 110I1R82-4

Dato: 2016-12-16

DNV GL – Rapportnr. 2016-4191, Rev. 3 – www.dnvgl.com Page i

Prosjektnavn: Risikovurdering utvidet tankanlegg BNG DNV GL AS Oil & Gas

Safety Risk Management

P.O. Box 300

1322 Høvik

Norway

Tel: +47 67 57 99 00

NO 945 748 931 MVA

Rapporttittel: Risikovurdering utvidet tankanlegg BNG

Polarbase

Oppdragsgiver: Barents Naturgass AS,

Kontaktperson: Stig Ove Hjelmevoll

Dato: 2016-12-16

Prosjektnr.: PP156387

Org. enhet: Safety Risk Management

Rapportnr.: 2016-4191, Rev. 3

Dokumentnr.: 110I1R82-4

Levering av denne rapporten er underlagt bestemmelsene i relevant(e) kontrakt(er):

Oppdragsbeskrivelse:

Utført av: Verifisert av: Godkjent av:

Øyvind Roland Persson

Senior Consultant

Dag Julian Eilertsen

Geo KAM/ Principle Consultant

Inger Elise Bjørkedal

Principal Consultant

Simon Jonson Lahdenperä Consultant

[Name] [title]

Jean-Baptiste Berthomieu

Safety Engineer

[Name]

[title]

Beskyttet etter lov om opphavsrett til åndsverk m.v. (åndsverkloven) © DNV GL 2016. Alle rettigheter forbeholdes DNV GL. Med

mindre annet er skriftlig avtalt, gjelder følgende: (i) Det er ikke tillatt å kopiere, gjengi eller videreformidle hele eller deler av

dokumentet på noen måte, hverken digitalt, elektronisk eller på annet vis; (ii) Innholdet av dokumentet er fortrolig og skal holdes konfidensielt av kunden, (iii) Dokumentet er ikke ment som en garanti overfor tredjeparter, og disse kan ikke bygge en rett basert på

dokumentets innhold; og (iv) DNV GL påtar seg ingen aktsomhetsplikt overfor tredjeparter. Det er ikke tillatt å referere fra

dokumentet på en slik måte at det kan føre til feiltolkning. DNV GL og Horizon Graphic er varemerker som eies av DNV GL AS.

DNV GL distribusjon: Nøkkelord:

☐ Fri distribusjon (internt og eksternt) LNG, Bunkering, QRA

☒ Fri distribusjon innen DNV GL

☐ Fri distribusjon innen det DNV GL-selskap som er

kontraktspart

☐ Ingen distribusjon (konfidensiell)

Rev.nr. Dato Årsak for utgivelser Utført av Verifisert av Godkjent av

A 2016-06-01 Draft issue – Memo version ROLPER DJE IEBJ

0 2016-06-16 Final version – Memo version ROLPER DJE IEBJ

1 2016-10-15 Final version revised after comments –

Memo version

BERTHOM DJE IEBJ

2 2016-11-10 Final version issue after VO BERTHOM DJE IEBJ

3 2016-12-16 Final version including Roll-Off event BERTHOM DJE DJE

DNV GL – Rapportnr. 2016-4191, Rev. 3 – www.dnvgl.com Page ii

Innholdsfortegnelse

1 SAMMENDRAG ................................................................................................................ 3

2 INTRODUKSJON ............................................................................................................. 4

3 METODISK TILNÆRMING ................................................................................................. 5

3.1 Risikoakseptkriterier 6

3.2 Endring av tankvolum 7

3.3 Avgrensninger 8

4 BETINGELSER OG ANTAGELSER ....................................................................................... 9

4.1 Betingelser, forutsetning og antagelser 9

4.2 Personellkategorier 10

4.3 Driftsdata 11

5 ROLLOVER ................................................................................................................... 12

5.1 Introduksjon 12

5.2 Historisk bakgrunn og årsaken av Rollover 13

5.3 Forebyggende tiltak mot stratifikasjon 14

5.4 Risiko vurdering for Polarbase tanket av BNG 15

6 LEKKASJEFREKVENSER OG VOLUMER .............................................................................. 16

6.1 Lekkasjefrekvenser 16

6.2 Volumer 18

6.3 NEDSTENGNING 18

7 TENNKILDER ................................................................................................................ 19

7.1 Generelt om tennkilder 19

7.2 Temporære tennkilder 19

7.3 Mennesker 21

8 RESULTATER ................................................................................................................ 22

8.1 Gassdispergering og sikringssoner 22

8.2 Risikoresultater 250m3 og 1250m3 tank volum 23

9 USIKKERHET OG EVALUERINGER ...................................................................................... 2

9.1 Usikkerhet 2

9.2 Evalueringer av analyse 2

10 KONKLUSJONER ............................................................................................................. 5

11 REFERANSER ................................................................................................................. 7 Appendix A Tillegsinformasjon

DNV GL Headquarters, Veritasveien 1, P.O.Box 300, 1322 Høvik, Norway. Tel: +47 67 57 99 00. www.dnvgl.com

QRA Report BNG Polarbase_rev3.docx

1 SAMMENDRAG

DNV GL har på vegne av Barents Naturgass (BNG) risikovurdert planlagte endringer av tank- og

bunkringsanlegget ved Polarbase i Rypefjord lokalisert i Hammerfest kommune. Anlegget består i dag av

en horisontal tank med kapasitet på 250 m3. Dette skal utvides med to vertikale tanker med volum på

500 m3 per tank. Totalt LNG volum lagret i anlegget blir følgelig 1250 m3.

Oppdatering av risikovurderingen leveres som et tillegg til eksisterende analyse og vil derfor kun ta for

seg en vurdering av endringer som følge av den planlagte utvidelsen. De beskrivelser eller vurderinger

som fortsatt er gyldige vil ikke omtales i det følgende. For å vise endringer ved bruk av DNV GL sin

tilnærming vil det være nødvendig å presentere risikoresultater etter metodikk og verktøy.

På anbefaling fra DNV GL har risikoakseptkriterier for anlegget blitt vurdert og nye risikoakseptkriterier

er presentert i kapitel 3.1.2. Disse er på et nivå som er brukt av andre selskap for liknende anlegg i

industrien

Frekvenser for lekkasjer fra fleksible slanger har blitt oppdatert til nye frekvenser basert på et bedre

datagrunnlag, ref /9/.

Risikovurderingen ble gjennomført med en konservativ tilnærming, for å ta hensyn til de mulige

usikkerheter rundt trykket av bunkring operasjoner og varigheten av potensielle lekkasjer under standby

fasen.

Generelt er risikonivået på Barents Naturgass’ anlegg på Polarbase vurdert å være i ALARP sone for 1.

og 2. person kategori, og risikoen for 3. person kategori er vurdert å være neglisjerbar.

Totalrisiko på anlegget beregnes til FAR 1,35.

Resultatene er presentert i detalj i kapitel 8.2.1 og oppsummert nedenfor.

BNG arbeider med å redusere risikoen ved anlegget. Derfor, basert på risikovurderingene har BNG valgt

å isolere de 2 nye tankene når anlegget er i standby modus. Dette tiltaket reduserer risikonivået.

Uansett, DNV GL anbefaler at BNG skal således arbeide videre med å vurdere tiltak for ytterligere å

redusere risikoen ved anlegget.

Risiko for 3. person er konkludert til å være neglisjerbar.

Tabell 1-1 Sammenstilling av risikoresultater

Kategori IRPA [/år] Risikoakseptkriterier FAR

1. Person 9,7E-05 ALARP 1E-06 til 1E-03 1.7 2. Person 1,3E-05 ALARP 1E-06 til 1E-04 0,1 3. Person Negl. ALARP 1E-07 til 1E-05 Negl.

Side 4 av 44


2 INTRODUKSJON

DNV GL har på vegne av Barents Naturgass (BNG) risikovurdert planlagte endringer av tank- og

bunkringsanlegget ved Polarbase i Rypefjord lokalisert i Hammerfest kommune. Anlegget består i dag av

en horisontal tank med kapasitet til 250 m3. Dette skal utvides med to vertikale tanker med volum på

500 m3 per tank. Totalt LNG volum lagret i anlegget blir følgelig 1250 m3.

Oppdatering av risikovurderingen leveres som et tillegg til eksisterende analyse og vil derfor kun ta for

seg en vurdering av endringer som følge av den planlagte utvidelsen. De beskrivelser eller vurderinger

som fortsatt er gyldig vil ikke omtales i det følgende. For å vise endringer ved bruk av DNV GL sin

tilnærming vil det være nødvendig å presentere risikoresultater etter metodikk og verktøy.

Det eksisterende anleggets risikoanalyse var utført av COWI i 2014, ref. /1/. Denne er basert på en

deterministisk metode for beregning av konsekvenser ved definerte utslippshendelser. DNV GL vil i det

følgende presentere en risikobasert metode for gjennomføring av risikoanalysen, dette for å kunne gi et

risikobilde som reflekterer flere forhold på lokasjonen som er avgjørende for gass lekkasjer, gass

dispergering som vind, temperatur, øvrige operasjoner på anleggsområdet.

Avgjørende betingelser av operasjonell, teknisk og analytisk art, for metode er i det følgende

oppsummert. Kun endringer eller nye betingelser er presentert. For fortsatt gyldige forutsetninger vises

det til Risikoanalyse LNG terminal Hammerfest, ref. /1/.

Side 5 av 44


3 METODISK TILNÆRMING

DNV GL har i samråd med Barents Naturgass valgt å bruke en kvantitativ risikotilnærming, med det mål

og beregne risikonivået ved bunkringsanlegget på et detaljert nivå slik at lokale forhold er ivaretatt.

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

sin lange erfaring med landanlegg og offshore anlegg.

