ФНиП 521 Действует

136. Для хранения СПГ на объектах малотоннажного производства и потребления СПГ применяются типы резервуаров, указанные в пункте 65 Правил, а также двухоболочечные полуизотермические резервуары и полуизотермические резервуары в кожухе.

Тип резервуаров для хранения СПГ, их устройство и размещение определяются лицом, осуществляющим подготовку проектной документации, исходя из условий эксплуатации объектов малотоннажного производства и потребления СПГ и обосновываются в проектной документации.

135. Трубопровод подачи регазифицированного природного газа должен оснащаться устройством, защищающим трубопровод от несанкционированной подачи в него природного газа с температурой ниже минимальной расчетной температуры стенки трубопровода.

126. Для малотоннажных ОПО СПГ должен быть предусмотрен организованный сброс паров СПГ и природного газа. К системе газосброса должны быть подведены все постоянные и временные возможные источники выбросов паров СПГ и природного газа в атмосферу, возникающие при регламентных, аварийных и прочих режимах работы.

Необходимость применения на объектах малотоннажного производства и потребления СПГ факельной системы определяется лицом, осуществляющим подготовку проектной документации, исходя из физико-химических свойств и состава сбрасываемых газов и обосновывается в проектной документации.

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.

128. Неиспарившиеся остатки, возможность образования и накопление которых определена и обоснована проектной документацией, должны направляться в емкости для временного хранения с последующим вывозом.

32. Площадь возможного аварийного разлива СГГ и легковоспламеняющихся жидкостей (далее - ЛВЖ) необходимо ограничивать путем устройства вокруг каждого резервуара для хранения СГГ и ЛВЖ (группы резервуаров) ограждающей стены или обвалования, за исключением:

объектов, расположенных на основании гравитационного типа;

двухоболочечных изотермических резервуаров с полной герметизацией (включая мембранные) с верхней загрузкой и выгрузкой продукта;

двухоболочечных полуизотермических резервуаров с верхней загрузкой и выгрузкой продукта, применяемых на объектах малотоннажного производства и потребления СПГ, обеспечивающих удержание при разгерметизации рабочей (внутренней) емкости в межстенном пространстве жидкой фазы СПГ и контролируемый сброс паров СПГ в атмосферу из межстенного пространства.

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

низкотемпературное, гидростатическое (не менее 110 процентов от максимального объема хранения жидкости) и гидродинамическое воздействие СГГ и ЛВЖ;

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

132. Для защиты от пролива СПГ при аварийных повреждениях соединительных металлорукавов в сливной и/или топливораздаточной колонках, а также на линии выдачи ПЗ СПГ должны устанавливаться скоростные клапаны или отсечная арматура системы ПАЗ.

134. При проведении операции наполнения и слива система противоаварийной защиты ПЗ СПГ должна быть объединена с противоаварийной защитой объекта в целях контроля оператором объекта процесса наполнения, исключения перелива емкостного оборудования и превышения рабочего давления.

Если объединение систем невозможно, то на сливную и/или топливораздаточную колонку должен быть выведен световой и звуковой сигнал о досрочном прекращении заправки. По этому сигналу оператор ПЗ СПГ должен закрыть отсечной клапан на линии подачи СПГ в ПЗ СПГ.

133. Присоединительные узлы ПЗ СПГ к стационарным трубопроводам объектов должны быть гибкими, обеспечивать вертикальное перемещение цистерны на своей подвеске, удобство подключения стыковочного узла и его герметичность.

131. Для выполнения операций слива-налива в ПЗ СПГ или криогенные бортовые топливные системы транспортных средств, а также для выполнения вспомогательных операций (продувка участков трубопроводов, насосов, освобождение трубопроводов от остатков СПГ) разрешается применение гибких соединений (металлорукавов).

130. На малотоннажных ОПО СПГ допускается эксплуатация только передвижных заправщиков СПГ (далее - ПЗ СПГ), которые оснащены обратными клапанами или отсекающей запорной арматурой, управляемой дистанционно, отсекающей арматурой с ручным управлением, а выхлопные коллекторы должны быть снабжены искрогасителем.

