III. Требования к обеспечению безопасной эксплуатации опасных производственных объектов сжиженного природного газа

54. Для оборудования, содержащего низкокипящие жидкости (температура кипения при абсолютном давлении 0,1013 МПа не превышает минус 40 градусов Цельсия), аварийное освобождение допускается осуществлять за счет испарения среды в факельную систему.

При наличии остатков неиспарившейся жидкой фазы в аварийном оборудовании должны быть предусмотрены меры по ее удалению. Порядок и способ (дистанционно или автоматически) аварийного освобождения оборудования и трубопроводов технологических блоков определяется проектной документацией с учетом обеспечения целостности освобождаемого оборудования, оборудования технологической системы, используемого для приема выводимой/передавливаемой из аварийного оборудования жидкости, и систем аварийного освобождения. Использование ручной запорно-регулирующей арматуры аварийного освобождения оборудования и трубопроводов технологических блоков не допускается.

55. Для оборудования, работающего под избыточным давлением 0,07 мегапаскаля и ниже, но в котором не исключена возможность повышения давления, должны быть предусмотрены меры защиты от превышения давления.

56. При проведении испытания технологических трубопроводов пневматическим способом должны быть выполнены следующие условия:

испытания труб в организации-изготовителе должны быть выполнены гидравлическим способом на давление не более 0,95 тек (где тек - предел текучести материалов), с занесением результатов испытаний в документы о приемочном контроле труб;

величина давления пневматического испытания трубопровода устанавливается в проектной документации, но должна составлять не менее 1,1 · Ррасч (где Ррасч - расчетное давление трубопровода);

испытания трубопроводов следует проводить с применением метода акустико-эмиссионного контроля;

в программе (методике) испытаний должны быть предусмотрены меры безопасного проведения испытаний, в том числе ограничивающие нахождение персонала в зоне проведения испытаний и обеспечивающие защиту объектов.

57. Для технологических систем допускается проведение испытаний отдельными участками (группами оборудования и трубопроводов).

58. Максимально допустимая скорость охлаждения или нагрева систем с криогенным оборудованием при пуске/остановке должна исключать появление недопустимых термических напряжений в конструкциях оборудования, а также аварийных значений давления паров криогенной жидкости, образующихся при ее испарении, и должна определяться проектной документацией.

59. В процессе эксплуатации ОПО СПГ необходимо осуществлять учет циклов наработки криогенного оборудования (охлаждение, нагрев).

Допускается ведение учета циклов наработки оборудования в электронном виде.

60. Ведение технологических процессов производства сжиженного природного газа осуществляется в соответствии с технологическим регламентом на ОПО СПГ. В технологическом регламенте устанавливаются регламентированные значения параметров, определяющих оптимальные нормы безопасного ведения технологического режима и подлежащих контролю и регулированию в заданном диапазоне.

Технологический регламент должен включать в себя следующие разделы:

общая характеристика производства;

характеристика производимой продукции;

характеристика исходного сырья, материалов, полупродуктов и энергоресурсов;

описание технологического процесса и схемы;

материальный баланс;

нормы расхода основных видов сырья, материалов и энергоресурсов;

основные положения процессов пуска и остановки производственного объекта при нормальных условиях эксплуатации;

основные положения процессов аварийной остановки производственного объекта;

отходы при производстве продукции, сточные воды, выбросы в атмосферу, методы их хранения, утилизации, переработки;

методы и средства защиты работников от производственных опасностей;

контроль производства и управление технологическим процессом;

возможные инциденты в работе и способы их ликвидации;

безопасная эксплуатация производства, средства индивидуальной защиты персонала;

перечень обязательных инструкций;

технологические схемы производства;

спецификация основного технологического оборудования (технических устройств), включая оборудование природоохранного назначения.

Содержание разделов технологического регламента должно соответствовать требованиям федеральных норм и правил в области промышленной безопасности, устанавливающих обязательные требования к технологическим регламентам для опасных производственных объектов.

61. Изотермические резервуары хранения СПГ следует размещать на выделенной территории или в корпусе (секции хранения СПГ) ОГТ.

62. Размещение изотермических резервуаров хранения СПГ на площадке ОПО СПГ следует обосновывать в проектной документации на основе анализа опасностей технологических процессов и количественной оценки риска аварий в соответствии с главой V Правил.

63. Изотермический резервуар хранения СПГ должен рассматриваться как отдельный блок I категории взрывоопасности в соответствии с федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности, устанавливающими общие требования к взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств. Подводящие и отводящие технологические трубопроводы изотермического резервуара должны оснащаться отсечной арматурой.