Phast Risk 6.7 er et dataverktøy for beregning av konsekvenser ved gassdispergering samt eksponering

av varmelaster/eksplosjoner på omkringliggende personell og utstyr gitt antenning av hydrokarboner. I

tillegg har Phast Risk en risikomodul for beregning av hendelsestre og tilhørende sannsynligheter for

lekkasjerater og frekvenser for antennelse av hydrokarboner. De lokale forutsetningene og betingelsene

som er endret fra tidligere risikoanalyse er beskrevet i kapitel 4. Phast Risk 6.7 baseres på utførte tester

og CFD simuleringer, men må ikke forveksles med et CFD1verktøy.

Lekkasjerater beregnes ved bruk av historiske data fra petrokjemisk industri (ref. /3/). Disse dataene er

lagt inn i programmet Leak v3.3 (DNV GL programvare for beregning av lekkasjefrekvenser basert på ref.

/3/) og brukt til å beregne lekkasjefrekvenser med tilhørende lekkasjerater for utstyr i anlegget.

Beregningene av lekkasjerater baserer seg på telling av ikke sveisede koblinger herunder flenser,

pumper og tanker. I tillegg beregnes en lekkasjerate for rørlengder basert på DNV GL sin metodikk for

rør, ref. /7/. Tellingene er gjennomført på prosessdiagram av bunkringsanlegget (ref. /5/ og /6/).

Representative lekkasjerater for anlegget er brukt til beregning av hullstørrelser med en maksimal

begrensning av rør- og utstyrsdimensjon ved hendelser for fullt brudd. Representative lekkasjeratene er

presentert i Tabell 2.

Tabell 2 Lekkasjerater

Utslippskategorier Lekkasjerate (kg/s)

Ubetydelig < 0,1 Liten 0,1 – 1 Medium 1 – 10 Stor > 10

Etter beregning av representative hullstørrelser for ovennevnte lekkasjerater, brukes disse til beregning

av lekkasjerater i Phast Risk eller ved kalkulasjon av maksimal lekkasjerate ved pumpetrykk. Hver

lekkasjerate får en tilhørende hullstørrelse som (lite, medium og stor) uttrykt for hvert segment, hvor de

operasjonelle parametere i segmentene brukes som input til beregning av lekkasjemengde.

For hvert enkelt ulykkes scenario (3 per segment) beregnes det gassdispergeringsresultater, som viser

utstrekning av gassky til ½ LFL (50% av lower flammable limit). Avstand fra lekkasjepunkt avgjøres av

faktorer som vind, temperatur, overflatens temperatur, overlate struktur og avgrensende tiltak.

Gasskyens utstrekning er avgjørende for de konsekvensene som beregnes for personellet (1., 2. og 3.

person) gitt en antenning. Hvert ulykkes scenario er satt opp med egne parametere for drift;

eksempelvis for LNG tank fylling, begrensninger av trafikk rundt bunkringsanlegget (redusert

antennelsesfrekvens) og reduksjon i risikoeksponering til annet personell, ved kai 3 og 4 (ref. Figur 2-1).

Det er gjennomført en fareidentifikasjon (HAZID) av anlegget ved tidligere risikoanalyse, som inkluderer

vurdering av hvilke scenarioer som er representative, ref. /1/ kapitel 5. Analysen har valgt å legge til

grunn alle beskrevne scenarioer for beregning av risiko for anlegget.

1 Computational Fluid Dynamics

Side 6 av 44


3.1 Risikoakseptkriterier

For en kvantitativ risikoanalyse skall det etableres risikoakseptkriterier. Resultater fra analysen skal

siden måles opp mot disse kriterier.

Med bakgrunn i endring av risikomodell og mulighet for endrede resultater for 3. person (samfunnsrisiko)

må risikoakseptkriteriene endres. DNV GL har også observert en stor forskjell mellom

risikoakseptkriterier etablert av BNG og akseptkriterier brukt for liknende anlegg av andre selskaper i

industrien. DNV GL anbefaler følgelig nye risikoakseptkriterier som presentert i avsnitt 3.1.2 nedenfor.

BNGs eksisterende risikoakseptkriterier er presentert i avsnitt 3.1.1 for sammenlikning.

Risikoresultater fra analysen er målt mot DNV GL sine anbefalte kriterier.

3.1.1 Eksisterende risikoakseptkriterier

Risikoresultatene for hver ulykkescenario legges til grunn for kalkulasjon av individuell risiko og FAR

verdier.

Tabell 3 Individuell risiko akseptkriterier, ref. /1/

1. person 2. person & 3. person*

Uakseptabel > 1E-05 1E-06

ALARP 1E-06 til 1E-07 1E-07 til 1E-08

Akseptabel < 1E-08 <1E-09

*3. person kriterier lagt til

3.1.2 Nye risikoakseptkriterier

Nivå for nye risikoakseptkriterier er basert på hva som er brukt i andre liknende virksomheter, ref. /10/.

Risikoakseptkriterier bør beskrive risikoen for:

Den enkelte personen på anlegget, 1. person (person direkte delaktig i arbeid for ) og 2. person

((person i arbeid på anlegg som er medviten om aktivitet og risiko på anlegg).

Samfunnsrisiko, 3. person (person som ikke er del i virksomhet).

I tillegg deles risiko opp i 3 ulike nivåer basert på: uakseptabel-, ALARP- og akseptabel nivå. Inndeling

samsvarer med inndeling for eksisterende akseptgrunnlag.

Risikoakseptkriterier

Anbefalte risikoakseptkriterier for individrisiko (IRPA) presenteres i tabell nedenfor.

1. person(mest eksponert person) [/år]

2. person (mest eksponert person) [/år]

3. person (utenfor sikkerhets sone)

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

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

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

Andre risikoparameterer

I tillegg til de ovenfor presenterte risikoakseptkriterier kan en rekke andre risikoparameterer beregnes.

Disse parameterer gir mer informasjon om risikonivået på anlegget og blir derfor også presentert i

resultatene fra risikoanalysen. Følgende data beregnes:

AIR – Average individual risk. Middelverdi av individrisiko beregnes, vektes mot antall personer i

de ulike deler av anlegget. Presenteres for respektive 1., 2. og 3. person gruppe.

Side 7 av 44


PLL – Potential loss of life. Risiko for at en person i en gruppe skal dø. Gir informasjon om

forventet antall døde på anlegget, sier noe om risikoen totalt i anlegget (og ikke bare om den

enkelte personens risiko).

FAR – fatal accidental risk. Normalisering av risikoen på anlegget per 100 millioner arbeidstimer.

FAR verdi gjør det mulig å sammenlikne ulike anlegg med hverandre. Vanlig målfrekvens brukt i

Olje og gass industrien i Norge.

Risikokonturer - grafisk presentasjon av risiko på anlegget. Viser hvor den største risikoen på

anlegget er og iso-kurvaturer for ulike risikonivåer.

3.2 Endring av tankvolum

Barents naturgass ønsker å øke tankvolumet ved sitt LNG bunkringsanlegg ved kai 3 på Polarbase. Dette

skal gjøres ved å installere 2 vertikale tanker som hver har et volum på 500 m3, totalt 1000 m3 økt

kapasitet. Designet på tankerne vil være tilsvarende eksiterende horisontale tank. Det samme gjelder

operasjonelle forhold som driftstrykk på 3 barg, (notat: For å gjennomføre en konservativ analyse, er

det blitt valgt å bruke et trykk på 6 barg). Teknisk design av tankerne er iht. til gjeldende regelverk og

vil tilkobles eksisterende ESD anlegg.

Figur 3-1 viser endringen av tankvolum og plassering av tankerne, i tillegg er det gitt radielle avstander

fra tank til omkringliggende område. Avstandene er ikke absolutte og er ment for illustrasjon.

Side 8 av 44


Figur 3-1 illustrasjon av nye tanker og avstander på kai 3

3.3 Avgrensninger

Transport av LNG med tankbil frem til LNG bunkringsanlegg er utelatt fra analyse.

Eskalering til skipets LNG tankvolum er ikke vurdert

Ingen vurdering av arbeidsulykker. Risiko for tap av liv som følge av slike hendelser er følgelig

ikke inkludert i analysen.

Side 9 av 44


4 BETINGELSER OG ANTAGELSER

I det følgende presenteres de betingelser som er i tillegg til eller, endret fra tidligere risikovurdering, ref.

/1/.

4.1 Betingelser, forutsetning og antagelser

Tabell 4 Nye eller endrede antagelser

No Beskrivelser Kommentar

01 Generell umiddelbar antenning ved lekkasje

0,0001 årlig

Standard ved lavtrykksanlegg

02 Fordamper skid i bruk 350 timer pr mnd. Operasjonell bruk påvirker

lekkasjefrekvenser

03 Lossing tankbil 1,5 timer x 5 per døgn. 24 timers operasjon

Operasjonell bruk påvirker lekkasjefrekvenser og eksponering for

personell

04 Tankbil losser ca. 23 tonn LNG/52 m3 LNG. Tankbilens tank har en diameter på 2,4 m og er 14 m lang.

Operasjonell bruk påvirker lekkasjefrekvenser og eksponering for personell

05 Det legges til grunn 6 bunkringer per uke med en varighet på inntil 3 timer. I tillegg kommer 2 bunkringer i måneden med inntil 6 timer bunkringstid.

Operasjonell bruk påvirker lekkasjefrekvenser og eksponering for personell

06 Fyllgrad i tanker er satt til 90%, med flytende LNG.

Avdampning sendes til forbruker av LPG (industri) og det er derfor ingen nedkjølingsanlegg inkludert. Se for øvrig informasjon om fordamper skid til produksjon av LPG ved behov.

Påvirker hvilken grad en lekkasje forventes

å være i veske eller gass form.

07 Vindrose for Hammerfest LNG er lagt til grunn for analysen. Se Appendix A for mer informasjon. Værdata for Hammerfest LNG er valgt som

representative for lokasjon på Polarbase. Manglende lokasjonsspesifikke værdata med tilstrekkelig detaljgrad er årsak.