129. Допускается проводить выбросы "холодных" паров через свечу или специальное дренажное устройство без дожигания при реализации одного из следующих способов:

использование постоянной продувки инертным газом (например, азотом) в количестве, необходимом для исключения образования взрывоопасной смеси;

газосброс со скоростью, обеспечивающей величину критерия Рейнольдса более 20000, при этом должен быть предотвращен унос жидкой фазы на свечу.

Сброс паров СПГ без дожигания должен производиться через вертикальные трубные стояки с направлением истечения вертикально вверх или специальные дренажные устройства.

127. В составе системы газосброса должны проектироваться общая система для сброса "теплых" паров СПГ (плотностью не более 0,8 по отношению к воздуху) и газов и отдельная система для сброса "холодных" паров СПГ (плотностью более 0,8 по отношению к воздуху). Пары СПГ от предохранительных устройств каждого криогенного резервуара СПГ и передвижного заправщика допускается сбрасывать в индивидуальные системы газосброса.

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

124. 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).

122. Расчет дрейфа облака топливно-воздушной смеси на открытых пространствах допускается проводить по упрощенным (интегральным) моделям тяжелого и легкого газа. Распространение и сгорание СГГ в помещениях, модулях и замкнутом/полузамкнутом пространстве следует проводить с помощью численного моделирования (вычислительной гидродинамики).

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 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 с воздушными и морскими объектами, воздействия криогенных температур или высокого теплового излучения.

Полнота процедур и расчетов определяется целями и задачами анализа риска.

120. 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 федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности, устанавливающими общие требования к взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств.

стадию жизненного цикла ОПО (проектирование, 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 близрасположенных ОПО (выброс опасных веществ, разрушение технических устройств, сооружений, взрыв, термическое, токсическое поражение, разлет осколков, загрязнение окружающей среды);

влияние последствий аварий на близрасположенные ОПО, 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 аварий с резервуара на резервуар, резервуара (группы резервуаров) на близрасположенные технологические установки ОПО СПГ, а также на объекты, не входящие в состав ОПО СПГ.

118. При выборе методов анализа риска должны быть учтены стадии жизненного цикла объекта, цели анализа (например, обоснование безопасных расстояний до близрасположенных объектов), тип анализируемого ОПО, критерии допустимого (приемлемого) риска, необходимость применения наиболее точных моделей аварийных процессов (например, методов численного моделирования).

117. Основная задача анализа риска должна заключаться 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.

115. Для безопасной организации и порядка проведения газоопасных, огневых и ремонтных работ на объектах, входящих в комплекс ОПО СПГ, необходимо обеспечить соблюдение федеральных норм и правил в области промышленной безопасности, устанавливающих требования к организации и порядку безопасного ведения газоопасных, огневых и ремонтных работ (включая земляные работы) на опасных производственных объектах.

116. 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 и должны учитываться при функционировании риск-менеджмента и системы управления промышленной безопасностью ОПО СПГ.

114. 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, в том числе ремонта оборудования, на основе оценки риска с использованием процедур контроля технического состояния и технического обслуживания, прогнозирования срока службы оборудования.

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.

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

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

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.

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.

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.

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.

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.

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

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

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.

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

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

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

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

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

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.

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.

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

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.

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.

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

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.

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.

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

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.

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.

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.

внешние резервуары - на прочность и герметичность;

мембраны - на герметичность.

38. Верхняя плита ОГТ как защитная конструкция должна выдерживать воздействие взрыва на отсеки корпуса ОГТ при аварии на верхних строениях ОГТ.

37. Расположение свеч рассеивания обосновывается в проектной документации с учетом расчета зоны рассеивания сбрасываемых газов и паров и допустимой плотности теплового потока при возможном воспламенении сбрасываемых газов и паров.

36. При обосновании в проектной документации допускается располагать пункт управления операциями приема/отгрузки СПГ непосредственно на площадке расположения оборудования приема/отгрузки СПГ.

34. Оборудование производства, отгрузки СПГ, факельные системы и свечи рассеивания отпарного и кислых газов следует располагать в составе сооружений верхних строений ОГТ.

Технологические системы изотермического хранения СПГ, резервуары хранения хладагента, конденсата следует располагать в корпусе ОГТ.

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

33. При проектировании ОПО СПГ на основании гравитационного типа (далее - ОГТ) дополнительно должны быть учтены требования пунктов 35 -42 Правил .

