Приказ Ростехнадзора от 06.02.2017 № 48

«Об утверждении руководства по безопасности „Методика технического диагностирования пунктов редуцирования газа“»

ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ЭКОЛОГИЧЕСКОМУ, ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМУ И АТОМНОМУ НАДЗОРУ

ПРИКАЗ

от 6 февраля 2017 г. № 48

ОБ УТВЕРЖДЕНИИ РУКОВОДСТВА ПО БЕЗОПАСНОСТИ «МЕТОДИКА ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ ПУНКТОВ РЕДУЦИРОВАНИЯ ГАЗА»

В целях содействия соблюдению требований промышленной безопасности приказываю:

Утвердить прилагаемое Руководство по безопасности «Методика технического диагностирования пунктов редуцирования газа».

Вр.и.о. руководителя А. Л. Рыбас

Утверждено приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от «__» _________ 2017 г. N _____

РУКОВОДСТВО ПО БЕЗОПАСНОСТИ «МЕТОДИКА ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ ПУНКТОВ РЕДУЦИРОВАНИЯ ГАЗА»

I. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1. Руководство по безопасности «Методика технического диагностирования пунктов редуцирования газа» (далее — Руководство по безопасности) утверждено в целях содействия соблюдению требований Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила проведения экспертизы промышленной безопасности», утвержденных приказом Ростехнадзора от 14 ноября 2013 г. № 538 (зарегистрирован Минюстом России 26 декабря 2013 г., регистрационный № 30855) (далее — Правила проведения экспертизы промышленной безопасности), Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности сетей газораспределения и газопотребления», утвержденных приказом Ростехнадзора от 15 ноября 2013 г. № 542 (зарегистрирован Минюстом России 31 декабря 2013 г., регистрационный № 30929), Технического регламента о безопасности сетей газораспределения и газопотребления, утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации от 29 октября 2010 г. № 870 (далее — Технический регламент).

2. Руководство по безопасности содержит общие рекомендации по проведению технического диагностирования пунктов редуцирования газа (далее — ПРГ), предназначенных для снижения давления газа и поддержания его в заданных пределах независимо от расхода газа в сетях газораспределения и газопотребления, предназначенных для транспортирования природного газа с избыточным давлением, определенным в Техническом регламенте (далее — техническое диагностирование ПРГ).

3. Положения Руководства по безопасности распространяются на следующие типы ПРГ:

размещенные в здании и имеющие собственные ограждающие конструкции (ГРП);

размещенные в блоке контейнерного типа (ГРПБ);

размещенные в шкафу из несгораемых материалов (ГРПШ), в том числе размещенные ниже уровня поверхности земли;

не имеющие собственных ограждающих конструкций (ГРУ).

4. Для выполнения требований, указанных в Правилах проведения экспертизы промышленной безопасности, организации, выполняющие техническое диагностирование ПРГ, помимо способов (методов), рекомендованных в Руководстве по безопасности, могут использовать иные способы (методы) при их соответствующем обосновании.

5. В Руководстве по безопасности применяются термины и определения, а также список используемых сокращений, приведенные в приложениях № 1 и 2 к настоящему Руководству по безопасности.

6. Положения Руководства по безопасности применяются для ПРГ, по которым транспортируется природный газ, соответствующий ГОСТ 5542-2014 «Газы горючие природные для промышленного и коммунально-бытового назначения. Технические условия», с избыточным давлением, определенным в Техническом регламенте.

7. Техническое диагностирование ПРГ проводится с целью:

оценки фактического технического состояния ПРГ;

выявления допустимости и условий продолжения дальнейшей безопасной эксплуатации ПРГ до прогнозируемого перехода в предельное состояние;

определения остаточного срока службы (предельного срока эксплуатации) ПРГ.

8. Организация работ по техническому диагностированию ПРГ осуществляется организацией, выполняющей техническую эксплуатацию газопроводов (далее — эксплуатационная организация).

9. Проведение работ по техническому диагностированию ПРГ осуществляется организациями, имеющими в своем составе квалифицированный персонал и аттестованную лабораторию неразрушающего контроля, владеющими необходимым оборудованием для проведения указанных работ.

