Информационная система МЕГАНОРМ
База постоянно обновляется

Система нормативных документов в газовой промышленности

ВЕДОМСТВЕННЫЙ РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ СЖИЖЕННОГО ПРИРОДНОГО ГАЗА (СПГ).
ОБЩИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ
СИСТЕМ ХРАНЕНИЯ, ТРАНСПОРТИРОВАНИЯ И ГАЗИФИКАЦИИ

ВРД 39-1.10-064-2002

Разработан ОАО «Газпром», ЗАО «Крионорд», ОАО «Криогенмаш», ООО «Лентрансгаз», ЗАО «Сигма-Газ»

Согласован ООО «ВНИИГАЗ», ООО «Газнадзор», ООО «Уралтрансгаз», ООО «Самаратрансгаз»

Внесен ООО «Лентрансгаз» ОАО «Газпром»

Утвержден Начальником департамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО «Газпром» Будзуляком Б.В. 14.03.2002 г.

Дата введения: 01-07-2002 г.

Введен в действие Распоряжением заместителя председателя правления ОАО «Газпром» А.Г. Ананенковым № 126 от 18.06.02 г.

Введен впервые

Рекомендован для предприятий-потребителей и поставщиков оборудования (независимо от их организационно-правовых форм)

СОДЕРЖАНИЕ

Введение. 2

1. Основные технологические операции при эксплуатации систем хранения, транспортирования и газификации СПГ. 4

2. Системы транспортирования и хранения СПГ. Порядок проведения технологических операций. 4

2.1. Общие положения. 4

2.2. Подготовка к наполнению СПГ. 6

2.3. Наполнение и отгрузка СПГ. 11

2.4. Транспортирование к потребителю автомобильным и железнодорожным транспортом.. 13

2.5. Приемка цистерн и слив у потребителя. 14

2.6. Возврат цистерн на станцию наполнения. 15

2.7. Периодический отогрев и обезжиривание резервуаров. 16

2.8. Хранение. 17

2.9. Контроль качества. 18

2.10. Средства доочистки. 19

3. Системы газификации СПГ. Порядок проведения технологических операций. 20

3.1. Состав систем и общие положения по их устройству и эксплуатации. 20

3.2. Подготовка к работе. 20

3.3. Выдача газа потребителю.. 21

3.4. Периодический отогрев систем газификации. 21

4. Технологический газосброс паров СПГ. 22

4.1. Общие положения. 22

4.2. Газосброс с последующим дожиганием.. 22

4.3. Газосброс без дожигания. 23

4.4. Газосброс из транспортных систем.. 24

5. Перечень контролируемых технологических параметров. 25

6. Технические и технологические требования к станциям наполнения и слива. 28

7. Системы защиты, КИПиА.. 29

8. Требования безопасности. 29

8.1. Требования к ремонту оборудования. 29

8.2. Некоторые возможные неисправности и аварийные ситуации. Меры их ликвидации. 31

8.3. Противопожарные мероприятия. 33

8.4. Индивидуальные средства защиты.. 34

8.5. Общие требования. 34

Приложение 1 (справочное). Составы газов, используемых в технологии. 35

Приложение 2 (справочное). Параметры процесса при замене газовой среды в резервуаре. 37

Приложение 3. Принципиальная схема пробоотборника непрерывного действия. 41

Термины и определения. 42

Список использованной литературы.. 43

 

ВВЕДЕНИЕ

Настоящий руководящий документ «Оборудование для сжиженного природного газа (СПГ). Общие технологические требования при эксплуатации систем хранения, транспортирования и газификации» разработан: ЗАО «Крионорд», ОАО «Криогенмаш», ООО «Лентрансгаз», ЗАО «Сигма-Газ», в соответствии с техническим заданием, утвержденным ОАО «Газпром».

Ведомственный руководящий документ (далее - РД) распространяется на системы хранения, транспортирования и газификации сжиженного природного газа (СПГ) и устанавливает общие технологические требования по эксплуатации указанных систем. Положениями РД следует руководствоваться при разработке конструкторской и эксплуатационной технической документации на системы хранения, транспортирования и газификации СПГ. Выполнение требований настоящего РД гарантирует также сохранение качества при хранении, транспортировании и газификации СПГ.

РД не распространяется на системы топливоснабжения авто-, железнодорожных и речных транспортных средств.

Сжиженный природный газ производится на специальных установках ожижения природного газа, включающих в себя, в частности,

- блоки ожижения природного газа;

- системы подготовки и очистки газа;

- систему КИПиА.

СПГ в зависимости от области его применения по своему составу должен соответствовать требованиям ТУ 51-03-03-85 «Газ горючий природный сжиженный. Топливо для двигателей внутреннего сгорания» утв. Мингазпромом, ТУ 0271-076-00480689-99 «Газ горючий природный сжиженный. Топливо для ракетной техники», утв. Российским космическим агентством. Природный газ, получаемый из сжиженного газа, должен соответствовать требованиям ГОСТ 5542-87 «Газы горючие природные для промышленного и коммунально-бытового назначения. Технические условия», утв. Постановлением Госстандарта СССР от 16.04.87. № 36.

СПГ должен храниться в специальных хранилищах, состоящих из одного или нескольких криогенных резервуаров, и доставляться от них потребителю автомобильным, железнодорожным или водным транспортом.

В части систем хранения настоящий РД распространяется на технологию эксплуатации надземных криогенных резервуаров любого объема.

В части систем транспортирования настоящий РД распространяется на перевозки СПГ автомобильным и железнодорожным транспортом.

В части систем газификации настоящий РД распространяется на технологию эксплуатации установок и устройств, использующих для испарения СПГ тепло атмосферного воздуха, тепло воды и других жидких теплоносителей или огневой подогрев.

Разработчики:

ЗАО «Крионорд» (Санкт-Петербург):

Борискин В.В., Кудряшов Д.В., Гилевич К.И., Ходоркова В.В.

ОАО «Криогенмаш» (Балашиха, Моск. обл.):

Горбатский Ю.В., Домашенко A.M., Кондрашков Ю.А., Лапшин А.Г., Передельский В.А., Шевяков Г.Г.

ООО «Лентрансгаз» ОАО «Газпром» (Санкт-Петербург):

Сердюков С.Г., Стрельцов Ю.М., Пиотровский А.С., Нелень А.Н.

ЗАО «Сигма-Газ» (Санкт-Петербург):

Ходорков И.Л., Глазунов В.Д., Белоус А.И., Машканцев М.А., Петров Е.В.

1. ОСНОВНЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ОПЕРАЦИИ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ
СИСТЕМ ХРАНЕНИЯ, ТРАНСПОРТИРОВАНИЯ И ГАЗИФИКАЦИИ СПГ

1.1. При эксплуатации системы хранения и газификации СПГ необходимо выполнять следующие основные технологические операции:

- подготовка системы хранения (газификации) к наполнению СПГ;

- наполнение резервуара СПГ;

- хранение СПГ;

- доочистка СПГ;

- отпуск СПГ потребителю (полный или частичный);

- газификация СПГ и отпуск газа потребителю;

- дозаправка резервуара - хранилища после частичного отпуска СПГ;

- полный или частичный периодический отогрев и очистка резервуаров и газификатора от накопившихся углеводородных соединений (масел, парафинов и т.п.);

- технологический газосброс паров СПГ;

- контроль качества продукта и контроль среды в криогенном оборудовании.

1.2. При эксплуатации систем транспортирования СПГ необходимо выполнить следующие основные технологические операции:

- подготовка системы к наполнению СПГ;

- наполнение транспортной цистерны СПГ;

- транспортировка наполненной цистерны к потребителю;

- прием и слив СПГ у потребителя;

- возврат цистерны на станцию наполнения;

- полный или частичный периодический отогрев и обезжиривание цистерны;

- технологический газосброс природного газа;

- контроль качества продукта и контроль среды в криогенном оборудовании.

2. СИСТЕМЫ ТРАНСПОРТИРОВАНИЯ И ХРАНЕНИЯ СПГ.
ПОРЯДОК ПРОВЕДЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ОПЕРАЦИЙ

2.1. Общие положения

Системы хранения и газификации СПГ состоят из:

- стационарных (или транспортных) криогенных резервуаров, предназначенных для хранения СПГ;

- оборудования, предназначенного для заполнения резервуаров от транспортных цистерн или установок сжижения природного газа;

- оборудования для отпуска природного газа в виде жидкости или газа потребителю;

- контрольно-измерительной аппаратуры и системы автоматического поддержания давления и температуры продукционного газа;

- аппаратуры автоматического контроля и защиты.

Системы транспортирования СПГ включают в себя:

- транспортные цистерны (автомобильные или железнодорожные), предназначенные для перевозки СПГ;

- оборудование сливно-наливных устройств станции наполнения (слива) транспортных цистерн СПГ, предназначенное непосредственно для наполнения (слива) транспортных цистерн и не связанное с его получением;

- аппаратуры автоматического контроля и защиты.

2.1.1. Доставка СПГ от грузоотправителя до грузополучателя производится в специальных автотранспортных цистернах, смонтированных на полуприцепах (прицепах) или в цистернах-контейнерах, установленных на специализированное транспортное средство или в специальных железнодорожных цистернах в соответствии с «Правилами перевозки СПГ автомобильным транспортом», «Правилами перевозок опасных грузов автомобильным транспортом», «Правилами дорожного движения», «Правилами перевозок опасных грузов по железным дорогам», утв. МПС РФ от 27.12.94 г. и настоящим РД.

2.1.2. Применяемость авто- или железнодорожных цистерн и цистерн-контейнеров, а также их конструкция должны отвечать требованиям действующих стандартов, правил и других нормативных документов.

2.1.3. Транспортные средства с цистернами, используемыми для перевозок СПГ, разрабатываются специализированными предприятиями и должны удовлетворять требованиям, предусмотренным техническими условиями на цистерну, «Правилам устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением» (ПБ 10-115-96), утв. Постановлением Госгортехнадзора России от 18.04.95. № 20.

2.1.4. Теплоизоляция цистерн и резервуаров-хранилищ должна обеспечивать минимальные потери СПГ при его перевозке и хранении в заданных условиях эксплуатации.

2.1.5. При перевозке СПГ следует избегать или до минимума сокращать число и время стоянок.

2.1.6. Хранение СПГ в резервуарах может быть осуществлено как с непрерывным, так и периодическим газосбросом; в последнем случае с темпом понижения давления не более 0,15 МПа (0,5 ати) в мин. В процессе газосброса давление в резервуаре не должно падать ниже 0,11 МПа (0,1 ати).

2.1.7. Степень заполнения резервуаров систем хранения определяется в соответствии с п. 2.3.3.

2.1.8. При хранении СПГ должен производиться анализ жидкости в резервуарах после наполнения (или дозаправки) их жидкостью, а также перед отпуском СПГ потребителю.

Примечание. До внедрения систем пробоотбора и анализа допускается использование у потребителя СПГ, выдаваемого из систем хранения, без проведения анализа при условии их эксплуатации в соответствии с требованиями руководящего документа. Качество СПГ, выдаваемого потребителю, определяется в этом случае расчетом. Методику такого расчета разрабатывает предприятие-разработчик системы хранения и согласовывает ее с головным предприятием-разработчиком и с предприятиями-разработчиками руководящего документа.

2.1.9. При хранении СПГ замер вакуума в изоляционных полостях резервуаров следует проводить в соответствии с их эксплуатационной документацией.

2.1.10. Для проведения технологических операций в системах транспортирования и хранения СПГ используются следующие сжиженные и газообразные продукты:

- сжиженный природный газ (СПГ) по ТУ 51-03-03-85, ТУ 0271-076-00480689-99 или по другим техническим условиям конкретного потребителя для наполнения транспортных цистерн, резервуаров-хранилищ;

- газообразный природный газ, полученный путем газификации СПГ, для наддува систем хранения и транспортирования, в которых содержится СПГ;

- азот газообразный по ГОСТ 9293 для очистки систем транспортирования и хранения от кислорода воздуха и для их очистки от природного газа;

- азот жидкий по ГОСТ 9293-74* для очистки от воздуха и одновременного захолаживания систем транспортирования и хранения.

2.1.11. Электрооборудование, применяемое при работе с СПГ, должно быть во взрывобезопасном исполнении.

2.1.12. В состав резервуаров для хранения СПГ входят следующие газо- и трубопроводы:

- подачи СПГ из транспортного (или стационарного) резервуара;

- подачи СПГ на газификаторы;

- подачи регазифицированного газа потребителю;

- газопроводы (или ответвления) для продувки резервуаров;

- газопроводы сброса газа на свечу;

- вспомогательные газопроводы (отбор проб и т.д.);

- трубопроводы подачи воды на орошение резервуаров (в случае использования двух и более резервуаров).

2.1.13. Резервуары для хранения СПГ должны быть окружены обваловкой, препятствующей разливу СПГ в соответствии с ПБ 08-342-00 «Правила безопасности при производстве, хранении и выдаче сжиженного природного газа на газораспределительных станциях магистральных газопроводов (ГРС МГ) и автомобильных газонаполнительных компрессорных станциях (АГНКС)».

2.2. Подготовка к наполнению СПГ

Под подготовкой систем к наполнению СПГ подразумевается очистка внутренних полостей резервуаров и трубопроводов, контактирующих с СПГ, от воздуха (кислорода) и примесей, способных ухудшить качество потребляемого продукта (двуокиси углерода, высших углеводородов и др.).

Очистка осуществляется следующими способами:

- периодическим разбавлением (полосканием);

- продувкой;

- вакуумированием;

- любой комбинацией полоскания, продувки и вакуумирования.

Выбор конкретного способа подготовки должен определяться исходя из технико-экономических показателей производства, системы хранения, системы транспортирования, их конструктивных особенностей и требований безопасности проведения процесса при выполнении технологических операций.

Способ подготовки периодическим разбавлением (полосканием) является наиболее приемлемым для резервуаров и трубопроводных систем, рабочее давление которых выше атмосферного в 3 и более раз и имеющих тупиковые отводы труб и застойные зоны.

Способ подготовки продувкой является наиболее приемлемым для трубопроводных систем и для резервуаров с соответствующим конструктивным решением устройств ввода - выброса газа и мест их расположения внутри резервуара, обеспечивающих эффективность продувки резервуара при наименьших затратах газа продувки.

В случаях использования способов полоскания и продувки все глубокие тупиковые отводы труб и застойные зоны криогенной системы должны иметь индивидуальные продувочные вентили или клапаны.

Примечание: при использовании метода продувки не считаются тупиковыми зонами:

- отводы труб длиной до пяти калибров отводящего патрубка независимо от их ориентации.

Допускается не оснащать продувочными вентилями и клапанами такие тупиковые трубы и застойные зоны, суммарный объем воздуха в которых не может увеличить содержание примесей во всей подготавливаемой системе (перед ее заполнением СПГ) более чем на 20 % по сравнению с содержанием примесей при условии подготовки всего объема системы в соответствии с РД.

