---
title: "Без названия"
status: действует
canonical: "https://bukva.ai/docs/bez-nazvaniya-6808"
---

## Без названия

# Документ 22451


<a id="p100001"></a>Утвержден и введен в действие
Приказом Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологии
от 17 декабря 2013 г. N 2278-ст

<a id="p100002"></a>**НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ**

<a id="p100003"></a>**ОБЪЕКТЫ МАЛОТОННАЖНОГО ПРОИЗВОДСТВА**
**И ПОТРЕБЛЕНИЯ СЖИЖЕННОГО ПРИРОДНОГО ГАЗА**

<a id="p100004"></a>**ОБЩИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ**

<a id="p100005"></a>Objects of low-tonnage liquefied natural gas production
and consumption. General technical requirements

<a id="p100006"></a>**ГОСТ Р 55892-2013**

<a id="p100007"></a>**ОКС 13.220.01**

<a id="p100008"></a>**ОКП 06 4200**

<a id="p100009"></a>Дата введения
1 июня 2014 года


### <a id="p100010"></a>Предисловие


<a id="p100011"></a>1 РАЗРАБОТАН Обществом с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" (ООО "Газпром ВНИИГАЗ")
<a id="p100012"></a>2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 23 "Техника и технологии добычи и переработки нефти и газа"
<a id="p100013"></a>3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 17 декабря 2013 г. N 2278-ст
<a id="p100014"></a>**4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ**

<a id="p100015"></a>Правила применения настоящего стандарта установлены ГОСТ Р 1.0-2012 (раздел 8). Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном (по состоянию на 1 января текущего года) информационном указателе "Национальные стандарты", а официальный текст изменений и поправок - в ежемесячном указателе "Национальные стандарты". В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ближайшем выпуске ежемесячного информационного указателя "Национальные стандарты". Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет (gost.ru).


### <a id="p100016"></a>1 Область применения


<a id="p100017"></a>1.1 Настоящий стандарт устанавливает общие требования к проектированию, строительству, монтажу, реконструкции и эксплуатации вновь вводимых и реконструированных объектов малотоннажного производства и потребления сжиженного природного газа, предназначенных для изменения агрегатного состояния природного газа (сжижение и регазификация) с количеством сжиженного природного газа на объекте, не превышающим 200 тонн, при единичном объеме криогенного резервуара, не превышающим 260 м3, и с избыточным давлением в криогенных резервуарах не более 0,8 МПа.

#### <a id="p100018"></a>1.2 Настоящий стандарт распространяется:

- <a id="p100019"></a>на комплексы производства сжиженного природного газа производительностью до 10 тонн сжиженного природного газа в час, которые расположены на автомобильных газонаполнительных компрессорных станциях, на газораспределительных и компрессорных станциях магистральных газопроводов;
- <a id="p100020"></a>на станции производства сжиженного природного газа производительностью до 10 тонн сжиженного природного газа в час, расположенные на магистральных газопроводах, а также на промыслах по добыче углеводородов;
- <a id="p100021"></a>на станции заправки потребителей сжиженным природным газом (криогенные газозаправочные станции) или регазифицированным сжиженным природным газом давлением свыше 0,6 МПа (криогенные газонаполнительные станции), в том числе на криогенные станции заправки природным газом автотранспорта, автотракторной техники, железнодорожного, водного, авиационного транспорта;
- <a id="p100022"></a>на станции снабжения потребителей регазифицированным сжиженным природным газом давлением до 0,6 МПа включительно (криогенные станции газоснабжения), в том числе на станции снабжения коммунально-бытовых и теплоэнергетических объектов.
<a id="p100023"></a>1.3 Настоящий стандарт не распространяется на криогенные бортовые топливные системы транспортных средств, использующие сжиженный природный газ в качестве моторного топлива, а также на передвижные заправщики за пределами объекта малотоннажного производства или потребления сжиженного природного газа.
<a id="p100024"></a>1.4 Настоящий стандарт не распространяется на вопросы обеспечения пожарной безопасности объектов малотоннажного производства и потребления сжиженного природного газа, которые должны регламентироваться нормативными правовыми актами и нормативными документами по пожарной безопасности.


### <a id="p100025"></a>2 Нормативные ссылки


<a id="p100026"></a>В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:
<a id="p100027"></a>ГОСТ Р 12.4.026-2001 Система стандартов безопасности труда. Цвета сигнальные, знаки безопасности и разметка сигнальная. Назначение и правила применения. Общие технические требования и характеристики. Методы испытаний
<a id="p100028"></a>ГОСТ Р 51164-98 Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии
<a id="p100029"></a>ГОСТ Р 52289-2004 Технические средства организации дорожного движения. Правила применения дорожных знаков, разметки, светофоров, дорожных ограждений и направляющих устройств
<a id="p100030"></a>ГОСТ Р 52290-2004 Технические средства организации дорожного движения. Знаки дорожные. Общие технические требования
<a id="p100031"></a>ГОСТ Р 53323-2009 Огнепреградители и искрогасители. Общие технические требования. Методы испытаний
<a id="p100032"></a>ГОСТ Р 53324-2009 Ограждение резервуаров. Требования пожарной безопасности
<a id="p100033"></a>ГОСТ Р 53521-2009 Переработка природного газа. Термины и определения
<a id="p100034"></a>ГОСТ Р 54808-2011 Арматура трубопроводная. Нормы герметичности затворов
<a id="p100035"></a>ГОСТ 2.601-2006 Единая система конструкторской документации. Эксплуатационные документы
<a id="p100036"></a>ГОСТ 9.602-2005 Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии
<a id="p100037"></a>ГОСТ 12.0.004-90 Система стандартов безопасности труда. Организация обучения безопасности труда. Общие положения
<a id="p100038"></a>ГОСТ 12.1.005-88 Система стандартов безопасности труда. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны
<a id="p100039"></a>ГОСТ 12.1.007-76 Система стандартов безопасности труда. Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности
<a id="p100040"></a>ГОСТ 12.2.085-2002 Сосуды, работающие под давлением. Клапаны предохранительные. Требования безопасности
<a id="p100041"></a>ГОСТ 12.4.124-83 Система стандартов безопасности труда. Средства защиты от статического электричества. Общие технические требования
<a id="p100042"></a>ГОСТ 24.104-85 Единая система стандартов автоматизированных систем управления. Автоматизированные системы управления. Общие требования
<a id="p100043"></a>ГОСТ 9293-74 Азот газообразный и жидкий. Технические условия
<a id="p100044"></a>ГОСТ 14202-69 Трубопроводы промышленных предприятий. Опознавательная окраска, предупреждающие знаки и маркировочные щитки
<a id="p100045"></a>ГОСТ 14249-89 Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность
<a id="p100046"></a>ГОСТ 15150-69 Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды
<a id="p100047"></a>ГОСТ 26633-91 Бетоны тяжелые и мелкозернистые. Технические условия
<a id="p100048"></a>*Примечание* - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодно издаваемому информационному указателю "Национальные стандарты", который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующим ежемесячно издаваемым информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный стандарт заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться замененным (измененным) стандартом. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.


### <a id="p100049"></a>3 Термины и определения


<a id="p100050"></a>В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:
<a id="p100051"></a>3.1 аварийная ситуация: Ситуация, когда произошла авария и возможен дальнейший ход ее развития.
<a id="p100052"></a>[Правила безопасности [1], раздел "Термины и определения", пункт 29]
<a id="p100053"></a>3.2 блок (технологический): Комплект технологического оборудования, предназначенного для выполнения определенной операции.
<a id="p100054"></a>3.3 газоанализаторная (на объектах малотоннажного производства и потребления сжиженного природного газа): Помещение для размещения оборудования, используемого при проведении анализов исходного сырья, промежуточной и товарной продукции.
<a id="p100055"></a>3.4 газозаправочная колонка (сжиженного природного газа); ГЗК: Устройство для подключения транспортных средств для заправки их компримированным газом.
<a id="p100056"></a>3.5 газосброс (на объектах малотоннажного производства и потребления сжиженного природного газа): Организованный выход природного газа или паров сжиженного природного газа из технологического оборудования в окружающую среду.
<a id="p100057"></a>3.6 заправочная площадка (на объектах малотоннажного производства и потребления сжиженного природного газа): Часть территории объекта потребления сжиженного природного газа, предназначенная для размещения транспортных средств при проведении их заправки сжиженным или компримированным природным газом.
<a id="p100058"></a>3.7 защитное скоростное устройство: Устройство, устанавливаемое на жидкостной (газовой) коммуникации, обеспечивающее перекрытие продуктового потока в случае разрушения (разгерметизации) трубопровода.
<a id="p100059"></a>3.8 испаритель (сжиженного природного газа): Теплообменный аппарат для регазификации сжиженного природного газа.
<a id="p100060"></a>3.9 комплекс сжиженного природного газа: Система, включающая установку сжижения природного газа, систему хранения (накопления), выдачи и регазификации сжиженного природного газа.
<a id="p100061"></a>3.10 криогенная газозаправочная станция; КриоГЗС: Объект потребления сжиженного природного газа, предназначенный для приема и хранения сжиженного природного газа с последующей заправкой транспортных средств.
<a id="p100062"></a>3.11 криогенная газонаполнительная станция; КриоГНС: Объект потребления сжиженного природного газа, предназначенный для приема, хранения и регазификации сжиженного природного газа при высоком давлении с последующей заправкой им транспортных средств.
<a id="p100063"></a>3.12 криогенная станция газоснабжения; КриоСГ: Объект потребления сжиженного природного газа, предназначенный для приема, хранения и регазификации сжиженного природного газа при низком давлении с последующим снабжением газом коммунально-бытовых и теплоэнергетических объектов.
<a id="p100064"></a>3.13 криогенный резервуар: Резервуар, предназначенный для накопления, хранения под избыточным давлением, транспортировки и выдачи потребителю криогенной жидкости.
<a id="p100065"></a>3.14 ограждение: Естественный барьер, образованный рельефом местности, или искусственное сооружение, ограничивающее участок территории, в пределах которого размещается емкостное оборудование с легковоспламеняющимися и горючими жидкостями, сжиженными углеводородными газами, предназначенное для предотвращения растекания жидкости за пределы этого участка.
<a id="p100066"></a>[ГОСТ Р 53324-2009, статья 2.8]

| <a id="p100067"></a><a id="p100068"></a>3.15 объект (для объектов малотоннажного производства и потребления сжиженного природного газа): Совокупность технологического оборудования, зданий, сооружений, инженерных систем, размещенных на определенной площадке.<br>3.16 объект потребления (сжиженного природного газа); ОП: Объект, предназначенный для приема и хранения сжиженного природного газа с последующим его использованием и/или распределением в сжиженном и регазифицированном виде. |
| --- |

<a id="p100069"></a>3.17 объект производства (сжиженного природного газа); ОПр: Объект, предназначенный для производства, хранения и отгрузки сжиженного природного газа потребителю.
<a id="p100070"></a>3.18 операторная (для объектов малотоннажного производства и потребления сжиженного природного газа): Помещение, необходимое для размещения систем управления объектом и персонала.
<a id="p100071"></a>3.19 очистка (природного газа): Удаление из природного газа нежелательных компонентов, затрудняющих его использование в качестве топлива или сырья или загрязняющих окружающую среду.
<a id="p100072"></a>*Примечание* - К нежелательным компонентам относятся сероводород (H<sub>2</sub>S), серооксид углерода (COS), сероуглерод (CS<sub>2</sub>), сераорганические соединения, тяжелые металлы, диоксид углерода (CO2), азот.

| <a id="p100073"></a><a id="p100074"></a><a id="p100075"></a>[ГОСТ Р 53521-2009, статья 64]<br>3.20 передвижная регазификационная установка: Технологическое оборудование, установленное на транспортном средстве и предназначенное для приема, хранения и регазификации сжиженного природного газа и снабжения потребителей газом давлением до 0,6 МПа включительно.<br>3.21 передвижная газозаправочная установка: Технологическое оборудование, установленное на транспортном средстве и предназначенное для приема и хранения сжиженного природного газа с последующей заправкой им транспортных средств. |
| --- |

<a id="p100076"></a>3.22 передвижная газонаполнительная установка: Технологическое оборудование, установленное на транспортном средстве и предназначенное для приема, хранения и регазификации сжиженного природного газа при давлении свыше 0,6 МПа с последующей заправкой им транспортных средств.
<a id="p100077"></a>3.23 передвижной заправщик сжиженного природного газа; ПЗ СПГ: Криогенный резервуар, установленный вместе с обвязкой на автомобильном шасси или полуприцепе, на железнодорожном ходу или на судне водного транспорта и предназначенный для приема, хранения, перевозки и отгрузки сжиженного природного газа потребителю.
<a id="p100078"></a>3.24 площадка слива-налива (для объектов малотоннажного производства и потребления сжиженного природного газа): Часть территории объекта производства или потребления сжиженного природного газа, предназначенная для размещения передвижных заправщиков сжиженного природного газа при проведении сливо-наливных операций.

| <a id="p100079"></a><a id="p100080"></a><a id="p100081"></a><a id="p100082"></a><a id="p100083"></a>3.25 природный газ: Газообразная смесь, состоящая из метана и более тяжелых углеводородов, азота, диоксида углерода, водяных паров, серосодержащих соединений, инертных газов.<br>Примечания<br>1 Метан является основным компонентом природного газа.<br>2 Природный газ обычно содержит также следовые количества других компонентов.<br>[ГОСТ Р 53521-2009, статья 2] |
| --- |

<a id="p100084"></a>3.26 регазификация (сжиженного природного газа): Перевод сжиженного природного газа в газообразное состояние путем его нагревания и испарения.

| <a id="p100085"></a><a id="p100086"></a>3.27 сжиженный природный газ; СПГ: Природный газ, сжиженный после переработки с целью хранения или транспортирования.<br>[ГОСТ Р 53521-2009, статья 5] |
| --- |

<a id="p100087"></a>3.28 система хранения сжиженного природного газа: Несколько криогенных резервуаров с общей газогидравлической схемой (и системой управления) для приема, хранения, выдачи и газификации сжиженного природного газа.
<a id="p100088"></a>3.29 сливная колонка (для объектов малотоннажного производства и потребления сжиженного природного газа): Устройство для подключения транспортных передвижных заправщиков для слива сжиженного природного газа из криогенных резервуаров или в криогенные резервуары.
<a id="p100089"></a>3.30 станция для производства сжиженного природного газа: Самостоятельный объект производства сжиженного природного газа, предназначенный для сжижения природного газа, поступающего из магистрального газопровода или технологического газопровода на промысле по добыче углеводородов.
<a id="p100090"></a>3.31 топливно-раздаточная колонка (для объектов малотоннажного производства и потребления сжиженного природного газа); ТРК: Устройство для подключения криогенных бортовых топливных систем транспортных средств.


### <a id="p100091"></a>4 Сокращения


<a id="p100092"></a>В настоящем стандарте применены следующие сокращения:


| <a id="p100093"></a>АСУ ТП | <a id="p100094"></a>автоматизированная система управления технологическими процессами; |
| --- | --- |
| <a id="p100095"></a>ЗИП | <a id="p100096"></a>запасные части, инструменты и принадлежности; |
| <a id="p100097"></a>ИТР | <a id="p100098"></a>инженерно-технические работники; |
| <a id="p100099"></a>КИПиА | <a id="p100100"></a>контрольно-измерительные приборы и автоматика; |
| <a id="p100101"></a>НКПВ | <a id="p100102"></a>нижний концентрационный предел взрываемости; |
| <a id="p100103"></a>НКПРП | <a id="p100104"></a>нижний концентрационный предел распространения пламени; |
| <a id="p100105"></a>ПАЗ | <a id="p100106"></a>противоаварийная защита; |
| <a id="p100107"></a>ПГ | <a id="p100108"></a>природный газ; |
| <a id="p100109"></a>ПДК | <a id="p100110"></a>предельно допустимая концентрация; |
| <a id="p100111"></a>ПЛАС | <a id="p100112"></a>план локализации и ликвидации аварийных ситуаций; |
| <a id="p100113"></a>ПЛЛ | <a id="p100114"></a>план локализации и ликвидации пожароопасных ситуаций и пожаров; |
| <a id="p100115"></a>ТС | <a id="p100116"></a>транспортное средство; |
| <a id="p100117"></a>ТУ | <a id="p100118"></a>технические условия; |
| <a id="p100119"></a>ТЭД | <a id="p100120"></a>технико-эксплуатационная документация; |
| <a id="p100121"></a>УСПГ | <a id="p100122"></a>установка сжижения природного газа. |



### <a id="p100123"></a>5 Классификация и состав объектов малотоннажного производства и потребления сжиженного природного газа


<a id="p100124"></a>5.1 Объекты малотоннажного производства и потребления СПГ являются опасными производственными объектами в соответствии с Федеральным законом [2].
<a id="p100125"></a>5.2 Специфические особенности объектов малотоннажного производства и потребления СПГ различного назначения (криогенные станции для заправки СПГ автотранспорта, железнодорожного, водного, авиационного транспорта и др.) могут рассматриваться в отдельных нормативных документах.