Vindrosen og vindhastigheter påvirker gassdispergering ved forholdet mellom gass og luft, samt retningen gasskyen vil få fra

utslippspunktet. Feil i værdata for lokasjon vil kunne føre til at hoved vindretning er feil, og at for mye vind fører til mer gassdispergering og reduserte konsekvenser av små gassutslipp.

08 Tennkilder se kap.7

09 Personell kategorier og personell antall se kap. 3.1

10 Varmestrålingsparametere brukt for

menneskeligkonsekvenser ved brannscenarioer

Stålingsnivå 1 – 4 kW/m2

Stålingsnivå 2 – 12,5 kW/m2

Stålingsnivå 3 – 37,5 kW/m2

11 Rubbhall ved kai 4 er ikke med da denne skal fjernes Reduserer antall personer som eksponeres

12 Kontorbrakker ved kai 3 (anleggsområde) skal fjernes Reduserer antall personer som eksponeres

13 Ved standby modus leveres gass fra BNG til fabrikk på

Polarbase via rørledning. Dette vill å medføre at man har et konstant forbruk av gass fra tankerne. Gassen leveres fra 250 m3 tank. Som risikoreduserende tiltak vil de nye 500 m3 tankerne vare isolert (seksjonert) ifra det øvrige systemet i standby modus.

Kontinuerlig leveranse av gass vil minke

risikoen for trykkoppbygging og behov for kaldfakling i systemet.

Isolering av nye 500 m3 tanker fra øvrig system vil redusere risiko for anlegget i standby modus. Eventuell trykkoppbygning i 500 m3 tanker bør i første skritt håndteres gjennom å overføre LNG til den horisontale tanken og i andre hånd til kaldfakkel.

DNV GL Headquarters, Veritasveien 1, P.O.Box 300, 1322 Høvik, Norway. Tel: +47 67 57 99 00. www.dnvgl.com


4.2 Personellkategorier

Anlegget har ikke endret sikkerhetsfilosofi og tidligere brukte tilnærming for inndeling av

personellkategorier er fortsatt gyldig innenfor anleggsområdet til Polarbase. Vi har i denne risikoanalysen

tatt med 3. person populasjoner da modellen som er utarbeidet tar hensyn til risiko på lang avstand.

Samfunnsrisiko er et viktig perspektiv å vurdere for anlegg av denne typen og som Figur 7-1 viser er

avstanden til 3. part nærliggende (<1 km). Tabell 5 viser hvilke populasjoner som er inkludert i analysen.

Alt personell som oppholder seg på anleggsområdet til Polarbase og tar del i tank fylling eller

bunkringsoperasjoner er 1. parts personell. Øvrig personell på Polarbase er 2. part. Personell utenfor

Polarbase enten i næringsvirksomhet eller privatbolig er 3. part. For alle områdene er personell ansett

som eksponert utendørs bortsett fra personell som har sin arbeidsplass i en bygning. For disse gjelder

utendørs eksponering 10% av tiden.

Tabell 5 viser ulik personellfordelingen uten justering av tilstedeværelse.

Tabell 5 Personell fordeling Polarbase

Område Beskrivelse Antall person pr mnd.

1. 2. 3.

Kai 4 Operasjoner på/ til kai 4 35 45 60

Kai 3 Operasjoner i tilknytning til bunkringsanlegget (drift / vedlikehold), disse har lavfrekvens og kort tilstedeværelse (ukentlig 1-2 timer)

45 60 80

Anleggsområdet

Polarbase

Anleggsområdet nord for kai 3, inkluderer ikke

bygningsmasse. Kun utendørs eksponering operasjoner.

60 60 80

Kai 2 Kai operasjoner på/til kai 2 12 150 180

Bygning 1 - anleggsområde

Bygninger i anleggsområdet til Polarbase 100 140 160

Bygning 2 -

Polarbase

Bygninger utenfor anleggsområdet og på Polarbase

innen <1,0 km avstand til bunkringsanlegget.

300 450 500

Bygning 3 -Polarbase

Bygninger utenfor anleggsområdet og på Polarbase innen <1,0 km avstand til bunkringsanlegget.

30 60 80

Bygning og næringsområde landside

Næringsbygg i frisikt til bunkringsanlegget med <1km avstand

60 80 100

Skip til bunkring Alt personell på fartøy ikke del i bunkringsoperasjon på dekk. Oppholder seg innendørs

390 - -

Sum 1032 1045 1240

Side 11 av 44


Figur 4-1 Polarbase områdeinndeling

4.3 Driftsdata

Følgende driftsdata er styrende for operasjoner som er planlagt på bunkringsanlegget i løpet av året og

som påvirker risikobildet gjennom tilstedeværelse av personell, tennkilder og lekkasjer.

Tabell 6 LNG operasjoner

Type Timer / operasjon Ukentlig antall Månedlig antall Årlig gj. timer

Tankbil operasjoner 1,5 110 2738 Skips bunkring 1 3 6 936 Skips bunkring 2 6 2 144

Tankbil* 1,15 4 239 Skipsbunkring* 1 2 104

*eldre driftsdata for sammenligning

Tabell 7 Kjøretøy per område

Type Timer / tur-retur Daglig antall Årlig gj. timer

Kai 4 0,5 36 6570 Kai 3 2 5 3650 Anleggsvei 0,5 84 15330 FV 94 0,1 1000 36500 Havneveien 0,2 20 1460

9 – Havneområde landside

9

Side 12 av 44


5 ROLLOVER

5.1 Introduksjon

5.1.1 Boil-Off, likevekts forhold i LNG tanken

Den fordampning som finner sted i en LNG-tank er vanligvis referert til som "boil-off gas" (BOG).

Uttrykket boil-off og boil-off rate er strengt tatt bare anvendelig når væsken koker ved

varmeoverføringsprosessen av kjernekoking. I de fleste tilfeller for lagring, er det bare fordampning fra

overflaten av væsken, og det er ingen koking. Ut fra dette er begrepet "fordampingen" den korrekte

terminologien som skal brukes. Gradvis tap av metan ved preferanse fordampning betyr at tettheten på

konsentrasjon av carbon som er igjen i tanken øker. Denne forvitring er spesielt viktig dersom

varmelekkasje fra veggene i tanken er stor, som for eksempel for enkelte tanker i bakken eller hvis

lagringstiden er lang som i tilfellet med topp-barberings installasjoner.

Figure 5-1 Konvektive sirkulasjon i LNG tanken

5.1.2 Rollover fenomen

Rollover er et fenomen som kan oppstå når LNG er lagret i stort volum (40 000 m3 – 200 000 m3). På

Polarbase, er totalt LNG volum lagret i anlegget 1250 m3 med en horisontal tank med volum på 250 m3

og to vertikal tanker med volum på 500 m3.

LNG "rollover" refererer til hurtig frigjøring av LNG-damper fra en lagertank forårsaket av stratifikasjon.

Potensialet for rollover oppstår når to adskilte lag med forskjellig tetthet (på grunn av forskjellige

sammensetninger LNG) finnes i en tank. I det øverste laget, varmes væsken opp på grunn av

varmelekkasje inne i tanken, og stiger opp til overflaten, hvor det fordamper. På denne måten blir lette

gasser fortrinnsvis avdampet, og væsken i det øvre laget blir tettere. Dette fenomenet kalles "forvitring".

I bunnlaget stiger den oppvarmede væsken til grenseflaten ved fri konveksjon, men fordamper ikke på

grunn av det hydrostatiske trykk som utøves av det øverste laget. Således blir det nedre laget varmere

Side 13 av 44


og mindre tett. Etter hvert som tettheten av to lag nærmer seg hverandre, blandes de to lagene hurtig,

og det nedre lag som er blitt overhetet gir fra seg store mengder damp som stiger til overflaten av

tanken.

5.2 Historisk bakgrunn og årsaken av Rollover

Flertallet av rollover hendelser rapportert skjedde innenfor 1970 - 1980-tallet. Færre hendelser

rapporteres i 2000-tallet, men rollover hendelser skjer fortsatt med en forutsigbar frekvens. 24

forskjellig hendelser er registrert siden 1970 (ref. /12/).

Det er mulig å differensiere rollover hendelser per årsak som:

- Trykk endring i tanken: et fall i trykk inni tanken vil føre til høyere fordamping av LNG,

- Fysisk forstyrrelse av overflaten: Hvis væskeoverflaten er urolig, enten ved top-fylling eller på

annen måte, blir overhetet væske fra overflatelaget under eksponert, og damp-evolusjon

frekvensen øker.

- Fyll-indusert stratifikasjon og forskjellig tetthet / sammensetning av LNG:

Mer realistisk for tanker med store volum over 45 000 m3. Tank design og volumene har

redusert «heel height» (en viktig parameter for vurdering i forebygging av rollover). Økning i

lagringsvolum gjøres ved å øke diameter i tankene, mens høyden ikke blir vesentlig endret

(45.000 m3 doble inneslutningstanker har en høyde på ~ 50 m og 190.000 m3 har en høyde på

~ 55 m). Ut fra dette ser vi at, for det samme volum av «heel», er «heel height» redusert for de

større kapasitets tankene.

En ny trend i LNG næringslivet er økende bruk av lagring og omlastingstjenester som tilbys av

flere terminaler. Dette skaper nye muligheter for kortsiktig trading og utvikling. Den potensielle

risikoen for velt når du blander LNG med ulik tetthet bør alltid ha et høyt fokus.

Sammensetningen av disse komponentene er avhengig av kilden til opprinnelsen av LNG.

Hvis en lagringstank inneholdende LNG fylles videre med LNG med forskjellig tetthet, er det

mulig at de to væskene forblir ublandet, og danner uavhengige lag. Stratifikasjonen er

innledningsvis stabil, med den tyngste væske ved bunnen.