Способ подготовки вакуумированием применим для резервуаров и трубопроводного оборудования, которые способны выдерживать пониженное (по сравнению с атмосферным) давление без натекания внешнего воздуха и которые имеют глубокие тупики, не оснащенные средствами индивидуального сброса газа.

2.2.1. Подготовка к наполнению СПГ из теплого состояния

2.2.1.1. Подготовка систем СПГ из теплого состояния производится после поступления резервуара на станцию наполнения с завода-изготовителя, после ремонта, освидетельствования (среда внутри резервуара - воздух) или полного отогрева (возможная среда - воздух, азот, природный газ).

2.2.1.2. По прибытии транспортного резервуара (далее цистерны) на станцию наполнения следует:

- проверить наличие необходимой сопроводительной документации и провести проверку состояния цистерны на соответствие положениям эксплуатационной документации и записям в сопроводительной документации;

- при соответствии технического состояния цистерны требованиям эксплуатационной документации и записям в сопроводительной документации подсоединить цистерну к коммуникациям и оборудованию станции наполнения, обеспечивающим ее подготовку к заполнению СПГ, заполнение и контроль за проведением этих операций;

- при неудовлетворительных результатах проверки принять меры к приведению цистерны в эксплуатационное состояние собственными силами (по возможности), силами ремонтного предприятия или завода-изготовителя.

2.2.1.3. Проверить герметичность узлов подсоединения цистерны с коммуникациями станции наполнения и герметичность соединительных труб или шлангов. При проверке герметичности подсоединения необходимо наддуть подстыковочные участки коммуникаций азотом до их рабочего давления (но не выше давления цистерны). Падение давления в коммуникациях не допускается.

Примечание. В случае, если подстыковочные коммуникации оборудованы средствами индивидуальной опрессовки, проверка герметичности мест подсоединения осуществляется по падению давления. Падение давления после стабилизации в течение 3 мин. не допускается. Время опрессовки должно быть не менее 15 - 20 мин. Падение давление измеряется манометром со шкалой 0 - 25 кгс/см2 с точностью 0,6 - 1 кгс/см2.

2.2.1.4. В зимнее время, когда наддув подстыковочных коммуникаций может осуществляться азотом с температурой более высокой, чем температура окружающего воздуха, контрольный замер падения давления в подстыковочных коммуникациях следует производить через 20 - 30 мин. после их наддува.

2.2.1.5. При проверке герметичности мест подсоединения цистерны со сливными коммуникациями станции наполнения должны быть приняты конструктивные меры по предотвращению попадания азота в криогенный трубопровод СПГ станции наполнения (слива), например, установка «рассечек» со сдувками.

2.2.1.6. Проверить герметичность цистерны (в случае ее поступления или после ремонта), для чего:

- сбросить давление в подстыковочных коммуникациях до 0,11 МПа (0,1 ати), открыть клапаны (вентили), соединяющие цистерну с продувочными коммуникациями станции наполнения, повысить давление в цистерне до рабочего азотом;

- закрыть клапаны (вентили), соединяющие цистерну с продувочными коммуникациями станции наполнения, сбросить давление в подстыковочных участках этой коммуникации до 0,11 МПа (0,1 ати);

- провести осмотр цистерны и при отсутствии явных течей выдержать цистерну под рабочим давлением азота в течение времени, необходимого для замера падения давления в цистерне (рекомендуется 8 часов). Падение давления после стабилизации не должно превышать значения 0,11 МПа (0,1 ати) в час. В зимнее время, когда наддув цистерны может производиться азотом с температурой более высокой, чем температура окружающего воздуха, контрольный замер падения давления в цистерне следует производить через 1,5 - 2 часа после ее наддува.

Открыть клапаны (вентили), соединяющие цистерну с газосбросной коммуникацией станции наполнения, и сбросить давление в резервуаре до 0,11 МПа (0,1 ати). Открыть клапаны (вентили), соединяющие цистерну с коммуникациями слива и наддува.

2.2.1.7. Подготовить цистерну со сливными и газосбросными коммуникациями к приему природного газа, используя методы подготовки в соответствии с разделом 2.2, для чего:

- если в цистерне находится воздушная или азотно-кислородная среда, с содержанием кислорода более 3 % по объему, то либо заменить ее (полосканием или продувкой) азотом до содержания кислорода в остающемся газе не более 3 % по объему, либо откачать азотно-кислородную смесь до давления, при котором парциальное давление кислорода будет соответствовать его не более чем 3 %-ному содержанию в азоте при атмосферном давлении;

- после вакуумной подготовки цистерна готова к приему природного газа;

- если в цистерне находится природный газ (например, после полного отогрева без дегазации) и давление в ней не падало ниже 0,11 МПа (0,1 ати), то цистерну можно считать готовой к приему СПГ.

2.2.1.8. При подготовке цистерны со сливными и газосбросными коммуникациями методом разбавления необходимо:

- повысить давление в цистерне азотом до выбранной величины. При этом оно должно быть не выше Рраб. и на 0,13 МПа (0,3 ати) ниже давления в криогенном трубопроводе СПГ станции наполнения. Затем сбросить давление до 0,11 МПа (0,1 ати).

Операцию повышения и снижения давления необходимо повторить несколько раз до снижения концентрации кислорода во внутреннем сосуде цистерны до требуемого значения (не более 3 %).

Число разбавлений определяется давлением, до которого наддувается цистерна. Зависимость числа разбавлений от давления наддува даны в справочном Приложении 2 (табл. 1).

При последнем разбавлении, перед сбросом давления, следует взять анализ на содержание кислорода во внутреннем сосуде цистерны. Его содержание должно быть не более 3 %.

Анализ берется из верхней и нижней части сосуда.

Если содержание кислорода не превышает 3,0 %, то давление в цистерне необходимо сбросить до 0,11 МПа (0,1 ати). В противном случае следует продолжить понижение концентрации кислорода, беря анализ после каждого разбавления.

Примечание:

а) при замене воздуха на азот в цистернах с рабочим давлением выше 0,35 МПа (2,5 ати) повышать давление выше 0,3 МПа (2 ати) нецелесообразно, т.к. это не уменьшит числа разбавлений, а приведет к лишнему расходу газа;

б) если приняты специальные меры, предотвращающие попадание газа наддува в криогенный трубопровод станции наполнения (например, рассечка со стравливанием в атмосферу), то выполнять требование о превышении давления в криогенном трубопроводе станции наполнения необязательно.

2.2.1.9. При подготовке цистерн к заполнению методом продувки после выполнения операций в соответствии с п.п. 2.2.1.2 - 2.2.1.6 необходимо:

- подать азот в цистерну, одновременно сбрасывая из цистерны образующуюся смесь газов;

- первый анализ на содержание кислорода следует брать после того, как через цистерну пройдет объем азота, указанный в справочном Приложении 2 (табл. 2, рис. 4). Анализ следует брать из верхней и нижней части цистерны;

- газ продувки должен поступать в верхнюю часть цистерны, а сбрасываться из нижней;

- по достижении в цистерне концентрации кислорода 3 % (определяется хроматографом или газоанализатором) прекратить продувку азотом, закрыв соответствующую арматуру, и приступить к продувке цистерны природным газом (если она необходима для выполнения ТУ на СПГ), открыв клапан или вентиль, подающий природный газ на продувку;

- в ходе очистки методом продувки давление в цистерне не должно снижаться ниже 0,11 МПа (0,1 ати) и повышаться выше рабочего давления цистерны, а также должно быть на 0,13 МПа (0,3 ати) выше давления в криогенном трубопроводе СПГ.

Для определения суммарного расхода газа на продувку цистерны и коммуникаций можно ориентироваться на время продувки при постоянном расходе или на суммарный расход газа при наличии на станции наполнения расходомеров или счетчиков газа на линии подачи или сброса продувочного газа.

Суммарный расход газа на продувку может определяться также по падению давления в реципиенте продувочного газа за время продувки.

Метод непрерывной продувки может быть реализован также в различного типа экономически целесообразных циркуляционных схемах, обеспечивающих очистку цистерны до необходимого содержания примесей и безопасность проведения операций очистки.

2.2.1.10. Операции по проверке герметичности цистерны и подготовке к заправке в соответствии с п.п. 2.2.1.8. и 2.2.1.9. могут быть проведены предварительно на отдельной площадке.

2.2.1.11. Если на отдельной площадке были произведены операции в соответствии с п.п. 2.2.1.2. - 2.2.1.6. и операции по снижению концентрации кислорода в цистерне до 3 %, а остальные операции по подготовке цистерны к наполнению производятся непосредственно на станции наполнения, то проверка герметичности мест подсоединения с коммуникациями станции наполнения должна производиться в соответствии с п.п. 2.2.1.3. - 2.2.1.5.

2.2.1.12. При выполнении всех операций по подготовке цистерны к наполнению на отдельной площадке необходимо направлять ее на станцию наполнения с давлением газообразного природного газа не ниже 0,11 МПа (0,1 ати).

2.2.1.13. Если все операции по подготовке цистерны к наполнению были выполнены на отдельной площадке, то перед проверкой герметичности мест подсоединения цистерны с коммуникациями наполнения подсоединительные участки коммуникации следует продуть в течении 3 мин. азотом, а затем, в течение 5 мин. природным газом.

Давление в подстыковочных участках коммуникаций при продувке должно быть на 0,13 МПа (0,3 ати) ниже давления в цистерне и криогенном трубопроводе СПГ.

Окончив операцию подготовки подстыковочных участков коммуникаций, следует поднять в них давление до давления в цистерне и соединить их с цистерной.

2.2.1.14. Если при подготовке к наполнению непосредственно на станции наполнения методом продувки или разбавлением нельзя выполнить условие, чтобы давление в цистерне было на 0,13 МПа (0,3 ати) выше давления в криогенном трубопроводе СПГ, и нельзя принять других мер, предотвращающих попадание газа очистки в криогенный трубопровод СПГ станции наполнения, то подсоединение резервуара к сливным коммуникациям станции наполнения следует производить в соответствии с п. 2.2.1.13. после окончания всех операций по подготовке резервуара к наполнению СПГ.

2.2.1.15. При подготовке методом вакуумирования:

- произвести проверку герметичности системы «цистерна - коммуникации налива» в соответствии с п. 2.2.1.6. и устранить обнаруженные течи;

- произвести откачку азото-кислородной среды до давления в резервуаре цистерны не выше 0,1067 МПа (0,067 ати);

- прекратить откачку, после чего заполнить систему газообразным природным газом до давления не менее 0,11 МПа (0,1 ати) и не выше рабочего;

- взять анализ на содержание примесей в газе внутри цистерны и убедиться, что содержание азота не превышает 5,4 % по объему и кислорода - 3 % по объему;

- при превышении этих значений добиться их снижения до требуемых величин последующей продувкой или полосканием природным газом; после этого система может считаться готовой к приему сжиженного природного газа.

2.2.1.16. Все необходимые технологические параметры подготовки к наполнению должны заноситься в рабочий журнал цистерны.

Перечень этих параметров устанавливается эксплуатационной документацией предприятия-изготовителя СПГ и потребителя.

В журнал обязательно заносится содержание примесей в газе по окончании подготовки резервуара к наполнению.

2.2.1.17. Если цистерна поступит на станцию наполнения в «теплом» состоянии (полный отогрев), но заполненная природным газом, и давление в ней не снижалось ниже 0,11 МПа (0,1 ати), то подготовка ее к наполнению СПГ производится аналогично подготовке из промежуточного состояния (п. 2.2.3).

2.2.2. Подготовка к наполнению из холодного состояния

2.2.2.1. При подготовке резервуаров и цистерн к наполнению из холодного состояния необходимо:

- подсоединить цистерну к коммуникациям и оборудованию станции наполнения, обеспечивающим подготовку подстыковочных участков коммуникаций к наполнению цистерны СПГ и контроль за проведением этих операций;

- проверить герметичность мест подсоединения и очистить подсоединительные участки коммуникаций в соответствии с п. 2.2.1.13.

2.2.2.2. После проведения операций по п. 2.2.2.1. следует снизить давление в цистерне до 0,11 МПа (0,1 ати) с помощью БДУ и открыть клапаны (вентили), соединяющие резервуар со сливно-наливными устройствами станции наполнения.

2.2.2.3. С целью исключения необратимых потерь СПГ переливные устройства и гибкие металлорукава должны оснащаться специальными клапанами. В этом случае допускается не продувать их азотом перед заполнением резервуаров.

2.2.3. Подготовка к наполнению из промежуточного состояния

2.2.3.1. При поступлении цистерн на станцию наполнения в промежуточном состоянии от потребителя или после проведения операции частичного отогрева необходимо провести анализ атмосферы в цистерне на содержание примесей.

При содержании примесей не более регламентируемых по ТУ 51-03-03-85 или ТУ 0271-076-004380689-99, либо другим ТУ конкретного потребителя:

- подсоединить цистерну к коммуникациям станции наполнения;

- проверить герметичность узлов подсоединения азотом;

- продуть подстыковочную магистраль природным газом;

- сбросить давление в цистерне до 0,11 МПа (0,1 ати);

- продуть газосбросную магистраль от цистерны до выхода в атмосферу азотом или (в исключительных случаях) природным газом.

2.2.3.2. При содержании примесей выше установленных норм:

- подсоединить цистерну к коммуникациям и оборудованию станции наполнения, обеспечивающим подготовку ее к наполнению СПГ и контроль за проведением этих операций;

- продуть подстыковочные участки коммуникаций в течении 3 мин. азотом, а затем в течение 5 мин. природным газом, повысить в них давление и проверить герметичность в соответствии с п.п. 2.2.1.3. - 2.2.1.5, условный проход подводящих продувочных трубопроводов определяется при проектировании;

- открыть клапаны (вентили), соединяющие подстыковочные участки коммуникаций с цистерной, и методом разбавления или продувки снизить содержание примесей в цистерне и коммуникациях до требуемых величин.

Число разбавлений следует выбирать в соответствии со справочным Приложением 2.

Суммарный расход газа продувки приведен в справочном Приложении 2.

При измерении суммарного расхода газа продувки следует учесть необходимость приводить его к температуре выходящего из резервуара газа.

2.2.4. Подготовка к наполнению с использованием жидкого азота

2.2.4.1. Такая подготовка может производиться:

- при отсутствии источников «теплого» газообразного азота;

- с целью совмещения после монтажных «холодных» опрессовок газификационных систем, удаленных от станции наполнения, с одновременной очисткой систем от воздуха;

- с целью совмещения очистки цистерн и резервуаров в теплом состоянии от воздуха с одновременным их частичным захолаживанием.

