Доработанный текст проекта Приказа Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору "Об утверждении Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности "Правила безопасности объектов сжиженного природного газа" (подготовлен Ростехнадзором 10.06.2018)

Досье на проект

Утверждены
приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору
от "___" ___________ N __________

ФЕДЕРАЛЬНЫЕ НОРМЫ И ПРАВИЛА
В ОБЛАСТИ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ "ПРАВИЛА БЕЗОПАСНОСТИ ОБЪЕКТОВ СЖИЖЕННОГО ПРИРОДНОГО ГАЗА"

I. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности "Правила безопасности объектов сжиженного природного газа" (далее - Правила) разработаны в соответствии с Федеральным законом от 21 июля 1997 г. N 116-ФЗ "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" (Собрание законодательства Российской Федерации, 1997, N 30, ст. 3588; 2000, N 33, ст. 3348; 2003, N 2, ст. 167; 2004, N 35, ст. 3607; 2005, N 19, ст. 1752; 2006, N 52, ст. 5498; 2009, N 1, ст. 17, 21; N 52, ст. 6450; 2010, N 30, ст. 4002; N 31, ст. 4195, 4196; 2011, N 27, ст. 3880; N 30, ст. 4590, 4591, 4596; N 49, ст. 7015, 7025; 2012, N 26, ст. 3446; 2013, N 9, ст. 874; N 27, ст. 3478; 2015, N 1, ст. 67; N 29, ст. 4359; 2016, N 23, ст. 3294; N 27, ст. 4216; 2017, N 9, ст. 1282; N 11, ст. 1540), Федеральным законом от 22 июля 2008 г. N 123-ФЗ "Технический регламент о требованиях пожарной безопасности" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2008, N 30, ст. 3579; 2012, N 29, ст. 3997; 2013, N 27, ст. 3477; 2014, N 26, ст. 3366; 2015, N 29, ст. 4360; 2016, N 27, ст. 4234; 2017, N 31, ст. 4793), Положением о Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 30 июля 2004 г. N 401 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, N 32, ст. 3348; 2006, N 5, ст. 544; N 23, ст. 2527; N 52, ст. 5587; 2008, N 22, ст. 2581; N 46, ст. 5337; 2009, N 6, ст. 738; N 33, ст. 4081; N 49, ст. 5976; 2010, N 9, ст. 960; N 26, ст. 3350; N 38, ст. 4835; 2011, N 6, ст. 888; N 14, ст. 1935; N 41, ст. 5750; N 50, ст. 7385; 2012, N 29, ст. 4123; N 42, ст. 5726; 2013, N 12, ст. 1343; N 45, ст. 5822; 2014, N 2, ст. 108; N 35, ст. 4773; 2015, N 2, ст. 491; N 4, ст. 661; 2016, N 28, ст. 4741; N 48, ст. 6789; 2017, N 12, ст. 1729, N 26, ст. 3847).

1.2. Правила устанавливают требования, направленные на обеспечение промышленной безопасности опасных производственных объектов сжиженного природного газа (далее - ОПО СПГ), на которых осуществляются технологические процессы производства, хранения, приема / отгрузки, регазификации СПГ.

1.3. Правила предназначены для применения при: проектировании, строительстве, эксплуатации, реконструкции, техническом перевооружении, ремонте, консервации и ликвидации ОПО СПГ.

1.4. Правила не распространяются на:

морские и речные транспортные средства;

резервуары / секции хранения сжиженного природного газа единичным объемом более 160 тысяч м3;

объекты малотоннажного производства СПГ (с резервуарами единичного объема менее 260 м3 и / или производительностью менее 10 тонн СПГ в час).

II. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМ ПРОЦЕССАМ СЖИЖЕННОГО ПРИРОДНОГО ГАЗА

2.1. Общие требования

2.1.1. При проектировании ОПО СПГ применяются Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности "Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств", утвержденные приказом Ростехнадзора от 11 марта 2013 г. N 96 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 16 апреля 2013 г., регистрационный N 28138; Бюллетень нормативных актов федеральных органов исполнительной власти, 2013 г., N 23), в редакции приказа Ростехнадзора от 26 ноября 2015 г. N 480 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 18 февраля 2016 г., регистрационный N 41130; официальный интернет-портал правовой информации: http://www.pravo.gov.ru/ 20.02.2016) и Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности "Правила безопасности нефтегазоперерабатывающих производств", утвержденными приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 29 марта 2016 г. N 125 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 25 мая 2016 г., регистрационный N 42261), с изменениями, внесенными приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 15 января 2018 г. N 12 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 2 февраля 2018 г., регистрационный N 49871) с учетом требований Правил.