Fyll-indusert stratifikasjon foregår når den tilsatte væske (lasten) er tettere enn væsken som

allerede er i tanken (hælen) og fylling er på bunnen eller dersom lasten er mindre tett enn hælen,

og fylling er på toppen. Så snart lagene er dannet, er lagene stabile og kan vare i lengre tid. To

uavhengige sirkulasjons celler er satt opp i den væske som vist i figur nedenfor. Både varme- og

masse overføres konvektivt over grenseflaten mellom cellene.

Side 14 av 44


Figur 5-2 Stratifikasjon fenomen i LNG tanken

- Fylling prosedyrer; Fylling prosedyrer må gjøres kjent og gjennomføres for å sikrer en god

miksing av LNG i tanken for å unngå stratifikasjon fenomen som beskrevet oppover.

- Nitrogen konsentrasjon; Nitrogen, dersom det er tilstede i LNG, er den mest flyktige

komponenten, og forårsaker metningstemperaturen (boblepunkt ) til den gjenværende væske å

øke. Molekylvekten til nitrogen (tilsvarende 28 g / mol) er større enn den for metan (tilsvarende

16 g / mol) og følgelig for de fleste LNG preferanse tap av nitrogen fører dette til at tettheten av

den gjenværende væske vil avta. Derimot, i en nitrogen-fri LNG, vil foretrukket tap av den mest

flyktige komponent (metan) forårsake en økning i både metningstemperaturen og tettheten av

den gjenværende væske. Denne egenskapen til nitrogen i LNG har to viktige konsekvenser for

rollover, behovet for spesielle fyllingsprosedyrer, og muligheten for automatisk stratifikasjon.

- Auto- stratifikasjon eller nitrogen-indusert stratifikasjon.

5.3 Forebyggende tiltak mot stratifikasjon

Fra alle disse forebyggende tiltak som presenteres nedenfor, vil direkte måling av tetthet i høyden på

tankene være det primære middel for å avdekke stratifikasjon. Under stratifisert betingelser blir ofte

bunnlaget overhetet. Monitorering av "boil-off gas" er en bedre indikasjon på potensiell stratifikasjon, i

stedet for direkte måling av temperaturen på LNG. Overhetet Stratifikasjon inne i lagertanker kan

unngås ved topp eller bunn fylling. Man kan også sørge for å få en blanding av LNG ved å fylle ved hjelp

av dyser og distribuerte fyll systemer. Følgende forebyggende tiltak kan vurderes:

• Ulike sammensetninger av LNG lagres i egne tanker

• Angi LNG med nitrogeninnhold mindre enn 1%

• Overvåking av LNG tetthet og temperatur i høyden på tanken

• Overvåking av total »boil-off» og varmebalansen for å oppdage overoppheting

Side 15 av 44


• Bruk av programvare basert på LNG tank termodynamisk modellering for å forutsi potensialet for

velt

• Sørge for at LNG oppholdstid i tanken ikke er for lang

• Prosess hjelpesystemer og sikkerhetsventiler er designet for å håndtere rollover effekter

5.4 Risiko vurdering for Polarbase tanket av BNG

Tank volum som brukes av BNG er relativt liten i forhold til de tanker som potensielt kan bli påvirket av

Rollover hendelser. Stående tanker kan imidlertid lette stratifikasjon. En annen faktor som kan føre til

rollover hendelser er lang lagringstid uten bruk. Dersom LNG sammensetningen varierer, kan

stratifikasjon skje.

På Polarbase anlegget, har BNG gjennomført forskjellige tiltak og de er beskrevet nedenfor:

- BNG kjører topp og bunn-fylling som sikrer god miks ved fylling av tankene,

- Produktkvaliteten er stabil fordi LNG kommer fra Melkøya hver gang. Produkt datablad fra Statoil

er verifisert før resepsjon av LNG

- LNG er ikke lagret over lengre perioder på grunn av høy aktiviteter av uttak/bunkring til båt.

- Anlegget er designet for å ha muligheten til å flytte produkt fra stående tanker og over i tank C

som er liggende om det skulle oppstå en situasjon med lav utlastingsfrekvens og tank A og B

(stående tanker) er fullt.

I tillegg, omfatter aktiviteten på anlegget et forholdsvis høyt antall fylling av tankene og LNG

operasjoner (cf. Seksjon 4.3).

Gitt at tiltakene er på plass og i bruk, og i tillegg basert på volumet av tankene og høy bruks frekvens av

tankene, er det vurdert at rollover hendelse er godt forvaltet og ganske usannsynlig å skje, og er ikke

inkludert ytterligere i denne vurderingen.

Side 16 av 44


6 LEKKASJEFREKVENSER OG VOLUMER

Lekkasjefrekvenser er et resultat av de tellinger som er gjort på P&ID (ref. /5/ og /6/) av eksisterende

anlegg på Polarbase, samt telling på tegninger (ref. /7/) som viser anleggets forventede utforming etter

utvidelse av tank-kapasiteten. Generelt har anlegget sveisede rørkoblinger som gir få lekkasjepunkter.

6.1 Lekkasjefrekvenser

Potensielle lekkasjepunkter er flenser i forbindelse med tanker, ventiler, pumper og måle- /

styringsinstrumenter. Kun det utstyret som er trykksatt eller inneholder hydrokarboner i deler av året er

reflektert i lekkasjefrekvensene. For segmenter som ikke er i kontinuerlig bruk er driftsdata brukt for å

få en midling av årlig lekkasjefrekvens.

Tabell 8 viser hvilken segmentinndeling som er brukt for anlegget. Sammensetningen er valgt med

bakgrunn i de operasjonelle modusene som anlegget operer under til daglig. Dette innebærer 3 modus;

LNG fylling fra tankbil, bunkring til skip og standby.

Tabell 8 Utstyrskategorier og hovedkomponenter

Segment Hovedkomponent 1 Hovedkomponent 2 Hovedkomponent 3

Tankbil loop Tankbil LNG rør til lagringstank -

Pumpe skid bunkringsloop Pumpe container LNG rør -

2xVertikal tank Vertikal tank (500 m3) Vertikal tank (500 m3) Rørgate

Horizontal tank

Horizontal tank (250 m3)

LNG rør Sikkerhetsventiler/kaldfakk

el

Gas skid Regassifiseringsenhet LNG rør LPG rør (til forbruker)

Lekkasjefrekvensene er beregnet ut fra lekkasjestørrelses kategorier, ref. Tabell 2. Lekkasjekategorien

ubetydelig (< 0,1 kg/s) er utelatt med bakgrunn i anleggets utforming og plassering som fører til god

luftgjennomstrømning og rask dispergering av gass til ufarlige mengder. En eventuell antennelse for en

slik lekkasje vil gi små eller ingen konsekvenser for eksponert personell eller utstyret. Lekkasjerater for

ubetydelig kategori er derfor ikke rapportert. Figur 6-1 og Tabell 9 viser årlig lekkasjefrekvens fordelt på

segment og lekkasjerate. Resultatene viser at små lekkasjer (0,1 kg/s – 1 kg/s) har 68,8 % av det årlige

bidraget og medium lekkasjer har 25,3 % av bidraget.

For anlegget kan en forvente en lekkasje uavhengig av størrelse hvert 6 år.

Side 17 av 44


Figur 6-1 Lekkasjefrekvenser per segment

Tabell 9 Lekkasjefrekvenser årlig

Navn Liten Medium Stor Total % - vis bidrag

Tankbil loop 9,74E-02 3,50E-02 7,12E-03 1,40E-01 89,1 %

Pumpe_skid 3,16E-03 1,13E-03 3,01E-04 4,59E-03 2,9 %

2xVertikal tank 1,58E-03 7,56E-04 7,09E-04 3,05E-03 1,9 %

Horzontal tank 1,93E-03 1,14E-03 5,23E-04 3,59E-03 2,3 %

Gas_skid 3,68E-03 1,52E-03 5,97E-04 5,79E-03 3,7 %

Sum 1,08E-01 3,95E-02 9,25E-03 1,57E-01 100 %

% - vis bidrag 68,8 % 25,3 % 5,9 % 100 %

Det største lekkasjebidraget er fra LNG fylling som er relatert til den relativt høye frekvensen for LNG

tankfyllingsoperasjoner og det store antallet tankbiler som ankommer anlegget per år.

Lekkasjefrekvenser for operasjoner med fleksible slanger er basert på DNV GLs anbefalinger for LNG

anlegg fra 2012, ref. /9/.

Bidraget fra fleksible slanger beregnes per operasjon og den styrende faktor blir da antallet operasjoner.

For Polarbase er det beregnet med maksimalt antall tilkoplinger fra tankbil om 1825 per år, og for

skipsbunkring er det beregnet med 336 operasjoner per år. Lekkasjefrekvensen inneholder hendelser for

slitasje, feil ved hurtigkobling, slangebrudd ved skipskollisjoner og forankringsfeil. Lekkasjefrekvenser

relatert til skips operasjoner (i.e. skipskollisjoner og forankring) er ikke inkludert i lekkasjefrekvenser for

tankbils operasjoner.

Tabell 10 viser beregningene av lekkasjefrekvens for fleksible slanger basert på de operasjonelle dataene

for disse aktivitetene.