31. В зоне хранения СПГ при наземном размещении 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.

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

Границы технологических установок устанавливаются в проектной документации.

29. Решения по размещению ОПО СПГ должны приниматься в соответствии с требованиями законодательства Российской Федерации о градостроительной деятельности и технических регламентов, обосновываться в проектной документации с учетом результатов применения метода идентификации опасностей (предварительного анализа опасностей) и количественного анализа риска, проведенного в соответствии с требованиями главы V Правил.

28. Транзитная прокладка технологических трубопроводов через помещения не допускается.

27. Для технологических трубопроводов со взрывоопасными средами в составе блоков I категории взрывоопасности, определенной в соответствии с федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности, устанавливающими общие требования к взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств, и указанной в проектной документации, не допускается применение фланцевых соединений с гладкой уплотнительной поверхностью (соединительный выступ).

Применение фланцевых соединений с гладкой уплотнительной поверхностью (соединительный выступ) допускается при использовании спирально-навитых прокладок с двумя ограничительными кольцами на давление до 4,0 мегапаскаля включительно.

26. В проектной документации на технологические трубопроводы следует указать виды и способы испытаний, величину испытательного давления для каждого трубопровода.

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

24. Материал крепежа фланцевых соединений криогенных трубопроводов должен быть выбран с учетом воздействия на них криогенных температур.

23. Соединения технологических трубопроводов, транспортирующих криогенные среды, и трубопроводной арматуры, установленной на них, должны быть сварными. Применение фланцевых соединений допускается только на участках технологических трубопроводов, на которых по условиям эксплуатации требуется периодическая разборка для проведения испытаний, чистки, ремонта. Расчет фланцевых соединений должен учитывать условия проведения испытаний технологических трубопроводов.

Применение резьбовых соединений не допускается.

21. Для криогенной трубопроводной арматуры с внутренними полостями, в которых в процессе эксплуатации возможно запирание среды, должна быть предусмотрена разгрузка застойных зон.

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

19. Температурные деформации в технологических трубопроводах должны компенсироваться за счет поворотов и изгибов трассы трубопроводов.

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

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 и образовании жидкостных пробок в потоке газообразной среды, гидравлические удары.

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

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

13. Конструктивное исполнение и размещение технологического оборудования, трубопроводов, систем контроля и управления в составе ОПО СПГ должны обеспечивать возможность контроля их технического состояния, а также возможность технического обслуживания.

12. При выборе материалов и конструкций тепловой изоляции криогенного оборудования и трубопроводов следует учитывать возможность проникновения воды (водяных паров) в теплоизоляцию и предусматривать меры для предотвращения потери теплоизоляционных свойств.

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

10. Технологическое оборудование и трубопроводы, содержащие СПГ и сжиженные хладагенты, должны быть теплоизолированы для обеспечения регламентированной температуры продукта и предотвращения обморожений обслуживающего персонала (в случае их обращения в системе при температуре ниже температуры окружающей среды).

9. Требования к резервированию систем и устройств (оборудования) должны определяться в проектной документации с учетом результатов анализа опасностей технологических процессов.

8. Выбор оборудования должен осуществляться при проектировании 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.

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

6. Технологическая схема производства СПГ и основные параметры технологического процесса, влияющие на его безопасность, определяются в исходных данных на проектирование и проектной документации.

5. При проектировании ОПО СПГ применяются положения федеральных норм и правил в области промышленной безопасности, устанавливающих общие требования к взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств, с учетом требований Правил.

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

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

46. Все линии факельной системы теплого (влажного) газа должны быть оснащены обогревом с целью предотвращения конденсации, гидратообразования и кристаллизации сбрасываемых сред.

22. Технологические трубопроводы, перемещающие взрывопожароопасные среды, на входе/выходе с установки должны иметь дистанционно управляемую запорную арматуру.

Приложение 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 11 декабря 2020 г. N 521

ТИПЫ

ИЗОТЕРМИЧЕСКИХ РЕЗЕРВУАРОВ ХРАНЕНИЯ СЖИЖЕННЫХ

ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ

Рисунок 1. Двустенный (двухоболочечный с полной

герметизацией) резервуар