Технологическая схема производства СПГ определяется в проектной документации.

2.1.2. В проектной документации должны быть предусмотрены решения по локализации аварийных проливов СПГ и хладагентов на ОПО СПГ.

2.1.3. Выбор оборудования должен осуществляться в соответствии с исходными данными на проектирование исходя из обеспечения заданных технологических параметров процессов. При проектировании технологических систем следует учитывать возможное снижение температуры среды при аварийном сбросе, дросселировании газового потока, испарении жидкой фазы.

2.1.4. Резервирование оборудования определяется в проектной документации с учетом результатов анализа опасности и работоспособности технологических процессов.

2.1.5. Технологическое оборудование, аппараты и трубопроводы, содержащие СПГ, должны быть теплоизолированы для обеспечения регламентированной температуры продукта и защиты обслуживающего персонала от холодного ожога при контакте с их поверхностями. При невозможности защиты персонала теплоизоляцией должны предусматриваться защитные кожухи (ограждения).

2.1.6. Конструктивное исполнение и размещение оборудования, трубопроводов, систем контроля и управления должны обеспечивать возможность контроля их технического состояния, а также возможность технического обслуживания.

2.1.7. На этапе проектирования при выборе оборудования необходимо учитывать электрохимическую совместимость, технологические особенности и физические и механические свойства материалов.

2.1.8. Защита оборудования, несущих конструкций и фундаментов от криогенного воздействия при возможных аварийных утечках СПГ должна определяться в проектной документации.

2.1.9. При выборе материалов и конструкций теплоизоляции криогенного оборудования и трубопроводов следует учитывать возможность проникновения воды (водяных паров) и предусматривать меры для предотвращения потери теплоизоляционных свойств.

2.1.10. Для насосов, предназначенных для перекачки СПГ и сжиженного углеводородного газа (далее - СУГ), должны быть предусмотрены меры по предотвращению образования газовых пробок внутри корпуса насоса, меры по защите от превышения давления и обеспечению бескавитационных режимов работы.

2.1.11. Для центробежных насосов, предназначенных для перекачки взрывопожароопасных сред, необходимо предусматривать защиту от минимального расхода ниже значений, определяющих безопасную работу насосов.

2.1.12. Прокладку технологических трубопроводов следует предусматривать надземной.

2.1.13. При проектировании криогенных трубопроводов следует учитывать:

возможные термические деформации вследствие разности температур между верхней и нижней частями трубопровода, в том числе, во время ввода в эксплуатацию / вывода из эксплуатации;

вибрации трубопроводов и присоединенной арматуры, вызванные возможной неравномерностью потока продукта (в том числе, двухфазного);

кратковременные динамические нагрузки, возникающие при срабатывании предохранительных клапанов, возникновении жидкостных пробок в потоке газообразной среды (снарядный эффект), гидравлические удары.

2.1.14. Температурные деформации в технологических трубопроводах, по которым перемещаются сырьевой, углеводородный газы, конденсат, сжиженный природный газ, хладагенты и их пары, должны компенсироваться за счет поворотов и изгибов трассы трубопроводов.

При невозможности ограничиться самокомпенсацией на трубопроводах должны предусматриваться компенсаторы, соответствующие условиям эксплуатации.

2.1.15. Максимальная безопасная скорость движения жидких и газообразных сред по технологическим трубопроводам должна обосновываться в проектной документации.

2.1.16. Для криогенной трубопроводной арматуры с внутренними полостями, в которых в процессе эксплуатации возможно запирание среды, должен быть предусмотрен механизм разгрузки застойных зон.

2.1.17. Технологические трубопроводы, перемещающие взрывопожароопасные среды, на входе / выходе с установки должны иметь дистанционно управляемые отключающие устройства.