Tabell 10 lekkasjefrekvens fleksible slanger

Navn Antall anløp Liten Medium Stor Total

Tankbil loop 1825 9,60E-02 3,43E-02 6,86E-03 1,37E-01

Pumpe_skid 336 2,45E-03 8,76E-04 1,75E-04 3,50E-03

Sum 1,41E-01

0.0E+00

2.0E-02

4.0E-02

6.0E-02

8.0E-02

1.0E-01

1.2E-01

1.4E-01

1.6E-01

Tankbil loop Pumpe_skid 2xVertikal tank Horzontal tank Gas_skid

Lekkasjefrekvens per segment og størrelse

Stor

Medium

Liten

Side 18 av 44


Som vist i Tabell 9 og Tabell 10 står lekkasje fra tankbils operasjoner for nesten 90 % av den totale

lekkasjefrekvensen med bakgrunn i det store antallet biler som ankommer til Polarbase. For å begrense

og minimere lekkasjefrekvensen er det derfor viktig å minimere antallet tankbiler som ankommer

polarbase. Unødvendig fylling og delvis fylling (for eksempel: tankbil ikke helt full / tank på polarbase

går full / fylling avbrytes og man må begynne på nytt) bør unngås i største mulige grad.

NOTE:

For fylling med fleksible slanger har nye beregninger av frekvenser blitt brukt (ref /9/). De nye

frekvensene er basert på ett bedre og mer relevant datagrunnlag og en bedre forståelse av slike

operasjoner og er derfor ansett som bedre og mer robuste.

Gammel frekvens (ref. /1/) er basert på antallet timer som fylling/bunkring gjennomføres, ny frekvens

er basert på antallet ganger som man gjennomfører slike operasjoner. Den nye frekvensen medfør

derfor et relativt stort økt bidrag for tankbiler samtidig som bidrag fra bunkring til skip minsker,

begrunnet i de mange tankbilene som kommer til Polarbase.

Om man derimot sammenlikner beregningene fra ny metode mot gammel metode så medfører ny

metode en redusert lekkasjefrekvens for både tankbil og bunkringsoperasjoner med totalt 43,8 %. Den

totale lekkasjefrekvensen for anlegget er redusert med 53 %. Dette ses også i resultatene fra oppdatert

risikomodell.

6.2 Volumer

Volumer og mengder i anlegget oppgitt eller beregnet for den enkelte utstyrsenhet for bruk i modellering

av gasslekkasjer. Volumer er basert på oppgitte tekniske data / rørdiameter og målte lengder.

Modellerte utstyrsvolumer er presentert i Tabell 11. For alle segmenter er antagelsen om 90%

fyllingsgrad brukt for tanker uavhengig av modus. Skipenes tankvolumer er ikke inkludert da analysen er

avgrenset til bunkringsanlegget.

Tabell 11 Utstyrsenheter og volumer/mengde LNG

Utstyrsenheter Volume [m3] Fyllegrad LNG mengde [kg]*

Tankbil 53 0,9 21600

LNG rør til tank 0,3 1,0 107

Vertikal tank 500 0,9 203225

Horisontal tank 250 0,9 105608

LNG fordamper / rør 1,2 0,5 486

Bunkringslinje 0,6 1,0 230

Fleksibel stålslange DN 65 0,01 1,0 4

Fleksibel stålslange DN 80 0,05 1,0 20 * LNG massetetthet v/ -161,5 0C, 450 kg/m3

6.3 NEDSTENGNING

ESD er inkludert for alle fylle-/ bunkringsoperasjoner med forventet isolering etter 30 sekunder ved

manuell og 90 sekunder ved gassdeteksjon og automatisk nød avstenging, ref. /1/. For standby modus

er det satt en vanlig begrensning på 3 min varighet på alle lekkasjestørrelser med bakgrunn i at alle

større hendelser da vil være detektert og anlegget nødavstengt. Derimot, for å være konservativ og ta

hensyn til en mulig lengre lekkasjetid, inkluderer studiene imidlertid også en lengre lekkasjevarighet som

er satt til på 10 min. Eventuelt personell i nærheten forventes å ha blitt informert gjennom

varslingssystemer på plass.

Side 19 av 44


7 TENNKILDER

7.1 Generelt om tennkilder

De oppgitte tennkilde frekvensene i Tabell 12 er basert på DNV GLs retningslinjer, ref. /2/. Tennkilde

frekvensene fra ref /2/ er justert for å kompensere for moderne anlegg og beste praksis ved drift av

BNGs anlegg. Kolonne 2 presenterer JIP faktorer og kolonne 3 presenterer faktorer brukt i denne

risikoanalysen.

En viktig del av denne modifikasjonsfaktor er utstyrets klassifisering for bruk i gassholdige atmosfærer.

Landanlegg av denne typen har imidlertid noe større usikkerhet gjennom tilgangskontroll og styring av

operasjoner enn ved offshore installasjoner. Følgelig er det sett bort ifra modifikasjonsfaktor for «andre»

faktorer. Utstyr tilkoblet ESD vil være utkoblet etter 30 sek.

For tennkilder som personell, biler, fartøy er det enten estimert årlig gjennomsnittlig eksponeringstid

eller tatt ut av modellen når det operasjonelle modi ikke medfører tilstedeværelse. Eksempelvis vil det

være begrensning for biltrafikk til kai 4 under lossing av tankbil. For biler er en modifikasjonsfaktor på

0,5 brukt på Polarbase med bakgrunn i at området er lukket, personellet skal ha tilstrekkelig kunnskap

om farene på anlegget og de sikkerhetstiltakene som kreves ved ulike operasjoner.

Tabell 12 Generiske tennkilde frekvenser

Utstyrskategori Basis tennkilde

frekvens [per sekund

eksponering]

JIP

modifikasjonsfaktor

Modifikasjonsfaktor

brukt

Brukt tennkilde

frekvens [per sekund eksponering]

Elektrisk [per m2] 3,4E-08 0,49 0,5 1,7E-08

Andre*** [per m2] 8,4E-09 0,65 1 8,4E-09

Pumpe [per enhet] 1,2E-07 0,61 0,6 7,2E-08

Kompressor [per

enhet] 2,7E-06 0,61 0,6 1,6E-06

Biler [per enhet] 0,2* 1 0,5** 0,1

Mennesker [per enhet]

1,68E-08 1 1 1,68E-08

*0,2 brukt på offentlig transport

**kun gyldig for Polarbase

*** Andre utstyrsgrupper, statisk elektrisitet, lynnedslag etc.

Det er tydelig fra tabell ovenfor at tennkilder vil bli dominert av antennelse fra bil og trafikk i område

omkring anlegget. For å redusere risiko er det derfor viktig å minimere risikoen for antennelse fra trafikk.

7.2 Temporære tennkilder

Trafikk i området er styrt av operasjonelle begrensninger for operasjoner ved LNG Bunkringsanlegget.

Dette innebærer redusert fremkommelighet til kai 3 og 4 ved fylle-/ bunkringsoperasjoner. For øvrig er

det tatt høyde for følgende antall bilpasseringer på anlegget og utenfor, se for øvrig Tabell 12 og

Figur 7-1 for plassering av veier (rødelinjer).

Passerende fartøy som tennkilder er ikke inkludert, men tilstedeværende fartøy under bunkring er tatt

med som potensiell tennkilde.

Side 20 av 44


Tabell 13 Elektriske / varme flater

Tennkilde Område Antall Årlig eksponering

Brukt

tennsannsynlighet per sek eksponering

Ele

ktr

iske k

om

po

nen

ter

Road tanker 2 1 0,3125 1,00E-01

Ship bunkering 1 2 4617 m2 0,1068 7,85E-05

Ship bunkering 2 2 4617 m2 0,0164 7,85E-05

Gas skid 2 2 0,6667 3,40E-08

Light kai 3 1 1 0,5 1,70E-08

Trafo kai 3 3 2 1 3,40E-08

Trafo kai 4 1 2 1 3,40E-08

Ship motor fan 2 1 0,1232 3,70E-06

Kjø

retø

y

Kai 4 1 36 0,750 2,08E-05

Kai 3 2 5 0,417 1,16E-05

Anleggsveg 3 84 1,750 4,86E-05

FV 94 8 1000 4,167 2,31E-04

Havneveien 8 20 0,167 9,26E-06

Figur 7-1 Tennkilder og lokasjon

Side 21 av 44


7.3 Mennesker

Mennesker som er en del av operasjoner ved eller på anlegget har historisk sett vært en viktig kilde til

antennelse av gasslekkasjer gjennom det arbeidet de utfører. Dette er inkludert i analysen ved at

bunkringspersonellet (fartøy og bunkringsoperatør) og tankbilsjåfør representerer en potensiell tennkilde.

I tillegg legges det til en tennkilde frekvens for populasjonen i hvert område som beregnes av Phast Risk

fra oppgitte driftsdata. Tenn sannsynlighet for mennesker per sekund eksponering er 1,68E-08 (ref. /2/).

Side 22 av 44


8 RESULTATER

Risikoresultatene for bunkringsanlegget er presentert med den hensikt å belyse Storulykkeforskriftens

§10, endring av virksomheten. Anleggets økte tankvolum er basis for endringen. For korrekt

sammenligningsgrunnlag vises dagens risiko ved bruk av ny risikomodell etablert i Phast Risk. Denne

inneholder alle beskrevne scenarioer med hydrokarboner for bunkringsanlegget. Ingen hendelser er tatt

ut av hendelsestre slik det er gjort i tidligere analyse (ref./1/). Endringen av tankvolum vil derfor vises

mellom risikoresultater med 250m3 tankvolum og økt tankvolum til 1250 m3. Risikoresultatene skal

derfor vurderes med tanke på om det er en betydelig endring i risiko for anlegget, samt vurdere

risikoresultatene mot etablerte risikokriterier.

Risikoresultatene presenteres som IRPA, F-N graf (for 3. person). FAR2 verdier og risikokonturer blir

også presentert som et komplement, hvorav risikokonturer viser risiko for personell som oppholder seg

ved/på anlegget kontinuerlig og må derfor ikke forståes som risikoresultater for de personellkategoriene

som er presentert i analyse.

Hver av de operasjonelle modusene har egne oppsett for tennkilder og populasjoner. Gjennom dette er

sikkerhetstiltakene for operasjonene ved anlegget inkludert. Dette gjelder personell og tennkilder for kai

4 ved LNG tankfylling og skipsbunkring.