#### <a id="p100126"></a>5.3 Объекты малотоннажного производства и потребления СПГ по своему назначению разделяются на:

- <a id="p100127"></a>комплексы для производства СПГ, которые расположены на автогазонаполнительных компрессорных станциях, на газораспределительных и компрессорных станциях магистральных газопроводов;
- <a id="p100128"></a>станции для производства СПГ, расположенные на магистральных трубопроводах, газопроводах-отводах и на промыслах по добыче углеводородов;
- <a id="p100129"></a>станции заправки потребителей СПГ КриоГЗС или регазифицированным СПГ давлением свыше 0,6 МПа КриоГНС;
- <a id="p100130"></a>станции снабжения потребителей регазифицированным СПГ давлением до 0,6 МПа включительно КриоСГ.
<a id="p100131"></a>Допускается совмещение на одном объекте нескольких функций (производство и заправка автотранспорта СПГ, заправка автотранспорта сжиженным и компримированным газом и др.).
<a id="p100132"></a>5.4 В состав объектов производства СПГ может входить следующее основное технологическое оборудование, системы, блоки и сооружения:
- <a id="p100133"></a>блок подготовки газа, включая системы очистки и осушки исходного природного газа;
- <a id="p100134"></a>блок компримирования ПГ;
- <a id="p100135"></a>установка сжижения ПГ;
- <a id="p100136"></a>криогенные резервуары;
- <a id="p100137"></a>криогенные насосы для перекачки СПГ;
- <a id="p100138"></a>площадка слива-налива СПГ из резервуаров в ПЗ СПГ;
- <a id="p100139"></a>система газоподготовки, включая запас инертного газа;
- <a id="p100140"></a>система газосброса;
- <a id="p100141"></a>трубопроводы и арматура обвязки технологического оборудования;
- <a id="p100142"></a>узел замера газа;
- <a id="p100143"></a>система контроля, управления и противоаварийной защиты;
- <a id="p100144"></a>система водоснабжения и канализации;
- <a id="p100145"></a>система тепло- и энергоснабжения, включая автономную котельную и автономный электрогенератор на жидком или газовом топливе;
- <a id="p100146"></a>система штатного и аварийного освещения;
- <a id="p100147"></a>система пожарной сигнализации и пожаротушения;
- <a id="p100148"></a>система связи;
- <a id="p100149"></a>производственный корпус с операторной и газоанализаторной;
- <a id="p100150"></a>вспомогательные здания, сооружения и системы;
- <a id="p100151"></a>система охраны.
<a id="p100152"></a>5.5 В состав объекта потребления СПГ может входить следующее основное технологическое оборудование, системы, блоки и сооружения:
- <a id="p100153"></a>криогенные резервуары СПГ;
- <a id="p100154"></a>криогенные насосы для перекачки СПГ;
- <a id="p100155"></a>площадка слива-налива СПГ из ПЗ СПГ в криогенный резервуар;
- <a id="p100156"></a>система регазификации СПГ давлением до 0,6 МПа, включая испарители;
- <a id="p100157"></a>система регазификации СПГ давлением свыше 0,6 МПа, включая аккумулятор и сосуд газа высокого давления, криогенный насос высокого давления и испарители;
- <a id="p100158"></a>заправочная площадка с ТРК для заправки транспортных средств СПГ из криогенного резервуара;
- <a id="p100159"></a>заправочная площадка с газозаправочной колонкой для заправки транспортных средств регазицифицированным компримированным газом;
- <a id="p100160"></a>система газоподготовки, включая запас инертного газа;
- <a id="p100161"></a>система газосброса;
- <a id="p100162"></a>трубопроводы и арматура обвязки технологического оборудования;
- <a id="p100163"></a>узел замера регазифицированного СПГ;
- <a id="p100164"></a>системы контроля, управления и противоаварийной защиты;
- <a id="p100165"></a>система тепло- и энергоснабжения, включая автономную котельную и автономный электрогенератор на жидком или газовом топливе;
- <a id="p100166"></a>система водоснабжения и канализации;
- <a id="p100167"></a>система штатного и аварийного освещения;
- <a id="p100168"></a>система пожарной сигнализации и пожаротушения;
- <a id="p100169"></a>система связи;
- <a id="p100170"></a>производственный корпус с операторной и газоанализаторной;
- <a id="p100171"></a>вспомогательные здания, сооружения и системы;
- <a id="p100172"></a>система охраны.


### <a id="p100173"></a>6 Нормы и требования безопасности при проектировании



#### <a id="p100174"></a>6.1 Требования к разработке генерального плана

<a id="p100175"></a>6.1.1 При разработке генеральных планов ОПр и ОП СПГ следует руководствоваться Сводом правил [3], Федеральным законом [4], нормативными документами по пожарной безопасности и требованиями настоящего стандарта.
<a id="p100176"></a>6.1.2 Сооружения и технологическое оборудование ОПр и ОП СПГ должны располагаться на отдельных площадках (или выделенных зонах) в соответствии с нормативными документами по пожарной безопасности.
<a id="p100177"></a>6.1.3 Минимальные расстояния от криогенных резервуаров, входящих в состав ОП СПГ (в том числе от ПЗ СПГ около ТРК), до зданий и сооружений, не относящихся к этим объектам, а также минимальные расстояния от криогенных резервуаров до других технологических блоков или оборудования, входящих в состав ОП СПГ, следует принимать в соответствии с нормативными документами по пожарной безопасности.
<a id="p100178"></a>6.1.4 Ограждение территории ОПр и ОП СПГ выполняется согласно Руководящему документу [5].
<a id="p100179"></a>6.1.5 Санитарно-защитная зона ОПр и ОП СПГ выбирается в соответствии с Санитарно-эпидемиологическими правилами и нормативами [6], при этом допускается относить малотоннажные ОПр и ОП СПГ к классу III как для газораспределительных станций магистральных трубопроводов с одоризационными установками меркаптана и газонаполнительных (газозаправочных) станций с компрессорами на открытой площадке.
<a id="p100180"></a>6.1.6 Для ТРК и сливных колонок, установленных на площадке налива и слива СПГ, следует предусматривать защиту от наезда автомобилей.
<a id="p100181"></a>6.1.7 Технические средства организации дорожного движения автотранспорта выполняются в соответствии с ГОСТ Р 52289 и ГОСТ Р 52290.
<a id="p100182"></a>6.1.8 Генеральный план ОПр и ОП СПГ должен включать зону для стоянки ожидающих заправки транспортных средств, передвижных заправщиков, регазификационных и газонаполнительных установок.


#### <a id="p100183"></a>6.2 Требования к категорированию помещений, зданий и наружных технологических установок по взрыво- и пожарной опасности

<a id="p100184"></a>Категории помещений, зданий и наружных технологических установок устанавливаются в соответствии с требованиями нормативных документов по пожарной безопасности.


#### <a id="p100185"></a>6.3 Требования к категорированию взрывоопасности технологических установок

<a id="p100186"></a>6.3.1 ОПр и ОП СПГ могут включать следующее технологическое оборудование и системы, которые содержат СПГ или ПГ (см. таблица 1).

<a id="p100187"></a>Таблица 1

<a id="p100188"></a>Технологическое оборудование ОПр и ОП СПГ,
содержащее СПГ или ПГ


| <a id="p100189"></a>Наименование объекта | <a id="p100190"></a>Технологическое оборудование и системы, в которых обращаются СПГ или ПГ |
| --- | --- |
| <a id="p100191"></a>Объекты производства СПГ | <a id="p100192"></a>Оборудование для компримирования природного газа<br>Оборудование для подготовки газа, включая системы очистки и осушки исходного природного газа<br>Оборудование для сжижения природного газа, включая машинное оборудование<br>Криогенные резервуары СПГ, включая криогенные насосы для перекачки СПГ<br>Система слива-налива СПГ<br>Криогенные резервуары СПГ, включая криогенные насосы для перекачки СПГ<br>Система слива-налива СПГ из передвижного заправщика в стационарный резервуар<br>Система для заправки транспортных средств СПГ из стационарного резервуара<br>Система регазификации СПГ давлением свыше 0,6 МПа, включая насос высокого давления<br>Система регазификации СПГ давлением до 0,6 МПа |


<a id="p100193"></a>6.3.2 Организация должна проводить оценку энергетического уровня каждого вида технологического оборудования и определить расчетным путем категорию его взрывоопасности в соответствии с Правилами безопасности [1].


#### <a id="p100194"></a>6.4 Требования к конструкции зданий и сооружений

<a id="p100195"></a>6.4.1 Проектирование зданий и сооружений осуществляется в соответствии с требованиями Сводов правил [7], [8].
<a id="p100196"></a>6.4.2 Здания, к которым подводится технологический трубопровод с ПГ, должны иметь фонари, дефлекторы и другие устройства для удаления ПГ из-под верхнего перекрытия. Образование зон застоя под конструктивными элементами перекрытий не допускается.
<a id="p100197"></a>6.4.3 Лестницы и эвакуационные выходы должны соответствовать требованиям нормативных документов по пожарной безопасности.
<a id="p100198"></a>6.4.4 Проектирование защиты от коррозии подводящего ОПр и отводящего газопровода ОП должно осуществляться в соответствии с ГОСТ Р 51164, подземных сооружений ОП и ОПр в соответствии с ГОСТ 9.602, при этом должно быть предусмотрено электрическое разъединение изолированных подводящих и отводящих подземных газопроводов от неизолированных заземленных сооружений ОП и ОПр.


#### <a id="p100199"></a>6.5 Требования к строительной части

<a id="p100200"></a>6.5.1 При проектировании общеинженерных систем и коммуникаций следует руководствоваться Сводами правил и Строительными нормами и правилами [9] - [14], а также требованиями настоящего стандарта.
<a id="p100201"></a>6.5.2 Резервуары с СПГ должны устанавливаться в ограждении. Требования к ограждению должны соответствовать нормативным документам по пожарной безопасности.
<a id="p100202"></a>6.5.3 При проектировании необходимо исключить возможность разрушения опор резервуара при проливе СПГ в ограждение.
<a id="p100203"></a>6.5.4 При размещении насосов и испарителей около резервуара допускается их размещение в общем ограждении вместе с резервуаром.
<a id="p100204"></a>6.5.5 Фундаменты под криогенные резервуары должны быть не менее чем на 0,2 м выше прилегающей площадки, размер фундамента в плане должен во все стороны превышать размер резервуара на 0,5 м с уклоном 2 градуса наружу.
<a id="p100205"></a>6.5.6 Бетонные и железобетонные строительные конструкции, которые могут подвергаться действию СПГ, выполняются из бетона класса B25, марки W6 по водонепроницаемости и марки P300 по морозостойкости.
<a id="p100206"></a>6.5.7 Материал для приготовления бетона должен отвечать требованиям ГОСТ 26633.
<a id="p100207"></a>6.5.8 Покрытия пешеходных дорожек, отмосток зданий, автомобильных дорог и других транспортных сооружений на территории ОП и ОПр СПГ должны быть выполнены из негорючих материалов. Покрытия площадок налива не должны изменять своих конструктивных свойств под воздействием пролитого на них СПГ.
<a id="p100208"></a>6.5.9 Необходимо исключить возможный контакт СПГ с конструктивными элементами оборудования, неработоспособными при температурах ниже минус 70 °C, как в рабочих условиях, так и в аварийных ситуациях.
<a id="p100209"></a>6.5.10 Не допускается устройство навесов над заправочными площадками с непроветриваемыми объемами (пазухами, карманами).
<a id="p100210"></a>6.5.11 В помещениях категории A допускается применять воздушное отопление, совмещенное с воздушной вентиляцией.


#### <a id="p100211"></a>6.6 Требования к технологическому оборудованию


##### <a id="p100212"></a>6.6.1 Обоснования для выбора оборудования и материалов

<a id="p100213"></a>6.6.1.1 Технические устройства (машины, аппараты, трубопроводная арматура, средства защиты, измерений, контроля, управления, связи и автоматики и т.д.), в том числе иностранного производства, в установленном в Российской Федерации порядке подлежат подтверждению соответствия согласно Федеральному закону [2].
<a id="p100214"></a>6.6.1.2 Оборудование, трубопроводная арматура, средства защиты, измерений, контроля, управления, связи и автоматики должны иметь разрешительные документы в соответствии с действующим законодательством.
<a id="p100215"></a>6.6.1.3 Применение в проектах ОПр и ОП криогенного оборудования, предназначенного для иных, чем СПГ, криогенных жидкостей, допускается только после проведения регламентированных процедур организациями, аккредитованными на эту деятельность.
<a id="p100216"></a>6.6.1.4 Для технологического оборудования и трубопроводной арматуры должны быть установлены показатели надежности и показатели безопасности, предусмотренные нормативными и техническими документами или ТУ на изделие.
<a id="p100217"></a>6.6.1.5 Если при комплектации объекта предполагается использование оборудования, выработавшего срок службы, то необходимо проведение технического диагностирования оборудования специализированной экспертной организацией с выдачей заключения о возможности продления назначенного срока эксплуатации оборудования и плана мероприятий по обеспечению безопасной эксплуатации оборудования на продлеваемый период в соответствии с приказом Минприроды России [15].

##### <a id="p100218"></a>6.6.2 Специальные требования к оборудованию

<a id="p100219"></a>6.6.2.1 Все технологическое оборудование ОПр и ОП СПГ предпочтительно размещать на открытых площадках, в контейнерах или применять блочно-модульную компоновку.
<a id="p100220"></a>6.6.2.2 Обвязка трубопроводами технологических аппаратов, оборудования, содержащих горючие газы, должна предусматривать возможность подачи инертного газа для продувки и подготовки оборудования и трубопроводов к ремонту, а также при необходимости подвода и отвода среды для проведения испытаний, предусмотренных эксплуатационной документацией на оборудование.
<a id="p100221"></a>6.6.2.3 Технологические схемы основного оборудования по производству СПГ должны обеспечивать возможность аварийного отключения каждого технологического элемента с помощью системы ПАЗ.
<a id="p100222"></a>6.6.2.4 Конструктивное исполнение оборудования ОПр и ОП должно соответствовать климатическому району эксплуатации согласно ГОСТ 15150 и иметь надежную защиту от наружной и внутренней коррозии.

##### <a id="p100223"></a>6.6.3 Требования к криогенным резервуарам


###### <a id="p100224"></a>6.6.3.1 Конструкция и обвязка криогенного резервуара должны обеспечивать выполнение следующих технологических операций:

- <a id="p100225"></a>прием СПГ в резервуары из установки сжижения или из ПЗ СПГ;
- <a id="p100226"></a>выдачу СПГ из резервуаров в ПЗ СПГ, в другие резервуары, на регазификацию и (или) в систему налива СПГ в транспортные средства;
- <a id="p100227"></a>отбор проб для определения состава СПГ;
- <a id="p100228"></a>подачу в резервуар азота (продувка), природного газа (предварительное охлаждение, отогрев) и СПГ (предварительное охлаждение и заполнение);
- <a id="p100229"></a>сброс паров СПГ из резервуаров через газосбросной трубопровод и предохранительные клапаны;
- <a id="p100230"></a>опорожнение резервуара.
<a id="p100231"></a>6.6.3.2 Криогенные резервуары, транспортные и стационарные, должны изготавливаться в соответствии с Правилами безопасности [16].
<a id="p100232"></a>6.6.3.3 В соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации [17] температура металлических поверхностей оборудования при наличии возможного (непреднамеренного) контакта открытого участка кожи человека с ними должна быть не ниже 4 °C или не выше 40 °C или иметь соответствующее ограждение.
<a id="p100233"></a>6.6.3.4 При проектировании ОПр и ОП СПГ рекомендуется использовать однотипные криогенные резервуары равного объема.
<a id="p100234"></a>6.6.3.5 Криогенный резервуар должен быть заземлен в соответствии с ГОСТ 12.4.124.
<a id="p100235"></a>6.6.3.6 В соответствии с Руководящими документами [18], [19] вертикальные криогенные резервуары могут использоваться как устройства молниезащиты при наличии в техническом паспорте на резервуар информации о том, что данный резервуар может быть использован в качестве устройства молниезащиты.
<a id="p100236"></a>6.6.3.7 Пропускная способность предохранительных клапанов должна обеспечивать расход сброса паров СПГ, образующихся в следующих аварийных случаях:
- <a id="p100237"></a>при нагреве стенки кожуха до 600 °C;
- <a id="p100238"></a>при полной потере вакуума в изоляционной полости или разрушения теплоизоляции;
- <a id="p100239"></a>при заклинивании регулятора давления в открытом положении. Величина требуемой пропускной способности определяется по формулам, приведенным в ГОСТ 12.2.085.
<a id="p100240"></a>6.6.3.8 ПЗ СПГ, которые эксплуатируются на объектах производства и потребления, должны отвечать требованиям ДОПОГ [20].
<a id="p100241"></a>6.6.3.9 Конструкция или требования к установке горизонтальных резервуаров должны обеспечивать уклон от 0,2% до 0,3% (от 2 до 3 мм на метр) в сторону сливного патрубка.
<a id="p100242"></a>6.6.3.10 В конструкции криогенных резервуаров необходимо предусматривать устройства подачи СПГ при заполнении как в верхнюю часть резервуара ("на уровень"), так и в нижнюю часть ("под уровень").
<a id="p100243"></a>6.6.3.11 В пневмогидравлической схеме криогенного резервуара или системы хранения СПГ должны быть предусмотрены противоаварийные устройства (система ПАЗ), обеспечивающие контроль давления и уровня СПГ в резервуаре, исключение перелива резервуара при заправке (отсекающий клапан с дистанционным автоматическим управлением), сигнализация (световая, звуковая) максимального и минимально допустимого давления, дистанционное отключение выдачи СПГ (отсекающий клапан с дистанционным автоматическим управлением). Контроль параметров должен осуществляться как местными, так и дистанционными (из операторной) средствами. Допускается также оснащение дистанционной системой контроля вакуума в вакуумной изоляционной полости стационарного резервуара.
<a id="p100244"></a>6.6.3.12 На линии газосброса криогенных резервуаров должно быть установлено регулирующее устройство, препятствующее падению давления в резервуаре ниже заданного оператором. При этом необходимо предусматривать функцию нерегулируемого сброса давления с помощью устройства, оснащенного ручным приводом.