2.1.18. Соединения технологических трубопроводов, транспортирующих криогенные среды, и трубопроводной арматуры должны быть сварными. Применение фланцевых соединений допускается только на участках технологических трубопроводов, где по условиям эксплуатации требуется периодическая разборка для проведения испытаний, чистки, ремонта.

Применение резьбовых соединений не допускается.

2.1.19. Конструкция приварной арматуры должна обеспечивать возможность проведения технического обслуживания ее внутренних элементов без изъятия корпуса арматуры из трубопровода.

2.1.20. В проектной документации на технологические трубопроводы следует указать вид испытания (на прочность и плотность, дополнительное испытание на герметичность), способ испытания (гидравлический, пневматический) и величину испытательного давления для каждого трубопровода.

2.1.21. Материал крепежа фланцевых соединений криогенных трубопроводов должен быть выбран с учётом воздействия на них криогенных температур.

Все крепежные изделия для фланцев должны быть термообработаны.

2.1.22. На технологических трубопроводах допускается применение фланцевых соединений с гладкой уплотнительной поверхностью (с соединительным выступом) на давление до 4,0 МПа включительно при применении спирально-навитых прокладок с двумя ограничительными кольцами.

2.1.23. Не допускается транзитная прокладка технологических трубопроводов через помещения.

2.2. Требования к размещению опасных производственных объектов сжиженного природного газа

2.2.1. Решения по размещению ОПО СПГ должны приниматься в соответствии с требованиями законодательства о градостроительной деятельности и технических регламентов.

2.2.2. Расположение ОПО СПГ должно обосновываться в проектной документации с учетом результатов применения метода идентификации опасностей (предварительного анализа опасностей) и количественного анализа риска, проведенного в соответствии с требованиями Раздела V Правил.

2.2.3. Минимальные расстояния между расположенными на территории ОПО СПГ технологическими установками (технологическими объектами), зданиями и сооружениями, не входящими в состав технологических установок (технологических объектов), и от ОПО СПГ до соседних объектов, обосновываются в проектной документации с учетом результатов количественной оценки риска, проведенной в соответствии с требованиями Раздела V Правил.

Границы технологических установок (технологических объектов) устанавливаются в проектной документации.

2.2.4. В зоне хранения СПГ не допускается размещение оборудования, не связанного с технологическими процессами хранения и отгрузки СПГ, техническим обслуживанием резервуаров СПГ и обеспечением их безопасности. Размеры и границы зоны хранения СПГ устанавливаются в проектной документации.

2.2.5. Площадь возможного аварийного разлива СУГ и легковоспламеняющихся жидкостей (далее - ЛВЖ) необходимо ограничивать путем устройства вокруг каждого резервуара для хранения СУГ и ЛВЖ (группы резервуаров) ограждающей стены или обвалования (за исключением объектов, расположенных на основании гравитационного типа).

Конструкция и материалы ограждающей стены или обвалования должны быть рассчитаны на:

низкотемпературное, гидростатическое и гидродинамическое воздействие СУГ и ЛВЖ;

тепловое воздействие от горящего в пределах ограждения разлитого СУГ, с сохранением конструктивной устойчивости ограждения в течение времени полного выгорания расчетного объема разлива СУГ.

2.3. Требования к размещению опасных производственных объектов сжиженного природного газа на основании гравитационного типа

2.3.1. Основание гравитационного типа (далее - ОГТ) - это сооружение, удерживаемое на дне акватории за счет собственного веса, веса сооружений верхнего строения и связей его (ОГТ) нижней части с грунтом.

В дополнение к требованиям данного раздела для ОПО СПГ на ОГТ должны быть учтены требования раздела 2.2. Правил.

2.3.2. Оборудование производства, отгрузки СПГ, факельные системы отпарного газа следует располагать на верхнем строении основания гравитационного типа.

Технологические системы изотермического хранения СПГ, резервуары хранения хладагента, конденсата следует располагать в корпусе основания гравитационного типа.

Технические решения по расположению оборудования ОПО СПГ обосновываются в проектной документации.

2.3.3. Постоянные рабочие места в помещениях на ОГТ не допускаются.