8.1 Gassdispergering og sikringssoner

De hendelsene med høyest lekkasjefrekvens og mest konservative gassdispergeringsresultat presenteres

her for hvert av de operasjonelle modus; LNG tankfylling, skipsbunkering og standby.

8.1.1 LNG tankfylling og skipsbunkring

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

styrke enn fast installerte rør. De fleksible slangene er inkludert med en et scenario for fult brudd av

henholdsvis DN 65 og DN 80. I Tabell 14 vises de kalkulerte maksimale distanser for gass-spredning til

både ½ LFL og LFL ved representative vindhastigheter. For EX-sone ved disse operasjonene anbefales

brukt ½ LFL. For begge scenarioene er det pumpemengde som er styrende for total gassmengde, det er

brukt en konservativ tilnærming (ref. /9/) hvorav pumpemengde er økt til 150%. I tillegg vil manuelle

ESD være aktivert og effektiv etter 30 sekunder.

Tabell 14 Fullt brudd gassdispersjon i vindretning v/tankfylling, 65mm hullstørrelse, og 150%

pumperate

Konsentrasjon [ppm]

D 3 m/s D 7 m/s D 13 m/s Gj.snitt

LFL 19 8 6 11

½ LFL 26 16 8 16,7

Tabell 15 Fullt brudd gassdispersjon i vindretning v/skipsbunkring, 80mm hullstørrelse og

150 % pumperate

Konsentrasjon [ppm]

D 3 m/s D 7 m/s D 13 m/s Gj.snitt

LFL 27 19 9 18,3

½ LFL 35 32 18 28,3

2 Fatal accidental rate

Side 23 av 44


Varmestrålingseffekter fra skipsbunkringsoperasjoner og antennelse av gasslekkasjer fra disse er

presentert i Tabell 16, hvorav sikringssone for personell ved jet-brann er satt til 12,5kW/m2 for personell,

ref. /1/. Scenario er presentert er relatert til SIMOPS for bunkringsoperasjoner og største scenario fult

brudd DN 80 fleksislange. Ingen videre vurdering er gjort da det kreves mer detaljert kunnskap om de

faktiske avstander på plass.

Tabell 16 Varmestråling fra jet brann ved bunkringsoperasjon og tankfylling (konservativt)

med fullt brudd fleksislange

Varmestrålingseffekt

[kW/m2] D 3 m/s D 7 m/s D 13 m/s Gj.snitt

4 50 40 36 42

12,5 36 29 26 10

37,5 29 23 21 8

8.1.2 Standby

For Standby er det de store tankvolumene og lengre varighet som er viktig faktorer for

gassdispergeringsresultatet. Det er for disse scenarioene kun lekkasjer fra flenser til utstyr eller

kaldfakkel. Ingen lekkasjer direkte fra tank er inkludert da disse er forventet å bli kanalisert til kaldfakkel.

Lekkasje i doble tanker er ikke ansett som et dimensjonerende scenario. Scenario presentert er

representativt for standby modus ved størst diameter for gassky til ½ LFL.

Tabell 17 Lekkasje med gassdispersjon i vindretning v/standby 250m3, 46 mm hullstørrelse.

Konsentrasjon [ppm]

D 3 m/s D 7 m/s D 13 m/s Avg.

LFL 142 108 90 113

½ LFL 189 154 133 159

Tabell 18 Lekkasje med gassdispersjon i vindretning v/standby 500m3, 48 mm hullstørrelse.

Konsentrasjon [ppm]

D 3 m/s D 7 m/s D 13 m/s Avg.

LFL 149 112 94 118

½ LFL 196 160 139 165

Tabell 18 viser resultater for nye vertikale tanker på 500m3 og hvilke dispergeringsresultater som kan

forventes ved en stor lekkasje fra disse. Resultatene viser at det er store områder som eksponeres og

dette er vist visuelt ved risikokonturer i kap.8.2.2.

Som risikoreduserende tiltak har isolasjon av 500 m3 tankene ved standby modus blitt vurdert. For en

slik løsning vil da standby modus for nytt anlegg være likt standby for eksisterende anlegg (ref.

Tabell 17).

8.2 Risikoresultater 250m3 og 1250m3 tank volum

I det følgende presenteres risikoresultater for eksisterende bunkringsanlegg ved Polarbase.

Risikoresultatene er beregnet med bakgrunn i antagelser i ref. /1/ og endringer presentert i ovenstående.

Side 24 av 44


8.2.1 IRPA, FAR og F-N verdier

Figur 8-1 viser beregnet tap av liv sortert per område for bunkringsanlegget presentert som IRPA og AIR

for 2. person. Det høye risikobidraget for kai 3 er relatert til de mange operasjonene spesielt for tankbil

og fylling av LNG.

NOTE: Resultatene for 1250 m3 LNG lagring inkluderer isolasjon (seksjonering) av 500m3

tankerne i standby modus, som presentert i antagelse no. 13 i Tabell 4.

Figur 8-1 IRPA verdier for 250m3 og 1250m3 per område

Alle verdier for IRPA er klassifisert in i ALARP nivå (sammenlignet med risiko-akseptkriterier i kapittel

3.1.2). En sammenstilling av alle resultater er presentert i Tabell 19 nedenfor.

AIR for 1. og 2. person (i.e. IR for polarbaser) beregnes til 4.5E-05 per år.

Figur 8-2 viser fordelingen av FAR verdier mellom områdene samt forskjellen ved økt tankvolum. Det er

en vesentlig økning av FAR verdi for nytt anlegg med mer LNG lagret på området, økningen i risiko er

først og fremst relatert til økningen i aktivitet (dvs. flere fyllings- og bunkrings operasjoner). Total FAR

er beregnet til 1.35 for anlegget (1. og 2. person).

Anleggsområde

Kai 2Kai 3 / IRPA1. person

Kai 4 3rd party risk AIR 2. person

250m3 5.1E-06 2.3E-16 1.2E-04 9.2E-06 0.0E+00 2.9E-06

1250m3 4.4E-06 5.3E-16 9.7E-05 8.9E-06 0.0E+00 2.7E-06

0.0E+00

2.0E-05

4.0E-05

6.0E-05

8.0E-05

1.0E-04

1.2E-04

1.4E-04

IRP

A

IRPA

Side 25 av 44


Figur 8-2 FAR verdier for 250m3 og 1250m3 per personell gruppe

Tabell 19 Sammenstilling IRPA og FAR verdier for 1250 m3 anlegg.

Kategori IRPA [/år] ALARP FAR

1. person (kai 3) 9,7E-05 10-6 til 10-3 1.7

2. person (kai 2,4 og anleggsområde)

1,3E-05 10-6 til 10-4 0,1

3. person Negl. 10-7 til 10-5 Negl.

Risiko for 3. person er funnet til å vare svært lav og klassifiseres som neglisjerbar.

8.2.2 Risikokonturer

Nedenfor presenteres risikokonturer for risikodimensjonerende aktiviteter på anlegget og total risiko.

Risikokonturene representerer risiko for kontinuerlig risikoeksponering, verdiene som fremkommer er

gjennomsnittsrisiko for personell som oppholder seg på lokasjonen 24t, 365 dager i året. Derfor er ikke

risikokonturen direkte overførbar på risikoakseptkriteriene presentert tidligere (ref. kapittel 3.1.2).

Derimot gir risikokonturen informasjon om hvor risikoen er høy og hva som kan forventes hvis en person

stasjoneres i et spesifikt område 24/7.

Det er ikke inkludert risiko for eskalering til fartøy. Eksponering av personellet i og på fartøy er imidlertid

inkludert. LPG gasslinje til industrianlegg nord på Polarbase er inkludert i analysen. Beskrevne

personellgrupper og tennkilder inkludert i analysen.

8.2.2.1 Standby modus

Figur 8-3 viser risikokontourer for ny basis risiko som inkluderer de nye driftsdataene og slik anlegget er

utformet og driftes i dag.

Anleggsområde

Kai 2 Kai 3 Kai 4 3rd party risk Total

250m3 0.01 0.00 1.99 0.20 0.00 1.60

1250m3 0.01 0.00 1.67 0.19 0.00 1.35

0.00

0.50

1.00

1.50

2.00

2.50

FAR

Side 26 av 44


Figur 8-3 alle scenario for 250m3 - standby 1 min, LNG tankfylling og skipsbunkring ESD 1,

utendørs eksponering.

1 død pr 1 000 000 år

1 død pr. 100 000 år

1 død pr. 10 000 år

1 død pr 10 000 000 år

Side 27 av 44


Figur 8-4 alle scenario for 1250m3 - standby 10 min, LNG tankfylling og skipsbunkering,

utendørseksponering, uisolerte tanker.

Figur 8-4 viser 1250m3 tankvolum med tilsvarende driftsdata som for eksisterende anlegg.

Den innerste blå linjen viser en hendelsesfrekvens på 1E-04 per år, og strekker seg inn i definert 2.

persons område. Så en konstant aktivitet i dette område vil være på uakseptabelt nivå i forhold til

risikoakseptkriterier.

Forskjellen mellom risikokonturene er visuelt liten for hendelser med frekvens ≥ 1E-05. Vi har sett av

gassdispergeringsresultatene at der en marginal økning i eksponert areal for de største hendelsene (ref.

Tabell 17 og Tabell 18). Sammenlignet med hendelser med høyere frekvens (1E-04 / år) er det en

betydelig økning i risikoareal, for nærliggende områder som kai 4 (rosa) og anleggsområde (gult).

Som et risikoreduserende tiltak har isolasjon av 500 m3 tanker i standby blitt undersøkt, resultater er

presentert i Figur 8-5. Isolering av de to nye tanker reduserer 1E-04 – området, og resultatet er veldig

likt standby modus for anlegget i dag (ref. Figur 8-3).