##### <a id="p100245"></a>6.6.4 Требования к трубопроводам и арматуре объектов

<a id="p100246"></a>6.6.4.1 Конструкция и эксплуатация трубопроводов ОПр и ОП СПГ должны соответствовать Стандарту Ассоциации [21].
<a id="p100247"></a>6.6.4.2 Криогенные трубопроводы в соответствии со Стандартом Ассоциации [21] относятся к группе Б (а) категории 1.
<a id="p100248"></a>6.6.4.3 Конструкционные материалы для изготовления оборудования и трубопроводов выбирают в соответствии с Правилами безопасности [16] и Стандартом Ассоциации [21].
<a id="p100249"></a>6.6.4.4 Криогенные трубопроводы необходимо проектировать с уклонами, обеспечивающими опорожнение их при остановке. Уклоны трубопроводов должны составлять не менее 0,2% в сторону опорожнения.
<a id="p100250"></a>6.6.4.5 Криогенные трубопроводы не должны иметь фланцевых или других разъемных соединений. Фланцевые соединения допускаются только в местах установки арматуры или подсоединения трубопроводов к аппаратам.
<a id="p100251"></a>6.6.4.6 Резьбовые соединения допускается применять только для вспомогательных трубопроводов внутренним диаметром не более 20 мм и не предназначенных для транспортирования СПГ и его паров.
<a id="p100252"></a>6.6.4.7 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. Металлорукава подбираются с учетом свойств СПГ при рабочих параметрах.
<a id="p100253"></a>6.6.4.8 Для защиты от пролива СПГ при аварийных повреждениях соединительных металлорукавов в сливной и топливно-раздаточной колонках, а также на линии выдачи ПЗ СПГ должны устанавливаться скоростные клапаны или быстродействующая отсечная арматура системы ПАЗ.
<a id="p100254"></a>6.6.4.9 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.
<a id="p100255"></a>6.6.4.10 Металлорукава, применяемые при сливных и наполнительных операциях, не должны иметь трещин, надрезов и вздутий. При наличии на рукавах одного из указанных дефектов рукава заменяются новыми.
<a id="p100256"></a>6.6.4.11 Каждый рукав должен иметь бирку, на которой должны быть обозначены: порядковый номер, даты проведенного (месяц, год) и последующего гидравлического испытания (месяц, год). Рукава испытываются совместно с технологическими трубопроводами.
<a id="p100257"></a>6.6.4.12 В начальных и конечных точках трубопровода должны быть предусмотрены штуцера с арматурой и заглушкой для продувки его инертным газом. Подвод инертного газа должен производиться с помощью съемных участков трубопроводов или гибких шлангов. По окончании продувки съемные участки или шланги должны быть сняты, а на штуцера установлены заглушки.
<a id="p100258"></a>6.6.4.13 Свечи и трубы газосброса от предохранительных клапанов в нижних точках должны иметь отверстия и штуцера с арматурой либо другие устройства, обеспечивающие возможность удаления жидкости, образовавшейся в результате конденсации, в специальную емкость.
<a id="p100259"></a>6.6.4.14 Необходимость применения арматуры с дистанционным или ручным приводом определяется проектом и наличием в нем системы ПАЗ. Дистанционное управление запорной арматурой следует располагать в пунктах управления, операторных и других безопасных местах. В указанных помещениях должна предусматриваться индикация конечных положений приводов запорной арматуры ("открыто - закрыто").
<a id="p100260"></a>6.6.4.15 Требования к запорной арматуре системы ПАЗ определяются согласно Правилам безопасности [1]. Арматура системы ПАЗ должна быть конструктивного исполнения "Нормально закрытая".
<a id="p100261"></a>6.6.4.16 Присоединительные штуцера вентилей слива и налива должны иметь левую резьбу.
<a id="p100262"></a>6.6.4.17 Регулирующие клапаны, обеспечивающие параметры непрерывного технологического процесса, должны снабжаться обводной (байпасной) линией с запорными устройствами или ручным дублером. Если ручное регулирование не допускается, то на байпасной линии устанавливается клапан с дистанционным управлением.
<a id="p100263"></a>6.6.4.18 Применяемая запорная арматура должна иметь герметичность затворов не ниже класса В по ГОСТ Р 54808.
<a id="p100264"></a>6.6.4.19 На нагнетательных линиях компрессорных установок и криогенных насосов должна предусматриваться установка обратных клапанов. Обратный клапан устанавливается между нагнетателем и запорной арматурой.
<a id="p100265"></a>6.6.4.20 Для выполнения вспомогательных операций типа продувки участков трубопроводов, освобождения трубопроводов от остатков СПГ необходимо предусматривать специальные трубопроводы и арматуру.
<a id="p100266"></a>6.6.4.21 Для защиты от повышения давления на все отключаемые участки трубопроводов жидкой фазы параллельно запорному устройству следует предусматривать установку предохранительного или обратного клапанов.
<a id="p100267"></a>6.6.4.22 Прокладку трубопроводов следует предусматривать надземной на опорах высотой не менее 0,5 м от уровня земли. Допускается прокладка трубопроводов по наружным стенам основных зданий производственной зоны ОП СПГ на расстоянии 0,5 м выше или ниже оконных и на 0,5 м выше дверных проемов. В этих случаях размещать арматуру и фланцевые соединения над или под проемами не допускается.
<a id="p100268"></a>6.6.4.23 Криогенные трубопроводы с вакуумной изоляцией допускается прокладывать под землей или в траншеях с газопроницаемым перекрытием.
<a id="p100269"></a>6.6.4.24 Трубопроводы должны монтироваться на опорах или подвесках. Опоры и подвески следует располагать по возможности ближе к сосредоточенным нагрузкам, арматуре, фланцам, фасонным деталям и т.п.
<a id="p100270"></a>6.6.4.25 Опоры и подвески следует располагать на расстоянии не менее 50 мм от сварных швов для труб диаметром до 50 мм включительно и не менее 200 мм для труб диаметром свыше 50 мм.
<a id="p100271"></a>6.6.4.26 Опоры и подвески должны быть рассчитаны на вертикальные нагрузки от массы трубопровода с транспортируемой средой (или водой при гидроиспытании), изоляции, льда при обледенении, а также нагрузки, возникающей при термическом расширении трубопровода.
<a id="p100272"></a>6.6.4.27 Компенсация температурных деформаций должна обеспечиваться за счет поворотов и изгибов трассы трубопроводов. При невозможности ограничиться самокомпенсацией на трубопроводах должны устанавливаться дополнительные П-образные или сильфонные компенсаторы.
<a id="p100273"></a>6.6.4.28 Расчет П-образных, Г-образных и Z-образных компенсаторов следует производить в соответствии с требованиями Строительных норм и правил [22].
<a id="p100274"></a>6.6.4.29 Тепловая изоляция трубопроводов должна соответствовать требованиям Свода правил [23].
<a id="p100275"></a>6.6.4.30 При установке сборных термоизоляционных конструкций проектом тепловой изоляции должны предусматриваться тщательное уплотнение всех мест соединений отдельных элементов и герметизация швов.
<a id="p100276"></a>6.6.4.31 Трубопроводы должны быть заземлены в соответствии с ГОСТ 12.4.124.
<a id="p100277"></a>6.6.4.32 Трубопроводы ОПр и ОП должны иметь опознавательную окраску и маркировку согласно ГОСТ 14202.

##### <a id="p100278"></a>6.6.5 Требования к испарителям для регазификации СПГ

<a id="p100279"></a>6.6.5.1 Для регазификации СПГ на ОП следует применять атмосферные испарители и/или испарители с теплоносителем.
<a id="p100280"></a>6.6.5.2 Атмосферные испарители представляют собой комплект воздушных теплообменных панелей специальной конструкции с параллельно-последовательным коллектированием. Теплообменная поверхность испарителя определяется расчетным путем из условия, что разность температур ПГ и окружающей среды на выходе из испарителя не превышает 20 °C.
<a id="p100281"></a>6.6.5.3 В зимний период для подогрева регазифицированного СПГ необходимо предусматривать в системе газификации дополнительные подогреватели газа с использованием внешнего источника тепла для поддержания температуры ПГ в пределах допустимого диапазона, регламентированного для трубопровода потребления, независимо от температуры окружающей среды. Подогреватель должен обеспечивать выдачу потребителю ПГ с необходимой температурой независимо от температуры окружающей среды.
<a id="p100282"></a>6.6.5.4 Атмосферные (продукционные) испарители должны иметь резервирование в количестве, не меньшем, чем предусмотрено расчетом для осуществления периодических переключений с одного испарителя на другой при обмерзании поверхностей.
<a id="p100283"></a>6.6.5.5 При использовании испарителей с теплоносителем необходимо исключить возможность замерзания теплоносителя при прекращении обогрева.
<a id="p100284"></a>6.6.5.6 Трубопровод на выходе из атмосферного испарителя должен оснащаться отключающим устройством, защищающим трубопроводы для "теплого" ПГ от несанкционированной подачи в них ПГ низкой температуры (ниже минус 70 °C).
<a id="p100285"></a>6.6.5.7 Испарители следует размещать на отдельной бетонированной площадке объекта с соблюдением противопожарных разрывов между зданиями и сооружениями. При размещении испарителей около резервуара допускается их размещение в общем ограждении вместе с резервуаром.

###### <a id="p100286"></a>6.6.5.8 Допускается ограждать испарители металлической сеткой.

<a id="p100287"></a>6.6.5.9 На площадках, где устанавливаются испарители, не должно быть водопроводных, канализационных и других обслуживаемых колодцев.
<a id="p100288"></a>6.6.5.10 Испарители со сторонним теплоносителем вместе со шкафами управления допускается размещать в помещении около потребителя ПГ.
<a id="p100289"></a>6.6.5.11 Испарители должны оборудоваться предохранительными клапанами. Трубопровод на выходе из теплообменника может оснащаться дистанционными приборами контроля давления, температуры и расхода, а также дистанционными отсечными клапанами. Необходимость установки приборов и предохранительных клапанов определяется проектом.
<a id="p100290"></a>6.6.5.12 Отключающие задвижки, узлы трубной обвязки и предохранительные клапаны, установленные до этих задвижек, должны соответствовать условиям работы с СПГ при температуре до минус 162 °C (температура кипения СПГ при атмосферном давлении).
<a id="p100291"></a>6.6.5.13 Допускаются продувки испарителей вместе с трубопроводами ПГ под давлением не выше рабочего значения со сбросом газа на свечу и контролем содержания кислорода в продувочном газе.
<a id="p100292"></a>6.6.5.14 Предохранительные клапаны на испарителях должны быть рассчитаны на полную расчетную производительность по ПГ, давление срабатывания должно превышать рабочее давление на 10%.

##### <a id="p100293"></a>6.6.6 Требования к системе газосброса

<a id="p100294"></a>6.6.6.1 На ОПр и ОП должен быть предусмотрен организованный сброс паров СПГ и ПГ. К системе газосброса должны быть подведены все постоянные и временные возможные источники выбросов паров СПГ и ПГ в атмосферу, возникающие при регламентных, аварийных и прочих режимах работы.
<a id="p100295"></a>6.6.6.2 Неиспарившиеся остатки должны направляться в емкости для временного хранения, расположенные на территории ОП и ОПр, в соответствии с Санитарно-эпидемиологическими правилами и нормативами [24] с последующим вывозом. Утилизация высококипящих компонентов, выделяемых в жидкой фазе на ОПр и ОП СПГ, нецелесообразна.
<a id="p100296"></a>6.6.6.3 Перечень основных сбросов паров СПГ и ПГ на ОПр и ОП СПГ приведен в таблице 2.

<a id="p100297"></a>Таблица 2

<a id="p100298"></a>Основные сбросы паров СПГ и ПГ на ОПр и ОП СПГ


| <a id="p100299"></a>Вид сброса газа | <a id="p100300"></a>Характер сброса | <a id="p100301"></a>Примечание |
| --- | --- | --- |
| <a id="p100302"></a>Сброс холодных паров при заправке резервуаров, ПЗ СПГ | <a id="p100303"></a>Периодический | <a id="p100304"></a>- |
| <a id="p100305"></a>Сброс теплого газа при отогреве и регенерации систем очистки и осушки на входе в УСПГ | <a id="p100306"></a>Постоянный | <a id="p100307"></a>- |
| <a id="p100308"></a>Сброс холодных паров из резервуаров, ПЗ СПГ, транспортных средств, трубопроводов через предохранительные клапаны при превышении рабочего давления во время проведения технологических операций | <a id="p100309"></a>Периодический | <a id="p100310"></a>- |
| <a id="p100311"></a>Сброс холодных паров из резервуаров, ПЗ СПГ, транспортных средств, трубопроводов через предохранительные клапаны при превышении рабочего давления в аварийных ситуациях | <a id="p100312"></a>Аварийный | <a id="p100313"></a>- |
| <a id="p100314"></a>Сброс пара и жидкости из заправочных коммуникаций после окончания заправки (слив жидкости из шланга) | <a id="p100315"></a>Периодический | <a id="p100316"></a>Возможен подогрев газа и испарение жидкости |
| <a id="p100317"></a>Утечки холодных паров из насосов (имеется подогрев), теплого газа из компрессорных установок | <a id="p100318"></a>Постоянно при работе насосов и компрессорных установок | <a id="p100319"></a>Утечки из насоса, как правило, подогреваются |
| <a id="p100320"></a>Сброс газа при вспомогательных операциях (продувка, полоскание) | <a id="p100321"></a>Периодический | <a id="p100322"></a>- |
| <a id="p100323"></a>Сброс высококипящих компонентов из УСПГ, выделившихся в процессе сжижения природного газа, в сжиженном или газообразном состоянии | <a id="p100324"></a>Постоянно при работе УСПГ | <a id="p100325"></a>Необходимо испарять жидкую фазу |


<a id="p100326"></a>6.6.6.4 Организация сброса паров СПГ и ПГ на ОПр и ОП должна соответствовать требованиям нормативных документов по пожарной безопасности.

###### <a id="p100327"></a>6.6.6.5 Пропускную способность общих газосбросных систем следует рассчитывать на следующие расходы ПГ и паров СПГ:

- <a id="p100328"></a>при постоянных и периодических сбросах - на сумму периодических (с коэффициентом 0,2) и постоянных сбросов от всех подключенных технологических установок, но не менее чем на сумму постоянных сбросов и максимального периодического сброса (с коэффициентом 1,2) от установки с наибольшей величиной этого сброса;
- <a id="p100329"></a>при аварийных сбросах - на сумму аварийных сбросов (с коэффициентом 0,25) от всех подключенных установок, но не менее чем на величину аварийного сброса (с коэффициентом 1,5) от установки с наибольшей величиной этого сброса.
<a id="p100330"></a>Допускается рассчитывать пропускную способность на сумму аварийных сбросов от всех подключенных технологических установок при аварийных, постоянных и периодических сбросах на сумму всех видов сбросов.
<a id="p100331"></a>6.6.6.6 Пропускную способность отдельных газосбросных систем следует рассчитывать на сумму постоянных сбросов от всех подключенных технологических блоков и аварийного сброса от одного блока с наибольшей величиной этого сброса.
<a id="p100332"></a>6.6.6.7 Для предупреждения образования в сбросной трубе взрывоопасных смесей и условий для распространения пламени внутри стояка следует использовать огнепреградители по ГОСТ Р 53323, карманные устройства, а также продувку инертным газом.
<a id="p100333"></a>6.6.6.8 Для воспламенения сбросных газов и обеспечения стабильного горения ствол свечи должен быть оборудован дистанционным электрозапальным устройством первой категории надежности электроснабжения, подводящими трубопроводами "теплого" ПГ и дежурными горелками с запальниками.
<a id="p100334"></a>6.6.6.9 Системы газосброса ПГ и паров СПГ на факел и на свечу должны выполняться из конструкционных материалов, которые могут работать в условиях низких температур (до минус 162 °C).

##### <a id="p100335"></a>6.6.7 Требования к автоматизированным системам управления технологическими процессами, контрольно-измерительным приборам и автоматике

<a id="p100336"></a>6.6.7.1 ОПр и ОП СПГ должны быть оснащены системами контроля, автоматического регулирования, автоматизированного управления, ПАЗ, связи и оповещения об аварийных ситуациях.
<a id="p100337"></a>6.6.7.2 Эти системы должны обеспечивать безопасное ведение технологических операций на объектах, дистанционное управление оборудованием, предупреждение персонала об отклонениях от нормы или достижении опасных (предельно допустимых) значений основных технологических параметров, о возникновении аварийной ситуации (пожар, загазованность и др.).
<a id="p100338"></a>6.6.7.3 АСУ ТП и система ПАЗ ОПр и ОП СПГ должны быть спроектированы в соответствии с Правилами безопасности [1], ПУЭ [25], ГОСТ 24.104.
<a id="p100339"></a>6.6.7.4 Система противоаварийной автоматической защиты на ОПр и ОП СПГ должна обеспечивать аварийную остановку комплекса в случаях:
- <a id="p100340"></a>возникновения пожара;
- <a id="p100341"></a>падения давления управляющего газа при использовании пневмоприводной отсечной арматуры в системе ПАЗ;
- <a id="p100342"></a>превышения предельного уровня СПГ в любом криогенном резервуаре;
- <a id="p100343"></a>отключения электроснабжения комплекса;
- <a id="p100344"></a>срабатывания датчиков загазованности в помещениях комплекса СПГ, рабочей зоне криогенных резервуаров (в пределах защитного ограждения) или на площадке слива и налива;
- <a id="p100345"></a>при несанкционированном начале движения любого транспортного средства;
- <a id="p100346"></a>если оператор комплекса СПГ подал сигнал в целях упреждения нежелательного развития аварийной ситуации или в других непредвиденных аварийных ситуациях.
<a id="p100347"></a>6.6.7.5 В целях обеспечения безопасной эксплуатации в проекте ОПр СПГ следует предусматривать технологические блокировки на отключение комплекса СПГ в случае падения температуры возвращаемого в подводящий газопровод ПГ с температурой ниже минус 10 °C.

###### <a id="p100348"></a>6.6.7.6 АСУ ТП на ОПр должна предусматривать контроль и измерение следующих параметров:

- <a id="p100349"></a>температуры, давления и расхода ПГ в подводящих к ОПр газопроводах;
- <a id="p100350"></a>температуры, давления, перепада давления и расхода ПГ в установке сжижения и блоке очистки ПГ.
<a id="p100351"></a>Измерение компонентного состава ПГ, подаваемого в блок очистки и на выходе из него, а также продукта (СПГ) может проводиться как АСУ ТП, так и лабораторными способами.
<a id="p100352"></a>6.6.7.7 При проектировании систем КИПиА ОПр и ПЗ СПГ, ОП и ПЗ СПГ, ОП и транспортного средства должна быть предусмотрена возможность их совместной работы. В процессе слива-налива должны контролироваться давление и уровни СПГ как в криогенных резервуарах ОПР и ОП, так и в ПЗ СПГ и бортовых топливных системах транспортных средств.
<a id="p100353"></a>6.6.7.8 Требования пожарной безопасности к системам контроля и противоаварийной защиты определяются нормативными документами по пожарной безопасности.


### <a id="p100354"></a>7 Организация эксплуатации объектов


<a id="p100355"></a>7.1 Организация, эксплуатирующая ОПр и ОП СПГ, обязана соблюдать положения Федерального закона [2], других федеральных законов, настоящего документа, иных нормативных правовых актов и нормативных технических документов в области промышленной и пожарной безопасности, инструкций по эксплуатации используемого оборудования.
<a id="p100356"></a>7.2 Теплофизические свойства СПГ и значения ПДК приведены в приложении А.
<a id="p100357"></a>7.3 Требования к организации эксплуатации ОПр и ОП СПГ приведены в приложении Б.