2.3.4 Пункт управления операциями приема / отгрузки СПГ допускается располагать непосредственно на площадке расположения оборудования приема / отгрузки СПГ. Размещение указанных помещений, а также их устойчивость к воздействию ударной волны при аварии должны обосновываться в проектной документации.

2.3.5. Расположение факельного ствола и свеч рассеивания обосновывается в проектной документации с учетом расчета зоны рассеивания сбрасываемых газов и паров и допустимой плотности теплового потока.

2.3.6. Верхняя плита основания гравитационного типа как защитная конструкция должна выдерживать воздействие взрыва от верхних строений на отсеки корпуса ОГТ.

2.3.7. Размещение верхних строений ОГТ должно обеспечивать возможность обслуживания, ремонта оборудования (технических устройств), безопасное проведение грузоподъемных работ, а также беспрепятственную эвакуацию персонала с места проведения работ.

2.3.8. Допускается размещение автоматизированных анализаторных помещений, электропомещений, контроллерных, блок-боксов для размещения клапанов управления дренчерных систем, помещений для вентиляционного оборудования в пределах технологических модулей верхних строений.

Для указанных помещений в проектной документации должны быть разработаны меры по предотвращению попадания в них взрывопожароопасных веществ.

2.3.9. Расположение выводов выхлопных (дымовых) газов турбинных установок в атмосферу обосновывается в проектной документации с учетом расчетов зоны рассеивания выбросов и теплового воздействия.

2.4. Требования к факельным системам

2.4.1. Тип факельной системы и конструкция факельной установки обосновывается в проектной документации в зависимости от условий ее эксплуатации, организации сбросов, физико-химических свойств и состава сбрасываемых газов в соответствии с требованиями нормативных правовых актов в области промышленной и пожарной безопасности.

2.4.2. На ОПО СПГ факельную установку следует размещать с учетом розы ветров, безопасных расстояний от открытых источников выбросов горючих веществ, минимальной длины факельных коллекторов (трубопроводов).

2.4.3. На ОПО СПГ следует предусматривать независимые (самостоятельные) факельные системы для сбросов газов от технологических установок:

факельная система теплого (влажного) газа;

факельная система холодного (сухого) газа;

факельная система отпарного газа (низкого давления) изотермического хранения и отгрузки СПГ.

Для проведения технического обслуживания и ремонта оборудования влажного и сухого факелов без остановки эксплуатации объектов СПГ должна предусматриваться резервная факельная установка.

2.4.4. Для всех факельных систем должна быть предусмотрена непрерывная продувка факельных коллекторов топливным газом. В качестве резервной среды для продувки факельных коллекторов следует предусматривать автоматическую подачу инертного газа. Допускается подача инертного газа только в основной коллектор факельной системы.

2.4.5. Все линии факельной системы теплого (влажного) газа должны быть оснащены обогревом для поддержания температуры не ниже плюс 5 градусов Цельсия.

2.4.6. Для всех факельных установок должны быть предусмотрены дистанционная система розжига и устройство непрерывного дистанционного контроля наличия пламени.

2.4.7. Расположение на территории и высота факельного ствола факельной установки должны обосновываться в проектной документации исходя из допустимой плотности теплового потока.

2.4.8. При размещении факельных стволов независимых факельных систем в составе единой конструкции должна быть обеспечена безопасность персонала при выполнении работ по техническому обслуживанию и ремонту факельных стволов и оголовков.

Площадки обслуживания факельных стволов, расположенных в составе единой конструкции, должны иметь не менее двух выходов в противоположных направлениях.

2.4.9. Потери давления в факельных системах на участках от любого предохранительного устройства до выхода из оголовка факельного ствола при максимальном сбросе должны определяться проектом с учетом технической характеристики предохранительных устройств и условий безопасной работы подключенного к ним оборудования.

Потери давления в факельной системе отпарного газа (низкого давления) не должны превышать давление срабатывания предохранительных устройств прямого сброса в атмосферу.

2.4.10. Конструкции факельного коллектора, ствола и оголовка, скорость потока, плотность сбрасываемых газов и паров должны обеспечивать стабильное (без отрыва пламени) горение факела. При этом должны быть учтены нагрузки от вибрации факельного коллектора.