2.2.4.2. Подготовка и частичное захолаживание резервуаров хранения и цистерн из теплого состояния с использованием жидкого азота может проводиться методом разбавления после проведения операций по п.п. 2.2.1.2. - 2.2.1.6 при этом следует:

- подать в резервуар или цистерну жидкий азот от стационарного источника или цистерны с жидким азотом при закрытых вентилях (клапанах) стравливания давления подготавливаемой цистерны; при достижении в ней давления 0,18 - 0,2 МПа (0,8 - 1 ати) подачу жидкого азота прекратить, после чего произвести сброс паров азота из подготавливаемой цистерны через соответствующие газосбросные коммуникации и устройства;

- операцию «подача жидкого азота - сброс паров» повторять до получения концентрации кислорода (во внутреннем сосуде резервуара или цистерны) не более 3 % по объему; расход жидкого азота - ориентировочно 10 - 15 кг на 1 м объема внутреннего сосуда цистерны.

2.2.4.3. При использовании жидкого азота для подготовки резервуаров и цистерн к наполнению СПГ с одновременным частичным захолаживанием внутреннего сосуда следует предусмотреть необходимость слива неиспарившихся остатков жидкого азота.

2.3. Наполнение и отгрузка СПГ

2.3.1. Наполнение резервуаров комплексов хранения и газификации СПГ может осуществляться как от установки сжижения, так и переливом из другого резервуара (стационарного или транспортного).

В случае предъявления специальных требований к качеству СПГ, наполнение резервуаров проводится через фильтр, тонкость очистки в котором должна обеспечить необходимое качество СПГ.

2.3.2. Наполнение резервуаров и цистерн от установки ожижения производят в следующем порядке:

- в подготовленном к наполнению резервуаре установить давление не ниже 0,11 МПа (0,1 ати);

- открыть заправочный вентиль на резервуаре;

- открыть сливной вентиль станции наполнения и произвести наполнение резервуара;

- давление в резервуаре в процессе наполнения не должно падать ниже 0,11 МПа (0,1 ати) и возрастать выше рабочего давления резервуара.

Скорость наполнения регулируется степенью открытия вентиля в соответствии с технологическим режимом работы ожижителя.

Сразу после начала заполнения резервуара СПГ необходимо открыть линии сброса отходящих паров СПГ.

2.3.3. Уровень жидкости в процессе заправки контролируется по уровнемеру. Степень заполнения резервуара или транспортной цистерны не должна превышать 0,9 (при рабочем давлении резервуара не более 0,6 МПа).

2.3.4. После наполнения до заданного уровня необходимо перекрыть заправочный вентиль на приемном резервуаре, закрыть сливной вентиль на расходном резервуаре, отогреть подстыковочные участки сливных коммуникаций, сбросить пары СПГ на свечу и продуть их в течение 3 мин. азотом, давление при этом должно быть на 0,13 МПа (0,3 ати) ниже давления в резервуаре и криогенном трубопроводе СПГ станции наполнения.

2.3.5. Перед отправлением к потребителю следует провести анализ СПГ в цистерне на содержание примесей (с записью результатов в паспорте на отгружаемый продукт), снизить давление до 0,11 МПа (0,1 ати) и отсоединить цистерну от газосбросных коммуникаций станции наполнения. Продувку подстыковочных участков произвести в соответствии с требованиями п. 2.3.4.

Примечания.

1. Сброс давления из цистерны до 0,11 МПа (0,1 ати) проводить не обязательно, если потребитель находится в пределах одного предприятия или если за время транспортирования СПГ до потребителя давление в цистерне не поднимается выше рабочего.

2. Если потребитель и производитель СПГ находятся в пределах одного предприятия, формы документации, подтверждающей качество продукта, определяются данным предприятием.

2.3.6. Отсоединение цистерны от коммуникаций продувок станции наполнения производится также, как и отсоединение цистерны от газосбросных коммуникаций станции наполнения в соответствии с п. 2.3.4.

2.3.7. Наполнение резервуара и цистерны переливом из другого резервуара (расходного) производится в следующем прядке:

- установить требуемое давление в подготовленном к переливу расходном резервуаре;

- открыть заправочный вентиль в порожнем резервуаре;

- открыть сливной вентиль расходного резервуара и начать заполнение порожнего.

Выход на требуемую скорость перелива и регулировка расхода СПГ осуществляется изменением давления в расходном резервуаре. За степенью заполнения резервуара наблюдать по уровнемеру:

- открыть запорное устройство на линии газосброса непосредственно после подачи СПГ;

- давление в заправляемом резервуаре должно быть не менее 0,11 МПа (0,1 ати) и не более рабочего.

2.3.8. При наполнении резервуара с меньшим рабочим давлением, чем рабочее давление расходного, наддув последнего выше рабочего давления заправляемого резервуара не допускается.

Примечание. Выполнение этого условия необязательно, если приняты специальные меры для предотвращения повышения давления в заправляемом резервуаре выше рабочего.

2.3.9. После окончания наполнения необходимо записать в рабочий журнал заправленного резервуара результаты анализа СПГ в расходном резервуаре.

2.3.10. Для наполнения систем хранения СПГ допускается использование СПГ, возвращенного от потребителя, при наличии в системах средств контроля чистоты СПГ и если количество примесей в возвращаемом СПГ не превышает допустимых норм для систем хранения согласно ТУ 51-03-03-85 или ТУ 0271-076-00480689-99.

2.4. Транспортирование к потребителю автомобильным и железнодорожным транспортом

2.4.1. Транспортирование цистерн с СПГ автомобильным транспортом должно производиться согласно «Правилам перевозки СПГ автомобильным транспортом», «Правилам перевозки опасных грузов автомобильным транспортом», «Правилам дорожного движения».

2.4.2. Транспортирование новых или освобожденных от СПГ и дегазированных автоцистерн в теплом состоянии разрешается на общих основаниях, как неопасный груз, при наличии в товарно-транспортном документе соответствующей отметки, которая дается заводом-изготовителем или организацией, дегазировавшей цистерну.

2.4.3. Автоцистерны с СПГ и недегазированные порожние автоцистерны маркируются и снабжаются знаками опасности согласно ГОСТ 141192-77.

2.4.4. Для доставки цистерны с СПГ от грузоотправителя к грузополучателю должна быть сформирована бригада обслуживания, состав которой может быть различным в зависимости от условий перевозки.

2.4.5. К работе в составе бригады обслуживания допускаются лица:

- водители, имеющие непрерывный стаж работы в течение последних 3-х лет, имеющие водительское удостоверение на право управления транспортным средством соответствующей категории и длительный опыт работы на этих транспортных средствах;

- прошедшие медицинскую комиссию и не имеющие противопоказаний;

- прошедшие стажировку на рабочем месте в течение двух недель и сдавшие экзамен по специальной программе, утвержденной руководством предприятия;

- прошедшие инструктаж по технике безопасности и противопожарной безопасности.

2.4.6. О допуске к работе по перевозке СПГ объявляется приказом руководителя предприятия.

2.4.7. Все работающие с СПГ должны руководствоваться «Правилами безопасности при производстве, хранении и выдаче СПГ на газораспределительных станциях магистральных газопроводов (ГРС МГ) и автомобильных газонаполнительных станциях (АГНКС)», утв. постановлением Госгортехнадзора от 08.02.2000 № 3.

2.4.8. Запорная арматура автоцистерн должна быть закрыта защитным кожухом, обеспечивающим возможность пломбирования их на время транспортирования СПГ.

2.4.9. Персонал, обслуживающий транспортную цистерну с СПГ, должен уметь оказывать первую помощь пострадавшим и применять средства пожаротушения.

2.4.10. Транспортирование цистерн с СПГ железнодорожным транспортом должно производиться согласно «Правилам перевозок опасных грузов по железным дорогам».

2.4.11. СПГ перевозится железнодорожным транспортом в сопровождении бригады обслуживания. Бригада обслуживания, составленная из расчета не менее двух человек, периодически ведет наблюдение за цистерной. Периодичность наблюдения определяется технической характеристикой цистерн и устанавливается ответственным за транспортирование, но должна быть не реже четырех раз в сутки. На бригаду обслуживания возлагаются обязанности по предупреждению и ликвидации возможных неполадок в пути следования и ведение записей о ходе транспортирования в рабочем журнале.

Примечания.

1. На каждой стоянке, предусмотренной графиком движения, измеряют давление в цистерне. Эту операцию следует производить в начале стоянки и далее не реже четырех раз в сутки. Результаты заносятся в рабочий журнал цистерны.

2. Бригада обслуживания железнодорожных цистерн должна следовать в отдельном вагоне, входящем в состав поезда, транспортирующего СПГ.

3. В случае длительных стоянок при приближении давления в цистерне к рабочему следует проводить сброс давления из цистерны через безопасное дренажное устройство (БДУ).

2.5. Приемка цистерн и слив у потребителя

2.5.1. Приемку цистерн с СПГ на территории потребителя производит представитель заказчика с участием представителя завода-производителя (старшего бригады сопровождения).

Примечание. В случае сопровождения цистерны бригадой потребителя приемку СПГ производят только на площадке изготовителя, дальнейшую ответственность за транспортирование и качество СПГ изготовитель в этом случае не несет.

2.5.2. Потребитель производит приемку не позднее 1 ч с момента прибытия цистерны в пункт назначения. Перед началом приемки потребителем производится контроль качества доставленного продукта, а решение о приемке принимается после установления соответствия показателей качества требуемым.

2.5.3. Продукт (СПГ) может быть принят потребителем без контроля качества, если при проверке документации и состояния цистерны установлено:

- полное наличие необходимой сопроводительной документации, подтверждающей качество СПГ, залитого в цистерну на заводе-производителе;

- давление во внутреннем сосуде цистерны в ходе транспортировки не падало ниже 0,11 МПа (0,1 ати), газосбросы выполнялись только через БДУ, о чем свидетельствует запись в рабочем журнале.

2.5.4. В том случае, когда давление в прибывшей к потребителю цистерне ниже 0,11 МПа (0,1 ати) или снижалось в процессе транспортирования ниже этого значения, необходимо:

- если имеются средства пробоотбора СПГ, провести контроль качества жидкости и при содержании примесей, не превышающих значений, указанных в ТУ 02171-076-00480689-99, слить СПГ у потребителя.

2.5.5. Для слива СПГ необходимо:

- заземлить цистерну;

- подсоединить цистерну к коммуникациям слива, стравливания давления и наддува (если цистерна наддувается от постороннего источника газа);

- подготовить подсоединительные участки коммуникаций в соответствии с п. 2.2.1.13;

- произвести слив СПГ в соответствии с положениями, изложенными в п. 2.3.7 (перелив из резервуара в резервуар). В зависимости от того, в каком состоянии цистерна должна возвращаться на станцию наполнения, СПГ сливается либо полностью, либо в нем оставляют гарантийный остаток;

- после окончания слива цистерну отсоединить от коммуникаций слива (в соответствии с п. 2.3.4) и наддува, предварительно сбросив пары СПГ на свечу и продув подсоединительные участки в течение 3 мин газообразным азотом.

2.5.6. Если цистерна возвращается на станцию наполнения с гарантийным остатком, то перед отсоединением необходимо сбросить давление во внутреннем сосуде цистерны до 0,11 МПа (0,1 ати) и отсоединить его от газосбросных коммуникаций.

2.5.7. Если цистерна возвращается на станцию наполнения без гарантийного остатка, то перед ее отправкой необходимо:

- снизить давление в цистерне до 0,11 МПа (0,1 ати);

- выдержать цистерну в течение времени, необходимого для испарения остатка СПГ. О наличии жидкости следует судить по темпу нарастания давления в ней;

- снизить давление в цистерне до 0,11 МПа (0,1 ати), отсоединив ее от газосбросных коммуникаций, и отправить на станцию наполнения.

2.5.8. Если у потребителя, с учетом п. 2.5.4, средств пробоотбора и анализа не имеется или анализ жидкости показал, что содержание примесей в СПГ больше значений, указанных в ГОСТ или ТУ, и продукт не может использоваться потребителем по прямому назначению, то представителями производителя и потребителя принимаются согласованные альтернативные решения:

- о приеме некондиционного продукта;

- о возврате некондиционного продукта производителю.

2.5.9. Если возврат некондиционного продукта невозможен или экономически нецелесообразен, то продукт, находящийся в цистерне, следует испарить, используя для этой цели собственный испаритель наддува цистерны.

Образующиеся пары отводить:

- по возможности в газовую сеть потребителя или в общепромышленную газовую сеть по согласованию с владеющей или эксплуатирующей эту сеть организацией;

- при отсутствии такой возможности - в газосбросную систему потребителя (предпочтительно - на факельное дожигающее устройство).

В отдельных (исключительных) случаях допускается сброс паров непосредственно из цистерны в атмосферу с отведением их в безопасное место на максимально возможную (в условиях нахождения цистерны) высоту при направлении истечения паров вертикально вверх.

После полного испарения жидкости отогреть цистерну до температуры не ниже 200 К, продувая ее «теплым» азотом, снижая одновременно содержание паров СПГ в газовой среде до 5 % по объему или менее.

Транспортировать такую цистерну на станцию наполнения (или на производство сжиженного газа) разрешается без бригады обслуживания, а также допускается такое транспортирование одиночной цистерны, не имеющей гарантийного остатка СПГ, но со средой природного газа под давлением 0,11 - 0,15 МПа (0,1 - 0,5 ати).

Примечание. О падении давления при транспортировании во внутреннем сосуде цистерны ниже 0,11 МПа (0,1 ати) и выполненных мероприятиях делается запись в рабочем журнале и составляется акт.

2.6. Возврат цистерн на станцию наполнения

2.6.1. Транспортирование опорожненных цистерн от потребителя на станцию наполнения в рабочем состоянии может производиться с гарантийным остатком или без него.

В обоих случаях должны соблюдаться требования настоящего раздела.

2.6.2. Гарантийный остаток СПГ определяется испытаниями головных образцов цистерн на данном маршруте или определяется расчетом на основании данных по потерям от испарения.

2.6.3. По прибытии от потребителя на станцию проверяется техническое состояние, давление в цистерне, наличие гарантийного остатка, наличие и правильность заполнения сопроводительной документации и т.д.

2.6.4. Для цистерны без температурного датчика о наличии гарантийного остатка можно судить по темпу роста давления в процессе ее транспортирования. Данные о темпе роста должны быть занесены в рабочий журнал цистерны. После полного испарения темп роста давления заметно падает.

2.6.5. Если цистерна прибывает на станцию наполнения с гарантийным остатком, а давление не падало ниже 0,11 МПа (0,1 ати), то такая цистерна может быть направлена на повторную заправку с подготовкой в соответствии с п. 2.2, разрешается многократная заправка таких резервуаров без частичного отогрева.

Примечание. При возможности проведения контроля качества СПГ вопрос о периодичности проведения частичного отогрева решается по результатам анализа жидкости. В том случае, если результаты анализов не менее трех проб СПГ подтверждают его постоянство при температуре опорожнения (при постоянных значениях анализа в пределах погрешности измерений содержание примесей в СПГ ниже предела их насыщения при параметрах опорожнения), то частичный отогрев сосуда можно не проводить.