### <a id="p100358"></a>8 Требования безопасности при эксплуатации оборудования, зданий и сооружений



#### <a id="p100359"></a>8.1 Общие положения

<a id="p100360"></a>8.1.1 Требования к эксплуатации зданий и сооружений ОПр и ОП приведены в приложении В.
<a id="p100361"></a>8.1.2 Требования к эксплуатации компрессорных установок и криогенных насосов, электрооборудования, устройств автоматики и контрольно-измерительных приборов, систем отопления и вентиляции приведены в приложениях Г, Д, Е, Ж соответственно.
<a id="p100362"></a>8.1.3 Порядок консервации, расконсервации и ликвидации ОПр и ОП СПГ приведен в приложении И.
<a id="p100363"></a>8.1.4 Организация газоопасных и огневых работ осуществляется в порядке, установленном Руководящим документом [26], Типовой инструкцией [27], и приведена в приложении К.
<a id="p100364"></a>8.1.5 Ввод оборудования ОПр и ОП СПГ в эксплуатацию, порядок эксплуатации и техническое обслуживание осуществляются по инструкциям, утвержденным руководством организации.
<a id="p100365"></a>8.1.6 Технологическое оборудование, трубопроводы, арматура, электрооборудование, вентиляционные системы, средства измерений, блокировок и сигнализаций ОПр и ОП СПГ должны ежесменно осматриваться в целях обеспечения безопасной и безотказной работы, а также для выявления неисправностей и своевременного их устранения.
<a id="p100366"></a>8.1.7 Обнаруженные при эксплуатации утечки ПГ и СПГ должны немедленно устраняться. Неисправные агрегаты, резервуары и газопроводы должны быть немедленно отключены.
<a id="p100367"></a>8.1.8 Неиспарившиеся остатки, полученные после отогрева технологического оборудования и трубопроводов, необходимо сливать в специальную емкость и по мере ее наполнения сдавать их на утилизацию.
<a id="p100368"></a>8.1.9 Запрещается эксплуатация неисправного оборудования, а также оборудования с отсутствующими необходимыми контрольно-измерительными приборами и предохранительными устройствами.
<a id="p100369"></a>8.1.10 При работе на объектах персоналу запрещается отключение средств и систем автоматизации, сигнализации и защиты без разрешения технического руководителя объекта.
<a id="p100370"></a>8.1.11 При отсутствии дублирующих устройств не допускаются снятие и проверка КИПиА, регулирующих и других устройств на работающих аппаратах и коммуникациях.
<a id="p100371"></a>8.1.12 Эксплуатация объектов допускается только при исправных и включенных системах обеспечения взрывопожаробезопасности, в том числе при включенных системах блокировок технологического оборудования с системами контроля газовой среды, системами вентиляции и оповещения людей об опасности и отсутствии открытых источников воспламенения.
<a id="p100372"></a>8.1.13 Площадки ОПР и ОП СПГ должны быть ограждены и обозначены знаками.
<a id="p100373"></a>8.1.14 На объектах должны быть размещены надписи красными буквами на белом фоне высотой 15 см или нанесены знаки безопасности по ГОСТ Р 12.4.026 "Газ горючий", "Запрещается пользоваться открытым огнем", "Не курить", "Заглушить двигатель".
<a id="p100374"></a>8.1.15 Запрещается движение транспорта без искрогасителей по территории объектов, за исключением вспомогательной зоны и зоны выдачи СПГ.
<a id="p100375"></a>8.1.16 При остановке на ремонт систем и агрегатов с СПГ или ПГ или при возникновении аварийной ситуации следует строго руководствоваться указаниями технологического регламента и инструкциями по охране труда и промышленной безопасности.


#### <a id="p100376"></a>8.2 Требования к эксплуатации резервуаров для хранения и выдачи сжиженного природного газа

<a id="p100377"></a>8.2.1 При эксплуатации ОПр и ОП должно осуществляться техническое обслуживание и техническое освидетельствование резервуаров. Сроки и порядок технического освидетельствования резервуаров, а также необходимость их досрочного освидетельствования определяются в соответствии с требованиями Правил безопасности [16].
<a id="p100378"></a>8.2.2 При техническом обслуживании резервуаров необходимо выполнять ежесменный осмотр резервуаров и арматуры в целях выявления и устранения неисправностей и утечек газа. Утечки газа, возникающие в процессе эксплуатации, должны немедленно устраняться.
<a id="p100379"></a>8.2.3 Информацию об обнаруженных при техническом обслуживании неисправностях следует записывать в эксплуатационную документацию. В случае обнаружения неисправностей, которые могут привести к нарушению технологических процессов, следует принять меры, предусмотренные производственными (технологическими) инструкциями.
<a id="p100380"></a>8.2.4 При эксплуатации криогенных резервуаров с СПГ не допускается их полное опорожнение (т.е. необходимо, чтобы в резервуаре находилось не менее 5% от номинального уровня наполнения резервуара СПГ), за исключением случаев, когда опорожнение производится для очистки криогенных резервуаров, проверки состояния их внутренних стенок, выполнения ремонтных работ.

##### <a id="p100381"></a>8.2.5 Полное освобождение криогенного резервуара от СПГ (опорожнение) выполняется в следующих случаях:

- <a id="p100382"></a>при подготовке криогенного резервуара к регламентным и запланированным ремонтным работам;
- <a id="p100383"></a>при аварийной остановке криогенного резервуара;
- <a id="p100384"></a>при возникновении внешней угрозы его повреждения (экстренное опорожнение при получении предупреждения о стихийном бедствии, при возникновении техногенной катастрофы в районе размещения объекта ОПр и ОП и т.п.).
<a id="p100385"></a>8.2.6 Аварийная остановка резервуара (вывод резервуара из эксплуатации) производится в случаях, предусмотренных в Правилах безопасности [16], а также:
- <a id="p100386"></a>при нарушении работы отсечного автоматического или ручного клапана на линии слива-налива резервуара;
- <a id="p100387"></a>при нарушении герметичности коммуникаций между резервуаром и отсечным клапаном;
- <a id="p100388"></a>при нарушении работы регулятора давления или вентиля подачи жидкости в испаритель криогенного резервуара;
- <a id="p100389"></a>при разгерметизации вакуумного теплоизоляционного пространства резервуара.
<a id="p100390"></a>8.2.7 Если неисправности не могут быть устранены из-за наличия СПГ в резервуаре, то производится аварийное освобождение резервуаров.
<a id="p100391"></a>8.2.8 Аварийное освобождение технологических блоков и емкостного оборудования от СПГ может осуществляться в свободные или частично заполненные резервуары системы хранения СПГ, в ПЗ СПГ, а также путем испарения жидкости в испарителе и сбросом ПГ в газопровод, в систему газосброса или использования для собственных нужд организации.
<a id="p100392"></a>8.2.9 Порядок аварийной остановки резервуара и последующего ввода его в работу должен быть указан в инструкции по безопасной эксплуатации резервуара. До начала производства работ резервуар должен быть отделен от других резервуаров заглушками или отсоединен. Отсоединенные трубопроводы должны быть также заглушены.
<a id="p100393"></a>8.2.10 Полный наружный осмотр резервуаров с арматурой и КИПиА в рабочем состоянии с записью в эксплуатационную документацию проводится лицом, ответственным за исправное состояние и безопасную эксплуатацию сосудов, работающих под давлением, не реже одного раза в 3 месяца.


#### <a id="p100394"></a>8.3 Требования к эксплуатации испарительных установок

<a id="p100395"></a>8.3.1 При эксплуатации испарительных установок необходимо соблюдать требования производственных инструкций и инструкций заводов-изготовителей.
<a id="p100396"></a>8.3.2 При работе атмосферных испарителей необходимо один-два раза в смену очищать теплообменные поверхности капроновой щеткой от инея; при непрерывной работе своевременно отключать поочередно испарители на естественный или принудительный отогрев, не допуская чрезмерного обмерзания теплообменных поверхностей. Использование других инструментов для очистки панелей не допускается.
<a id="p100397"></a>8.3.3 При длительной остановке испарительных установок с теплоносителем (горячая вода), размещенных на открытом воздухе, необходимо освобождать их от воды, чтобы исключить ее замерзание.
<a id="p100398"></a>8.3.4 Для удаления твердых отложений с внутренней поверхности испарителей методом циркуляции растворителя должны применяться передвижные установки. Периодичность и параметры этого процесса должны быть приведены в технологическом регламенте объекта.
<a id="p100399"></a>8.3.5 Техническое обслуживание газопроводов испарителей включает в себя ежесменный осмотр и техническое обследование один раз в 5 лет.
<a id="p100400"></a>8.3.6 Техническое обслуживание измерительных приборов и средств автоматики испарителей выполняется по нормам и срокам эксплуатационных инструкций заводов-изготовителей, но не реже одного раза в 2 года.

##### <a id="p100401"></a>8.3.7 Эксплуатация испарителей запрещается в следующих случаях:

- <a id="p100402"></a>при повышении или понижении давления жидкой или паровой фаз выше или ниже установленных норм;
- <a id="p100403"></a>при неисправности предохранительных клапанов;
- <a id="p100404"></a>при неисправности КИПиА или их отсутствия (если они предусмотрены проектом);
- <a id="p100405"></a>при истечении срока аттестации КИПиА и предохранительных клапанов;
- <a id="p100406"></a>при неполном количестве или неисправности крепежных деталей;
- <a id="p100407"></a>при обнаружении утечки СПГ и ПГ, а также нарушении целостности конструкции испарителя.


#### <a id="p100408"></a>8.4 Требования к эксплуатации технологических газопроводов, арматуры и защитных устройств

<a id="p100409"></a>8.4.1 При технической эксплуатации технологических трубопроводов должны соблюдаться требования Стандарта Ассоциации [21].
<a id="p100410"></a>8.4.2 Основным методом контроля за надежной и безопасной эксплуатацией технологических трубопроводов является периодическая ревизия, которая проводится в установленном порядке. Результаты ревизии служат основанием для оценки состояния трубопровода и возможности его дальнейшей эксплуатации.
<a id="p100411"></a>8.4.3 Технологические трубопроводы и арматура, установленная на них, должны осматриваться каждой сменой с целью выявить утечки газа. Эксплуатация трубопроводов с утечкой газа запрещается.
<a id="p100412"></a>8.4.4 Не допускается подтягивать крепежные детали фланцевых соединений, удалять (менять) болты на газопроводах и оборудовании под давлением.
<a id="p100413"></a>8.4.5 Обслуживание арматуры должно производиться не реже одного раза в 12 месяцев.
<a id="p100414"></a>8.4.6 Ревизию и ремонт трубопроводной арматуры, в том числе обратных клапанов, а также приводных устройств арматуры (электро-, пневмо-, гидропривод, механический привод), как правило, производят в период ревизии трубопровода.
<a id="p100415"></a>8.4.7 Текущий ремонт запорной арматуры должен проводиться не реже одного раза в год. Если заводом-изготовителем определена иная периодичность, то работы должны выполняться в соответствии с инструкцией изготовителя.
<a id="p100416"></a>8.4.8 Работы по текущему ремонту арматуры следует выполнять бригадой в составе не менее двух рабочих. Графики выполнения работ по текущему ремонту должны быть утверждены техническим руководством эксплуатирующей организации в установленном порядке.

##### <a id="p100417"></a>8.4.9 Предохранительные сбросные клапаны должны проверяться:

- <a id="p100418"></a>кратковременным принудительным открыванием (подрывом) не реже одного раза в месяц;
- <a id="p100419"></a>в соответствии с инструкцией завода-изготовителя и ГОСТ 12.2.085, если подрыв клапана не предусмотрен.
<a id="p100420"></a>8.4.10 Проверка параметров настройки клапанов и регулировка должны производиться на стенде или по месту с помощью специального приспособления со следующей периодичностью:
- <a id="p100421"></a>для предохранительных сбросных клапанов резервуаров - не реже одного раза в 6 месяцев;
- <a id="p100422"></a>для остальных - при проведении текущего ремонта, но не реже одного раза в 12 месяцев.
<a id="p100423"></a>8.4.11 Результаты ремонта и настройки предохранительных клапанов, проверки и ремонта арматуры должны быть занесены в эксплуатационную документацию.


#### <a id="p100424"></a>8.5 Требования к эксплуатации оборудования для слива-налива сжиженного природного газа

<a id="p100425"></a>8.5.1 На стенде у колонки выдачи должна быть вывешена эксплуатационная инструкция по наполнению и сливу СПГ из ПЗ СПГ и технологическая схема коммуникаций наполнения и слива с расположением (схемными номерами) арматуры и приборов с указанием их назначения.
<a id="p100426"></a>8.5.2 Перед операцией наполнения и слива СПГ заземление ПЗ СПГ должно быть присоединено к контуру заземления заправочной станции. После наполнения или слива СПГ заземление ПЗ СПГ необходимо отсоединить от контура заземления станции перед началом движения ПЗ СПГ.
<a id="p100427"></a>8.5.3 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.
<a id="p100428"></a>8.5.4 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.
<a id="p100429"></a>8.5.5 В процессе наполнения и слива давление в криогенных резервуарах и ПЗ СПГ не должно превышать 0,8 МПа (избыточное).
<a id="p100430"></a>8.5.6 Длительность пребывания ПЗ СПГ на объекте определяется согласно требованиям нормативных документов по пожарной безопасности.
<a id="p100431"></a>8.5.7 Во время заправки запрещается подтягивать накидные гайки рукавов, отсоединять рукава, находящиеся под давлением, а также применять ударный инструмент при навинчивании и отвинчивании гаек.
<a id="p100432"></a>8.5.8 Открывать арматуру следует плавно, не вызывая гидравлических ударов.
<a id="p100433"></a>8.5.9 Наполнение и слив СПГ из ПЗ СПГ производится, как правило, только в светлое время суток.
<a id="p100434"></a>8.5.10 Во время грозы операции наполнения и слива должны быть прекращены.


#### <a id="p100435"></a>8.6 Требования к отогреву и обезжириванию оборудования систем на ОПр и ОП СПГ

<a id="p100436"></a>8.6.1 Обезжиривание оборудования должно проводиться в соответствии с инструкцией завода-изготовителя.
<a id="p100437"></a>8.6.2 Отогрев оборудования производится только после полного слива (израсходования) СПГ.
<a id="p100438"></a>8.6.3 Отогрев резервуаров системы хранения производится до положительной температуры, но не выше расчетной согласно ГОСТ 14249. Отогрев осуществляется для обеспечения возможности проведения контроля за накоплением примесей и для их удаления, восстановления вакуума в изоляционном пространстве резервуаров, ремонта резервуаров систем хранения и их технического освидетельствования.
<a id="p100439"></a>8.6.4 Периодичность отогрева для восстановления вакуума в изоляционном пространстве резервуара и его технического освидетельствования устанавливается в эксплуатационной документации на резервуары.
<a id="p100440"></a>8.6.5 Резервуары могут быть отогреты за счет теплопритока к оборудованию из окружающей среды или продувкой теплым газом с предварительной газоподготовкой резервуара.
<a id="p100441"></a>8.6.6 Отогрев резервуаров следует производить искусственным путем, за исключением тех случаев, когда время отогрева не лимитируется.
<a id="p100442"></a>8.6.7 Результаты анализов газовой среды в оборудовании после отогрева и продувки должны быть занесены в эксплуатационную документацию резервуаров с указанием давления в резервуаре и температуры внутреннего сосуда, при которых они производились.


#### <a id="p100443"></a>8.7 Требования к газоподготовке и продувке технологического оборудования и трубопроводов

<a id="p100444"></a>8.7.1 Для проведения операции газоподготовки все тупиковые участки оборудования и трубопроводов ОПр и ОП СПГ должны иметь индивидуальные продувочные вентили или клапаны. Не считаются тупиковыми боковые отводы трубопроводов, имеющие любую пространственную ориентацию длиной до трех диаметров трубы и длиной до десяти диаметров трубы.
<a id="p100445"></a>8.7.2 Допускается наличие тупиковых и застойных зон, сохранение воздуха в которых при заполнении природным газом всей системы не приведет к увеличению содержания примесей более чем на 20% по сравнению со значением, достигаемым в случае подготовки указанных участков в соответствии с регламентом.
<a id="p100446"></a>8.7.3 Вытеснение атмосферного воздуха из оборудования (за исключением криогенных резервуаров) и трубопроводов ОПр и ОП СПГ перед пуском в работу проводится продувкой ПГ под давлением не выше 0,1 МПа (избыточного) или инертным газом.
<a id="p100447"></a>8.7.4 Продувочный газ сбрасывается на свечу в атмосферу. Во время продувки необходимо контролировать содержание кислорода в сбросном газе с помощью газоанализатора.
<a id="p100448"></a>8.7.5 Подготовка криогенных резервуаров системы хранения к заполнению их СПГ заключается в замене воздушной среды на инертную. Замена воздушной среды осуществляется:
- <a id="p100449"></a>полосканием (последовательный наддув и сброс инертного газа из резервуара, трубопровода);
- <a id="p100450"></a>продувкой (вентилирование атмосферы резервуара, трубопровода);
- <a id="p100451"></a>любой комбинацией полоскания и продувки.
<a id="p100452"></a>8.7.6 Применение того или иного способа подготовки ОПр и ОП к заполнению СПГ определяется технико-экономическими показателями в условиях конкретного объекта, его конструктивными особенностями и безопасностью проведения технологических операций.
<a id="p100453"></a>8.7.7 Замена воздушной среды полосканием (разбавлением) заключается в многократном заполнении системы инертным газом до рабочего давления, выдержке для перемешивания и сбросе. Длительность и количество полосканий допускается определять расчетом в соответствии с Ведомственными нормами [28]. При применении этого способа все тупиковые участки той или иной системы должны иметь индивидуальные продувочные вентили или клапаны.

##### <a id="p100454"></a>8.7.8 Замена воздушной среды продувкой является предпочтительной.

<a id="p100455"></a>8.7.9 Замена воздушной среды считается законченной операцией по достижении концентрации кислорода в выходном газе не выше 3% от объема.

##### <a id="p100456"></a>8.7.10 В качестве инертного газа рекомендуется использовать азот.



#### <a id="p100457"></a>8.8 Требования к обеспечению объектов производства и потребления сжиженного природного газа инертным газом

<a id="p100458"></a>8.8.1 Для продувок оборудования и трубопроводов используется инертный газ (азот) по ГОСТ 9293, за исключением третьего сорта.