10. Техническое диагностирование выполняется в присутствии (при необходимости — с участием) работника(ов) эксплуатационной организации, назначаемого(ых) техническим руководителем эксплуатационной организации для выполнения данного вида работ.

11. Источниками исходных данных для оценки технического состояния ПРГ являются проектная, исполнительная документация и эксплуатационный паспорт ПРГ (далее — паспорт ПРГ).

12. Оценка технического состояния ПРГ осуществляется в соответствии с положениями настоящего Руководства по безопасности, документов на применяемые методы неразрушающего контроля, эксплуатационных документов на ПРГ и технические устройства, входящие в состав технологической части ПРГ.

13. В случае если обследование здания и сооружений ПРГ, в том числе сетей инженерно-технического обеспечения и их элементов, проводится одновременно с техническим диагностированием ПРГ, оно осуществляется с учетом ГОСТ 31937-2011 «Здания и сооружения. Правила обследования и мониторинга технического состояния».

14. Результаты технического диагностирования ПРГ используются для оценки их фактического состояния при проведении экспертизы промышленной безопасности ПРГ.

II. ОСНОВАНИЯ И СРОКИ ПРОВЕДЕНИЯ ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ ПРГ

15. Основанием проведения технического диагностирования ПРГ являются положения нормативных правовых актов Российской Федерации в области технического регулирования и промышленной безопасности, устанавливающие требования по проведению технического диагностирования и к объекту технического диагностирования.

16. Техническое диагностирование ПРГ проводится в случаях:

истечения срока службы (продолжительности эксплуатации) ПРГ, установленного в проектной документации;

при отсутствии в технической документации данных о сроке службы ПРГ, если фактический срок его службы превышает двадцать лет;

после проведения работ, связанных с изменением конструкции, заменой материала несущих элементов ПРГ, либо восстановительного ремонта после аварии или инцидента на ПРГ, в результате которых ПРГ был поврежден;

по решению эксплуатационной организации.

III. ЭТАПЫ ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ

17. Техническое диагностирование ПРГ состоит из следующих основных этапов:

анализ технической документации;

разработка и утверждение программы технического диагностирования ПРГ;

контроль технического состояния;

анализ технического состояния;

принятие решения о возможности дальнейшей эксплуатации;

определение остаточного ресурса (срока службы);

оформление результатов технического диагностирования.

18. Перечень и объем работ по техническому диагностированию ПРГ определяется индивидуально для каждого конкретного объекта.

IV. АНАЛИЗ ТЕХНИЧЕСКОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ

19. При техническом диагностировании ПРГ анализируется техническая документация на ПРГ, в том числе эксплуатационная документация на технические устройства, входящие в состав его технологической части.

Анализ технической документации выполняется для получения информации о:

соответствии наименований и характеристик технических устройств, заявленным в эксплуатационном паспорте;

соответствии фактической технологической схемы ПРГ проектной;

дате ввода ПРГ в эксплуатацию (для ГРП также о датах ввода в эксплуатацию технических устройств, входящих в состав его технологической части);

сроке поверки средств измерения;

неисправностях и проведенных ремонтах;

режимах работы в процессе эксплуатации ПРГ.

20. В случае отсутствия принципиальной схемы ПРГ, она составляется при техническом диагностировании ПРГ.

21. По результатам анализа технической документации составляется протокол, рекомендуемый образец которого приведен в приложении № 3 к настоящему Руководству по безопасности.

В протоколе анализа технической документации указываются:

перечень проанализированной документации;

перечень технических устройств и элементов, их технические характеристики и параметры;

режимы работы и условия эксплуатации ПРГ, перечень неисправностей, проведенных ремонтов;

предложения по контролю технического состояния ПРГ;

выводы и рекомендации о возможностях безопасной эксплуатации ПРГ.

V. РАЗРАБОТКА И УТВЕРЖДЕНИЕ ПРОГРАММЫ ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ ПРГ

22. Выполнение работ по техническому диагностированию ПРГ проводится по программе технического диагностирования ПРГ, разработанной в соответствии с требованиями документов в области промышленной безопасности, технического регулирования и стандартизации в части порядка выполнения отдельных видов работ (выполняемых при техническом диагностировании ПРГ).