2.6.6. Если при транспортировании опорожненный сосуд цистерны отогрелся до температуры выше 200 К и давление в нем падало ниже 0,11 МПа (0,1 ати) (что должно быть зафиксировано в сопроводительных документах), то он подлежит освобождению от паров СПГ (продувкой «теплым» азотом), осмотру, выявлению неисправностей и ремонту.

2.7. Периодический отогрев и обезжиривание резервуаров

2.7.1. Разработчик системы хранения определяет предельно допустимый срок хранения СПГ и, если есть возможность накопления посторонних примесей, разрабатывает методику расчета их накопления.

2.7.2. Периодический отогрев резервуаров производится для эвакуации накопившихся в нем примесей, восстановления вакуума в изоляционном пространстве, ремонта и технического освидетельствования.

Периодичность отогрева резервуаров систем хранения регламентируется требованиями соблюдения содержания примесей в СПГ, выдаваемом потребителю, показателями ТУ 51-03-03-85 или ТУ 0271-076-00480689-99, а также необходимостью ремонта и освидетельствования.

2.7.3. В случае несоответствия качества СПГ требованиям потребителя (загрязнение при длительном хранении, возврат жидкости от потребителя) в системах хранения СПГ может проводиться восстановление качества продукта. Указанная операция может производиться с помощью специальных очистных устройств (например, фильтров-адсорберов) как непосредственно при возврате от потребителя в системы хранения, так и в самих системах хранения, либо с помощью различных насосно-циркуляционных схем.

2.7.4. Полный отогрев производится до температуры, близкой к температуре окружающей среды.

2.7.5. Периодичность отогрева для восстановления вакуума в изоляционном пространстве резервуара и его технического освидетельствования устанавливается заводом-изготовителем и указывается в эксплуатационной документации. Отогрев с целью эвакуации накопившихся примесей осуществляется по мере необходимости.

2.7.6. Резервуары могут быть отогреты как естественным путем, так и принудительно.

2.7.7. Принудительный отогрев резервуаров может быть осуществлен двумя способами:

- периодическим наддувом и сбросом греющего газа;

- непрерывной продувкой греющего газа.

Греющим газом могут быть очищенный и осушенный природный газ или азот с температурой не ниже минус 20 °С.

2.7.8. Отогрев периодическим наддувом и сбросом газа следует производить следующим образом:

- наддуть резервуар теплым природным газом до рабочего давления;

- выдержать не менее 1 ч;

- сбросить давление греющего газа из резервуара до давления 0,11 МПа (0,1 ати).

Эти операции следует повторять до тех пор, пока температура внутреннего сосуда не достигнет величин, близких к температуре окружающей среды.

2.7.9. Если резервуар не снабжен температурным датчиком и отогревается в соответствии с п. 2.7.8, то отогрев следует закончить, когда температура газа достигнет 273 К.

2.7.10. При отогреве путем непрерывной продувки теплым природным газом резервуар продувается при давлении не ниже 0,11 МПа (0,1 ати) до температуры, близкой к температуре окружающей среды, при этом природный газ подается в верхнюю часть резервуара и удаляется из нижней.

2.7.11. При замене природного газа методом разбавления азотом число разбавлений, необходимое для достижения требуемой концентрации природного газа, указано в справочном Приложении 2. При разбавлениях и продувках азот следует подавать в верхнюю часть сосуда и сбрасывать из нижней, давление в резервуаре при проведении этих операций не должно падать ниже 0,11 МПа (0,1 ати).

Конечное содержание природного газа в оставшемся азоте не должно превышать 5 %.

После достижения содержания природного газа в резервуаре не более 5 % может быть проведена, в случае необходимости, замена азота на воздух.

2.7.12. Полный отогрев резервуаров может быть осуществлен также с помощью различных циркуляционных схем, обеспечивающих безопасность проведения процесса. Конкретная схема такого отогрева обосновывается ее разработчиком.

2.7.13. Для очистки резервуаров и трубопроводов от накопившихся тяжелых углеводородных соединений (масла, парафины и т.п.) могут применяться водно-моющие растворы, органические растворители, водяной пар соответствующей температуры и др.

Для проведения процессов полного отогрева и очистки возможно также использование установки типа УОР-1. В этом случае предварительно следует очистить резервуар от паров СПГ азотом до содержания природного газа в азоте не более 5 % при одновременном частичном отогреве резервуара, после чего подключить установку и ввести в работу согласно заводской инструкции на ее эксплуатацию.

2.7.14. Результаты проведения работ по отогреву и обезжириванию оформляются протоколом или актом за подписью исполнителей и утверждением техническим руководителем предприятия.

2.7.15. Руководитель работ записывает сроки и объем выполнения работ в формуляры оборудования хранения и транспортирования СПГ за своей подписью.

2.8. Хранение

2.8.1. Хранение СПГ в резервуарах может осуществляться с непрерывным или периодическим газосбросом образующихся паров и отведением их в систему утилизации или на факельное устройство (на свечу). Во всех случаях давление в резервуаре не должно падать ниже 0,11 МПа (0,1 ати).

2.8.2. Степень заполнения резервуара сжиженным газом не должна превышать установленной документацией величины и выбирается аналогично п. 2.3.3.

2.8.3. В процессе хранения СПГ должны контролироваться давление и уровень жидкости в резервуаре и состояние его тепловой изоляции.

2.8.4. Давление в резервуаре должно поддерживаться автоматическим регулятором давления.

2.8.5. Перед дозаправкой резервуара из цистерны следует брать анализ жидкости в цистерне на содержание примесей, если отсутствует сертификат на доставленный продукт.

2.9. Контроль качества

2.9.1. Для контроля качества продукта могут быть использованы пробоотборники непрерывного или периодического действия.

2.9.2. Контроль качества может быть осуществлен из резервуаров хранения перед отгрузкой или после приемки продукта.

2.9.3. Результаты определения качества могут быть получены при помощи хроматографических или масс-спектрометрических методов с разрешающей способностью не меньше 10 - 4 % об.

2.9.4. Для работы с пробоотборником непрерывного действия необходимо:

- установить пробоотборник на линии отбора пробы и закрепить его;

- открыть на 15 с вентиль подачи жидкости из емкости;

- проверить герметичность по падению давления, осуществляя контроль по манометру (падение давления допускается не более 0,1 Рнач в течение 2 ч);

- включить электроподогреватель пробоотборника;

- при нагреве подогревателя до 85 °С (контроль по отключению подогревателя) открыть вентиль «отбор жидкости» в системе СПГ или на транспортной емкости и захолодить термостатирующую магистраль. Окончание захолаживания контролируется по появлению пульсационного режима течения СПГ в термостатирующей магистрали;

- установить по ротаметру указанный в инструкции по эксплуатации расход газа;

- при готовности пробоотборника к работе открыть вентиль подачи газа к приборам анализа. Пробоотборник считается готовым к работе при отсутствии в выходном сечении истекающей из трубки 4×0,5 струи СПГ газовых включений (контролируется визуально), а греющая поверхность пробоотборника (торец сердечника) при этом не должна быть полностью залита кипящей жидкостью (контролируется визуально);

- после проведения анализа закрыть жидкостной вентиль транспортной емкости, выключить подогреватель. Через 30 мин при необходимости рассоединить систему.

2.9.5. Для работы с пробоотборником периодического действия необходимо:

- перед началом работы проверить закрытие кранов и вентилей пробоотборника, целостность мембранных устройств и манометра;

- подсоединить рукава подачи газа, сброса газа;

- заменить воздушную среду в пробоотборнике на азот газообразный по качеству не хуже марки ОСЧ 1-ого сорта по ГОСТ 9293-74 (продуть в течение 1 мин), а затем азот на природный газ;

- продуть пробоотборные трубки природным газом в течение 20 - 30 с;

- продуть накопительную емкость в течение 20 - 30 с;

- наддуть полости пробоотборника до (0,4 - 1,3) МПа (3 - 12 ати);

- выдержать полости пробоотборника в течение 15 мин. Падение давления не допускается;

- произвести сброс давления газа до 0,25 МПа (1,5 ати).

Порядок работы:

- установить пробоотборник на расстоянии не более 1 м от штуцера емкости или трубопровода с СПГ;

- подсоединить рукава к пробоотборнику;

- открыть краны и подать СПГ в пробоотборную трубку, контролируя давление по манометру, которое не должно повышаться;

- осуществить проливку пробоотборной трубки СПГ до установления однофазного потока (контролируется визуально) (сброс осуществляется в атмосферу на рассеивание);

- закрыть вентили подачи газа и сразу же открыть вентиль перепуска СПГ в накопительную емкость для перевода СПГ в газообразное состояние;

- стравить давление из рукава, присоединенного к штуцеру отбора проб, и отсоединить рукава, установить на них заглушки.

2.9.6. Сброс паров СПГ из пробоотборника может производиться в атмосферу на рассеивание или в магистраль газа низкого давления потребителя.

Определение состава регазифицированного СПГ на хроматографах или масс-спектрометрах должно проводиться в соответствии с их инструкцией по эксплуатации.

2.10. Средства доочистки

2.10.1. При необходимости повышения качества отгружаемого СПГ могут быть проведены следующие дополнительные работы по очистке:

- отстой;

- фильтрация;

- жидкостная адсорбция.

2.10.2 Методы «отстой» и «фильтрация» применяются для удаления кристаллических примесей отвержденных газов. Метод «жидкостной адсорбции» используется для достижения высокой степени очистки от растворенной и кристаллической фазы примесей.

2.10.3. Под методом «отстой» понимается операция выдержки СПГ в резервуаре при постоянном давлении. В ходе операции наблюдается активное осаждение из криосуспензии СПГ примесей отвержденных газов.

2.10.4. Для проведения работ по отстою необходимо:

- сбросить давление в резервуаре до 0,11 МПа (0,1 ати);

- выдержать давление в течение 1,5 - 2 ч;

- наддуть резервуар до рабочего давления;

- выдать жидкость в автоцистерну или на испаритель.

2.10.5. Для быстрого удаления кристаллов отвержденных газов может быть использован метод «фильтрации». При этом жидкость пропускается через фильтр с размерами ячеек не более 25 мк.

2.10.6. Для проведения фильтрационных работ необходимо:

- сбросить давление в резервуаре до 0,11 МПа (0,1 ати);

- поднять давление до рабочего;

- выдать жидкость в автоцистерну или на испаритель через установленный заранее фильтр.

2.10.7. Для обеспечения высокой степени очистки от растворенных и кристаллических примесей необходимо использовать метод «адсорбции».

2.10.8. Для проведения адсорбционных работ необходимо:

- сбросить давление в резервуаре до 0,11 МПа (0,1 ати);

- поднять давление до рабочего;

- выдать жидкость в автоцистерну или на испаритель через установленный заранее адсорбер.

3. СИСТЕМЫ ГАЗИФИКАЦИИ СПГ. ПОРЯДОК ПРОВЕДЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ОПЕРАЦИЙ

3.1. Состав систем и общие положения по их устройству и эксплуатации

3.1.1. В состав системы входят основные элементы:

- резервуар (или несколько), предназначенный для приема, хранения и выдачи жидкости на испаритель;

- испаритель, предназначенный для превращения СПГ в газ и выдачи его с заданным расходом и температурой;

- станция наполнения жидкости от стационарного или транспортного источника;

- соединительные трубопроводы с арматурой.

3.1.2. Для газификации СПГ применяются атмосферные испарители, представляющие собой комплект воздушных теплообменных панелей специальной конструкции с параллельно-последовательным коллектированием, либо другие испарители (с огневым подогревом, с промежуточным теплоносителем, с погружными газовыми горелками и т.д.).

3.1.3. Трубопровод на выходе из испарителя должен оснащаться отключающим устройством (обязательна установка ручного устройства, а также возможна установка с дистанционным электрическим или пневматическим управлением), защищающим трубопроводы «теплого» газа от непредусмотренной подачи в них газа низкой температуры (ниже минус 40 °С). При достижении этой температуры должно быть произведено либо переключение на другую панель испарителя, либо прекращение работы системы газификации.

Примечание. При необходимости, поставляемые системы газификации доукомплектовываются дополнительными подогревателями газа. При этом нижний предел температуры продукционного газа устанавливается потребителем, исходя из особенностей используемых конструкционных материалов газового тракта, а также потребностей технологического процесса.

3.1.4. При прекращении работы системы газификации первоначально необходимо закрыть вентиль на магистрали, соединяющей испаритель с потребителем природного газа (в испарителе остаются СПГ и его пары), и добиться его частичного отепления.

3.1.5. После вытеснения СПГ собственным давлением обратно в расходную емкость перекрывают вентиль, соединяющий испаритель с резервуаром, и систему газификации оставляют под давлением.

3.1.6. Состояния системы: исходное - теплое, система заполнена воздухом; при эксплуатации - холодное и промежуточное - система заполнена природным газом.

3.2. Подготовка к работе

3.2.1. Подготовку системы газификации СПГ к работе из теплого состояния осуществляют методом продувки, разбавления или их комбинацией.

3.2.2. Количество газа, необходимого для продувки и разбавления, определено в Приложении 2.

3.2.3. При подготовке системы газификации к работе из теплого состояния необходимо продуть испаритель азотом.

3.2.4. При проверке герметичности мест соединения необходимо наддуть подсоединительные участки коммуникаций азотом до их рабочего давления.

3.2.5. Сброс газа должен производиться в атмосферу через продувочную свечу.

3.2.6. Произвести замер остаточного содержания примесей в газе. При содержании кислорода не более 3 % испаритель считается готовым к работе.

При содержании кислорода в системе газификации более 3 % необходимо провести повторную продувку азотом, отбирая анализ после каждой следующей продувки до достижения требуемой концентрации кислорода.

3.2.7. Все необходимые технологические параметры подготовки к наполнению должны заноситься в рабочий журнал. В журнал обязательно заносится содержание примесей в газе по окончании подготовки испарителя.

3.3. Выдача газа потребителю

3.3.1. Газифицированный СПГ должен соответствовать ГОСТ 5542-87. «Газы горючие природные для промышленного и коммунально-бытового назначения. Технические условия», утв. Постановлением Госстандарта СССР № 36 от 16.04.87.

3.3.2. Газифицированный СПГ выдается при помощи испарителей, входящих в систему хранения.

3.3.3. В начале выдачи газа необходимо проконтролировать уровень и давление в резервуаре СПГ.

3.3.4. Открыть арматуру в необходимой последовательности в соответствии с Инструкцией по эксплуатации системы хранения.

3.3.5. В случае выдачи газа потребителю из паровой подушки резервуаров при сливе СПГ из транспортной цистерны в стационарный резервуар убедиться, что вентиль выдачи СПГ на испаритель закрыт.

3.3.6. Выдаваемый потребителю природный газ должен быть одорирован по ГОСТ 5542-87, если он используется в бытовых газовых приборах.