##### <a id="p100459"></a>8.8.2 В качестве источников азота на ОПр СПГ могут использоваться:

- <a id="p100460"></a>баллонная рампа;
- <a id="p100461"></a>генератор азота;
- <a id="p100462"></a>регазификатор жидкого азота.
<a id="p100463"></a>8.8.3 Требуемый запас азота на ОПр и ОП СПГ определяется максимальным гидравлическим объемом всего оборудования с учетом проведения операций по 7.7.8 и 7.7.9.


### <a id="p100464"></a>9 Общие требования к обеспечению промышленной безопасности


<a id="p100465"></a>9.1 Промышленная безопасность на ОПр и ОП СПГ обеспечивается следующей деятельностью: проектированием, строительством, эксплуатацией, расширением, реконструкцией, техническим перевооружением, консервацией и ликвидацией ОПр и ОП, изготовлением, монтажом, наладкой, обслуживанием и ремонтом технических устройств, применяемых на ОПр и ОП СПГ, а также проведением экспертизы промышленной безопасности; подготовкой и переподготовка работников ОПр и ОП.
<a id="p100466"></a>9.2 На основании Федерального закона [29] на осуществление деятельности по эксплуатации и экспертизе промышленной безопасности ОПр и ОП СПГ требуется получение лицензии.
<a id="p100467"></a>9.3 На основании Федерального закона [30] на осуществление деятельности в области проектирования (инженерных изысканий и архитектурно-строительного проектирования), строительства, реконструкции, капитального ремонта ОПр и ОП СПГ требуется свидетельство на допуск к работам, которые оказывают влияние на безопасность объектов капитального строительства.
<a id="p100468"></a>9.4 Порядок получения свидетельства на допуск к работам, которые оказывают влияние на безопасность объектов капитального строительства, изложены в Федеральных законах [30] и [31].
<a id="p100469"></a>9.5 Порядок получения лицензии на эксплуатацию ОПр и ОП СПГ определяется Постановлением Правительства Российской Федерации [32].


### <a id="p100470"></a>10 Возможные неисправности и аварийные ситуации, меры их ликвидации



#### <a id="p100471"></a>10.1 Для предотвращения и ликвидации неисправностей и аварийных ситуаций следует руководствоваться:

- <a id="p100472"></a>техническими описаниями и инструкциями по эксплуатации на ОПр и ОП СПГ в целом и на основное технологическое оборудование;
- <a id="p100473"></a>оперативной частью ПЛЛ.
<a id="p100474"></a>10.2 Перечень наиболее вероятных аварийных ситуаций и неисправностей (инцидентов) на ОПр и ОП СПГ в порядке убывания вероятности возникновения приведен в приложении Л.


### <a id="p100475"></a>11 Методы испытаний



### <a id="p100476"></a>11.1 Общие положения

<a id="p100477"></a>11.1.1 Испытания ОПр и ОП следует проводить в целях оценки всех определенных проектом характеристик и решения вопросов о допустимости использования объектов по назначению. По результатам испытаний ОП и ОПр может осуществляться корректировка технической документации.
<a id="p100478"></a>11.1.2 Для ОПр проектными характеристиками объекта являются часовая производительность объекта по сжиженному природному газу, энергетические затраты на сжижение, состав СПГ.
<a id="p100479"></a>11.1.3 Для КриоГЗС проектными характеристиками является расход сжиженного природного газа.
<a id="p100480"></a>11.1.4 Для КриоГНС проектными характеристиками являются расход газа, давление газа, температура газа на выходе.
<a id="p100481"></a>11.1.5 Для КриоСГ проектными характеристиками являются производительность по регазифицированному СПГ и температура газа после регазификации.


### <a id="p100482"></a>11.2 Методы испытаний станций производства сжиженного природного газа

<a id="p100483"></a>11.2.1 Производительность станций производства СПГ определяется по среднечасовому количеству СПГ, сливаемому из установки сжижения в резервуар (резервуары) в течение не менее 3 ч после выхода установки на рабочий режим.
<a id="p100484"></a>11.2.2 Количество произведенного СПГ определяется системой коммерческого учета отгружаемого продукта, в частности, рекомендуется весовой метод.
<a id="p100485"></a>11.2.3 Технологический процесс выхода установки сжижения на режим должен быть представлен в технической документации на установку.
<a id="p100486"></a>11.2.4 Энергозатраты на сжижение определяются как полное энергопотребление станции при проектной производительности в течение 24 часов за вычетом энергозатрат на отопление, освещение и вентиляцию.
<a id="p100487"></a>11.2.5 Состав произведенного СПГ определяется в процессе сжижения в течение 24 ч. Замеры производятся через 8 ч.


### <a id="p100488"></a>11.3 Методы испытаний криогенных газозаправочных станций

<a id="p100489"></a>11.3.1 Расход сжиженного природного газа определяется системой коммерческого учета КриоГЗС при заправке криогенного резервуара в течение не менее 60 минут и пересчитывается на часовую производительность.
<a id="p100490"></a>11.3.2 Во время заправки должны поддерживаться проектные значения давлений на станции и в резервуаре, заправляемый резервуар и коммуникации должны быть охлаждены, резервуар перед заправкой должен содержать от 5% до 10% жидкости, пропускная способность коммуникаций резервуара должна соответствовать диапазону проектных значений.
<a id="p100491"></a>11.3.3 Если на станции предусмотрена заправка с помощью криогенного насоса, то перед испытаниями в течение часа насос должен проработать с подачей жидкости в заправочную коммуникацию или через байпасный вентиль обратно в резервуар, а затем проводятся испытания согласно 10.3.1.


### <a id="p100492"></a>11.4 Методы испытаний криогенных газонаполнительных станций

<a id="p100493"></a>11.4.1 Расход газифицированного СПГ определяется системой коммерческого учета станции при непрерывной работе на одном испарителе в течение не менее 3 часов.
<a id="p100494"></a>11.4.2 Допускается определять расход газа по скорости заполнения баллонов (с учетом температуры газа) с пересчетом на часовую производительность.
<a id="p100495"></a>11.4.3 При испытаниях наряду с расходом определяются давление и температура ПГ после испарителя.


### <a id="p100496"></a>11.5 Методы испытаний криогенных станций газоснабжения

<a id="p100497"></a>Производительность КриоСГ по регазифицированному СПГ и температура ПГ после регазификации определяются системой коммерческого учета продукта и системой управления и контроля при снабжении ПГ объекта в течение 24 ч. В случае необходимости производится пересчет производительности для проектных условий.





<a id="p100498"></a>Приложение А
(рекомендуемое)

<a id="p100499"></a>**ТЕПЛОФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА СЖИЖЕННОГО ПРИРОДНОГО ГАЗА**

<a id="p100500"></a>А.1 Природный газ и СПГ являются разными агрегатными состояниями многокомпонентной смеси газов.
<a id="p100501"></a>А.2 В соответствии с ГОСТ 12.1.007 ПГ - вещество 4 класса опасности, ПДК - 300 мг/м3 в пересчете на углерод по ГОСТ 12.1.005, ПДК для жилых массивов: среднесуточная - 1,5 мг/м3; разовая - 5 мг/м3.
<a id="p100502"></a>А.3 В организме человека ПГ не накапливается.
<a id="p100503"></a>А.4 Физико-химические свойства СПГ определяются его компонентным составом.
<a id="p100504"></a>А.5 В зависимости от метода производства в готовой продукции в качестве примесей могут присутствовать:
- <a id="p100505"></a>азот;
- <a id="p100506"></a>диоксид углерода;
- <a id="p100507"></a>этан;
- <a id="p100508"></a>пропан и другие предельные и непредельные углеводороды ряда C3 и выше;
- <a id="p100509"></a>меркаптаны и следы компрессорного масла.
<a id="p100510"></a>А.6 Преобладающее содержание метана (от 92% до 98%) в СПГ предопределяет близость его основных теплофизических параметров, пожароопасных и иных характеристик к показателям чистого метана.
<a id="p100511"></a>А.7 Теплофизические свойства метана приведены в таблице А.1.

<a id="p100512"></a>Таблица А.1

<a id="p100513"></a>Теплофизические свойства метана


| <a id="p100514"></a>Параметр | <a id="p100515"></a>Значение |
| --- | --- |
| <a id="p100516"></a>Температура в тройной точке, К | <a id="p100517"></a>Tтр = 90,68+0,01 |
| <a id="p100518"></a>Давление в тройной точке, МПа | <a id="p100519"></a>Pтр = 0,01172 +/- 0,00002 |
| <a id="p100520"></a>Температура кипения при давлении 760 мм рт. ст., К | <a id="p100521"></a>Tн.к = 111,6 +/- 0,02 |
| <a id="p100522"></a>Температура в критической точке, К | <a id="p100523"></a>Tкр = 190,77+0,10 |
| <a id="p100524"></a>Давление в критической точке, МПа | <a id="p100525"></a>Pкр = 4,626 +/- 0,015 |
| <a id="p100526"></a>Плотность в критической точке, кг/м3 |  |
| <a id="p100528"></a>Плотность в жидком состоянии, кг/м3 | <a id="p100529"></a>p = 422,0 |
|  | <a id="p100530"></a>TCBC = 537 |
| <a id="p100531"></a>Низшая теплота сгорания при давлении 760 мм рт. ст. и t = 15 °C, МДж/кг | <a id="p100532"></a>50,03 |






<a id="p100533"></a>Приложение Б
(рекомендуемое)

<a id="p100534"></a>**ОРГАНИЗАЦИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБЪЕКТОВ ПРОИЗВОДСТВА**
**И ПОТРЕБЛЕНИЯ СЖИЖЕННОГО ПРИРОДНОГО ГАЗА**


### <a id="p100535"></a>Б.1 Общие требования

<a id="p100536"></a>Б.1.1 Эксплуатация ОПр и ОП СПГ в организациях основывается на соблюдении положений Федерального закона [2], других федеральных законов, настоящего документа, иных нормативных правовых актов и нормативных технических документов в области промышленной безопасности, инструкций по эксплуатации используемого оборудования.
<a id="p100537"></a>Б.1.2 В каждой организации, эксплуатирующей ОПр и ОП СПГ, приказом назначаются лица, ответственные за безопасную эксплуатацию ОПр и ОП СПГ в целом и каждого участка (вида оборудования) в отдельности. Ответственные лица выбираются из числа руководителей или специалистов, прошедших проверку знаний настоящего стандарта и нормативных документов по пожарной безопасности объектов малотоннажного производства и потребления СПГ.
<a id="p100538"></a>Б.1.3 В организации, эксплуатирующей ОПр и ОП СПГ:
- <a id="p100539"></a>проводится исполнение комплекса мероприятий по техническому обслуживанию, текущему и планово-предупредительному ремонтам, обеспечивается содержание оборудования в исправном состоянии и соблюдаются требования настоящего документа;
- <a id="p100540"></a>хранятся копии лицензий организаций, выполняющих по договору работы по техническому обслуживанию и ремонту; диагностические и общестроительные работы;
- <a id="p100541"></a>хранятся акты о разграничении сфер деятельности с организациями, выполняющими работы по техническому обслуживанию и ремонту объектов газового хозяйства по договорам;
- <a id="p100542"></a>имеется требуемый по штату персонал, удовлетворяющий квалификационным требованиям, не имеющий медицинских противопоказаний к работе;
- <a id="p100543"></a>проводится своевременная подготовка и аттестация работников;
- <a id="p100544"></a>имеются правовые акты и нормативные технические документы (правила, положения и инструкции), устанавливающие порядок ведения работ на ОПр и ОП СПГ;
- <a id="p100545"></a>организуется и осуществляется производственный контроль над соблюдением требований промышленной безопасности;
- <a id="p100546"></a>обеспечивается наличие и функционирование необходимых приборов и систем контроля;
- <a id="p100547"></a>выполняются постановления Ростехнадзора и других надзорных органов в соответствии с их полномочиями;
- <a id="p100548"></a>проводятся технические обследования оборудования, систем, зданий и сооружений в установленные сроки или по требованию (предписанию) органов Ростехнадзора;
- <a id="p100549"></a>обеспечивается защита ОПр и ОП СПГ от проникновения и несанкционированных действий посторонних лиц;
- <a id="p100550"></a>проводится немедленное информирование территориальных органов Ростехнадзора об аварии или инциденте, произошедших на ОПр и ОП СПГ;
- <a id="p100551"></a>осуществляются мероприятия по локализации и ликвидации последствий аварий (инцидентов) и оказывается содействие государственным органам в расследовании их причин;
- <a id="p100552"></a>обеспечивается участие в техническом расследовании причин аварий, принимаются меры по их устранению, профилактике и учету аварий;
- <a id="p100553"></a>в территориальные органы Ростехнадзора представляется информация о выполнении мероприятий по предотвращению аварий, предписанных актом расследования.
<a id="p100554"></a>Б.1.4 Ответственность за выполнение вышеуказанных мероприятий возлагается на руководителя организации.
<a id="p100555"></a>Б.1.5 Количество ответственных лиц за эксплуатацию, техническое обслуживание и ремонт должно определяться исходя из расчета времени, необходимого для своевременного и качественного выполнения обязанностей, возложенных на указанных лиц должностными инструкциями.
<a id="p100556"></a>Б.1.6 Организация и проведение работ по техническому обслуживанию и ремонту оборудования ОПр и ОП СПГ осуществляются в соответствии с настоящим стандартом согласно инструкциям заводов-изготовителей, а также в соответствии с инструкциями по безопасности проведения работ по технической эксплуатации оборудования, утвержденными в установленном порядке.
<a id="p100557"></a>Б.1.7 Графики и инструкции технического обслуживания и ремонта оборудования ОПр и ОП СПГ согласовываются с организацией-исполнителем при заключении договора на обслуживание объектов.
<a id="p100558"></a>Б.1.8 Производственная инструкция и технологическая схема пересматриваются и повторно утверждаются после реконструкции, технического перевооружения и изменения технологического процесса до включения оборудования в работу.
<a id="p100559"></a>Б.1.9 На объектах на основе документации разрабатывается технический паспорт объекта с генпланом территории, архитектурно-планировочными решениями, картами-схемами технологических процессов и инженерных подсистем.
<a id="p100560"></a>Б.1.10 В техническом паспорте объекта указывается предусмотренный проектом комплекс мер по противопожарной и противовзрывной защите.
<a id="p100561"></a>Б.1.11 Технический паспорт объекта утверждается руководителем объекта и согласовывается с проектной организацией.
<a id="p100562"></a>Б.1.12 На ОПр и ОП СПГ в соответствии с Руководящим документом [33] разрабатывается ПЛАС, в котором с учетом специфических условий предусматриваются оперативные действия персонала по предотвращению аварий и ликвидации аварийных ситуаций, исключению возгораний или взрывов, безопасной эвакуации людей, не занятых в ликвидации аварий.
<a id="p100563"></a>Б.1.13 Организация-владелец в течение всего срока эксплуатации опасного производственного объекта (до ликвидации) хранит проектную и исполнительскую документацию. Порядок и условия ее хранения определяются решением руководителя организации.
<a id="p100564"></a>Б.1.14 Организации, эксплуатирующие ОПр и ОП СПГ, регистрируют их в государственном реестре в соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации [34].

### <a id="p100565"></a>Б.2 Организация производственного контроля

<a id="p100566"></a>Производственный контроль на ОПр и ОП СПГ осуществляется в соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации [35].

### <a id="p100567"></a>Б.3 Требования к персоналу

<a id="p100568"></a>Б.3.1 Руководители организаций и специалисты, занятые проектированием, строительством, надзором, испытаниями оборудования и эксплуатацией объектов, а также подготовкой кадров, проходят подготовку и аттестацию в соответствии с Руководящим документом [36].
<a id="p100569"></a>Б.3.2 Персонал, эксплуатирующий опасные производственные объекты, и персонал газоспасательных и аварийных служб проходят профессиональный отбор с обязательным медицинским освидетельствованием.
<a id="p100570"></a>Б.3.3 К работе по обслуживанию и ремонту оборудования допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие обучение и аттестацию в присутствии инспектора Ростехнадзора на право ведения указанных работ.
<a id="p100571"></a>Б.3.4 Подготовка персонала производится в соответствии с требованиями Правил безопасности [16] и Руководящим документом [37].
<a id="p100572"></a>Б.3.5 Программа обучения технической и пожарной безопасности согласуется с территориальными надзорными органами.
<a id="p100573"></a>Б.3.6 Персонал информируется об опасностях, обусловленных криогенными и горючими свойствами СПГ и его паров: криогенных ожогах, гипотермии, асфиксии и термической радиации при воспламенении смеси паров СПГ с воздухом.
<a id="p100574"></a>Б.3.7 При подготовке к работе на объектах с взрывоопасным оборудованием рабочие и ИТР проходят курс подготовки с использованием современных технических средств обучения и отработки навыков.
<a id="p100575"></a>Б.3.8 Курс подготовки включает сведения о технологическом процессе, системах управления, пуска, плановой и аварийной остановке в типовых, нештатных и аварийных ситуациях.
<a id="p100576"></a>Б.3.9 Весь вновь принимаемый на данный объект персонал перед допуском к работе и все работающие со стажем менее двух лет проходят тренинг.
<a id="p100577"></a>Б.3.10 Повторный тренинг содержит отработку навыков по той же программе, его проходит сотрудник после перерыва в работе более 1 месяца.
<a id="p100578"></a>Б.3.11 Периодический тренинг проходит весь персонал ежеквартально.
<a id="p100579"></a>Б.3.12 Допуск персонала осуществляется документальным оформлением результатов проведенного обучения и тренинга.
<a id="p100580"></a>Б.3.13 Программа для отработки навыков пуска, нормального функционирования и аварийной остановки создается на базе технологических регламентов.
<a id="p100581"></a>Б.3.14 Программа для нештатных и аварийных ситуаций создается по сценариям ПЛАС, которые разрабатываются разработчиком проекта по поручению владельца объекта.
<a id="p100582"></a>Б.3.15 Работники опасного производственного объекта незамедлительно ставят в известность своего непосредственного руководителя или в установленном порядке других должностных лиц об аварии или инциденте на объекте.
<a id="p100583"></a>Б.3.16 К персоналу, осуществляющему перевозку СПГ в транспортных заправщиках, предъявляются требования в соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации [38].
<a id="p100584"></a>Б.3.17 Автотранспортная организация при перевозке СПГ организует специальную подготовку или инструктаж персонала, занятого на работе с СПГ, и обеспечивает его индивидуальными средствами защиты.
<a id="p100585"></a>Б.3.18 Водитель транспортного заправщика обеспечивается маршрутом перевозки, информационными и аварийными карточками СПГ в соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации [38].
<a id="p100586"></a>Б.3.19 Водители, назначенные для перевозки СПГ, проходят специальную подготовку или инструктаж.
<a id="p100587"></a>Б.3.20 Водители, постоянно занятые на перевозке СПГ, проходят медосмотр по графику, но не реже одного раза в три года, и предрейсовый медицинский контроль перед каждым рейсом по перевозке опасных грузов.
<a id="p100588"></a>Б.3.21 К перевозке СПГ допускаются водители, имеющие непрерывный стаж работы на транспортном средстве данной категории не менее трех лет и Свидетельство о прохождении специальной подготовки по утвержденной программе для водителей, перевозящих опасные грузы в соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации [38].
<a id="p100589"></a>Б.3.22 Персонал, сопровождающий транспортный заправщик с СПГ, проходит специальный инструктаж и обучение действиям по ликвидации последствий опасных инцидентов.
<a id="p100590"></a>Б.3.23 Если водитель является одновременно оператором, он проходит обучение и имеет удостоверение на право ведения газоопасных работ.