64. При проектировании изотермических резервуаров хранения СПГ следует учитывать особые нагрузки (взрывные, ударные воздействия, возгорания, внезапное выделение газов), которые определяются по результатам анализа риска.

65. Для хранения СПГ следует применять двустенные (двухоболочечные с полной герметизацией, в том числе мембранные) изотермические резервуары, типы которых приведены в приложении к Правилам.

В проектной документации должны быть предусмотрены решения по предотвращению возможного воздействия на изотермические резервуары ледовых, волновых природных нагрузок, а также нагрузок от навала судов для случаев размещения изотермических резервуаров, при которых такое воздействие возможно.

66. Внутренний резервуар (первичный контейнер), предназначенный для хранения СПГ, должен быть выполнен из хладостойкой стали, соответствующей криогенным условиям хранения СПГ.

67. Внешний резервуар (вторичный контейнер) должен быть изготовлен из предварительно напряженного железобетона. Для изотермических резервуаров СПГ объемом хранения до 60000 куб. метров включительно допускается выполнение внешнего резервуара из криогенной хладостойкой стали.

Независимо от конструктивного исполнения внешний резервуар должен обеспечивать полное удержание СПГ и безопасный сброс его паров при авариях, связанных с нарушением целостности внутреннего резервуара.

68. Пространство между внутренним и внешним резервуарами или мембраной и внешним резервуаром должно иметь тепловую изоляцию.

Толщина тепловой изоляции, ее конструктивное исполнение и свойства должны устанавливаться в проектной документации по результатам тепловых расчетов.

69. Изотермический резервуар для хранения СПГ должен быть оснащен многоступенчатой системой защиты от повышения давления:

отвод паров СПГ на компримирование;

сброс паров СПГ в факельную систему отпарного газа (низкого давления);

сброс паров СПГ через предохранительные клапаны на свечи рассеивания в атмосферу.

Высота свечи рассеивания паров СПГ должна определяться из условия обеспечения допустимой плотности теплового потока на оборудование и персонал при возможном воспламенении сброса и возможности его безопасного рассеивания без воспламенения.

Допустимые уровни теплового воздействия на оборудование определяются в проектной документации.

70. Изотермический резервуар СПГ должен быть оснащен системой защиты от вакуума. Технические решения по защите изотермического резервуара СПГ от вакуума, в том числе установка вакуумных клапанов, должны обосновываться в проектной документации.

71. Все технологические трубопроводы, штуцеры для установки контрольно-измерительных приборов должны вводиться в резервуар через крышу.

72. Изотермический резервуар СПГ должен быть оборудован установленными внутри резервуара колоннами для погружных вертикальных насосов герметичного типа, предназначенных для отгрузки СПГ из резервуара. Количество рабочих насосов определяется проектной документацией. Проектной документацией также должна быть предусмотрена установка дополнительной колонны для резервного насоса с полной трубной обвязкой и подключением контрольно-измерительных приборов.

Для погружных насосов, установленных непосредственно в резервуарах СПГ (в насосных колоннах), должна быть предусмотрена возможность их установки и извлечения для проведения профилактических и ремонтных работ или их замены в процессе эксплуатации без опорожнения резервуара.

Трубопроводная обвязка насосных колонн резервуаров СПГ должна обеспечивать возможность их продувки инертным газом.

73. Изотермический резервуар должен быть оборудован системами контроля уровня, сигнализации и блокировки предельно допустимых значений верхнего и нижнего уровней.

74. Изотермический резервуар для хранения СПГ должен быть оборудован системой контроля температуры.

Контроль значения температуры СПГ должен быть предусмотрен на трубопроводах нагнетания насосов, линии рециркуляции и приема СПГ в резервуар.

75. Изотермический резервуар СПГ следует оснащать системой постоянного контроля (мониторинга) и сигнализации уровня, температуры и плотности, обеспечивающей контроль свойств СПГ на различных уровнях внутри резервуара для обнаружения расслоения СПГ и возможного самопроизвольного перемещения (переворачивания) слоев (фаз) СПГ.

Для предотвращения расслоения фаз СПГ следует обеспечить перемешивание продукта внутри резервуара путем циркуляции СПГ насосами отгрузки через линии рециркуляции насосов.

Технические решения по оснащению изотермического резервуара системой постоянного контроля и сигнализации уровня, температуры и плотности обосновываются в проектной документации.

76. Для обнаружения утечек из внутреннего резервуара в изолирующее пространство следует предусматривать систему постоянного контроля и сигнализации возможных утечек.