3.3.7. Температура газа на входе к потребителю должна быть не менее минус 10 °С, если потребитель не предъявляет других требований.

3.3.8. Для защиты стальных («черных») труб после испарителя должна быть предусмотрена установка газоподогревателей, использующих электрическую энергию, тепло пара и пр.

3.3.9. Включение и отключение газоподогревателей должно происходить автоматически в зависимости от температуры окружающего воздуха.

3.3.10. При проектировании систем хранения и газификации необходимо предусмотреть возможность сброса образующихся паров СПГ в линию выдачи газа потребителю.

В этом случае сбрасываемый газ из паровой подушки резервуара перед заправкой и во время процесса заполнения должен сбрасываться в линию выдачи газа потребителю, при этом должны быть приняты меры к уменьшению расхода жидкости на панели испарителя.

3.4. Периодический отогрев систем газификации

3.4.1. При понижении температуры выдаваемого потребителю газа менее регламентируемой (-40 °С) необходимо произвести отогрев панелей испарителя.

3.4.2. Отогрев испарителя производится либо естественным способом за счет теплопритоков от окружающей среды, либо «теплым» азотом.

3.4.3. Отогрев испарителя естественным способом производится в следующем порядке:

- закрыть арматуру на входе в испаритель;

- произвести отогрев испарителя до полного удаления влаги с панелей, стравливая, по мере необходимости, газ через продувочную свечу испарителя.

3.4.4. После отогрева необходимо удалить конденсат из испарителей при помощи арматуры на выходе из испарителя, расположенной ниже уровня самой нижней точки испарителя относительно земли.

4. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ГАЗОСБРОС ПАРОВ СПГ

4.1. Общие положения

4.1.1. Газосброс природного газа является технологической операцией, применяемой для сброса избытков газа или отработанного газа из элементов стационарных криогенных систем хранения (резервуаров, трубопроводов, подстыковочных узлов коммуникации, узлов рассечек и т.п.), транспортных резервуаров, а также при эвакуации газа из других криогенных аппаратов и установок.

4.1.2. Система газосброса должна выполняться в соответствии с проектом.

4.1.3. Газообразный ПГ и пары СПГ должны, как правило, сбрасываться в специальные газоприемные устройства, возвращаться на производство СПГ или в другой технологический цикл работы криогенных систем, возвращаться в общепромышленную газовую сеть и лишь при невозможности вышеперечисленного - сбрасываться в атмосферу.

4.1.4. При возврате сбрасываемого ПГ на производство или в технологический цикл чистота возвращаемого СПГ должна соответствовать требованиям производства или требованиям технологии работы криогенной системы.

4.1.5. Выброс паров в атмосферу может производиться с дожиганием их в специальном факельном устройстве. В отдельных случаях, например при срабатывании предохранительных клапанов и разрывных мембран при проведении газосброса в пути следования цистерны допускается выброс газа и паров без дожигания с отведением выбрасываемой среды в безопасное место.

4.2. Газосброс с последующим дожиганием

4.2.1. Дожигание паров СПГ производится с целью предотвращения образования в окружающем пространстве зоны взрыво- и пожароопасных смесей, а также для обеспечения концентраций на уровне ниже ПДК в рабочих зонах (в помещениях и на открытой площадке) и в районах населенных пунктов.

Примечание. Предельно допустимая концентрация (ПДК) предельных углеводородов в воздухе рабочей зоны - 300 мг/м3 (ГОСТ 12.1.005-88. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны), в воздухе населенных пунктов - 200 мг/м3 (ГОСТ 17.2.3.01-86. Охрана природы. Атмосфера. Правила контроля качества воздуха населенных пунктов) в пересчете на углерод.

4.2.2. Дожигание должно производиться в специальном факельном устройстве, состоящем, как правило, из трубного факельного ствола и оголовка, на выходе из которого формируется факел пламени.

4.2.3. Обустройство факельной системы дожигания должно соответствовать требованиям «Правил устройства и безопасной эксплуатации факельных систем (ПУ и БЭФ-92)», утв. Госпроматомнадзором СССР от 21.04.92, и «Ведомственных норм технологического проектирования установок по производству и хранению сжиженного природного газа, изотермических хранилищ и газозаправочных станций» (ВНТП 51.1-87), утв. Министерством газовой промышленности 13.09.87 г.

4.2.4. Высота факельного ствола и его месторасположение должны выбираться с таким расчетом, чтобы обеспечить:

- свободный доступ к факелу горения воздуха, необходимого для полного сгорания паров СПГ;

- исключение теплового воздействия факела горения на окружающие объекты и людей.

4.2.5. Размеры факела пламени при дожигании (высота, длина, ширина) и его тепловые характеристики (температура и степень излучения факела, температура продуктов сгорания), необходимые для выбора расположения мест дожигания и безопасных расстояний до окружающих объектов и сооружений, определяются в соответствии с «Правилами безопасности при производстве, хранении и выдаче СПГ на ГРС МГ и АГНКС», утв. Госгортехнадзором, а также специальным расчетом проектной организации с учетом начальных параметров выбрасываемого газа (расхода, скорости истечения, температуры и влажности воздуха и др.).

4.2.6. Система газосброса паров на дожигание должна быть оборудована устройствами для ее продувки негорючим газом (азотом, углекислым газом).

4.2.7. Последовательность операций при сбросе паров СПГ с дожиганием должна быть следующей:

- продуть подводящую газосбросную магистраль и дожигающее устройство азотом;

- после окончания продувки включить в работу систему поджигания;

- подать пары СПГ в магистраль газосброса и на дожигающее устройство и произвести воспламенение выбрасываемых паров;

- выключить систему поджигания;

- провести газосброс и дожигание сбрасываемого количества газа;

- прекратить подачу паров СПГ на газосброс и дожигание;

- продуть подводящую газосбросную магистраль и факельное устройство азотом (углекислым газом) и закрыть продувку.

4.3. Газосброс без дожигания

4.3.1. Газосброс паров СПГ и «теплого» природного газа в атмосферу без дожигания из элементов стационарных криогенных систем может производиться в случаях, когда по условиям эксплуатации нет возможности отвести сбрасываемый газ или пары СПГ на факельное устройство (отдельные случаи срабатывания предохранительных клапанов и разрывных мембран, проверка срабатывания предохранительных клапанов, выброс газа через продувочные свечи узлов рассечек и участков трубопроводов, продувка импульсных линий измерительных приборов и т.п.), а также при эпизодических технологических и аварийных выбросах. Допускается также производить газосброс без дожигания из транспортных и транспортируемых средств (цистерн, резервуаров) в пути следования и на промежуточных стоянках (см. подраздел 4.4.).

4.3.2. Газосброс без дожигания должен производиться, как правило, через трубные стояки с направлением истечения вертикально вверх при наименьшем возможном диаметре выходного сечения трубы с наибольшей возможной скоростью истечения паров или газа в атмосферу.

Допускается применение и других устройств для выпуска газа и паров СПГ в атмосферу. Их применение должно быть обосновано разработчиком устройств и согласовано с государственными надзорными службами.

4.3.3. Стояки для газосброса ПГ в атмосферу без дожигания могут выводиться непосредственно над сооружением, из которого производится газосброс, или располагаться отдельно на открытой площадке. Открытой считается площадка, расположенная на территории какого-либо объекта вне «мертвых» зон зданий и сооружений. «Мертвыми» зонами считаются застойные зоны или зоны рециркуляции воздуха около зданий и сооружений, образующиеся при обтекании их ветровым потоком. Размеры «мертвых» зон определяются в соответствии с нормами, приведенными в «Руководстве по расчету загрязнения воздуха на промышленных площадках» (сб. «Научные работы институтов охраны труда». Вып. 100. - Профиздат, 1976, с. 70 - 101).

4.3.4. Места расположения стояков и их высота должны выбираться с таким расчетом, чтобы при заданных расходах газосброса и диаметре выходного сечения газосбросного патрубка обеспечить условия, при которых струя дренируемого газа не достигает:

- зданий и сооружений;

- мест размещения обслуживающего персонала;

- мест расположения воздухозаборных устройств вентиляционных и других подобных систем.

4.3.5. Размеры пожароопасной зоны струи газа (с содержанием в ней ПГ 5 % и более по объему) при заданных начальных параметрах струи (скорости и температуры истечения) и заданной скорости ветра должны определяться специальным расчетом, на основании результатов которого проектной организацией производится выбор безопасных расстояний.

4.3.6. Для выбора мест расположения воздухозаборных устройств оценка размеров зон загазованности вокруг среза трубы свечи производится по нормам, исходя из условия рассеивания сбрасываемых паров СПГ только ветром в соответствии с «Руководством по расчету загрязнения воздуха на промышленных площадках» (сб. «Научные работы институтов охраны труда». Вып. 100. - Профиздат, 1976, с. 70 - 101).

4.3.7. Устройство газосбросной трубы и условия сброса должны обеспечивать эффективное рассеивание сбрасываемых газов, исключающее образование взрывоопасных концентраций в зоне размещения технологического оборудования, зданий и сооружений комплекса. Высота сбросной трубы определяется расчетом, но не менее, чем требуется по «Правилам устройства и безопасной эксплуатации факельных систем» (ПУ и БЭФ-91).

4.3.8. Выходное сечение газосбросного стояка, выведенного над зданием или сооружением, должно быть расположено выше среднего уровня «мертвой» зоны над крышей здания цеха или купола сооружения на значение вертикальной полуширины опасной зоны струи дренируемого газа при сносе ее ветром, но на высоте не менее 3 м выше самой высокой точки сооружений, если последние попадают в опасную зону дренируемой струи при сносе ее ветром в любом направлении по горизонтали от выходного сечения стояка.

4.3.9. Конструкция газосбросного стояка или продувочной свечи должна обеспечивать предотвращение попадания пыли и влаги из атмосферы в подводящую газосбросную магистраль.

4.3.10. При проведении эпизодических технологических газосбросов должна производиться продувка газосбросных магистралей азотом или другим негорючим газом перед началом и после окончания газосброса.

4.3.11. Пары СПГ, сбрасываемые в атмосферу без дожигания при выполнении штатных технологических операций, должны быть подогреты, по крайней мере, до состояния «нейтральной плавучести», т.е. иметь температуру не ниже -110 °С (163 К).

4.3.12. Последовательность операций при газосбросе без дожигания должна быть следующей:

- продуть газосбросную магистраль азотом или другим негорючим газом;

- не позже, чем через 2 мин после окончания продувки, начать сброс паров СПГ;

- не позже, чем через 2 мин после окончания сброса паров СПГ, провести продувку дренажной магистрали азотом или другим негорючим газом;

- закрыть продувку.

4.4. Газосброс из транспортных систем

4.4.1. Газосброс паров СПГ из транспортных цистерн (автомобильных и железнодорожных) может производиться в пути следования, на промежуточных стоянках, в местах слива-налива цистерн. В местах слива-налива цистерн газосброс может выполняться в соответствии с п.п. 4.2 и 4.3.

4.4.2. Газосброс паров СПГ в пути следования и на стоянках рекомендуется производить через специальные безопасные дренажные устройства (типа БДУ), обеспечивающие при заданном расходе газосброса из цистерны такие размеры опасной зоны струи, при которых она не достигает:

- контактных проводов электровозной тяги;

- элементов подвижного состава, находящегося на соседних путях;

- автотранспорта, движущегося по дороге и стоящего на обочине или стоянках;

- мест нахождения обслуживающего персонала.

4.4.3. В местах заправки и слива СПГ потребителю рекомендуется производить газосброс из транспортных цистерн через сбросные коммуникации сливно-наливных эстакад.

4.4.4. Все газосбросные коммуникации транспортных цистерн, технологические или сбросы от ПК должны быть оборудованы огнепреградителями; последовательность операций газосброса аналогична таковой для систем хранения и выдачи, за исключением продувок азотом в пути следования и на промежуточных стоянках.

5. ПЕРЕЧЕНЬ КОНТРОЛИРУЕМЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ

В соответствии с требованиями настоящего Руководящего документа необходимо вести пооперационный контроль параметров, приведенных в табл. 5.1.

Диапазон измерений и допустимые погрешности при измерении приведены в табл. 5.2.

Таблица 5.1

Перечень основных контролируемых технологических параметров

Контролируемые параметры

Периодичность контроля

Способ контроля

Примечание

1

2

3

4

1. Подготовка систем транспортирования и хранения к наполнению (см. раздел 2.2 РД)

1. Давление в сливных и дренажных коммуникациях (при проверке герметичности мест подсоединения)

Один раз после подготовки

Визуально по манометру

 

2. Вакуум (остаточное давление) в сливных дренажных коммуникациях и в резервуаре

Один раз после подготовки

Визуально по вакуумметру

 

3. Давление в резервуаре:

 

Визуально

 

а) при наддуве и сбросе газа

Непрерывно

по манометру

 

б) при продувке

То же

То же

 

4. Суммарный расход газа при продувке

Один раз после окончания продувки

а) по расходомеру

 

б) по объему реципиента и падению давления в нем за время продувки

 

5. Анализ газа в резервуаре на содержание кислорода при азотных разбавлениях или продувке

После проведения расчетного числа циклов разбавлений, а также после каждого цикла разбавлений, проводимых сверх расчетного

По газоанализатору или с помощью устройства отображения СКУ

С записью в эксплуатационных документах, архив СКУ

6. Уровень СПГ (гарантийного остатка)

Один раз перед заполнением резервуара

Визуально по уровнемеру

То же

7. Вакуум в изоляционном пространстве резервуара

В соответствии с эксплуатационной документацией на резервуар

Визуально по вакуумметру

То же

2. Наполнение резервуара СПГ (см. раздел 2.3 РД)

1. Давление в заправляемом резервуаре

Непрерывно

Визуально по манометру или по показаниям вторичного прибора

С записью в эксплуатационных документах максимального и минимального показаний

2. Давление в расходном резервуаре

То же

То же

То же

3. Уровень СПГ в заправляемом резервуаре

То же

Визуально по уровнемеру

С записью в эксплуатационных документах начального и конечного показаний

4. Уровень СПГ в расходном резервуаре

То же

То же

То же

5. Анализ СПГ в заполненном резервуаре (цистерне)

Один раз

По хроматографу или газоанализатору

С записью в эксплуатационных документах

3. Хранение СПГ (см. раздел 2.8)

1. Вакуум в изоляционных полостях

В соответствии с эксплутационной документацией на резервуар, а также по мере необходимости в случае увеличения потерь СПГ

Визуально по вакуумметру

То же

2. Давление в резервуаре:

 

Визуально по манометру или по показаниям вторичного прибора

 

а) в процессе хранения при закрытом газосбросе

Не реже шести раз в сутки

То же

б) при проведении газосброса

Непрерывно

С записью в эксплуатационных документах до и после газосброса

3. Уровень СПГ

Один раз после отпуска СПГ потребителю или после заполнения резервуара

Визуально по уровнемеру

С записью в эксплуатационных документах

4. Анализ СПГ в стационарном резервуаре

То же

По хроматографу или газоанализатору

То же

4. Транспортирование заполненного и опорожненного резервуара (см. разделы 2.4, 2.6)

Давление в резервуаре

Не реже шести раз в сутки

Визуально по манометру

То же

5. Приемка резервуара с СПГ у потребителя (см. раздел 2.5 РД)

1. Давление СПГ

Один раз по прибытии цистерны

Визуально по манометру и контрольному прибору

То же

2. Уровень СПГ

То же

По уровнемеру

То же

6. Отпуск СПГ - полный или частичный (см. раздел 2.5 РД)

1. Анализ отгружаемого СПГ (при отсутствии сертификата на продукт)

Один раз перед началом перелива

По хроматографу или масс -спектрометру

То же

2. Герметичность мест подсоединения

Один раз после проверки герметичности

Визуально по манометру и сигнализаторами загазованности

То же

3. Давление в опорожняемом резервуаре при переливании

Непрерывно

Визуально по манометру или по показаниям вторичного прибора

С записью максимального и минимального показаний

4. Давление в заправляемом резервуаре

То же

То же

То же

5. Уровень СПГ в опорожняемом резервуаре

То же

Визуально по уровнемеру

С записью в эксплуатационных документах начального и конечного значений

6. Уровень СПГ в заправляемом резервуаре

То же

То же

То же

7. Количество отгруженного продукта

Один раз на станции наполнения или у потребителя.