Соотношение расчетной скорости сброса к скорости звука не должно превышать значение 0,95.

2.4.11. В обоснованном расчетом случае допускаются сбросы жидкой фазы рабочих сред в факельные системы.

2.4.12. В обоснованном расчетом случае допускается удаление низкокипящих жидкостей из факельного сепаратора ее испарением в факельную систему. При этом должны быть исключены возможности повышения давления и температуры в сепараторе выше расчетных значений и превышения температуры выше температуры самовоспламенения сбрасываемых сред.

III. ТРЕБОВАНИЯ К ОБЕСПЕЧЕНИЮ БЕЗОПАСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ОПАСНЫХ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ОБЪЕКТОВ СЖИЖЕННОГО ПРИРОДНОГО ГАЗА

3.1. Требования к процессам производства

3.1.1. Для оборудования, содержащего низкокипящие жидкости (температура кипения при давлении 0,1 МПа не превышает минус 40°С), 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 проектом с учетом обеспечения целостности освобождаемого оборудования и систем аварийного освобождения.

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

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

испытание труб в организации-изготовителе должны быть выполнены гидравлическим способом на давление не более 0,95 ?тек, где ?тек - предел текучести материалов, с занесением результатов испытания в паспорт трубы;

величина испытательного давления определяется в проектной документации, но должна составлять не менее Р=1,1·Ррасч;

испытания трубопроводов проводить с применением метода контроля акустической эмиссии;

в программе (методике) испытаний должны быть предусмотрены меры безопасного проведения испытаний, в т.ч. ограничивающие нахождение персонала в зоне проведения испытаний, обеспечивающие защиту существующих объектов.

3.1.4. Для технологических систем допускается проведение испытаний отдельными участками (контурами).

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

3.1.6. 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 утилизации, переработки;

- методы и средства защиты работающих 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 Приказа Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 31 декабря 2014 г. N 631 Об утверждении федеральных норм и правил в области промышленной безопасности "Требования к технологическим регламентам химико-технологических производств".

3.2. Требования к процессам хранения

3.2.1. 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 разделом V настоящих Правил.

3.2.2. Изотермические резервуары хранения СПГ следует размещать на выделенной территории или в корпусе (секции хранения СПГ) основания гравитационного типа.

3.2.3. Изотермический резервуар хранения СПГ должен рассматриваться как отдельный блок I категории взрывоопасности. Подводящие и отводящие технологические трубопроводы изотермического резервуара должны оснащаться отсечной арматурой.

3.2.4. Изотермический способ хранения СПГ в резервуарах осуществляется при температуре ниже температуры кипения сжиженного природного газа и давлении, близком к атмосферному.

3.2.5. В проектной документации на изотермические резервуары хранения СПГ следует учитывать особые нагрузки (взрывные, ударные воздействия, возгорания, внезапное выделение газов), которые определяются по результатам анализа рисков.

3.2.6. Для хранения СПГ следует применять двустенные (двухоболочечные с полной герметизацией, в том числе мембранные) изотермические резервуары, типы которых приведены в приложении N 1 к настоящим Правилам.

Мембранные изотермические резервуары допускается применять только в корпусе (секции хранения СПГ) основания гравитационного типа. В проектной документации должны быть приняты решения по предотвращению возможного воздействия на мембранные изотермические резервуары ледовых, волновых природных нагрузок, а также нагрузок от навала судов.

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

3.2.8. При возможных авариях, связанных с разгерметизацией внутреннего резервуара, внешний резервуар (вторичный контейнер) должен обеспечить полное удержание СПГ и его паров.

Внешний резервуар должен быть изготовлен из предварительно напряженного железобетона и иметь внутреннюю паронепроницаемую облицовку (оболочку).

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

Тепловая изоляция должна соответствовать требованиям пожарной безопасности и быть гидрофобной для предотвращения конденсации влаги на наружной поверхности изоляции.

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

3.2.10. Изотермический резервуар для хранения СПГ должен быть оснащён 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 допустимых уровней теплового воздействия на оборудование и персонал при возможном воспламенении сброса и его безопасном рассеивании.