Технические решения по оснащению изотермического резервуара для хранения СПГ системой постоянного контроля и сигнализации возможных утечек определяются проектной документацией.

77. Изотермические резервуары должны быть подвергнуты испытаниям на прочность и герметичность.

Методика испытаний, включая последовательность проведения гидравлических и пневматических испытаний, должна быть разработана на основании проектно-конструкторской документации на изотермический резервуар.

78. Испытания двустенных изотермических резервуаров (двухоболочечных с полной герметизацией) должны проводиться гидравлическим способом на прочность и герметичность внутреннего резервуара.

При проведении гидроиспытаний должна быть обеспечена подготовка воды для предотвращения возникновения коррозии металла и сварных швов, включая микробиологическую коррозию. Должны быть приняты меры по очистке и осушке внутренней поверхности внутреннего резервуара после гидроиспытаний.

79. Испытания внешнего резервуара двустенного изотермического резервуара (двухоболочечного с полной герметизацией) и его облицовки должны проводиться пневматическим способом.

80. Мембранные резервуары должны подвергаться испытаниям:

внешние резервуары - на прочность и герметичность;

мембраны - на герметичность.

81. Испытания внешнего резервуара мембранного типа должны проводиться гидравлическим способом до установки тепловой изоляции и мембраны. Для мембранных резервуаров в корпусе ОГТ гидротест не применяется, если строительство внутренней части резервуара и его испытания завершаются до буксировки ОГТ к месту эксплуатации ОПО СПГ. В указанном случае в проектной документации должны быть определены иные способы проверки внешнего резервуара.

82. Испытания на герметичность мембраны допускается проводить продувкой изолирующего пространства смесью аммиака с азотом или смесью гелия с воздухом (либо с азотом). При продувке аммиаком поверхность мембранных сварных швов должна быть предварительно окрашена реактивной краской, чувствительной к воздействию аммиака. При продувке гелием негерметичность мембраны определяется путем обследования каждого ее сварного шва газоанализатором на основе индикатора гелия.

83. При проведении испытаний изотермического резервуара следует провести испытания на прочность и герметичность внутренних трубопроводов, колонн погружных насосов. Проходящие через крышу патрубки подлежат испытаниям на герметичность.

84. Перед захолаживанием изотермического резервуара должны быть проведены его продувка и осушка азотом. Допускается проводить осушку резервуара воздухом с последующей продувкой азотом.

85. Продувке и осушке подлежат внутренний резервуар и трубопроводы, изолирующее пространство с тепловой изоляцией. Допустимые значения содержания влаги в резервуаре после осушки и кислорода в резервуаре после продувки, а также способы их контроля устанавливаются в проектной документации.

86. При захолаживании изотермического резервуара следует использовать жидкий азот или СПГ.

При проведении захолаживания следует обеспечить охлаждение всей поверхности внутреннего резервуара (днище и стены), не приводящее к недопустимым тепловым напряжениям стенок внутреннего резервуара.

87. Методики проведения осушки, продувки и захолаживания изотермического резервуара определяются на основании проектно-конструкторской документации на изотермический резервуар.

88. На проведение пусконаладочных работ (включая осушку, продувку, захолаживание) изотермического резервуара следует разработать временный (пусковой) технологический регламент, который подлежит уточнению по результатам проведения испытаний резервуара и пусконаладочных работ.

89. Эксплуатация изотермических резервуаров ОПО СПГ должна осуществляться в соответствии с технологическим регламентом, определяющим порядок организации надежного и безопасного ведения технологического процесса, и производственными инструкциями, составленными на его основе.

90. Система приема/отгрузки СПГ в танкеры должна включать в себя комплекс оборудования, необходимый для проведения операций приема/отгрузки и управления указанными операциями.

91. Технологические трубопроводы приема/отгрузки СПГ, предназначенные для периодического использования, следует поддерживать в холодном состоянии, в том числе за счет циркуляции СПГ.

На объектах малотоннажного производства и потребления СПГ необходимость решения по поддержанию трубопроводов периодического использования в холодном состоянии обосновывается в проектной документации.

92. Технологические трубопроводы приема/отгрузки СПГ должны быть оборудованы:

предохранительными устройствами (термальными клапанами);

трубопроводной арматурой, управляемой как дистанционно, так и вручную, в том числе в начале и в конце линии технологических трубопроводов приема/отгрузки СПГ;

системами дренажа жидкой и стравливания газообразной фаз.

93. Время срабатывания отсечных клапанов на трубопроводах приема/отгрузки СПГ при аварийных ситуациях должно определяться в проектной документации с учетом объема возможного пролива СПГ и воздействия гидроудара.