23. Программа технического диагностирования ПРГ разрабатывается организацией, выполняющей техническое диагностирование ПРГ, утверждается эксплуатационной организацией и собственником ПРГ.

Типовая программа проведения технического диагностирования ПРГ приведена в приложении № 4 к настоящему Руководству по безопасности.

VI. КОНТРОЛЬ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ

24. Контроль технического состояния ПРГ проводится с целью получения информации о фактическом техническом состоянии, наличии неисправностей, обеспечении безопасной эксплуатации ПРГ.

25. Основными параметрами, определяющими техническое состояние ПРГ при контроле технического состояния, являются:

работоспособность технических устройств;

герметичность технических устройств и газопроводов;

качество сварных соединений газопроводов;

коррозионный и механический износ материалов;

прочность технических устройств и газопроводов.

26. Контроль технического состояния включает в себя:

визуальный и измерительный контроль;

неразрушающий контроль сварных соединений;

замер толщины стенок (ультразвуковую толщинометрию) газопроводов;

проверку на герметичность;

контроль функционирования.

27. Визуальный и измерительный контроль проводится в соответствии с Инструкцией по визуальному и измерительному контролю, утвержденной постановлением Госгортехнадзора Российской Федерации от 11 июня 2003 г. № 92 (РД 03-606-03) (зарегистрировано Минюстом России 20 июня 2003 г., регистрационный № 4782) (далее — РД 03-606-03).

28. Визуальный контроль технических устройств, газопроводов и сварных соединений в составе ПРГ выполняется с целью подтверждения отсутствия поверхностных повреждений (например: трещин, коррозионных повреждений, деформированных участков, наружного износа элементов), вызванных условиями эксплуатации. При визуальном контроле технических устройств ПРГ в случае необходимости выполняется частичная или полная их разборка для осмотра внутренних поверхностей элементов.

29. Измерительный контроль технических устройств, газопроводов и сварных соединений выполняется с целью подтверждения соответствия геометрических размеров и отсутствия неисправностей.

Визуальный и измерительный контроль выполняются до проведения других методов неразрушающего контроля.

При проведении визуального контроля редукционной, отключающей, предохранительной, запорной и контрольной арматуры производится оценка:

состояния металла корпуса (отсутствие на деталях трещин, расслоений, раковин; на местах изгибов деталей из листового проката отсутствие трещин, надрывов, короблений);

состояния мембранной коробки, деталей регулирующего клапана (отсутствие на рабочей поверхности седел клапанов острых кромок, забоин, царапин, задиров и других механических повреждений; плавное перемещение мембран, без заеданий);

состояния уплотнительных поверхностей фланцев (отсутствие на поверхности уплотнительных прокладок вмятин и надрывов);

отсутствия заеданий и перекосов в системе передачи перемещения от мембраны к клапану.

30. При визуальном контроле состояния технических устройств, газопроводов и сварных соединений проверяется:

отсутствие (наличие) механических повреждений поверхностей;

отсутствие (наличие) формоизменения изделия (деформированные участки, коробление, провисание, выход трубы из ряда и другие отклонения от первоначального расположения);

отсутствие (наличие) трещин и других поверхностных дефектов, образовавшихся в процессе эксплуатации;

отсутствие (наличие) растрескивания, эрозии и износа сварных швов и участков газопровода.

31. При измерительном контроле состояния основного материала и сварных соединений определяются:

размеры повреждений и дефектов (длина, ширина и глубина дефектов типа пор, шлаковых включений, непроваров корня шва, вмятин);

размеры деформированных участков основного материала и сварных соединений, возникших в результате деформаций при эксплуатации, включая следующие параметры:

а) овальность цилиндрических элементов, в том числе отводов труб;

б) размеры зон коррозионного повреждения, включая их глубину;

в) эксплуатационные трещины.

32. Оценка величины и характера обнаруженных дефектов производится с учетом норм, установленных нормативной документацией (в том числе эксплуатационными паспортами и руководствами по эксплуатации) на технические устройства, элементы и проектной документацией.

33. Оценка качества сварных соединений газопроводов производится в соответствии с «СП 62.13330.2011. Свод правил. Газораспределительные системы. Актуализированная редакция СНиП 42-01-2002» (далее — СП 62.13330.2011).