### <a id="p100591"></a>Б.4 Перечень эксплуатационной документации на ОПр и ОП

<a id="p100592"></a>Б.4.1 Для безопасной работы ОПр и ОП СПГ на объекте необходимо иметь следующую эксплуатационную документацию:
- <a id="p100593"></a>техническое описание и инструкция по эксплуатации на ОПр и ОП СПГ в целом и основное оборудование;
- <a id="p100594"></a>паспорта сосудов, работающих под давлением, выполненные по форме Правил безопасности [16] (с приложениями), на все резервуары для хранения и транспортирования СПГ;
- <a id="p100595"></a>формуляр на ОПр и СПГ в целом и основные составные части, выполненный по форме ГОСТ 2.601, для отметки работ (обслуживания, ремонта и т.п.) при эксплуатации;
- <a id="p100596"></a>ведомость ЗИП;
- <a id="p100597"></a>ведомость эксплуатационных документов по ГОСТ 2.601;
- <a id="p100598"></a>основные монтажные чертежи ОПр и ОП СПГ;
- <a id="p100599"></a>схема технологическая ОПр и СПГ в целом, а также основных составных элементов (резервуаров, цистерн, насосов и т.п.);
- <a id="p100600"></a>производственные инструкции по обслуживанию резервуаров (цистерн) ОП СПГ, утвержденные главным инженером ОПр и СПГ;
- <a id="p100601"></a>журнал технологических операций;
- <a id="p100602"></a>журналы осмотра, технологического обслуживания и ремонта оборудования;
- <a id="p100603"></a>план локализации и ликвидации аварий;
- <a id="p100604"></a>перечень газоопасных работ;
- <a id="p100605"></a>журнал учета газоопасных работ, проводимых без наряда-допуска;
- <a id="p100606"></a>производственные инструкции по обслуживанию комплектующего оборудования ОПр и СПГ (насосов, компрессорных установок и т.п.).





<a id="p100607"></a>Приложение В
(рекомендуемое)

<a id="p100608"></a>**ЭКСПЛУАТАЦИЯ ЗДАНИЙ И СООРУЖЕНИЙ**

<a id="p100609"></a>В.1 Все здания и сооружения на ОПр и ОП СПГ имеют строительный паспорт, в случае его отсутствия производится его оформление перед началом эксплуатации.
<a id="p100610"></a>В.2 По истечении установленного срока службы проводится обследование зданий или сооружений в соответствии со Сводом правил [39] в целях установления возможности дальнейшей их эксплуатации, необходимости проведения реконструкции или прекращения эксплуатации.
<a id="p100611"></a>В.3 Обследование зданий и целостности строительных конструкций (трещин, обнажения арматуры, просадки фундамента, снижение несущих способностей перекрытий, разрушение кровли и другие) производится также перед реконструкцией технологического объекта или изменением функционального назначения здания или сооружения, а также после аварии (взрыв или пожар).
<a id="p100612"></a>В.4 Обследование зданий и сооружений в целях установления возможности дальнейшей их эксплуатации, необходимости проведения реконструкции или прекращения эксплуатации проводится с учетом строительных норм и правил, утвержденных федеральным органом исполнительной власти в области строительства, в рамках экспертизы промышленной безопасности в порядке, утвержденном Ростехнадзором.
<a id="p100613"></a>В.5 Все виды ремонтно-строительных работ зданий и сооружений выполняются в строгом соответствии с графиком планово-предупредительного ремонта зданий и сооружений, составленным на основании местных условий эксплуатации и утвержденным руководством организации.
<a id="p100614"></a>В.6 На ОПр и ОП СПГ ведется "Журнал осмотра и ремонтов зданий и сооружений", в который записываются: даты осмотров и их результаты с описанием всех замеченных повреждений; выполненные ремонтные работы с указанием начала и конца ремонта, его характера и объема; результаты замеров осадки фундаментов; данные о трещинах, появляющихся в стенах и фундаментах, дата обнаружения трещин и их местонахождение.
<a id="p100615"></a>В.7 Кладка внутренних стен между взрывоопасными и невзрывоопасными помещениями делается газонепроницаемой. Необходимо тщательно следить за состоянием штукатурки стен и расшивки швов и в случае их нарушения немедленно исправлять повреждение.
<a id="p100616"></a>В.8 За состоянием фундаментов под испарители и резервуары устанавливается постоянное наблюдение. Проводится отслеживание появления трещин и разрушений в результате вибраций, температурных воздействий и других причин. При обнаружении трещин и разрушений принимаются меры по их устранению. После устранения трещин ведется наблюдение за их возможным дальнейшим развитием.
<a id="p100617"></a>В.9 Металлические конструкции осматриваются не реже одного раза в год, а железобетонные не реже двух раз в год. При обнаружении повреждений и неисправностей в зданиях и сооружениях немедленно принимаются меры, обеспечивающие их устранение.
<a id="p100618"></a>В.10 Для предохранения от коррозии металлических конструкций зданий и сооружений периодически проводится окрашивание (наружные - не реже одного раза в год, а находящиеся внутри помещений - не реже одного раза в период от 3 до 5 лет).
<a id="p100619"></a>В.11 Кровли зданий и сооружений ОПр и ОП СПГ содержатся в исправном состоянии, периодически осматриваются и своевременно очищаются от снега и льда.
<a id="p100620"></a>В.12 Полы во взрывоопасных помещениях делаются искробезопасными, ровными, без щелей, выбоин и местного вспучивания.
<a id="p100621"></a>В.13 Двери производственных помещений в рабочее время на замки и крючки не закрываются.
<a id="p100622"></a>В.14 На входных дверях зданий и сооружений, а также производственных помещений наносятся обозначения категории помещений по взрыво- и пожарной опасности и классов взрывоопасности зон.
<a id="p100623"></a>В.15 Территория ОПр и ОП СПГ очищается от посторонних предметов и различного мусора. Проводится очистка проходов и проездов. Вся территория ОП СПГ должна содержаться в чистоте и порядке.
<a id="p100624"></a>В.16 Все дороги, пожарные проезды и выезды на дороги общего пользования поддерживаются в исправном состоянии. Кюветы дорог систематически очищаются для обеспечения нормального стока ливневых вод.
<a id="p100625"></a>В.17 В зимний период своевременно удаляется снег с технологических площадок и проездов, а также с тех частей территории, где он может помешать производственным операциям или действиям аварийных служб. При обледенении проходы и проезды посыпают песком.
<a id="p100626"></a>В.18 Земляные работы на территории действующего ОПр и ОП СПГ проводятся только по наряду-допуску согласно разработанной инструкции.
<a id="p100627"></a>В.19 К началу снеготаяния ливневая канализация ОПр и ОП СПГ осматривается и подготавливается к отводу воды.
<a id="p100628"></a>В.20 При отключении системы водоснабжения (если она предусмотрена проектом) работа ОПр и ОП СПГ запрещается.





<a id="p100629"></a>Приложение Г
(рекомендуемое)

<a id="p100630"></a>**ЭКСПЛУАТАЦИЯ КОМПРЕССОРНЫХ УСТАНОВОК И КРИОГЕННЫХ НАСОСОВ**

<a id="p100631"></a>Г.1 Эксплуатация компрессорных установок основывается на соблюдении Правил безопасности [40], производственных инструкций и инструкций заводов-изготовителей.
<a id="p100632"></a>Г.2 При достижении давления на нагнетательных линиях компрессорных установок или криогенных насосов выше давления, предусмотренного проектом, электродвигатели автоматически отключаются.
<a id="p100633"></a>Г.3 Работа компрессоров и насосов осуществляется при исправной вентиляции, при наличии исправных контрольно-измерительных приборов и концентрации газа, не превышающей 20% от НКПВ газа.
<a id="p100634"></a>Г.4 Сведения о режиме работы, количестве отработанного времени компрессорных установок, насосов, а также замеченных неполадках в работе записываются в эксплуатационный журнал.
<a id="p100635"></a>Г.5 Вывод компрессорных установок, насосов из рабочего режима в резерв должен производиться согласно производственной инструкции.
<a id="p100636"></a>Г.6 После остановки компрессорной установки или насоса запорная арматура на всасывающей и нагнетательной линиях закрывается.
<a id="p100637"></a>Г.7 Температура воздуха в компрессорном отделении в рабочее время поддерживается не ниже 10 °C. Если температура воздуха ниже 10 °C, то во избежание замерзания воды после остановки компрессорных установок вода из водопровода и из охлаждающей системы компрессорных установок сливается.
<a id="p100638"></a>Г.8 Пуск в работу и эксплуатация компрессорных установок и насосов осуществляются при наличии ограждения на муфте сцепления и клиноременных передач с электродвигателем.
<a id="p100639"></a>Г.9 Компрессорные отделения оснащаются технологическими схемами оборудования, трубопроводов и КИПиА, инструкциями по эксплуатации оборудования и эксплуатационными журналами.
<a id="p100640"></a>Г.10 При техническом обслуживании компрессорных установок ежесменно выполняются следующие работы:
- <a id="p100641"></a>осмотр агрегатов, запорной и предохранительной арматуры, средств измерений и автоматики с целью выявления неисправностей, технического состояния и утечек газа;
- <a id="p100642"></a>очистка оборудования и КИПиА от пыли и загрязнений, проверка наличия и исправности заземления и креплений;
- <a id="p100643"></a>контроль над отсутствием посторонних шумов, нехарактерных вибраций, температурой подшипников, уровнем, давлением и температурой масла и охлаждающей воды;
- <a id="p100644"></a>проверка исправности доступных для осмотра движущихся частей;
- <a id="p100645"></a>контроль над исправным состоянием и правильным положением запорной арматуры и предохранительных клапанов;
- <a id="p100646"></a>соблюдение требований инструкций заводов - изготовителей оборудования;
- <a id="p100647"></a>отключение неисправного оборудования.
<a id="p100648"></a>Г.11 Техническое обслуживание насосов проводится ежемесячно в соответствии с заводской инструкцией по эксплуатации.
<a id="p100649"></a>Г.12 Для смазки компрессорных установок и насосов используют масла, предусмотренные заводскими инструкциями.
<a id="p100650"></a>Г.13 Техническое обслуживание компрессорных установок и насосов осуществляется персоналом под руководством и при непосредственном участии руководящих работников и специалистов.
<a id="p100651"></a>Г.14 Текущий ремонт компрессорного оборудования включает в себя операции технического обслуживания и осмотра, частичную разборку оборудования с ремонтом и заменой быстроизнашивающихся частей и деталей.
<a id="p100652"></a>Г.15 Порядок и сроки текущего и капитального ремонта насосного и компрессорного оборудования устанавливаются заводами-изготовителями и определяются графиками, утвержденными техническим руководителем ОПр и ОП СПГ





<a id="p100653"></a>Приложение Д
(рекомендуемое)

<a id="p100654"></a>**ЭКСПЛУАТАЦИЯ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ**

<a id="p100655"></a>Д.1 Ввод в эксплуатацию, эксплуатация, обслуживание, ремонт, техническое освидетельствование электрооборудования ОПр и ОП СПГ осуществляются в соответствии с Руководящим документом [37], Приказом Министерства Энергетики Российской Федерации [41].
<a id="p100656"></a>Д.2 При проведении ремонтных работ в условиях возможной загазованности, в том числе внутри технологических аппаратов, освещение обеспечивается согласно требованиям приложения К к настоящему стандарту.





<a id="p100657"></a>Приложение Е
(рекомендуемое)

<a id="p100658"></a>**ЭКСПЛУАТАЦИЯ УСТРОЙСТВ АВТОМАТИКИ**
**И КОНТРОЛЬНО-ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ПРИБОРОВ**

<a id="p100659"></a>Е.1 За состоянием исправности средств измерений, за организацию своевременного проведения обязательных государственных и ведомственных поверок ответственность несет руководство ОПр и ОП СПГ.
<a id="p100660"></a>Е.2 К эксплуатации допускаются средства измерений, признанные по результатам метрологического надзора пригодными к применению.
<a id="p100661"></a>Е.3 Учет средств измерений с составлением перечня по ОПр и ОП СПГ и определения порядка надзора и сроков проверок и поверок с учетом условий эксплуатации приборов и взрывобезопасности возлагается на ответственного по метрологическому обеспечению, назначенному приказом по ОПр и ОП СПГ.
<a id="p100662"></a>Е.4 Установленные на трубопроводах и оборудовании ОПр и ОП СПГ приборы и устройства автоматики безопасности, автоматического регулирования и контрольно-измерительные приборы проходят:
- <a id="p100663"></a>техническое обслуживание;
- <a id="p100664"></a>ремонт;
- <a id="p100665"></a>проверку исправности и правильности показаний;
- <a id="p100666"></a>проверку срабатывания устройств защиты, блокировок, сигнализации;
- <a id="p100667"></a>государственную поверку.
<a id="p100668"></a>Е.5 Сроки, порядок технического обслуживания, ремонта и проверки исправности и правильности показаний определены в технической документации заводов-изготовителей.
<a id="p100669"></a>Е.6 Государственная поверка средств измерений, предназначенных для целей учета, контроля, взаимных расчетов обеспечения техники безопасности, охраны окружающей среды проводится в соответствии с Положением [42].
<a id="p100670"></a>Е.7 Эксплуатируются контрольно-измерительные приборы, срок поверки которых не истек.
<a id="p100671"></a>Е.8 Разрешено заменить государственную поверку средств измерений на ведомственную поверку в специализированной организации, имеющей право на ведение данного вида работ. Ведомственная поверка средств измерений осуществляется один раз в год.
<a id="p100672"></a>Е.9 Срок проверки манометров определяется Правилами безопасности [16].
<a id="p100673"></a>Е.10 Поверка работы сигнализаторов до взрывных концентраций на контрольных смесях осуществляется в соответствии с инструкцией заводов-изготовителей, но не реже одного раза в квартал.
<a id="p100674"></a>Е.11 В процессе эксплуатации подвергают испытаниям на срабатывание (включение и/или функционирование) по специальным инструкциям или по алгоритму АСУ ТП следующие системы и оборудование:
- <a id="p100675"></a>резервные и аварийные источники электроснабжения - не реже одного раза в месяц без принятия нагрузки и один раз в полгода (при отсутствии пусков) под нагрузкой, близкой к номинальному значению;
- <a id="p100676"></a>резервную котельную, газовые воздухонагреватели и другие средства индивидуального нагрева - ежемесячно в зимний период;
- <a id="p100677"></a>системы водяного, пенного, газового и порошкового пожаротушения - в сроки, определенные инструкциями по эксплуатации;
- <a id="p100678"></a>систему аварийного отключения технологического оборудования - при плановой остановке объекта.
<a id="p100679"></a>Работоспособность автоматических защит оборудования проверяют в установленные сроки в соответствии с утвержденными инструкциями.
<a id="p100680"></a>Е.12 Значение уставок срабатывания автоматики безопасности, устройств сигнализации и блокировок устанавливают в соответствии с параметрами, указанными в техническом отчете наладочной организации. При этом сигнализаторы, контролирующие состояние воздушной среды, срабатывают при возникновении в помещении или на территории опасной концентрации газа. Не следует повышать концентрацию газа в помещении для проверки работы сигнализатора.
<a id="p100681"></a>Е.13 Контроль герметичности приборов, импульсных трубопроводов и арматуры проводится одновременно с проверкой герметичности газопроводов и технологического оборудования не реже одного раза в месяц.
<a id="p100682"></a>Е.14 Отключать устройства автоматики безопасности и блокировок допускается только на кратковременный срок по письменному распоряжению руководства ОПр и ОП СПГ с записью в журнале при условии создания дополнительных мер, обеспечивающих безаварийность и безопасность работы.
<a id="p100683"></a>Е.15 При выходе из строя автоматический сигнализатор загазованности заменяется резервным.
<a id="p100684"></a>Е.16 До замены концентрация газа в воздухе производственных помещений контролируется переносными газоанализаторами через каждые 30 минут в течение рабочей смены.
<a id="p100685"></a>Е.17 Сигнализаторы загазованности, для которых не требуется сжатый воздух, находятся в работе круглосуточно, а сигнализация от них выводится в помещение операторской.
<a id="p100686"></a>Е.18 Ремонт и подготовку КИПиА к государственной поверке выполняет специально обученный персонал.
<a id="p100687"></a>Е.19 Ремонт автоматики и КИПиА приурочивается к срокам выполнения ремонта основного оборудования.
<a id="p100688"></a>Е.20 Приборы, снятые в ремонт или на поверку, немедленно заменяются идентичными, в том числе и по условиям эксплуатации.
<a id="p100689"></a>Е.21 Все работы по техническому обслуживанию и ремонту автоматики и КИПиА фиксируются в эксплуатационной документации.
<a id="p100690"></a>Е.22 Работы по регулировке и ремонту систем автоматизации, противоаварийных защит и сигнализации в условиях загазованности не проводятся.