3.2.11. Для предотвращения образования вакуума изотермический резервуар СПГ должен быть оснащен вакуумными предохранительными клапанами, обеспечивающими впуск в резервуар сухого топливного газа (отпарной газ) или азота.

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

3.2.13. 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 проектом. Проектом 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.

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

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

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

3.2.16. В изотермическом резервуаре следует устанавливать систему постоянного контроля (мониторинга) и сигнализации уровня, температуры и плотности, обеспечивающую 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 устанавливаются в проектной документации.

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

Технические решения по оснащению системой постоянного контроля и сигнализации возможных утечек определяются проектной документацией.

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

Методика испытаний, включая последовательность проведения гидравлических и пневматических испытаний, должна быть разработана на основании проектной документации.

3.2.19. 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. При необходимости должны быть приняты меры по очистке и осушке внутренней поверхности внутреннего резервуара после гидроиспытаний.

3.2.20. Испытания внешнего резервуара двустенного изотермического резервуара (двухоболочечного с полной герметизацией) и его облицовки должны проводиться пневматическим способом. Пневмоиспытания следует проводить при частично или полностью опорожненном внутреннем резервуаре.

3.2.21. Мембранные резервуары должны подвергаться испытаниям внешнего резервуара - на прочность и герметичность, а мембраны - на герметичность.

3.2.22. Испытания внешнего резервуара мембранного типа должны проводиться гидравлическим способом до установки изоляции и мембраны. Гидротест не применяется, если строительство внутренней части резервуара и его испытания завершаются до буксировки ОГТ к месту эксплуатации ОПО СПГ. В этом случае, в проектной документации должны быть определены иные способы проверки внешнего резервуара.

3.2.23. Испытания на герметичность мембраны допускается проводить продувкой изолирующего пространства фракцией газообразного аммиака. Перед продувкой аммиаком поверхность мембранных сварных швов должна быть окрашена реактивной краской, чувствительной к воздействию аммиака.

3.2.24. При проведении испытаний изотермического резервуара следует провести испытания на прочность и герметичность внутренних трубопроводов, колонн погружных насосов и проходящих через крышу патрубков.

3.2.25. Перед захолаживанием изотермического резервуара должны быть проведены его продувка и осушка азотом.

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

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

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

3.2.28. Методики проведения осушки, продувки и захолаживания изотермического резервуара определяются на основании проектной документации.

3.2.29. Должен быть разработан технологический регламент на проведение пусконаладочных работ (включая осушку, продувку, захолаживание изотермического резервуара) и эксплуатацию изотермического резервуара, который подлежит уточнению по результатам проведения испытаний и пусконаладочных работ.

3.2.30. 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.

3.3. Требования к процессам приема / отгрузки

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

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

3.3.3. 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.

3.3.4. Cтендер должен быть изготовлен из марок стали устойчивых к перекачиваемой среде и воздействию криогенных температур.

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

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

3.3.7. Конструкция стендера, включая шарнирные соединения стендера, должна предусматривать систему продувки азотом.

3.3.8. Конструкция стендера должна обеспечивать герметичное соединение с манифольдом танкера-газовоза.

Размещение стендеров на причале отгрузки должно иметь свободное пространство, предотвращающее касание стендеров друг с другом (вне зависимости от режима работы), с соседними установками и сооружениями.

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

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

3.3.11. Время срабатывания отсечных клапанов при аварийных ситуациях должно определяться в проектной документации с учетом объема возможного пролива СПГ и воздействия гидроудара.

3.3.12. 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.

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

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

3.3.15. При проведении операций приема / отгрузки СПГ между танкером и причалом отгрузки СПГ ("судно-берег") должна быть обеспечена передача сигналов аварийного останова и аварийного отсоединения, а также голосового сигнала между судном и берегом.

Системы связи "судно-берег" должны соответствовать положениям документов операторов по перевозке СПГ.

3.3.16. В пункты управления должна постоянно поступать информация о состоянии моря, погодных условиях, положении судна, состоянии причальной линии при проведении операций приема / отгрузки.

3.3.17. Стендеры должны 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 техническому обслуживанию и эксплуатации.

3.3.18. 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; 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; проверка аварийной сигнализации и внутренних блокировок.