1 død pr 1 000 000 år

1 død pr. 100 000 år

1 død pr. 10 000 år, i.e. 10-4

1 død pr 10 000 000 år

Side 28 av 44


Figur 8-5 Standby modus 500m3 tanker, isolert.

DNV GL – Rapportnr. 2016-4191, Rev. 3 – www.dnvgl.com Page 1

8.2.2.2 Risikokonturer alle modi

Nedenfor vises de totale risikokonturene for BNGs polaranlegg for ett års operasjon, der antagelsen om

isolasjon av nye tanker i standby er brukt.

Disse risikokonturene er gyldige for ett års operasjon (fylling, bunkring og standby modus). Basert på

risiko akseptkriteriene kan det konkluderes at:

- Hendelsesfrekvens på 1E-03 per år, grønn linje er begrenset til område av tankfyllingstasjon.

Derfor er 1. person innenfor ALARP område.

- Hendelsesfrekvens på 1E-04 per år, gul linje, er i område for tanker og bunkringstasjon på kaien

og er innenfor bunkring sikkerhetssone hvor 2. person ikke er tillat å være. Derfor er det ikke

forventet å ha 2. person eksponert i løpet av bunkringsoperasjonen.

- Hendelsesfrekvens på 1E-05 per år, rød linje, er i område av BNG anlegget. Derfor er det ikke

forventet eksponering av 3. person.

Generelt vil en økning av LNG volum til 1250 m3, sammen med isolasjon av tankene, vise at risikoen for

de forskjellige parter er innenfor ALARP.

Figur 8-6 Risikokonturer for BNG Polarbase per år for alle aktiviteter (500m3 tanker isolert i standby)


9 USIKKERHET OG EVALUERINGER

9.1 Usikkerhet

Lekkasjefrekvensene er basert på statistikk fra anlegg som opereres under til dels andre operasjonelle

mønstre og driftsbelastning. Dette kan føre til en høyere lekkasjefrekvens enn det som er reelt.

Statistikken skiller heller ikke mellom type væske eller gass, hvilket gjør at det er usikkerhet relatert til

lekkasjeratenes gyldighet for LNG. Resultatene for lekkasjefrekvenser for utstyret er forventet å være

konservative med bakgrunn i lave driftstrykk, rørdesign og LNG som kaldt medium.

Det største lekkasjebidraget er fra LNG fylling som er relatert til den relativt høye frekvens for LNG

tankfyllingsoperasjoner og det store antallet tankbiler som ankommer anlegget per år.

Lekkasjefrekvenser før operasjoner med fleksible slanger er basert på DNV GLs anbefalinger for LNG

anlegg fra 2012, ref. /9/.

Bidraget fra fleksible slanger beregnes per operasjon og den styrende faktor blir da antallet operasjoner.

For Polarbase er det beregnet med maksimalt antall tilkoplinger fra tankbil på 1825 per år, og for

skipsbunkring er det beregnet med 336 operasjoner per år. Ytterligere økning av tankbiler eller

bunkringsoperasjoner vil øke lekkasjefrekvensen ytterligere.

Den rådende vindretning for anlegget øker risikoeksponeringen for «anleggsområde». Det er grunn til å

anta at den gjeldende vindretning for Polarbase er noe annerledes enn for Melkøya og dette kan medføre

mindre avvik i resultatene. Vindretning er imidlertid forventet å gi et konservativt utslag på

risikoresultatene.

ESD 1 er forventet å kunne gjennomføres på mindre en 30 sekunder under tankfylling og skipsbunkring.

Dette er inkludert i analysen ved redusert lekkasjetid. Erfaring fra slike hendelser viser at 30 sekunder er

lite, fra en lekkasje starter til den detekteres av operatørene og til de klarer å ta en beslutning. I andre

analyser er det i dag brukt 90 sekunder for manuell ESD ref. /9/. I tillegg er det vanlig å inkludere en

feilrate for operatør slik at hvis operatør ikke gjennomfører ESD operasjonen vil lekkasjetiden øke. 30

sekunder er brukt med bakgrunn i de opplysninger operatør har gitt. Dette gjør at resultatene er mer

usikre for disse operasjonene og konsekvensen av disse hendelsene kan være underestimert for små

lekkasjer. For store lekkasjer er 30 sekunder tilstrekkelig da den visuelle og audiovisuelle effektene av

lekkasjene vil gi hurtig deteksjon.

Det er inkludert én tennkilde for skip som bunkrer ved anlegget da det er kjent at luftinntaket på skipene

kan være en tennkilde og deteksjonstiden ofte er lang nok til at gass kan antennes av luftinntakene.

Dette kan gi konservative tennkildefrekvenser for bunkring av skip med gassdeteksjon og automatisk

avstenging av luftinntak ved deteksjon av gass.

9.2 Evalueringer av analyse

Risikoen

Risikoen på BNGs anlegg viser i denne analysen å være lavere enn for det eksisterende anlegget. Dette

er ikke intuitivt. Mer utstyr og mer farlig stoff i et område vil normalt gi høyere risiko, men i dette tilfelle

forklares resultatet med en stor reduksjon i lekkasjefrekvensene. De «nye» anbefalte lekkasjefrekvenser

(ref. /9/) for fleksible slanger gir et betydelig lavere bidrag, og ettersom de står for mesteparten av de

totale lekkasjene gir de en total reduksjon av lekkasjene og dermed redusert risiko på anlegget. Dette er

ytterligere belyst nedenfor.

Frekvenser


I eksisterende risikoanalyse har gammel konservativ data for tilkobling av fleksible slanger blitt brukt

(for fylling fra tankbil og bunkring til skip). I denne analysen er nye frekvensdata med bedre grunnlag

brukt og dermed med mindre grad av konservatisme og dermed en lavere lekkasjefrekvens.

Det er et fundamentalt skille mellom gamle og nye frekvensdata. Den gamle modellen baseres på antall

timer der operasjoner gjennomføres, mens nye data baseres på antallet operasjoner som gjennomføres.

Ettersom antallet tankbiler til Polarbase har økt betraktelig fra starten av anlegget og dermed antallet

operasjoner med fleksible slanger, gir dette økt bidrag til lekkasjefrekvensen fra fyllingsoperasjoner.

Totalt sett blir lekkasjefrekvens ved bruk av fleksible slanger betydelig redusert samtidig som det

relative bidraget ved fylling av LNG fra tankbil øker. Sammenlignet med eksisterende risikoanalyse

minker lekkasjefrekvensen med 53 % for hele anlegget og bidraget fra fylling fra tankbil står for 89 %

av den totale lekkasjefrekvensen.

Ettersom tankbiler står for størsteparten av antall lekkasjer er det viktig at BNG fokuserer på prosedyrer

og vedlikehold av bunkring og fylling utstyrer.

Standby av anlegg

I denne analysen er, i motsetning til tidligere, standby inkludert som en driftsfase for anlegget. I standby

leveres gass fra tank via pipeline til fabrikk der naturgass brukes i produksjon. Behovet i fabrikken er lite,

men nok til å redusere frekvens for kaldfakling som følge av trykkoppbygning i tanken. Forsyning til

fabrikken kommer i dag fra 250 m3 tank. For det nye anlegget har to alternativer for standby blitt

undersøkt:

1. De nye tankene blir inkludert i standby modus og er del av leveranse til fabrikk, d.v.s. 1250 m3

LNG tilgengelig ved standby.

2. De nye tankene blir isolert ved standby modus og er ikke del av leveranse til fabrikk, d.v.s. 250

m3 LNG tilgengelig ved standby, som i dag.

Risikokonturer og resultat fra alternativ 1 og 2 ble presentert henholdsvis i Figur 8-4 og Figur 8-5. Det er

tydelig at alternativ 2 medfører en mindre risiko og spesielt minker 10-4 sonen slik at den kun påvirker

kai 3-området og ikke nærliggende anleggsområde.

Basert på risikoresultatene har BNG valgt å gå videre med alternativ 2 og har fullført nødvendige

endringer på anlegget.

Når de nye tankene blir isolert, vil DNVGL anbefale BNG å etablere en rutine for hvordan eventuell

trykkoppbygning i de nye 500 m3 tankene skal håndteres, slik at frekvensen for kaldfakling ikke øker

markant.

Tennkilder

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

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

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

LNG overføringsoperasjoner). Tilstrekkelig sikkerhetsavstand til nærliggende tennkilder vil være den

mest effektive måten å redusere risiko.

Det største risikobidraget fra tennkilder kommer fra trafikk og trafikkruter i og omkring anlegget. Disse

er helt dominerende når det kommer til antennelse. Det er derfor viktig å etablere gode rutiner som

minimerer risiko for antennelse fra kjøretøy.



10 KONKLUSJONER

Basert pårisikovurderingen har BNG valgt å isolere de to nye tankene når anlegget er i standby modus.

Dette tiltaket reduserer risikonivået, selv om det ble konservativt valgt å bruke lengre lekkasjevarighet

og høyere trykk i løpet av bunkring.

Generelt er risikoen ved Barents Naturgass’ anlegg på Polarbase vurdert å være i ALARP sone for 1. og 2.

personkategori, og risikoen for 3. person kategori er konkludert til å være neglisjerbar.

Totalrisiko på anlegget beregnes til FAR 1,35.

Resultatene er presentert i detaljer i kapitel 8.2.1 og oppsummert nedenfor.

BNG skal således arbeide for å vurdere ytterligere tiltak for å redusere risikoen ved anlegget. Risiko for 3.

person er konkludert til å være neglisjerbar.

Table 10-1 Sammenstilling av risikoresultater Kategori IRPA [/år] Risikoakseptkriterier FAR

1. Person 9,7E-05 ALARP 1E-06 til 1E-03 1.7 2. Person 1,3E-05 ALARP 1E-06 til 1E-04 0,1 3. Person Negl. ALARP 1E-07 til 1E-05 Negl.