Весовой

То же

7. Дозаправка резервуара-хранилища (см. раздел 2.3)

Перечень контролируемых параметров аналогичен операциям наполнения

 

 

 

8. Приемка резервуара на станции наполнения (см. разделы 2.2, 2.3)

1. Давление в резервуаре

Один раз по прибытии резервуара

Визуально по манометру

С записью в эксплуатационных документах

2. Уровень гарантийного остатка

То же

Визуально по уровнемеру

То же

3. Анализ газа из резервуара

То же

По газоанализатору

То же

9. Периодический отогрев резервуара или цистерны, полный или частичный (см. раздел 2.7 РД)

1. Давление:

 

 

 

а) при естественном отогреве

Не реже шести раз в сутки

Визуально по манометру или по показаниям вторичного прибора

С записью в эксплуатационных документах максимального и минимального показаний

б) при периодических наддувах и сбросах

Непрерывно

То же

То же

в) при непрерывной продувке

То же

То же

То же

2. Температура сбрасываемого газа

Непрерывно

По показаниям вторичного записывающего прибора

С записью в эксплуатационных документах

3. Анализ газа из резервуара:

 

 

 

а) при периодическом сбросе газа в соответствии п. 2.7.8

По окончании отогрева

По газоанализатору

То же

б) при непрерывном выходе из резервуара в соответствии с п. 2.7.10

То же

По газоанализатору с записью на вторичном приборе

То же

Примечание: В способах контроля (п. 5) может предусматриваться использование средств отображения и архивирования СКУ, базирующихся на микропроцессорной технике.

Таблица 5.2

Диапазон измерений и допускаемая погрешность

Измеряемый параметр

Диапазон измерений

Допускаемая погрешность измерения

Класс точности

Давление в транспортных резервуарах

От 0,1 до 0,2 МПа (от 0 до 1 ати)

 

1

свыше 0,2 МПа (1 ати)

 

2,5

Давление в стационарных резервуарах

От 0,1 до 0,2 МПа (от 0 до 1 ати)

 

0,5

свыше 0,2 МПа (1 ати)

1

Объемное содержание примеси азота в СПГ

от 0 до 3 %

Не более 30 % от измеряемого значения

 

Объемное содержание примесей в СПГ по ТУ 51-03-03-85

Приложение 1 к РД

Не более 50 % от измеряемого значения

 

Температура

100 - 330 К

 

2,5

Расход газа

В рабочем диапазоне

±5 %

 

Уровень жидкости

 

±5 %

 

Объемное содержание газообразного кислорода в азоте

От 0 до 1 %

Основная погрешность измерения не должна превышать 4 % от верхнего предела диапазона

 

Объемное содержание примеси кислорода в природном газе

От 1 до 3 %

Не более 4 % от измеряемого значения

 

6. ТЕХНИЧЕСКИЕ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ К СТАНЦИЯМ НАПОЛНЕНИЯ И СЛИВА

6.1. В соответствии с требованиями, предъявляемыми подготовкой транспортных резервуаров (цистерн) к наполнению их СПГ, станция наполнения должна быть оборудована:

- средствами для продувок (разбавлений) цистерн и коммуникаций газообразным азотом и природным газом;

- средствами для вакуумирования цистерн (если выбран соответствующий способ подготовки);

- средствами для отвода паров СПГ из цистерн;

- приборами и аппаратурой для измерений и восстановления остаточного давления в изоляционном пространстве цистерн;

- приборами и аппаратурой для измерения температуры отходящих из резервуара (цистерны) паров;

- приборами и аппаратурой для анализа газов на содержание кислорода в газообразном азоте, азота, углеводородов, диоксида углерода, сероводорода и серосодержащих меркаптанов, воды в природном газе, природного газа в газообразном азоте (после разработки приборов для анализа криогенных жидкостей требование подраздела распространяется и на анализ жидкостей);

- передвижной техпомощью (автомобильной или железнодорожной в зависимости от обеспечиваемых маршрутов), оснащенной необходимыми средствами для ремонта при ликвидации аварийных состояний транспортных цистерн в пути следования, имеющей запас азота, достаточный для продувки аварийного резервуара, запас природного газа для продувок подстыковочных участков трубопроводов СПГ, в случае необходимости перелива СПГ из одного резервуара в другой.

Передвижная техпомощь должна быть оборудована:

- приборами для анализа содержания кислорода в природном газе и природного газа в азоте;

- системой и устройствами для дожигания паров СПГ, сбрасываемых в атмосферу, и системой возврата паров в общепромышленную газовую сеть, если таковая целесообразна.

6.2. На станции наполнения должны иметься:

- газообразный азот при температуре окружающей среды;

- природный газ при температуре окружающей среды;

- СПГ.

Чистота всех продуктов должна соответствовать значениям, приведенным в Приложении 1 к настоящему РД.

6.3. Станция слива у потребителя должна быть оборудована:

- средствами для продувок коммуникаций азотом и природным газом, средствами для наддува транспортных цистерн азотом и природным газом;

- средствами для отвода паров СПГ из транспортных цистерн в дренажную систему;

- приборами и аппаратурой для анализа газов на содержание кислорода в газообразном азоте, азота, углеводородов, диоксида углерода, сероводорода и серосодержащих меркаптанов, воды в природном газе, природного газа в газообразном азоте (после разработки приборов для анализа криогенных жидкостей, требование подраздела распространяется и на анализ жидкостей);

- средствами для слива СПГ из транспортной цистерны в дренажную систему.

6.4. На станцию слива должны подаваться:

- газообразный азот при температуре окружающей среды;

- природный газ при температуре окружающей среды.

Чистота продуктов должна соответствовать требованиям нормативных документов, изложенным в Приложении 1.

7. СИСТЕМЫ ЗАЩИТЫ, КИП И А

7.1. Станции наполнения и слива должны быть оборудованы следующими системами:

- контрольно-измерительных приборов и автоматики;

- аварийной защиты;

- пожарной сигнализации.

7.2. В систему контрольно-измерительных приборов должны входить:

- датчики перепада давления: (например, дифманометр-уровнемер ДСП-УС или типа «Сапфир»);

- датчики давления:

- манометры избыточного давления,

- вакуумметры,

- моновакуумметры показывающие,

- датчик давления типа «Сапфир» или другие;

- датчики температуры;

- расходомеры;

- газоанализаторы.

7.3. В систему аварийной защиты и пожарной сигнализации должны входить:

- предохранительные клапаны;

- электрические задвижки;

- датчики температуры;

- газосигнализаторы;

- ручные пожарные извещатели.

Кроме того, станции должны быть оборудованы системами аварийной защиты против разрывов шлангов с СПГ, пролива СПГ (скоростные обратные клапаны) и перелива резервуара (с помощью устройства контроля максимального уровня заполнения резервуара).

8. ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ

8.1. Требования к ремонту оборудования

8.1.1. Содержание, ремонт и чистка оборудования должны проводиться в соответствии с действующими «Правилами безопасности на взрывоопасных и взрыво- пожароопасных химических и нефтехимических производствах», «Правилами безопасности при производстве, хранении и выдаче СПГ на ГРС МГ и АГНКС», «Правилами безопасности при проектировании и эксплуатации систем приема, хранения, заправки и газификации сжиженного природного газа на объектах потребителя», инструкциями по эксплуатации оборудования, «Правилами безопасности в газовом хозяйстве».

8.1.2. Все виды ремонтов должны выполняться в строгом соответствии с графиком планово-предупредительного ремонта, утвержденного руководителем предприятия и в соответствии с инструкцией заводов-изготовителей.

8.1.3. Работы, связанные с наполнением и опорожнением резервуаров, относятся к газоопасным, в соответствии с ТОИ Р-112-17-95 «Инструкция по организации безопасного проведения газоопасных работ на предприятиях».

8.1.4. Все работы, связанные с монтажом и демонтажом технологического оборудования резервуаров, разрешается проводить после освобождения резервуаров от СПГ, полного его отогрева и продувки газообразным азотом.

8.1.5. В случае необходимости проведения работ внутри резервуаров в них должен быть заменен азот на воздух с обязательной проверкой содержания кислорода и ПГ в газообразной среде.

8.1.6. Работы внутри резервуаров должны проводиться в соответствии с требованиями «Инструкции по технике безопасности при проведении работ в закрытых аппаратах, колодцах, коллекторах и в другом аналогичном оборудовании, емкостях и сооружениях на предприятиях химической промышленности».

8.1.7. Проверку, регулирование и ремонт КИП и автоматических устройств необходимо производить в соответствии с «Правилами организации и проведения проверки измерительных приборов и контроля за состоянием измерительной техники с соблюдением стандартов и технических условий».

8.1.8. Регулировку и ремонт КИП должны выполнять только работники соответствующих служб (ЦИЛ, цех КИП).

8.1.9. За автоматическими регуляторами, КИП, производственной сигнализацией и дистанционным управлением должен быть установлен постоянный надзор, обеспечивающий их безопасную и безотказную работу.

8.1.10. Все резервуары, трубопроводы, арматура и другое оборудование должны быть тщательно заземлены в соответствии с «Правилами защиты от статического электричества в производствах химической промышленности» и «Правилами безопасности при производстве, хранении и выдаче сжиженного природного газа на газораспределительных станциях магистральных газопроводов (ГРС МГ) и автомобильных газонаполнительных станциях (АГНКС)».

8.1.11. Во время слива и налива СПГ не допускается нахождение вблизи резервуаров посторонних лиц на расстоянии менее 20 м.

8.1.12. Во время сливных-наливных операций запрещается ведение огневых работ, а также проезжать автомашинам и другим видам транспорта на расстоянии менее 50 м от резервуаров.

Примечание. Разрешается проведение маневровых работ на эстакаде налива.

8.1.13. При сливных-наливных операциях двигатель автомобиля автоцистерны не должен работать.

8.1.14. Молниезащита и защита от статического электричества закрытых помещений станций наполнения должны осуществляться в соответствии с РД 34.21.122-87 «Инструкция по устройству молниезащиты зданий и сооружений».

8.2. Некоторые возможные неисправности и аварийные ситуации. Меры их ликвидации

8.2.1. Если на холодном оборудовании не проворачиваются или трудно проворачиваются шпиндели вентилей, необходимо отогреть корпуса вентилей теплым азотом. При наличии у вентилей индивидуальной вакуумной полости отогрев может быть произведен путем подачи в вакуумную полость теплого газообразного азота.

8.2.2. При разрыве трубопровода или шланга, прорыве соединений трубопровода или шланга необходимо:

- прекратить подачу СПГ в поврежденный участок коммуникаций;

- отключить электроэнергию в районе аварии;

- дать испариться пролитому СПГ;

- через 10 - 15 мин после рассеивания видимого облака паров влаги и СПГ поврежденный участок трубопровода продуть двадцатикратным объемом азота;

- приступить к ликвидации неисправности с соблюдением правил техники безопасности.

8.2.3. В случае нарушений вакуума в изоляционном пространстве резервуара, наполненного СПГ, что может быть замечено по увеличению темпа роста давления во внутреннем сосуде резервуара по сравнению с нормальным, а также по обмерзанию кожуха, необходимо:

- перелить СПГ в свободный резервуар, если авария произошла со стационарным резервуаром (у потребителя). Если свободного резервуара нет, то следует либо вызвать необходимое количество цистерн, подготовленных к наполнению, со станции наполнения и перелить СПГ в них; если это экономически нецелесообразно, - газифицировать СПГ и выдавить ПГ в дренажную систему;

- если авария произошла с цистерной на станции наполнения, перелить СПГ в свободный резервуар;

- если авария произошла с цистерной, находящейся на станции слива, следует слить СПГ в систему хранения или испарить его, подвергнуть резервуар частичному отогреву, продуть азотом до содержания ПГ не более 5 % и отправить на станцию наполнения. Такая цистерна может транспортироваться без бригады обслуживания;

- в случае указанной аварии с транспортной цистерной, находящейся в пути следования, следует прекратить транспортирование, отвести цистерну в безопасное место и сбросить давление в ней до 0,05 МПа. Если темп роста давления во внутреннем сосуде цистерны позволяет ее транспортирование, то следует отправить ее либо на станцию наполнения, либо к потребителю.

Если дальнейшее транспортирование невозможно, то цистерну следует отвезти в ближайшее место, удаленное от жилых и промышленных зданий, СПГ испарить, а цистерну отогреть естественным путем до состояния, при котором возможно его транспортирование, и отправить на станцию наполнения.

Примечание. Отогретую цистерну с давлением природного газа 0,11 - 0,15 МПа (0,1 - 0,5 ати) допускается отправлять на станцию наполнения без бригады сопровождения.

8.2.4. При транспортировке СПГ автомобильным транспортом необходимо соблюдать «Правила перевозки СПГ автомобильным транспортом».

8.2.5. Если в пути следования транспортная цистерна перевернулась, необходимо вызвать ремонтную бригаду, сотрудников МЧС, принять все меры по обеспечению безопасности цистерны. По согласованию с сотрудниками МЧС следует перелить СПГ в свободный резервуар. При отсутствии такового, испарить СПГ, учитывая направление ветра, характер повреждения резервуара.

8.2.6. В случае нарушения вакуума в цистерне с гарантийным остатком или холодным природным газом (при возврате от потребителя) может возникнуть необходимость проведения стравливания. Стравливание в этом случае следует проводить в соответствии с п. 4.3.