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

3.4. Требования к процессам регазификации

3.4.1. Процесс регазификации СПГ предусматривает преобразование СПГ из жидкого состояния в газообразное на регазификационных установках для последующего транспортирования потребителю.

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

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

3.4.4. Испарители СПГ должны иметь резерв, обоснованный в проектной документации для осуществления периодических переключений с одного испарителя на другой для бесперебойной работы процесса регазификации.

3.4.5. 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 допустимых уровней теплового воздействия на оборудование и персонал при возможном воспламенении сброса и его безопасном рассеивании.

IV. ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ И ТРУБОПРОВОДОВ

4.1. Порядок организации и проведения работ по техническому обслуживанию и ремонту технологического оборудования должен быть определен эксплуатирующей организацией с учетом технической документации организации-изготовителя.

Допускается проведение технического обслуживания и ремонта оборудования на основе анализа риска (с использованием процедуры оценки вероятности и последствий отказа оборудования).

4.2. Для безопасной организации и порядка проведения газоопасных, огневых и ремонтных работ на объектах, входящих в комплекс ОПО СПГ, следует руководствоваться требованиями Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности "Правила безопасного ведения газоопасных, огневых и ремонтных работ", утвержденных приказом Ростехнадзора от 20 ноября 2017 г. N 485, зарегистрированным в Минюсте России от 11 декабря 2017г., рег. N 49189, а также требованиями технических регламентов и других нормативных правовых актов в области промышленной безопасности.

V. ТРЕБОВАНИЯ К АНАЛИЗУ ОПАСНОСТЕЙ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ И КОЛИЧЕСТВЕННОМУ АНАЛИЗУ РИСКА АВАРИЙ

5.1. Анализ опасностей технологических процессов, количественный анализ риска (количественная оценка риска) аварий или иные методы анализа риска являются частью подготовки проектной документации, декларирования промышленной безопасности, обоснования безопасности ОПО, а также учитываются при функционировании риск-менеджмента и системы управления промышленной безопасностью ОПО СПГ.

5.2. Основная задача анализа риска заключается в предоставлении лицам, принимающим решения по обеспечению безопасности, сведений о наиболее опасных процессах, составных элементах технологических систем ОПО СПГ для выработки обоснованных мер по снижению риска и обеспечению промышленной безопасности.

5.3. При выборе методов анализа риска должны быть учтены стадии функционирования объекта (проектирование, эксплуатация, реконструкция, техническое перевооружение, капитальный ремонт, консервация и ликвидация), цели анализа (такие, как обоснование безопасных расстояний до соседних объектов), тип анализируемого ОПО, критерии допустимого (приемлемого) риска, наличие необходимой информации, необходимость применения наиболее точных моделей аварийных процессов (например, методов численного моделирования) и другие факторы.

5.4. При проведении анализа риска следует учитывать:

стадию жизненного цикла (строительство, эксплуатация, консервация, ликвидация);

возможные отклонения технологических параметров от регламентных значений при ведении технологических процессов;

организационные и технические меры безопасности (барьеры безопасности), в том числе характеристики систем противоаварийной защиты, обнаружения утечек опасных веществ, запорных и отсекающих устройств;

внешние природные воздействия (землетрясения, оползни, состояние грунта, обледенение, иные гидрометеорологические, сейсмические и геологические опасности);

поражающие факторы аварий, в том числе на соседних ОПО (выброс опасных веществ, разрушение технических устройств, сооружений, взрыв, термическое, токсическое поражение, разлет осколков, загрязнение окружающей среды);

влияние последствий аварий на соседние производственные объекты, танкеры, населенные пункты, транспортные пути, водозаборы, заповедники и иные экологически уязвимые объекты;

современный опыт обеспечения безопасности ОПО СПГ;

воздействия на изотермические резервуары аварий на технологических установках ОПО СПГ и объектах, не входящих в состав ОПО СПГ;

последствия аварий на изотермических резервуарах и эскалации аварии с резервуара на резервуар, резервуара (группы резервуаров) на соседние технологические установки ОПО СПГ, а также на объекты, не входящие в состав ОПО СПГ.