<a id="p100691"></a>Приложение Ж
(рекомендуемое)

<a id="p100692"></a>**ЭКСПЛУАТАЦИЯ СИСТЕМ ОТОПЛЕНИЯ И ВЕНТИЛЯЦИИ**

<a id="p100693"></a>Ж.1 Порядок эксплуатации, обслуживания, ремонта, наладки и проведения проверки на эффективность работы систем вентиляции и отопления определяется соответствующими инструкциями заводов-изготовителей.
<a id="p100694"></a>Ж.2 Каждая вентиляционная система имеет обозначение и порядковые номера согласно проекту, которые наносятся яркой несмываемой краской на кожухе вентилятора или воздуховоде вентилятора.
<a id="p100695"></a>Ж.3 На каждую вентиляционную систему составляется паспорт, в котором приводятся схема установки, тип и характеристика вентилятора и электродвигателя.
<a id="p100696"></a>Ж.4 Изменение конструкции вентиляционных и отопительных систем согласовывается с проектной организацией.
<a id="p100697"></a>Ж.5 Если вентиляционные системы не исправны или воздухообмен недостаточен, то работы со сжиженным природным газом на ОПр/ОП СПГ прекращаются до устранения неисправностей.
<a id="p100698"></a>Ж.6 Вентиляционные камеры запираются на замок. На дверях вывешиваются таблички с надписями о запрещении входа посторонним лицам.
<a id="p100699"></a>Ж.7 Материалы, оборудование, инвентарь и инструмент в вентиляционных камерах не хранятся.
<a id="p100700"></a>Ж.8 В случае временной неработоспособности газоанализаторов в помещениях категории А (не более 72 часов) анализ воздуха в помещениях на содержание в них газов производится переносными газоанализаторами каждые 30 минут в течение рабочей смены. Пробы для анализа отбираются в местах в соответствии с утвержденной схемой отбора.
<a id="p100701"></a>Ж.9 При выявлении в помещениях ОП СПГ опасной концентрации газа работы останавливаются, помещения проветриваются, причины загазованности устраняются.
<a id="p100702"></a>Ж.10 Устройства для регулирования вентиляции после наладки и регулировки фиксируются.
<a id="p100703"></a>Ж.11 Технологическое обслуживание вентиляционных камер и вентиляционных систем помещений категории А и других помещений производится ежесменно.
<a id="p100704"></a>Ж.12 Испытания вентиляционных систем в целях определения их эксплуатационных технических характеристик проводятся не реже одного раза в год, а также после ремонта, реконструкции, неудовлетворительных результатов анализа воздушной среды.
<a id="p100705"></a>Ж.13 Испытания проводятся специализированной организацией. По результатам испытаний составляется технический отчет, содержащий оценку эффективности работы вентиляционных систем по обеспечению нормальных санитарно-гигиенических условий в рабочих зонах и указания по режиму эксплуатации вентиляционных систем.
<a id="p100706"></a>Ж.14 Техническое обслуживание вентиляционного оборудования включает в себя следующие работы:
- <a id="p100707"></a>мелкий ремонт вентиляционной системы, осуществляемый во время перерывов в работе (подтяжка креплений, фиксаторов положения шиберов и т.д.);
- <a id="p100708"></a>надзор за выполнением положений инструкций по обслуживанию вентиляционных систем (температурой подшипников, правильностью направления ротора вентилятора, отсутствием посторонних шумов, вибрации, подсосов воздуха, утечек теплоносителя в калориферах и трубопроводах, правильностью регулирующих и предохранительных устройств), контроль над состоянием ограждений вращающихся частей, своевременностью включения и выключения вентиляционных систем;
- <a id="p100709"></a>проверка включения и выключения вентиляционных систем в аварийных ситуациях в порядке, предусмотренном инструкцией.
<a id="p100710"></a>Ж.15 При текущем ремонте вентиляционного оборудования производится техническое обслуживание, кроме того:
- <a id="p100711"></a>очистка наружных поверхностей от пыли и грязи;
- <a id="p100712"></a>отключение и частичная разборка вентиляционной системы;
- <a id="p100713"></a>исправление вмятин и других повреждений;
- <a id="p100714"></a>заделка пробоин и сквозных мест кожухов вентиляторов, вентиляционных камер, воздуховодов, вытяжных зонтов и других устройств из листового металла;
- <a id="p100715"></a>ремонт нарушенных фланцевых, клепанных, клееных и сварных соединений, перетяжка болтовых соединений;
- <a id="p100716"></a>замена пришедших в негодность фланцев, болтов, прокладок, мягких вставок, креплений;
- <a id="p100717"></a>ремонт разделок в местах прохода элементов вентиляционных систем;
- <a id="p100718"></a>ремонт ротора, вала, замена подшипников;
- <a id="p100719"></a>восстановление зазоров между ротором и кожухом;
- <a id="p100720"></a>балансировка ротора вентилятора;
- <a id="p100721"></a>очистка и замена элементов фильтров, проверка герметичности обратных клапанов приточных систем вентиляции;
- <a id="p100722"></a>восстановление окраски и антикоррозионных покрытий;
- <a id="p100723"></a>устранение вибраций воздуховодов и вентиляторов, а также создаваемого ими шума;
- <a id="p100724"></a>регулировка вентиляционных систем при нарушении заданных параметров.
<a id="p100725"></a>Ж.16 При капитальном ремонте вентиляционного оборудования производится полный текущий ремонт, кроме того:
- <a id="p100726"></a>ремонт и замена вала вентиляторов;
- <a id="p100727"></a>ремонт кожуха вентилятора;
- <a id="p100728"></a>замена изношенных подшипников качения;
- <a id="p100729"></a>статическая балансировка ротора на специальном приспособлении;
- <a id="p100730"></a>ремонт конструктивных элементов, теплоизоляции вентиляционных камер с заменой при необходимости утепленных клапанов, дверей, дроссельных клапанов, шиберов, задвижек, механизмов и приводов; замена не пригодных для эксплуатации воздуховодов, местных отсосов, зонтов, дефлекторов, калориферов и других комплектующих и конструктивных элементов и узлов вентиляционных систем;
- <a id="p100731"></a>очистка камер, оборудования, устройства местных отсосов, укрытий, воздуховодов от пыли, грязи, отслоившейся краски;
- <a id="p100732"></a>окраска всего оборудования, помещений вентиляционных камер.
<a id="p100733"></a>Ж.17 Порядок обслуживания и ремонта систем вентиляции помещений категории А определяется инструкцией. Сведения о ремонтах и наладках фиксируются в паспорте вентиляционных систем.
<a id="p100734"></a>Ж.18 По результатам испытаний составляется технический отчет, в котором содержится оценка эффективности работы вентиляционных систем по обеспечению нормальных санитарно-гигиенических условий в рабочей зоне.





<a id="p100735"></a>Приложение И
(рекомендуемое)

<a id="p100736"></a>**КОНСЕРВАЦИЯ, РАСКОНСЕРВАЦИЯ И ЛИКВИДАЦИЯ ОБЪЕКТОВ**
**ПРОИЗВОДСТВА И ПОТРЕБЛЕНИЯ СЖИЖЕННОГО ПРИРОДНОГО ГАЗА**

<a id="p100737"></a>И.1 Консервация ОПр и ОП СПГ предусматривает осуществление комплекса организационных и технических мероприятий, обеспечивающих промышленную и экологическую безопасность при остановке объектов на срок более 3 месяцев, материальную сохранность объектов и их работоспособность после расконсервации.
<a id="p100738"></a>И.2 Порядок остановки на срок менее 3 месяцев излагается в технической инструкции по эксплуатации (регламенте) ОПр/ОП СПГ.
<a id="p100739"></a>И.3 Консервация ОПр и ОП СПГ осуществляется на основании приказа по организации, где определяются сроки и дата остановки, объем оборудования, подлежащего консервации, и комплекс необходимых мероприятий.
<a id="p100740"></a>И.4 При консервации и ликвидации объектов производства и потребления сжиженного природного газа необходимо проведение экспертизы промышленной безопасности в соответствии со статьей 8 Федерального закона [1].
<a id="p100741"></a>И.5 Организация работ по консервации осуществляется комиссией под руководством технического руководителя организации.
<a id="p100742"></a>И.6 Решение по консервации согласовывается с территориальными органами Ростехнадзора не менее чем за 1 месяц до остановки.
<a id="p100743"></a>И.7 Комплекс мероприятий по консервации разрабатывает предприятие, эксплуатирующее ОПр и ОП СПГ.
<a id="p100744"></a>И.8 На весь период нахождения объектов в состоянии консервации составляются сметы на содержание законсервированных объектов и проведение периодического контроля над их состоянием.
<a id="p100745"></a>И.9 Остановка электрического, технологического оборудования, контрольно-измерительных приборов и средств автоматики, зданий и сооружений на консервацию производится в соответствии с планом-графиком, который является приложением к приказу о консервации.
<a id="p100746"></a>И.10 В плане-графике отражаются основные мероприятия с указанием фамилий исполнителей и сроков исполнения.
<a id="p100747"></a>И.11 План график включает в себя следующее:
- <a id="p100748"></a>порядок прекращения подачи природного газа, его переработку и отгрузку СПГ на ОПр;
- <a id="p100749"></a>порядок прекращения хранения СПГ на ОПр и ОП;
- <a id="p100750"></a>порядок прекращения приема СПГ и выдачи регазифицированного природного газа на ОП;
- <a id="p100751"></a>перечень работ по промывке, продувке узлов, блоков, приборов, аппаратов, систем;
- <a id="p100752"></a>перечень мероприятий по обезвреживанию промстоков, твердых отходов и ликвидации выбросов в атмосферу;
- <a id="p100753"></a>порядок отключения систем обеспечения производства водой, паром, электроэнергией, воздухом, инертным газом, теплоносителями, материальными потоками;
- <a id="p100754"></a>перечень работ по отключению аппаратов, коммуникаций или участков трубопроводов с установкой заглушек, демонтаж приборов;
- <a id="p100755"></a>перечень работ по обеспечению работы отопления, вентиляции, дежурного (аварийного) освещения;
- <a id="p100756"></a>меры и перечень работ по исключению допуска посторонних лиц в здания и помещения (установка замков, решеток, сигнализации и т.п.);
- <a id="p100757"></a>перечень приборов и оборудования, подлежащих хранению в специальных условиях, демонтажу и передаче на склад.
<a id="p100758"></a>И.12 Консервация и ликвидация ОПр и ОП СПГ производятся с обязательным сливом остатков СПГ из технологических резервуаров и резервуаров хранения с последующей заменой среды на инертную.
<a id="p100759"></a>И.13 После проведения организационно-технических мероприятий по данному объекту и сдачи оборудования, зданий и сооружений на консервацию составляется акт, утверждаемый техническим руководителем организации (подразделения).
<a id="p100760"></a>И.14 В акте приводят следующие данные:
- <a id="p100761"></a>количество и местонахождение остатков ПГ, СПГ и вспомогательных материалов (с обоснованием);
- <a id="p100762"></a>количество и местонахождение "мертвых" остатков ПГ и СПГ в емкостях, аппаратах, блоках и коммуникациях (с обоснованием);
- <a id="p100763"></a>перечень отключенного заглушками или видимыми разрывами оборудования, цеховых и межцеховых коммуникаций;
- <a id="p100764"></a>перечень демонтированного оборудования и место его хранения;
- <a id="p100765"></a>перечень технической документации, журналов по установке и снятию заглушек, паспортов на оборудование и место их хранения;
- <a id="p100766"></a>штатное расписание оставшихся работников производства и их обязанности.
<a id="p100767"></a>И.15 При большом количестве видов выполненных работ составляются отдельные акты как по видам работ, так и по отдельным цехам (установкам) по усмотрению технического руководителя организации. Форма актов и порядок их оформления устанавливаются распорядительным документом в соответствии с разделом 7 настоящего стандарта.
<a id="p100768"></a>И.16 Расконсервация ОПр и ОП СПГ, остановленных на срок более чем на 1 год, осуществляется с проведением пуско-наладочных работ в полном объеме.
<a id="p100769"></a>И.17 Пуск в эксплуатацию ОПр и ОП СПГ, остановленных на срок до 1 года независимо от причины, осуществляется в порядке, аналогичном обратной процедуре консервации.
<a id="p100770"></a>И.18 Ликвидация ОПр и ОП СПГ, имеющих в своем составе здания, сооружения, строения, осуществляется согласно с разработанным в соответствии с разделом 24 Постановления Правительства Российской Федерации [43] проектом организации работ по сносу и демонтажу объектов капитального строительства.





<a id="p100771"></a>Приложение К
(рекомендуемое)

<a id="p100772"></a>**ПРОВЕДЕНИЕ ГАЗООПАСНЫХ РАБОТ**

<a id="p100773"></a>К.1 К газоопасным относят работы, проводимые в следующих условиях:
- <a id="p100774"></a>при наличии или возможности выделения в воздух рабочей зоны природного газа в количестве, способном вызвать удушение, взрыв или загорание при пусконаладочных и ремонтных работах на оборудовании ОПр и ОП СПГ;
- <a id="p100775"></a>при содержании кислорода в воздухе рабочей зоны менее 20%.
<a id="p100776"></a>К.2 К газоопасным работам на ОПр и ОП СПГ относят следующие операции, разделенные по степени опасности на две группы:
1) <a id="p100777"></a>I группа:
- <a id="p100778"></a>работы, связанные с разгерметизацией технологического оборудования, из которого не удален ПГ;
- <a id="p100779"></a>ликвидация или локализация возможных аварийных ситуаций и аварий;
- <a id="p100780"></a>пуск в эксплуатацию всего технологического оборудования ОПр/ОП СПГ, заполняемого ПГ после окончания строительства объекта и монтажа оборудования и после плановой остановки работы объекта на ремонт;
- <a id="p100781"></a>заполнение СПГ или продуктом в газовой фазе резервуаров и трубопроводов после их ремонта, а также освобождение их от газа перед постановкой на ремонт;
- <a id="p100782"></a>подготовка к ревизии или ремонту компрессорных установок и насосов, если таковые имеются на ОПр/ОП СПГ;
- <a id="p100783"></a>ввод в эксплуатацию аппаратов, агрегатов (резервуаров, насосов, компрессорных установок) и трубопроводов после ремонта;
- <a id="p100784"></a>проведение пусконаладочных работ;
- <a id="p100785"></a>проведение электрических испытаний во взрывоопасных зонах;
- <a id="p100786"></a>раскопка грунта в местах утечки газа до ее устранения;
- <a id="p100787"></a>консервация и расконсервация газопроводов и технологического оборудования;
- <a id="p100788"></a>сварочные и огневые работы на территории объекта.
2) <a id="p100789"></a>II группа:
- <a id="p100790"></a>обход наружных газопроводов;
- <a id="p100791"></a>отбор проб сжиженного природного газа;
- <a id="p100792"></a>отключение от действующей сети и продувка газопроводов;
- <a id="p100793"></a>отключение трубопроводов от резервуаров, насосов, компрессорных установок с последующей установкой заглушек для внутреннего осмотра или ремонта оборудования;
- <a id="p100794"></a>ремонт действующих трубопроводов СПГ и запорной арматуры;
- <a id="p100795"></a>ревизия, ремонт и освидетельствование резервуаров для СПГ.
<a id="p100796"></a>К.3 На ОПр и ОП СПГ разрабатывают перечень газоопасных работ с указанием мест наибольшей вероятности скопления взрывопожароопасной смеси.
<a id="p100797"></a>К.4 Места наиболее вероятного скопления взрывопожароопасной смеси находятся в зонах производства, хранения и слива-налива СПГ.
<a id="p100798"></a>К.5 При подготовке объекта к проведению газоопасной работы назначают ответственного за организацию безопасного проведения газоопасных работ и ответственного за подготовку к проведению газоопасной работы. По приказу предприятия определяется круг должностных лиц, имеющих право выдачи наряда-допуска, его утверждения, согласования, и лиц, ответственных за проведение газоопасных работ (в том числе их обязанности и ответственности).
<a id="p100799"></a>К.6 Работы, соответствующие I группе перечня газоопасных работ, оформляют нарядом-допуском на газоопасные работы. Работы, соответствующие II группе перечня газоопасных работ, регистрируют в журнале учета газоопасных работ.
<a id="p100800"></a>К.7 Перечень газоопасных работ периодически (не реже одного раза в 3 года) пересматривается и утверждается руководством ОПр и ОП СПГ.
<a id="p100801"></a>К.8 Ответственность за правильную организацию выполнения газоопасных работ возлагается на технического руководителя ОПр и ОП СПГ или лицо, его заменяющее.
<a id="p100802"></a>К.9 Ответственным за проведение газоопасных работ назначают лицо из числа руководителей и специалистов ОПр и ОП СПГ.
<a id="p100803"></a>К.10 Наряд-допуск на проведение газоопасных работ оформляется согласно установленной форме и предусматривает разработку и последующее осуществление комплекса мероприятий по подготовке и безопасному проведению работ.
<a id="p100804"></a>К.11 Наиболее ответственная газоопасная работа по вводу в эксплуатацию ОПр и ОП СПГ после окончания строительства или капитального ремонта выполняется по наряду и специальному плану.
<a id="p100805"></a>К.12 План ввода в эксплуатацию утверждается техническим руководителем организации.
<a id="p100806"></a>К.13 В плане проведения газоопасных работ указываются лица, ответственные за проведение каждой газоопасной работы в отдельности, и лицо, ответственное за координацию этих работ, которое осуществляет общее руководство работами и координирует последовательность их выполнения.
<a id="p100807"></a>К.14 В наряде на выполнение газоопасных работ указываются:
- <a id="p100808"></a>содержание выполняемой работы;
- <a id="p100809"></a>лицо, ответственное за выполнение работы;
- <a id="p100810"></a>дата и время, начало и конец работы;
- <a id="p100811"></a>наименования и номера оборудования, на котором проводится газоопасная работа, в соответствии с его обозначениями на технологической схеме;
- <a id="p100812"></a>основные меры безопасности при проведении работы;
- <a id="p100813"></a>список лиц, привлеченных к выполнению газоопасных работ.
<a id="p100814"></a>К.15 Наряд подписывается лицом, выдававшим наряд, и лицом, его получившим.
<a id="p100815"></a>К.16 Лица, подписавшие наряд-допуск, несут ответственность за правильность и полноту разработанных мероприятий по подготовке и проведению газоопасных работ, указанных в наряде-допуске, а также за достаточную квалификацию лиц, включенных в наряд-допуск в качестве руководителей и исполнителей газоопасных работ.
<a id="p100816"></a>К.17 Наряд-допуск выписывают в двух экземплярах и согласовывают с отделом охраны труда и промышленной безопасности.
<a id="p100817"></a>К.18 В наряде ставят отметку о проведенном инструктаже ответственного лица и членов его бригады. По окончании работ наряд возвращается лицу, выдавшему его.
<a id="p100818"></a>К.19 При проведении газоопасных работ в разных местах в одно и то же время на каждое место работы назначается отдельное ответственное лицо, которому выдается отдельный наряд.
<a id="p100819"></a>К.20 Газоопасные работы по первичной заправке стационарных резервуаров проводят по наряду-допуску на производство газоопасных работ под руководством лица, ответственного за безопасную эксплуатацию данных сосудов.
<a id="p100820"></a>К.21 Газоопасные работы, как правило, выполняют при дневном освещении (в полный световой день). Работы по ликвидации аварий выполняют в любое время суток под руководством инженерно-технического работника.
<a id="p100821"></a>К.22 В случае невозможности окончания газоопасной работы в установленный день наряд на ее проведение подлежит продлению лицом, выдававшим наряд.
<a id="p100822"></a>К.23 При длительности выполнения работы более одного дня лицо, ответственное за проведение работы, ежедневно докладывает состояние дела лицу, выдававшему наряд.
<a id="p100823"></a>К.24 Газоопасные работы в зависимости от их сложности выполняются не менее чем двумя рабочими; при проведении ремонта резервуаров и других сложных работ - бригадой в составе не менее трех человек.
<a id="p100824"></a>К.25 При организации рабочего места руководитель работы обеспечивает возможность быстрого вывода рабочих из опасной зоны.
<a id="p100825"></a>К.26 При производстве газоопасных работ на ОПр и ОП СПГ применяются следующие запрещающие знаки: "Проход запрещен", "Запрещается пользоваться мобильным (сотовым) телефоном или переносной рацией" и знаки, предписывающие работу в средствах индивидуальной защиты, в соответствии с ГОСТ Р 12.4.026.
<a id="p100826"></a>К.27 При выполнении газоопасной работы все распоряжения о порядке ее проведения дает лицо, ответственное за выполняемую работу. Другие должностные лица и руководители, присутствующие при проведении работы, дают указания рабочим только через лицо, ответственное за проведение работы.
<a id="p100827"></a>К.28 Рабочих, выполняющих газоопасные работы, обеспечивают средствами индивидуальной защиты (противогазами, защитными очками и рукавицами, спецодеждой из хлопчатобумажной ткани, спецобувью и т.п.). Ответственным за обеспечение и за исправность средств индивидуальной защиты является инженерно-технический работник, руководящий проведением газоопасной работы.
<a id="p100828"></a>К.29 При выполнении газоопасной работы не используют фильтрующие противогазы и респираторы.
<a id="p100829"></a>К.30 При выполнении газоопасных работ применяют слесарный инструмент, исключающий при его использовании образование искр (латунный, стальной омедненный, из нержавеющей стали с достаточно большим содержанием никеля и т.п.). В исключительных случаях применяют инструмент и приспособления из "черного" металла; при этом трущиеся и соударяющиеся части инструмента и приспособлений должны быть хорошо смазаны густой смазкой - солидолом, тавотом и т.п.
<a id="p100830"></a>К.31 Во время газоопасных работ не применяется электрооборудование, в том числе электроинструмент с уровнем взрывозащиты ниже, чем "искробезопасная электрическая цепь", согласно Правилам устройства электроустановок [25].