В случае аналогичной ситуации у потребителя следует подвергнуть цистерну частичному отогреву (гарантийный остаток слить или испарить), продуть азотом до содержания природного газа не более 5 % и отправить на станцию наполнения.

8.2.7. Если в пути следования цистерны с СПГ давление в ней начинает падать или темп нарастания давления значительно ниже нормального, то следует временно прекратить транспортирование и произвести осмотр резервуара для обнаружения течи.

Если обнаруженную течь можно ликвидировать, то это надо сделать с соблюдением правил техники безопасности, а транспортирование продолжить. Для проведения ремонта бригада обслуживания должна быть обеспечена необходимым инструментом, материалами и деталями.

По прибытии к потребителю, если давление в цистерне не падало ниже 0,11 МПа (0,1 ати) и техническое состояние ее позволяет слить СПГ, то его следует слить. Цистерну следует отогреть до температуры 112 К, продуть азотом до содержания ПГ не более 5 % и отправить на станцию наполнения.

8.2.8. Если давление в стационарном резервуаре с СПГ падает или растет значительно медленнее нормального, следует выяснить причину и, если это возможно, устранить неисправность.

Если течь устранить не удается, а давление в резервуаре не падало ниже 0,11 МПа (0,1 ати), то:

- при наличии свободного резервуара следует перелить СПГ в него;

- при отсутствии свободного резервуара следует вызвать со станции наполнения порожние цистерны и перелить СПГ в них. Это мероприятие следует проводить в том случае, если оно экономически целесообразно и имеется возможность тем или иным способом поддерживать давление в резервуаре выше 0,11 МПа (0,1 ати) до прибытия порожних цистерн.

8.2.9. Если дальнейшее транспортирование цистерны с СПГ невозможно из-за повреждения ходовой части и неисправность нельзя устранить, то:

- следует вызвать со станции наполнения подготовленную к заправке цистерну и техпомощь для перелива и продувки резервуара азотом. Перелить СПГ в прибывшую цистерну, произвести частичный отогрев естественным путем, продуть азотом до содержания природного газа не более 5 % и устранить неисправность. При проведении вышеуказанных операций сброс природного газа следует проводить через БДУ;

- если в резервуаре находится гарантийный остаток СПГ, то операции те же, что и в предыдущем случае, за исключением вызова цистерны для перелива; остаток следует испарить естественным путем с периодическим стравливанием через БДУ;

- если в резервуаре находится природный газ, операции те же, что и в случае с гарантийным остатком, за исключением, испарения СПГ (возможно, и отогрева).

8.2.10. Для выполнения всех операций по ликвидации аварийного состояния отдельной цистерны, требующих задержки в пути следования (кроме просто проведения стравливания), в случае транспортирования ее в составе из нескольких цистерн, из состава бригады сопровождения следует выделить двух человек. Остальные продолжают сопровождение исправных цистерн.

8.2.11. При возникновении пожара в непосредственной близости от цистерны следует вывести ее в безопасное место. При возникновении пожара на самой цистерне следует принять меры к его подавлению и предотвращению распространения на соседние объекты, используя собственные и вызванные средства пожаротушения.

При стоянках цистерны с СПГ следует следить, чтобы в окрестности 50 м от нее не производилось работ, связанных с применением открытого пламени.

8.2.12. При аварии цистерны в пути следования, связанной с возможностью выделения больших количеств СПГ, необходимо на ближайшей станции отцепить цистерну от поезда, направить ее в тупик, отдаленный от жилых и производственных зданий, вызвать пожарную команду, организовать охрану района стоянки. Не допускать присутствия посторонних лиц в опасной зоне и принять меры к ликвидации аварийной ситуации согласно п. 8.2.3. и п. 8.2.9.

О всех авариях в пути следования следует делать соответствующие записи в рабочем журнале цистерны и составлять акт.

8.2.13. При неисправности указателя уровня на резервуаре следует продуть импульсную линию инертным газом или природным газом с давлением, превышающим на 0,01 МПа рабочее давление цистерны.

8.2.14. При невозможности выдачи СПГ потребителю (обмерзание фильтра и т.п.) следует прекратить работу и отогреть сливную коммуникацию.

8.2.15. Если не работает испаритель наддува резервуара или транспортной цистерны, необходимо прекратить работу, связанную с СПГ, отогреть испаритель и обратным ходом продуть свечу, удалить оставшиеся жидкие примеси сливом.

8.2.16. При отключении электроэнергии, если есть прямая угроза возникновения аварийной ситуации, необходимо прекратить все работы, связанные с СПГ. При отсутствии прямой угрозы работы могут быть продолжены под визуальным наблюдением обслуживающего персонала. При этом должны быть приняты все необходимые меры по восстановлению электроэнергии.

8.2.17. При несрабатывании автоматического регулятора давления необходимо перейти на ручное управление и принять меры по обнаружению и устранению причины отказа работы автоматики.

8.3. Противопожарные мероприятия

8.3.1. При возникновении пожароопасной ситуации или пожара обслуживающий персонал должен действовать в соответствии с планом локализации и ликвидации пожароопасных ситуаций или пожаров (ПЛЛ), согласованным с территориальными подразделениями ГПС.

8.3.2. В случае обнаружения пожара (визуально или с помощью тепловых автоматических датчиков обнаружения пожара) необходимо принять меры по локализации пожара.

8.3.3. Активная пожарная защита оборудования с СПГ заключается в охлаждении резервуаров и оборудования, находящегося вблизи места пожара, струями воды, принятии мер для немедленного прекращения поступления природного газа к очагу пожара и локализации пожара при полном выгорании газа.

8.3.4. Для защиты резервуаров хранения СПГ и технологического оборудования от теплового воздействия при пожарах на открытых площадках следует предусматривать применение автоматических установок водяного орошения и стационарных лафетных стволов (при наличии двух и более стационарных резервуаров).

8.3.5. Первичные средства пожаротушения используются для локализации и ликвидации загораний СПГ, а также пожаров в начальной стадии развития.

8.3.6. В качестве первичных средств пожаротушения рекомендуется применять:

- огнетушители ОФ-3 и ОФ-7;

- огнетушители типа ОУБ-3 или ОУБ-7 с зарядом фреона 114 В2 или 13 В1;

- углекислотные огнетушители ОУ-2, ОУ-5, ОУ-8, АП-1М, УП-2М;

- порошковые огнетушители ОПС-6, ОПС-10, ОППС-100 с зарядом порошка ПС и ПСБ;

- дисперсионные огнетушащие средства и устройства;

- пенные огнетушители ОП-5 и передвижные агрегаты АХП-2;

- асбестовые полотна (2×2 м) и ящики с песком 0,5 м3.

Пункты для первичных средств тушения пожара следует располагать по согласованию с пожарной охраной. Нормы и необходимое количество определять в соответствии с действующими «Правилами пожарной безопасности при эксплуатации предприятий химической промышленности».

8.4. Индивидуальные средства защиты

8.4.1. Всех работающих с СПГ администрация объекта должна обеспечить спецодеждой, спецобувью и средствами защиты органов дыхания и глаз, отвечающими установленным стандартам.

8.4.2. Выдача, пользование, ремонт спецодежды, спецобуви и индивидуальных средств защиты должны осуществляться в соответствии с требованиями «Инструкции о порядке выдачи, хранении и пользовании спецодеждой».

8.4.3. Для защиты органов дыхания при содержании кислорода менее 19 % следует применять противогазы:

- кислородные изолирующие приборы КИП-5 и КИП-7;

- шланговые противогазы самовысасывающие типа ПШ-1 и с принудительной подачей воздуха типа ПШ-2-57, шланговый прибор ДПА-5, шланговый респиратор ДИП-62, пневмомаску ЛИЗ-5, противогазы ИП-46 и др.

8.4.4. Обслуживающий персонал должен быть обучен правилам обращения, ухода и применения противогазов.

8.4.5. Ответственность за правильное использование индивидуальных средств защиты наравне с лицами, непосредственно выполняющими работу, возлагается на мастера и начальника участка (смены).

8.5. Общие требования

8.5.1. К обслуживанию транспортных и стационарных резервуаров с СПГ допускаются лица:

- достигшие восемнадцатилетнего возраста;

- прошедшие медкомиссию и не имеющие противопоказаний к этой работе;

- обученные по специальной программе;

- прошедшие инструктаж по технике безопасности и противопожарной безопасности.

8.5.2. К самостоятельной работе допускаются лица после стажировки на рабочем месте не менее 10 дней.

8.5.3. Программа для обучения рабочих по технике безопасности должна утверждаться главным инженером предприятия. В программу включается подробное ознакомление:

- с технологическими процессами на данном участке и мерами безопасности при выполнении работ;

- устройством и порядком обслуживания системы;

- правилами пользования средствами индивидуальной и противопожарной защиты, соблюдения личной гигиены;

- безопасными приемами работы.

8.5.4. Ответственность за своевременное и качественное проведение инструктажа на рабочем месте возлагается на начальника цеха.

8.5.5. Инструктаж по технике безопасности и противопожарной безопасности для работающих должен проводиться не реже одного раза в три месяца.

8.5.6. Обслуживающему персоналу систем хранения и транспортирования СПГ запрещается:

- курить в неустановленных местах, проводить работы, связанные с применением пламени без специального наряда-допуска, применять высокотемпературные светильники;

- работать в обуви с подошвами, вызывающими искрообразование, а также в одежде из синтетических, шелковых, шерстяных тканей, способных к электризации; пользоваться инструментом, способным образовывать при ударах искры.

8.5.7. Персонал, обслуживающий транспортные цистерны СПГ, должен уметь оказывать первую медицинскую помощь пострадавшим и применять средства пожаротушения.

8.5.8. Противопожарное оборудование и инвентарь на цистернах и на станциях наполнения должны содержаться в постоянной готовности к немедленному использованию.

Приложение 1

(справочное)

Составы газов, используемых в технологии

I. ГОСТ 5542-87 «Газы горючие природные для промышленного и коммунально-бытового назначения. Технические условия»

1.1. По физико-химическим показателям природные горючие газы должны соответствовать требованиям и нормам, приведенным в таблице:

№ п/п

Наименование показателя

Норма

Метод испытания

1.

Теплота сгорания низшая, МДж/м3 (ккал/м3), при 20 °С 101,325 кПа, не менее

31,8 (7600)

ГОСТ 27193-86

ГОСТ 22667-82

ГОСТ 10062-75

2.

Область значений числа Воббе (высшего), МДж/м3 (ккал/м3)

41,2 - 54,5 (9850 - 13000)

ГОСТ 22667-82

3.

Допустимое отклонение числа Воббе от номинального значения, %, не более

±5

-

4.

Массовая концентрация сероводорода, г/м3, не более

0,02

ГОСТ 22387.2-83

5.

Массовая концентрация меркаптановой серы, г/м3, не более

0,036

ГОСТ 22387.2-83

6.

Объемная доля кислорода, %, не более

1,0

ГОСТ 23781-87

7.

Масса механических примесей в 1 м3, г, не более

0,001

ГОСТ 22387.4-77

8.

Интенсивность запаха газа при объемной доле 1 % в воздухе, балл., не менее

3

ГОСТ 22387.5-77

Примечания:

1. По согласованию с потребителем допускается подача газа для энергетических целей с более высоким содержанием сероводорода и меркаптановой серы по отдельным газопроводам.

2. Показатели по пп. 2, 3, 8 распространяются только на газ коммунально-бытового назначения.

3. Номинальное значение числа Воббе устанавливают в пределах нормы показателя по п. 2 таблицы для отдельных газораспределительных систем по согласованию с потребителем.

4. Предельно допустимая концентрация (ПДК) углеводородов природного газа в воздухе рабочей зоны равна 300 мг/м3 в пересчете на углерод (ГОСТ 12.1.005-88).

5. Предельно допустимая концентрация сероводорода в воздухе рабочей зоны 10 мг/м3, сероводорода в смеси с углеводородами C1 - C5 - 3 мг/м3.

II. ТУ 51-03-03-85 «Газ горючий природный сжиженный. Топливо для двигателей внутреннего сгорания. Технические условия»

2.1. По физико-химическим показателям сжиженный природный газ должен соответствовать следующим требованиям и нормам:

№ п/п

Наименование показателя

Норма

Метод испытания

1.

Объемная доля, %:

 

 

метана

92 ± 6

По ГОСТ 23781-83

этана

4 ± 3

-"-

пропана и более тяжелых углеводородов

2,5 ± 2,5

-"-

азота

1,5 ± 1,5

-"-

2.

Низшая теплота сгорания при 0 °С и 101,325 кПа, МДж/м3 (ккал/кг)

35,2 (11500)

По ГОСТ 22667-82

3.

Массовая доля сероводорода и меркаптановой серы, %, не более

0,005

По ГОСТ 22387.2-83

III. ТУ 0271-076-04806898-99 «Газ горючий природный сжиженный. Топливо для ракетной техники. Технические условия»

3.1. По физико-химическим показателям сжиженный природный газ должен соответствовать следующим нормам:

№ п/п

Наименование показателя

Норма

Метод испытания

1.

Объемная доля углеводородов, %

 

По ГОСТ 23781

(любым методом)

Метана

96,0 ± 2,0

Этана, пропана,

2,820 ± 2,0

Бутана - гексана, не более

0,036

Гептана - декана, не более

0,001

Непредельных и циклических, не более

0,001

2.

Объемная доля азота (N2), %, не более

1,130

То же

3.

Объемная доля диоксида углерода, %, не более

0,011

-"-

4.

Объемная доля суммы сероводорода и меркаптановой серы, % (мг/м3), не более

0,001 (1,52)

По ГОСТ 22387.2 (любым методом)

5.

Массовая концентрация водяных паров, при температуре минус 60 °С (точка росы по влаге) и давлении 0,1 МПа, г/м3, не более

0,0079

По ТУ 6-875К.550.014

6.

Массовая концентрация суммы кристаллов воды, отвержденных газов, мехпримесей, г/м3, не более

0,001

По ГОСТ 20060*

По ГОСТ 23781*

По ГОСТ 6370

7.

Удельное количество теплоты, кДж/кг (кДж/м3)

49500 (35400)

По ГОСТ 22667

_____________

* Определяется по результатам сопоставления анализа и равновесного содержания примесей в СПГ при параметрах пробоотбора жидкости на анализ.

IV. ГОСТ 9293-74* «Азот газообразный и жидкий. Технические условия»

4.1. По физико-химическим показателям газообразный и жидкий азот должен соответствовать нормам:

№ п/п

Показатель

Норма для марки газообразного и жидкого азота

особой чистоты

повышенной чистоты

технический

1-й сорт

2-й сорт

1-й сорт

2-й сорт

1-й сорт

2-й сорт

1.

Объемная доля азота, %, не менее

99,999

99,996

99,99

99,95

99,6

99,0

2.

Объемная доля кислорода, %, не более

0,0005

0,001

0,001

0,05

0,4

1,0

3.