11 REFERANSER

/1/ RISIKOANALYSE LNG TERMINAL HAMMERFEST, COWI, doc. no. RAP-RIEn-001 rev. 04, dato 30.05.2014

/2/ DNV – Scandpower JIP guidelines for use of JIP ignition Modell, DNV report no 99-3193, dated 23.04.1999

/3/ Leak 3.3

/4/ HCRD2010 – Offshore Hydrocarbon Release Statistics, HSE Offshore Safety Division (OSD), March 2010

/5/ LNG bunkringsanlegg Hammerfest LNG, dokid; 40400-PID-101-r7, rev. 06.

/6/ Complete LNG system P&I diagram (5), dokid; ARR.08.2051, Rev. 01 dated 22.09.2008

/7/ Epost Thomas Øien, 44460 bilder layout, 29.04.2016

/8/ Hammerfest terminal at Melkøya, Metocean design basis, rev 7, dated 15.02.2011

/9/ DNV guideline for LNG QRA, dated 28 august 2012 rev.01

/10/ Apendix C- Risk definition and risk criteria, Risavika LNG production AS, DNV GL report no. 2015-4150, 2015-04-14.

/11/ EN 1473 ”The design of onshore LNG terminals”

/12/ Rollover in LNG storage tanks, summary report by the GIIGNL Technical study on the behavior of LNG in Storage, 2nd Edition: 2012-2015, Public Version

APPENDIX A

Tillegsinformasjon

Table 11-1 Weather parameters Hammerfest LNG, ref. /8/

Figure 11-1 Wind rose Melkøya, ref. /8/

Table 11-2 Rationalised Representative Weather Categories for Melkøya Island

m/s 345-

15

15-45 45-75 75-

105

105-

135

135-

165

165-

195

195-

225

225-

255

255-

285

285-

315

315-

345

D3 0,0271 0,029 0,0304 0,0309 0,042 0,0552 0,0377 0,0277 0,0264 0,0305 0,0315 0,029

D7 0,024 0,0181 0,0176 0,0205 0,0379 0,0758 0,0522 0,0333 0,0228 0,0337 0,0397 0,0352

D13 0,0086 0,0039 0,0031 0,0038 0,0132 0,0471 0,0324 0,0191 0,0089 0,0161 0,0198 0,0147

Parameter Value Notes and References

Atmospheric temperature 5ºC Range is 5º to 45ºC.

Atmospheric pressure 101325 N/m2 Average sea level pressure.

Relative humidity 50% Range is 50% to 85%. Average value of 68%. However

50% is more conservative for the consequence model and is thus applied.

Surface temperature 5ºC Taken to be the same as atmospheric temperature.

Surface roughness parameter

0.3 for land

0.05 for water

0.1 average

Land value appropriate for terrain with varying geometry, water value for coastal waters.

0.1 value is used as average.

Solar flux 500 W/m2

The maximum solar flux (i.e. midday midsummer) is about 1320 W/m2. However, the solar flux varies

diurnally, annually and with cloud amount. Hence the annual mean value will be less than half the maximum.

500 W/m2 is a representative value.

Wind speed reference height 10 m Standard for meteorological measurements.

DNV GL – Rapportnr. 2016-4191, Rev. 3 – www.dnvgl.com A-1

Table 11-3 Input til Leak fra utstyrs telling

Installation

Area

Segment Equipment Base Element

Name Nam

e Name Name

Systems MF

Time

MF Type

Library

Number

Size (mm)

Pressure

(bar)

Gas (Vol) (%)

Liquid (Vol) (%)

BNG - Polarb

ase

In operation

Veskefylling

(Oper) Tankbil loop 1 0,31 FLANGE

Standard 1 60 6 0 100

VALVE_ACT_NON_P/

L

Standard 1 40 6 0 100

VALVE_ACT_NON_P/

L

Standard 2 50 6 0 100

VALVE_ACT_NON_P/

L

Standard 5 60 6 0 100

VALVE_M

AN

Standard 2 50 6 0 100

VALVE_M

AN

Standard 8 60 6 0 100

VESSEL_STOR_ATM

Standard 1 100 6 50 50

PUMP_CE

NTR

Standard 1 100 6 0 100

Bunkring (Oper)

Pumpe_skid_bunkringslo

op 1 0,11

COMP_CENTR

Standard 1 50 6 0 100

FLANGE

Standard 1 20 6 0 100

FLANGE

Standard 1 60 6 0 100

FLANGE

Standard 5 100 6 0 100

FLANGE

Standard 1 150 6 0 100

VALVE_ACT_NON_P/

L

Standard 4 60 6 0 100

VALVE_ACT_NON_P/

L

Standard 2 130 6 0 100

VALVE_ACT_NON_P/

L

Standard 7 150 6 0 100

VALVE_M

AN

Standard 3 20 6 0 100


VALVE_M

AN

Standard 3 25 6 0 100

VALVE_M

AN

Standard 6 50 6 0 100

VALVE_M

AN

Standard 1 60 6 0 100

VALVE_M

AN

Standard 3 80 6 0 100

VALVE_M

AN

Standard 15 100 6 0 100

Tank_ut

v 2xVertikal

tank 1 0,42

VALVE_ACT_NON_P/

L

Standard 2 40 6 0 100

VALVE_ACT_NON_P/

L

Standard 2 150 6 0 100

VALVE_ACT_NON_P/

L

Standard 5 150 6 0 100

VALVE_M

AN

Standard 2 40 6 0 100

VALVE_M

AN

Standard 2 150 6 0 100

VESSEL_STOR_ATM

Standard 2 205 6 50 50

Tank_Gas_skid

Horzontal tank/ESD/Kal

dfakkel 1 1 FLANGE

Standard 4 40 6 100 0

VALVE_ACT_NON_P/

L

Standard 4 40 6 100 0

VALVE_ACT_NON_P/

L

Standard 2 40 6 0 100

VALVE_ACT_NON_P/

L

Standard 1 50 6 100 0

VALVE_ACT_NON_P/

L

Standard 3 80 6 100 0

VALVE_M

AN

Standard 2 15 6 100 0

VALVE_M

AN

Standard 3 25 6 0 100

VALVE_M

AN

Standard 2 40 6 100 0

VALVE_M Sta 2 40 6 0 100


AN ndard

VALVE_M

AN

Standard 2 80 6 100 0

FLANGE

Standard 2 40 6 50 50

FLANGE

Standard 2 80 6 50 50

VESSEL_STOR_ATM

Standard 1

3850 6 50 50

VALVE_M

AN

Standard 1 150 6 0 100

Gas_skid 1 0,5 FLANGE

Standard 1 40 6 50 50

VALVE_ACT_NON_P/

L

Standard 3 40 6 50 50

VALVE_M

AN

Standard 3 40 6 50 50

SMALL_BORE_FIT

Standard 3 40 6 50 50

VALVE_M

AN

Standard 13 50 6 100 0

VALVE_ACT_NON_P/

L

Standard 2 50 6 50 50

HEATEX_SH&T_HCint

ube

Standard 3 50 6 50 50

VALVE_M

AN

Standard 4 80 6 100 0

VALVE_ACT_NON_P/

L

Standard 1 80 6 100 0

FILTER

Standard 1 15 6 100 0

VALVE_M

AN

Standard 2 15 6 100 0

FLANGE

Standard 2 15 6 100 0

FLANGE

Standard 2 8 6 100 0

VALVE_ACT_NON_P/

Standa 3 50 6 100 0


L rd

Standby

Veskefylling Tankbil loop 1

0,69 FLANGE

Standard 1 65 1,001 50 50

VALVE_ACT_NON_P/

L

Standard 1 40 1,001 50 50

VALVE_ACT_NON_P/

L

Standard 1 50 1,001 50 50

VALVE_ACT_NON_P/

L

Standard 5 65 1,001 50 50

VALVE_M

AN

Standard 1 50 1,001 50 50

VALVE_M

AN

Standard 7 65 1,001 50 50

PUMP_CE

NTR

Standard 1 100 1,001 50 50

VALVE_M

AN

Standard 1 50 6 100 0

VALVE_M

AN

Standard 1 65 6 50 100

Bunkrin

g

Pumpe_skid_bunkringslo

op 1 0,89

COMP_CENTR

Standard 1 50 1,001 50 50

FLANGE

Standard 1 20 1,001 50 50

FLANGE

Standard 1 60 1,001 50 50

FLANGE

Standard 5 100 1,001 50 50

FLANGE

Standard 1 150 1,001 50 50

VALVE_ACT_NON_P/

L

Standard 4 60 1,001 50 50

VALVE_ACT_NON_P/

L

Standard 2 130 1,001 50 50

VALVE_ACT_NON_P/

L

Standard 7 150 1,001 50 50

VALVE_M

AN

Standard 3 20 1,001 50 50

VALVE_M

AN

Standard 3 25 1,001 50 50


VALVE_M

AN

Standard 6 50 1,001 50 50

VALVE_M

AN

Standard 1 60 1,001 50 50

VALVE_M

AN

Standard 3 80 1,001 50 50

VALVE_M

AN

Standard 15 100 1,001 50 50

About DNV GL Driven by our purpose of safeguarding life, property and the environment, DNV GL enables organizations to advance the safety and sustainability of their business. We provide classification and technical assurance along with software and independent expert advisory services to the maritime, oil & gas and energy industries. We also provide certification services to customers across a wide range of industries. Operating in more than 100 countries, our professionals are dedicated to helping our customers make

the world safer, smarter and greener.

Documents

RISIKOVURDERING UTVIDET TANKANLEGG BNG … · DNV GL – Rapportnr ... ☐ Fri distribusjon (internt og eksternt) LNG, Bunkering, QRA ☒ Fri distribusjon innen DNV GL ... QRA Report