94. Проектной документацией должно быть определено значение максимальной скорости движения СПГ по трубопроводам при отгрузке. Сигнал превышения значения максимальной скорости отгрузки должен поступать в пункт управления операциями приема/отгрузки СПГ.

95. Система приема/отгрузки СПГ должна иметь линии отвода отпарного газа в закрытую систему.

96. Стендер должен быть изготовлен из марок стали, устойчивых к перекачиваемой среде и воздействию криогенных температур.

97. Конструкция шарнирных соединений стендера не должна допускать проникновение воды с внешней стороны во вращающиеся части шарнира и ее замерзание в указанных соединениях.

98. Уплотнения шарнирных соединений на трубопроводах для перекачки СПГ должны обеспечивать эксплуатацию стендера при временном возникновении вакуума, вызванном охлаждением стендера.

99. Конструкция стендера, включая шарнирные соединения на трубопроводах для перекачки СПГ, должна предусматривать систему продувки азотом.

100. Конструкция соединительного устройства стендера должна обеспечивать герметичное соединение с манифольдом танкера-газовоза.

101. Вокруг стендеров, установленных на причале отгрузки, должно быть свободное пространство, предотвращающее касание стендеров друг с другом (вне зависимости от режима работы), а также с расположенными в непосредственной близости установками и сооружениями.

102. Проектной документацией должна быть определена рабочая зона стендера, в пределах которой перемещение соединителя стендера не приводит к срабатыванию аварийной системы автоматического отсоединения.

103. Стендер должен иметь быстродействующую муфту автоматического аварийного отсоединения от танкера при аварийной ситуации.

104. При проведении операций приема/отгрузки СПГ должна быть обеспечена связь между лицами, ответственными за проведение операций приема/отгрузки на танкере, причале и пункте управления.

105. При проведении операций приема/отгрузки СПГ между танкером и причалом отгрузки СПГ должна быть обеспечена передача сигналов аварийного останова и аварийного отсоединения по электрическому или оптоволоконному каналу связи "судно-берег", который должен иметь независимое резервирование. Должна быть предусмотрена активизация системы аварийного останова и аварийного разъединения вручную с причала приема/отгрузки СПГ, а также автоматически при выходе стендера за пределы рабочей зоны.

106. В пункты управления должна постоянно поступать информация о состоянии моря, скорости ветра и температуре окружающей среды, положении судна и состоянии причальной линии при проведении операций приема/отгрузки СПГ.

107. Стендер должен иметь паспорт организации-изготовителя, в котором должны быть указаны сведения о сертификате соответствия или декларации о соответствии, а также протоколы испытаний на прочность и герметичность. К паспорту должна быть приложена техническая документация организации-изготовителя, включающая руководство по эксплуатации.

108. Стендеры должны поставляться в комплектации организации-изготовителя и с документально оформленными результатами заводских испытаний, в том числе при рабочей (криогенной) температуре.

По окончании монтажа стендеры должны пройти испытания на прочность и герметичность всех соединений, включая шарнирные, функциональные испытания, испытания на балансировку, испытания зазоров между рычагами, трубопроводом и окружающими соединениями, испытания системы продувки азотом и гидравлической системы, испытание на электрическое сопротивление изоляционного фланца, испытания муфты аварийного отсоединения, проверку аварийной сигнализации и внутренних блокировок.

Полный перечень испытаний на площадке определяется программой, разработанной организацией-изготовителем (поставщиком) стендеров.

109. Процесс регазификации СПГ должен предусматривать преобразование СПГ из жидкого состояния в газообразное на регазификационных установках для последующего транспортирования потребителю.

110. Решения по размещению оборудования для регазификации СПГ определяются в соответствии с требованиями законодательства Российской Федерации о градостроительной деятельности и технических регламентов.

111. Выбор типа испарителя для газификации СПГ на регазификационных установках должен быть обоснован в проектной документации.

112. Испарители СПГ должны иметь резерв, обоснованный в проектной документации, для осуществления периодических переключений с одного испарителя на другой в целях обеспечения заданной продолжительности непрерывного процесса регазификации.

113. Регазификационные установки должны оборудоваться приборами контроля и регулирования и предохранительными устройствами.

Сброс от предохранительных устройств следует направлять в факельную систему. Допускается осуществлять сброс в атмосферу. Высота свечи рассеивания паров СПГ должна определяться из условия обеспечения допустимой плотности теплового потока на оборудование и персонал при возможном воспламенении сброса и его безопасном рассеивании без воспламенения.