Объемная доля водяного пара в газообразном азоте, %, не более

0,0007

0,0007

0,0015

0,004

0,009

Выдерживает испытания по п. 3.6.

4.

Содержание масла в газообразном азоте

Не определяется

Выдерживает испытание по п. 3.7.

5.

Содержание масла, механических примесей и влаги в жидком азоте

Выдерживает испытание по п. 3.8.

6.

Объемная доля водорода, %, не более

0,0002

0,001

Не нормируется

7.

Объемная доля суммы углесодержащих соединений в пересчете на СН4, %, не более

0,003

0,001

Не нормируется

Приложение 2

(справочное)

Параметры процесса при замене газовой среды в резервуаре

1. Число разбавлений при замене воздуха во внутреннем сосуде резервуара на азот должно определяться по табл. 1. или рис. 1.

Таблица 1

Давление наддува МПа, не менее

0,1

0,15

0,2

0,25

0,3

0,35

0,4

Число разбавлений при минимальном давлении после сброса газа очистки 0,05 МПа, не менее

5

3

3

2

2

2

2

Рис. 1. Ориентировочное число разбавлений, необходимое для снижения
концентрации кислорода от 21 % до 3 % при различных давлениях наддува
(давление при сбросе газа очистки 0,05 МПа)

1.1. При расчете числа разбавлений принималось: остаточное содержание кислорода в азоте после проведения ряда полосканий в соответствии с табл. 1 не более 3 % при исходном содержании кислорода в газе очистки 1,0 % об.

1.2. При проведении разбавлений в соответствии с п. 2.1.1.9. перед взятием анализа следует проводить количество разбавлений на одно меньше, чем указано в таблице, так как одно разбавление проведено при выполнении операции п. 2.1.1.7.

Число разбавлений при замене азота во внутреннем сосуде резервуара на природный газ должно определяться по рис. 2 и 3.

Рис. 2. Ориентировочное число разбавлений, необходимое для снижения концентрации
азота от начальной 97 % до 5,4 % (содержание азота в газе очистки (ПГ) 1,13 % об)
при различных давлениях наддува (давление при сбросе газа очистки 0,05 МПа)

Рис. 3. Ориентировочное число разбавлений, необходимое для снижения концентрации
азота от начальной 97 % до 5,4 % (содержание азота в газе очистки (ПГ) 1,5 %)
при различных давлениях наддува (давление при сбросе газа очистки 0,05 МПа)

1.3. При расчете числа разбавлений принималось содержание азота в газе очистки 1,13 % об. и 1,5 % об. (для ТУ 0271-076-04806898-99 и ТУ 51-03-03-85, соответственно).

1.4. Расчет предельно допустимого остаточного уровня содержания азота () в газе подготовки резервуара для приема СПГ выполняется по соотношению:

(2.1)

где Сдоп - допустимая величина дополнительного загрязнения СПГ азотом, Сдоп ≤ 0,01 Спродукта;

где Спродукта - содержание азота в СПГ по ГОСТ;

0,9 - коэффициент заполнения резервуара СПГ;

К - коэффициент перевода СПГ в газообразное состояние (600).

Тогда из формулы (2.1)  не должно превышать 5,4 % об.

1.5. Снижение концентрации азота в резервуаре за одно полоскание можно ориентировочно определить по формуле:

Скон = (Рнач/Рнад)∙Снач + Сг (1 - Рнач/Рнад)

(2.2)

где Скон - объемная концентрация азота в резервуаре после его наддува газом очистки;

Снач - объемная концентрация азота в резервуаре перед ее наддувом газом очистки;

Сг - объемная концентрация азота в газе очистки;

Рнач - абсолютное давление в резервуаре перед его наддувом;

Рнад - абсолютное давление в резервуаре после его наддува.

Скон = 5,4 % об; Снач = 97 % об; Сг = 1,13 и 1,5 % об; Рнад = 0,15 МПа.

Расчетное число разбавлений можно определить по номограммам (см. рис. 2 и 3).

2. Время продувки резервуара от воздуха до содержания кислорода в резервуаре с 21 до 3 % об. при различных расходах продувочного азота должно определяться по табл. 2 или рис. 4

Таблица 2

Расход газа продувки в долях от объема резервуара в мин, не менее

0,015

0,03

0,045

0,06

0,09

0,12

0,15

0,18

0,21

0,24

Время продувки, мин, не менее

153,53

76,77

51,18

38,38

25,59

19,19

15,35

12,79

10,97

9,60

Рис. 4. Ориентировочное время продувки, необходимое для снижения
концентрации кислорода от начальной (21 %) до конечной (3 %)
при различных расходах газа продувки (азота)

2.1. При расчете времени продувки принималось содержание кислорода в продувочном азоте 1 %.

2.2. Суммарный расход газа продувки (кислорода) в объемах резервуара равен 2,303; азота с содержанием 1,13 % - 3,111; азота с содержанием 1,5 % - 3,198.

2.3. Ориентировочное время продувки резервуара для снижения концентрации того или иного компонента в резервуаре от некоторой начальной, до требуемой конечной может быть получено из выражения:

Скон = Сг (Снач - Сг)∙е(-τq/V)

(2.3)

где τ - время продувки, с;

Q - расход газа, м3/с;

V - объем резервуара, м3;

Скон - объемная концентрация кислорода (азота) в резервуаре после его наддува газом очистки;

Снач - объемная концентрация кислорода (азота) в резервуаре перед ее наддувом газом очистки;

Сг - объемная концентрация кислорода (азота) в газе очистки.

Рис. 5. Ориентировочное время продувки, необходимое для снижения
концентрации азота от начальной (97 %) до конечной (5,4 %) при различных
расходах газа продувки (природного газа)

3. Методика приближенного расчета объемной концентрации кислорода и азота, приведенной к количеству газообразного природного газа, находившемуся в резервуаре сразу после удаления из него жидкости при абсолютном давлении в резервуаре 0,15 МПа.

3.1. Если отогрев производится естественным путем, то ориентировочная величина приведенной концентрации (Спр) кислорода и азота может быть определена по формуле:

(3.1)

где Сn - среднее значение концентрации кислорода или азота по результатам измерения в верхней и нижней части внутреннего сосуда резервуара перед n-ым стравливанием в процентах по объему;

Рn - абсолютное давление во внутреннем сосуде перед n-ным стравливанием в кгс/см2.

3.2. Если отогрев производился методом периодического наддува и сброса греющего газа, то ориентировочная величина приведенной концентрации (Спр) кислорода и азота может быть определена по формуле:

(3.2)

где Pn - абсолютное давление перед n-м газосбросом, кгс/см2.

Тn - температура перед n-м газосбросом, К;

Сn - среднее значение концентрации кислорода или азота по результатам измерений в верхней и нижней частях внутреннего сосуда резервуара перед n-м газосбросом, % об.

V0 - объем резервуара, м3;

Vгр - суммарный объем газа, пошедший на отогрев резервуара, м3;

Снад - концентрация кислорода или азота в греющем газе, % об.

3.3. Если резервуар не имеет температурного датчика, то за величину Тn следует брать температуру выходящего из резервуара газа, уменьшенную на 15 К.

Приложение 3

Принципиальная схема пробоотборника непрерывного действия

Пробоотборник непрерывного действия:

1 - корпус пробоотборника; 2 - электрический подогреватель;
3 - сердечник (греющая поверхность); 4 - оптические окна

Принципиальная схема пробоотборника периодического действия

Схема гидрогазовая принципиальная пробоотборника периодического действия:

Б - емкость накопительная; ВН1, ВН2, ВН3 - вентиль Т100; K1, K2 - кран шаровой;
МБ1, МБ2 - мембранный предохранитель; МН1 - манометр МТМ-1; ТП - трубка
пробоотборная; ШТ1 - штуцер «Прием СПГ»; ШТ2 - штуцер «Продувка»;
ШТ3 - штуцер «Выдача пробы»; ШТ4 - штуцер «Сброс давления»

ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

Инертный газ - негорючий и не поддерживающий горения газ (например, азот, углекислый газ), предназначенный для очистки технологического оборудования от воздуха перед первичным заполнением оборудования природным газом и от природного газа - при окончании газосбросных операций, при постановке оборудования на ремонт или длительную консервацию.

Безопасное дренажное устройство (БДУ) - устройство, служащее для стравливания газа в атмосферу и обеспечивающее, в случае возгорания газа, недопустимость попадания пламени во внутренний резервуар с СПГ.

Гарантийный остаток - минимально допустимый объем СПГ, обеспечивающий поддержание криогенного резервуара в «холодном» состоянии.

Калибр - отношение длины трубопровода к его внутреннему диаметру.

Коэффициент заполнения - максимально возможный объем СПГ по отношению к общему объему резервуара (определяет разработчик резервуара).

Криогенный резервуар - резервуар с тепловой изоляцией, работающий под избыточным давлением и предназначенный для накопления, хранения, транспортировки и отпуска СПГ потребителю.

Рабочее давление - давление, обеспечивающее штатную, безаварийную работу криогенного резервуара.

Рассечка - элемент трубы, расположенный между двумя запорными устройствами, с линией дренажа из его внутреннего объема. К этому элементу трубы может быть подведена линия, обеспечивающая его продувку для замены воздуха на рабочий газ и наоборот.

Свеча - устройство в виде вертикального патрубка для выпуска продувочного и сбросного газа в атмосферу.

Сжиженный природный газ (СПГ) - горючая прозрачная жидкость, без цвета и запаха, с температурой кипения 110 - 115 К при атмосферном давлении 101,33 кПа. По химическому составу СПГ представляет собой многокомпонентную смесь углеводородов с преобладающим содержанием метана.

Система транспортирования СПГ - система, предназначенная для перевозки СПГ от места получения (хранения) СПГ к месту его потребления и состоящая из криогенной цистерны, постоянно установленной на раме железнодорожной платформы, вагона, на шасси автомобиля или на других средствах наземного передвижения, или из транспортабельной цистерны-контейнера, временно устанавливаемой на тех же средствах, а также на речных и морских судах.

Система хранения и газификации - комплекс, состоящий из одного или нескольких стационарных криогенных резервуаров, оснащенных необходимым оборудованием и устройствами для наполнения (или опорожнения) транспортных цистерн и отпуска продукта потребителю в сжиженном или газообразном виде.

Специализированное предприятие - разработчик транспортных средств - предприятие, имеющее лицензию на разработку сертифицированных транспортных криогенных резервуаров.

Станция наполнения - совокупность сливно-наливных устройств и вспомогательных сооружений, предназначенных для приема и наполнения (или опорожнения) транспортных цистерн.

Состояния резервуаров:

теплое - когда внутренний сосуд резервуара имеет температуру, равную температуре окружающей среды или близкую к ней, а в резервуаре находится воздух, азот или природный газ,

холодное - когда внутренний сосуд резервуара имеет температуру, равную или ниже температуры, равновесной давлению срабатывания предохранительного клапана (среда - природный газ);

промежуточное - между теплым и холодным (среда - природный газ);

продувка - непрерывные подача газа в полость резервуара или трубопровода и выброс газа или смеси газов;

периодическое разбавление (полоскание) - периодические подача газа в полость резервуара или трубопровода до достижения требуемого уровня давления и выброс газа или смеси газов.

Список использованной литературы

1. Ведомственные нормы технологического проектирования установок по производству и хранению сжиженного природного газа, изотермических хранилищ и газозаправочных станций (ВНТП 51.1-87), утв. Министерством газовой промышленности 13.09.87 г.

2. ГОСТ 12.1.005-88. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны, утв. Постановлением № 875 Гос. Комитета СССР по управлению качеством продукции и стандартам от 14.06.91.

3. ГОСТ 17.2.3.01-86. Охрана природы. Атмосфера. Правила контроля качества воздуха населенных пунктов, утв. Постановлением № 3 Гос. Комитета СССР по стандартам от 10 ноября 1986.

4. ГОСТ 5542-87. Газы горючие природные для промышленного и коммунально-бытового назначения. Технические условия, утв. Постановлением № 36 Госстандарта СССР от 16.04.87.

5. ГОСТ 9293-74. Азот газообразный и жидкий. Технические условия, утв. Постановлением № 1773 Гос. комитета стандартов Совета Министров СССР от 25 июля 1974 г.

6. Инструкция № 11 по технике безопасности при проведении работ в закрытых аппаратах, колодцах, коллекторах и в другом аналогичном оборудовании, емкостях и сооружениях на предприятиях химической промышленности.

7. Инструкция по организации безопасного проведения газоопасных работ на предприятиях, ТОИ Р-112-17-95.

8. Правила безопасности в газовом хозяйстве, утв. Постановлением № 71 Госгортехнадзора России от 30.11.98.

9. Правила защиты от статического электричества в производствах химической промышленности, утв. Госстроем СССР 21.01.72.

10. Правила 12-58 организации и проведения проверки мер и измерительных приборов и контроля за состоянием измерительной техники с соблюдением стандартов и технических условий, утв. Комитетом стандартов мер и измерительных приборов при Совете Министров СССР 11.07.58.

11. Правила перевозки СПГ автомобильным транспортом.

12. Правила перевозок опасных грузов автомобильным транспортом, утв. приказом № 72 министра транспорта РФ В.Б. Ефимова, от 08.06.95

13. Правила перевозок опасных грузов по железным дорогам, утв. МПС РФ от 27.12.94 г.

14. Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением (ПБ 10-115-96), утв. Постановлением № 20 Госгортехнадзора России от 18.04.95.

15. Правила устройства и безопасной эксплуатации факельных систем (ПУ и БЭФ-92), утв. Госпроматомнадзором СССР от 21.04.92.

16. ПБ 08-342-00. Правила безопасности при производстве, хранении и выдаче СПГ на газораспределительных станциях магистральных газопроводов (ГРС МГ) и автомобильных газонаполнительных станциях (АГНКС), утв. постановлением № 3 Госгортехнадзора от 08.02.2000.

17. РД 34.21.122-87. Инструкция по устройству молниезащиты зданий и сооружений, утв. Госстроем СССР от 30.07.87.

18. СНиП 2.04.08-87. Газоснабжение. Утв. Постановлением № 54 Государственного строительного комитета СССР от 16.03.87.

19. ТУ 0271-076-00480689-99. Газ горючий природный сжиженный. Топливо для ракетной техники, утв. Российским космическим агентством.

20. ТУ 51-03-03-85. Газ горючий природный сжиженный. Топливо для двигателей внутреннего сгорания, утв. Мингазпромом.

21. Правила безопасности на взрывоопасных и взрывопожароопасных химических и нефтехимических производствах.

22. Правила безопасности при проектировании и эксплуатации систем приема, хранения, заправки и газификации сжиженного природного газа на объектах потребителя.

23. Правила пожарной безопасности при эксплуатации предприятий химической промышленности.

 

 
Большая сборка документов
 
 
  Рейтинг@Mail.ru      

meganorm.ru

2015-2017