<a id="p100831"></a>Приложение Л
(рекомендуемое)

<a id="p100832"></a>**ВОЗМОЖНЫЕ АВАРИЙНЫЕ СИТУАЦИИ НА ОБЪЕКТАХ**
**МАЛОТОННАЖНОГО ПРОИЗВОДСТВА И ПОТРЕБЛЕНИЯ СЖИЖЕННОГО**
**ПРИРОДНОГО ГАЗА И МЕРЫ ПО ИХ ЛИКВИДАЦИИ**

<a id="p100833"></a>Л.1 Перечень наиболее вероятных аварийных ситуаций и неисправностей (инцидентов) на объектах малотоннажного производства и потребления СПГ в порядке убывания вероятности возникновения:
- <a id="p100834"></a>нарушение герметичности трубопровода или соединения трубопроводов;
- <a id="p100835"></a>переполнение резервуара при заполнении (неисправность ограничителя количества жидкости);
- <a id="p100836"></a>забивка клапана подачи жидкости на испаритель самонаддува;
- <a id="p100837"></a>подсос воздуха в газовое пространство сосуда или его коммуникации при вакуумировании в целях замены атмосферы;
- <a id="p100838"></a>нарушение работы регулятора давления газа при наддуве сосуда;
- <a id="p100839"></a>снижение давления в сосуде до атмосферного из-за неисправности дренажного клапана;
- <a id="p100840"></a>проскок СПГ в "теплый" трубопровод в системе регазификации и разрушение трубопровода под действием криогенных температур;
- <a id="p100841"></a>разрушение или разрыв трубопровода подачи жидкости в процессе заправки или опорожнения резервуара;
- <a id="p100842"></a>нарушение вакуума в изоляционном пространстве криогенного резервуара (нарушение герметичности наружного кожуха);
- <a id="p100843"></a>огневое воздействие на резервуар;
- <a id="p100844"></a>трещина во внутреннем сосуде криогенного резервуара;
- <a id="p100845"></a>полное разрушение внутреннего сосуда криогенного резервуара с кожухом из углеродистой стали.
<a id="p100846"></a>Л.2 В случае возникновения пожароопасной ситуации, связанной с выходом СПГ в окружающее пространство, персонал ОПр и ОП СПГ прекращает проведение технологических операций, отключает основные выключатели электроэнергии ТС, оповещает посетителей объектов о необходимости и порядке немедленного освобождения их территорий, сообщает в пожарную охрану и соответствующие оперативные службы, приступает к локализации и ликвидации ситуации имеющимися средствами в соответствии с требованиями ПЛЛ.
<a id="p100847"></a>Л.3 При наличии паров СПГ с концентрацией выше 20% НКПРП в местах расположения транспортных средств и/или на пути их движения не производят запуск двигателей транспортных средств или передвижных заправщиков. В этом случае их эвакуацию своим ходом с территории ОПр и ОП СПГ осуществляют после снижения концентрации паров СПГ в указанных местах ниже 20% НКПРП или при загорании паров СПГ. В процессе эвакуации транспортных средств или передвижных заправщиков с территории ОПр и ОП СПГ своим ходом проверяют концентрацию паров СПГ на путях их эвакуации.
<a id="p100848"></a>Л.4 При проведении работ по локализации и ликвидации пожароопасных ситуаций исключают источники воспламенения и персонал непрерывно контролирует концентрацию паров СПГ в зоне размещения технологического оборудования и проведения работ.
<a id="p100849"></a>Л.5 Персонал ОПр и ОП СПГ располагается с наветренной стороны от зоны загазованности.
<a id="p100850"></a>Л.6 Если утечка СПГ происходит из арматуры или трубопроводов технологической системы объекта, передвижного заправщика или КБТС транспортного средства и имеется возможность автоматически или вручную перекрыть поступление СПГ в аварийный участок, то останавливают работу насосов, производят безопасное перекрытие места утечки СПГ, производят сброс СПГ и его паров из отсеченных участков в систему газосброса, дожидаются полного испарения пролитой жидкости и рассеивания паров СПГ до концентрации менее 20% НКПРП и приступают к ремонту места утечки с предварительной продувкой трубопровода инертным газом.
<a id="p100851"></a>Л.7 Если при утечке СПГ из технологического оборудования объекта невозможно перекрыть поступление СПГ в окружающее пространство, то допускают пролив жидкости в ограждение и дожидаются полного испарения и рассеивания паров СПГ до концентрации менее 20% НКПРП, после чего продувают оборудование инертным газом и приступают к ремонту.
<a id="p100852"></a>Л.8 Запуск двигателя транспортного средства и передвижного заправщика осуществляют после снижения концентрации паров СПГ ниже 20% от НКПРП.
<a id="p100853"></a>Л.9 При загорании пролитого на поверхность земли СПГ ему дают гореть под контролем, принимая меры к перекрытию доступа газа к очагу пожара, в соответствии с нормативными документами по пожарной безопасности объектов малотоннажного производства и потребления СПГ. При этом освобождают территорию объекта от посетителей и транспортных средств, сообщают о пожаре в пожарную охрану и другие оперативные службы, немедленно приводят в действие систему водяного орошения оборудования (если указанная система предусмотрена проектом), расположенного в зоне пожара и рядом с ней, перекрывают подачу газа в оборудование объекта, производят сброс избыточного давления СПГ и его паров из указанного оборудования на газосброс, отключают электропитание ОПр и ОП СПГ в порядке, предусмотренном ТЭД на случай возникновения пожара.






## <a id="p100854"></a>БИБЛИОГРАФИЯ


<a id="p100855"></a>[1]
<a id="p100856"></a>Правила безопасности
ПБ 09-540-03
<a id="p100857"></a>Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств
<a id="p100858"></a>[2]
<a id="p100859"></a>Федеральный закон от 21 июля 1997 г. N 116-ФЗ "О промышленной безопасности опасных производственных объектов"
<a id="p100860"></a>[3]
<a id="p100861"></a>Свод правил
СП 18.13330.2011
<a id="p100862"></a>Генеральные планы промышленных предприятий. Актуализированная редакция СНиП II-89-80*
<a id="p100863"></a>[4]
<a id="p100864"></a>Федеральный закон от 22 июля 2008 г. N 123-ФЗ "Технический регламент о требованиях пожарной безопасности"
<a id="p100865"></a>[5]
<a id="p100866"></a>Руководящий документ
РД 78.36.003-2002
<a id="p100867"></a>Инженерно-техническая укрепленность. Технические средства охраны. Требования и нормы проектирования по защите объектов от преступных посягательств
<a id="p100868"></a>[6]
<a id="p100869"></a>Санитарно-эпидемиологические правила и нормативы
СанПиН 2.2.1/2.1.1.1200-03
<a id="p100870"></a>Санитарно-защитные зоны и санитарная классификация предприятий, сооружений и иных объектов. Новая редакция
<a id="p100871"></a>[7]
<a id="p100872"></a>Свод правил
СП 43.13330.2012
<a id="p100873"></a>Сооружения промышленных предприятий. Актуализированная редакция СНиП 2.09.03-85
<a id="p100874"></a>[8]
<a id="p100875"></a>Свод правил
СП 56.13330.2011
<a id="p100876"></a>Производственные здания. Актуализированная редакция СНиП 31-03-2001
<a id="p100877"></a>[9]
<a id="p100878"></a>Свод правил
СП. 30.13330.2012
<a id="p100879"></a>Внутренний водопровод и канализация зданий.
Актуализированная редакция
СНиП 2.04.01-85*
<a id="p100880"></a>[10]
<a id="p100881"></a>Свод правил
СП 31.13330.2012
<a id="p100882"></a>Водоснабжение. Наружные сети и сооружения. Актуализированная редакция
СНиП 2.04.02-84*
<a id="p100883"></a>[11]
<a id="p100884"></a>Свод правил
СП 32.13330.2012
<a id="p100885"></a>Канализация. Наружные сети и сооружения. Актуализированная редакция СНиП 2.04.03-85
<a id="p100886"></a>[12]
<a id="p100887"></a>Строительные нормы и правила
СНиП 41-01-2003
<a id="p100888"></a>Отопление, вентиляция и кондиционирование
<a id="p100889"></a>[13]
<a id="p100890"></a>Строительные нормы и правила
СНиП 41-02-2003
<a id="p100891"></a>Тепловые сети
<a id="p100892"></a>[14]
<a id="p100893"></a>Свод правил
СП 62.13330.2011
<a id="p100894"></a>Газораспределительные системы. Актуализированная редакция СНиП 42-01-2002
<a id="p100895"></a>[15]
<a id="p100896"></a>Приказ Минприроды России от 30 июня 2009 г. N 195 "Об утверждении порядка продления срока безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений на опасных производственных объектах"
<a id="p100897"></a>[16]
<a id="p100898"></a>Правила безопасности
ПБ 03-576-03
<a id="p100899"></a>Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением
<a id="p100900"></a>[17]
<a id="p100901"></a>Постановление Правительства Российской Федерации от 15 сентября 2009 г. N 753 "Технический регламент о безопасности машин и оборудования"
<a id="p100902"></a>[18]
<a id="p100903"></a>Руководящий документ
СО 153-34.21.122-2003
<a id="p100904"></a>Инструкция по устройству молниезащиты зданий, сооружений и промышленных коммуникаций
<a id="p100905"></a>[19]
<a id="p100906"></a>Руководящий документ
РД 34.21.122-87
<a id="p100907"></a>Инструкция по устройству молниезащиты зданий и сооружений
<a id="p100908"></a>[20]
<a id="p100909"></a>ДОПОГ "Европейское соглашение о международной дорожной перевозке опасных грузов. - ООН, Женева, 2011"
<a id="p100910"></a>[21]
<a id="p100911"></a>Стандарт Ассоциации "Ростехэкспертиза"
СА 03-005-07
<a id="p100912"></a>Технологические трубопроводы нефтеперерабатывающей, нефтехимической и химической промышленности. Требования к устройству и эксплуатации
<a id="p100913"></a>[22]
<a id="p100914"></a>Строительные нормы и правила
СНиП 2.05.06-85*
<a id="p100915"></a>Магистральные трубопроводы
<a id="p100916"></a>[23]
<a id="p100917"></a>Свод правил
СП 61.13330.2012
<a id="p100918"></a>Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов. Актуализированная редакция СНиП 41-03-2003
<a id="p100919"></a>[24]
<a id="p100920"></a>Санитарно-эпидемиологические правила и нормативы
СанПиН 2.1.7.1322-03
<a id="p100921"></a>Гигиенические требования к размещению и обезвреживанию отходов производства и потребления
<a id="p100922"></a>[25]
<a id="p100923"></a>Правила устройства электроустановок (ПУЭ). Издание седьмое (утверждены Министерством топлива и энергетики 6 октября 1999 г.)
<a id="p100924"></a>[26]
<a id="p100925"></a>Руководящий документ
РД 09-364-00
<a id="p100926"></a>Типовая инструкция по организации безопасного проведения огневых работ на взрывоопасных и взрывопожароопасных объектах
<a id="p100927"></a>[27]
<a id="p100928"></a>Типовая инструкция по охране труда
**ТОИ Р-112-17-95**
<a id="p100929"></a>Типовая инструкция по организации безопасного проведения газоопасных работ на предприятиях нефтепродуктообеспечения
<a id="p100930"></a>[28]
<a id="p100931"></a>Ведомственные нормы
**ВНТП-51-1-88**
<a id="p100932"></a>Ведомственные нормы на проектирование установок по производству и хранению сжиженного природного газа, изотермических хранилищ и газозаправочных станций (временные)
<a id="p100933"></a>[29]
<a id="p100934"></a>Федеральный закон от 4 мая 2011 г. N 99-ФЗ "О лицензировании отдельных видов деятельности"
<a id="p100935"></a>[30]
<a id="p100936"></a>Федеральный закон от 29 декабря 2004 г. N 190-ФЗ "Градостроительный кодекс Российской Федерации"
<a id="p100937"></a>[31]
<a id="p100938"></a>Федеральный закон от 1 декабря 2007 г. N 315-ФЗ "О саморегулируемых организациях"
<a id="p100939"></a>[32]
<a id="p100940"></a>Постановление Правительства Российской Федерации от 12 августа 2008 г. N 599 "Об утверждении Положения о лицензировании эксплуатации взрывопожароопасных производственных объектов"
<a id="p100941"></a>[33]
<a id="p100942"></a>Руководящий документ
РД 09-536-03
<a id="p100943"></a>Методические указания о порядке разработки плана локализации и ликвидации аварийных ситуаций (ПЛАС) на химико-технологических объектах
<a id="p100944"></a>[34]
<a id="p100945"></a>Постановление Правительства Российской Федерации от 24 ноября 1998 г. N 1371 "О регистрации объектов в государственном реестре опасных производственных объектов"
<a id="p100946"></a>[35]
<a id="p100947"></a>Постановление Правительства Российской Федерации от 10 марта 1999 г. N 263 "Об организации и осуществлении производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности на опасном производственном объекте"
<a id="p100948"></a>[36]
<a id="p100949"></a>Руководящий документ
РД 03-19-2007
<a id="p100950"></a>Положение о порядке подготовки и аттестации работников организаций, поднадзорных Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору
<a id="p100951"></a>[37]
<a id="p100952"></a>Руководящий документ
РД 03-20-2007
<a id="p100953"></a>Положение об организации обучения и проверки знаний рабочих организаций, поднадзорных федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору
<a id="p100954"></a>[38]
<a id="p100955"></a>Постановление Правительства Российской Федерации от 23 апреля 1994 г. N 372 "О мерах по обеспечению безопасности при перевозке опасных грузов автомобильным транспортом"
<a id="p100956"></a>[39]
<a id="p100957"></a>Свод правил
СП 13-102-2003
<a id="p100958"></a>Правила обследования несущих строительных конструкций зданий и сооружений
<a id="p100959"></a>[40]
<a id="p100960"></a>Правила безопасности
ПБ 03-582-03
<a id="p100961"></a>Правила устройства и безопасной эксплуатации компрессорных установок с поршневыми компрессорами, работающими на взрывоопасных и вредных газах
<a id="p100962"></a>[41]
<a id="p100963"></a>Приказ Министерства Энергетики Российской Федерации от 13 января 2003 г. N 6 "Об утверждении правил технической эксплуатации электроустановок потребителей"
<a id="p100964"></a>[42]
<a id="p100965"></a>Положение об осуществлении государственного метрологического надзора (утверждено постановлением Правительства Российской Федерации от 6 апреля 2011 г. N 246)
<a id="p100966"></a>[43]
<a id="p100967"></a>Постановление Правительства Российской Федерации от 16 февраля 2008 г. N 87 "О составе разделов проектной документации и требованиях к их содержанию"



<a id="p100968"></a>

---



## Иллюстрации

$\rho_{\text{кр}} = 163,5 \pm 1,5$