5.5. В целях идентификации опасностей, обоснования технических и организационных мер предупреждения аварий и инцидентов, в том числе при разработке обоснования безопасности ОПО, следует проводить анализ опасностей технологических процессов с определением отклонений технологических параметров от регламентных в соответствии с требованиями приложения 1 к Федеральным нормам и правилам в области промышленной безопасности "Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств".

5.6. При количественном анализе риска аварий на ОПО СПГ должны быть проведены следующие процедуры:

идентификация опасностей, которые могут привести к инцидентам и авариям;

определение вероятностей (частот) возникновения инцидентов и аварий;

построение сценариев развития возможных аварий и определение вероятности (частоты) реализации каждого сценария;

оценка количества опасных веществ, участвующих в аварии и создании поражающих факторов, в том числе истечение, растекание, испарение СПГ, дрейф облака топливно-воздушной смеси паров природного газа с воздухом;

расчет зон действия поражающих факторов;

оценка последствий аварий;

расчет индивидуального, коллективного, социального риска, частоты разрушения зданий, сооружений и иных показателей риска аварий;

определение (при необходимости) наиболее опасных составных элементов (участков) ОПО по возможным последствиям и показателям риска.

Анализ риска для ОПО СПГ, расположенных на ОГТ, проводимый с целью определения оптимального размещения ОГТ и компоновки ОПО на ОГТ, должен учитывать следующие события:

повреждения ОГТ из-за экстремальных погодных условий, ударов/столкновений, падения объектов, столкновений вертолетов, воздействия криогенных температур или высокого теплового излучения;

разгерметизация первичного контейнера (мембранного).

Полнота процедур и расчетов определяется целями и задачами анализа риска.

5.7. Расчет дрейфа облака топливно-воздушной смеси на открытых (незагроможденных) пространствах допускается проводить по упрощенным (интегральным) моделям тяжелого и легкого газа. Распространение и сгорание СПГ, СУГ в помещениях, модулях и сильно загроможденном, замкнутом / полузамкнутом пространстве следует проводить с помощью численного моделирования.

5.8. Учитывая специфику сгорания больших несферических объемов паров СПГ, которые обладают невысокой реакционной способностью, представляется целесообразным использовать при расчетах прямое численное моделирование рассеивания и горения облаков больших объемов.

5.9. При оценке последствий аварий и расчетах показателей риска следует использовать нормативные документы в области промышленной безопасности, в том числе требования к анализу риска Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности "Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств" и методик анализа риска аварий на ОПО.

5.10. Критерии допустимого (приемлемого) риска гибели людей для безопасных расстояний обосновываются в проектной документации или в обосновании безопасности ОПО СПГ исходя из условия непревышения индивидуального риска гибели персонала при авариях среднестатистических значений гибели людей в техногенных происшествиях (неестественных причин).

5.11. Результаты анализа риска аварии должны быть обоснованы и оформлены таким образом, чтобы выполненные расчеты и выводы могли быть проверены и повторены квалифицированными специалистами, которые не участвовали при первоначальной процедуре оценки риска аварии.

Приложение N 1
к Федеральным нормам и правилам в области промышленной безопасности
"Правила безопасности объектов сжиженного природного газа",
утвержденным приказом Федеральной службы по экологическому,
технологическому и атомному надзору
от "___"______________N________

Типы изотермических резервуаров хранения сжиженных природных газов

Рисунок 1. Двустенный (двухоболочечный с полной герметизацией) резервуар

1 - первичный контейнер (стальной); 2 - изоляция днища; 3 - фундамент; 4 - система обогрева грунта; 5 - гибкое изоляционное уплотнение; 6 - висячая крыша (изолированная); 7 - железобетонная крыша; 8 - внешний резервуар из предварительно напряжённого железобетона (вторичный контейнер); 9 - изоляция внутри внешнего резервуара.

Рисунок 2. Мембранный резервуар в корпусе (секция хранения) ОГТ

1 - первичный контейнер (мембранный); 2 - изоляция днища; 3 - изоляция стен; 4 - изоляция крыши; 5 - система подогрева днища и стен; 6 - вторичный контейнер (постнапряжённый железобетон); 7 - балласт; 8 - морское дно