34. Результаты проведенного визуального и измерительного контроля ПРГ фиксируются актом, рекомендуемая форма которого приведена в РД 03-606-03.

35. Если при внешнем осмотре выявляются дефектные зоны (например: вмятины, выпучины), то в данных местах проводятся дополнительные замеры толщины стенок. Количество точек измерений зависит от размеров дефектной зоны и выбирается достаточным для получения достоверной информации о толщине стенки в зоне дефекта.

Результаты ультразвуковой толщинометрии оформляются протоколом, рекомендуемый образец которого приведен в приложении № 5 к настоящему Руководству по безопасности.

36. Проверка на герметичность и прочность технических устройств и газопроводов проводится в соответствии с нормами СП 62.13330.2011.

37. Испытание технических устройств и газопроводов проводится по частям до регулятора давления и после него.

38. Если трубопроводная арматура, технические устройства ПРГ и средства измерения не рассчитаны на испытательное давление, то вместо них на период испытаний устанавливаются заглушки, пробки.

Максимальное испытательное давление технических устройств и газопроводов определяется в соответствии с нормами СП 62.13330.2011.

39. Результаты испытаний на герметичность и прочность оформляются протоколами, рекомендуемые образцы которых приведены соответственно в приложениях № 6 и № 7 к настоящему Руководству по безопасности.

40. Неразрушающий контроль сварных соединений приборными методами проводится в случае обнаружения неисправностей в процессе визуального контроля и проверки на герметичность. Для обследования сварных соединений используются следующие методы неразрушающего контроля:

ультразвуковая дефектоскопия;

радиографический контроль;

магнитный контроль;

прочие методы.

41. Метод неразрушающего контроля (или сочетание различных методов) и соответствующие ему (им) методики выбираются организацией, проводящей техническое диагностирование ПРГ, таким образом, чтобы обеспечить максимальную степень выявления недопустимых неисправностей. Материалы по результатам неразрушающего контроля (например: радиографические снимки, фотографии) прикладываются к протоколу, рекомендуемая форма которого приведена в Инструкции по обследованию шаровых резервуаров и газгольдеров для хранения сжиженных газов под давлением, утвержденной постановлением Федерального горного и промышленного надзора России от 20 сентября 2000 г. № 51 (РД 03-380-00).

42. Контроль функционирования ПРГ проводится с целью получения данных о неисправностях ПРГ, выявления и предотвращения возникновения неисправностей.

43. Основными параметрами, определяющими техническое состояние при контроле функционирования ПРГ, являются:

работоспособность технических устройств;

стабильность работы редукционной арматуры;

пределы регулирования давления;

пределы срабатывания предохранительной арматуры;

герметичность внутренних полостей технических устройств.

Контроль функционирования включает в себя следующие работы:

проверка пределов регулирования давления и стабильности работы регулятора давления при изменении расхода;

проверка пределов срабатывания отключающей и предохранительной арматуры;

проверка плотности закрытия отключающей арматуры и рабочего клапана регулятора давления (внутренняя герметичность);

проверка перепада давления на фильтре;

проверка функционирования технических устройств (редукционной, отключающей, предохранительной, запорной и контрольной арматуры).

44. По результатам контроля функционирования ПРГ оформляется протокол, рекомендуемый образец которого приведен в приложении № 8 к настоящему Руководству по безопасности.

45. Для проведения контроля функционирования ПРГ допускается использование переносных приборов (в том числе программно-аппаратных комплексов), позволяющих в автоматическом режиме получать требуемую информацию по необходимому перечню технических устройств, входящему в состав технологической части ПРГ. В случае применения вышеуказанных приборов, формирующих специальный протокол по результатам выполненного контроля, данный протокол прикладывается к протоколу по результатам контроля функционирования ПРГ.

VII. АНАЛИЗ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ

46. Анализ технического состояния ПРГ проводится на основании результатов, полученных на всех этапах технического диагностирования ПРГ, и включает в себя оценку основных параметров контроля функционирования и технического состояния на соответствие их требованиям нормативно-технической документации.

47. Цель анализа технического состояния ПРГ — установление уровня повреждений и текущего технического состояния ПРГ, что является необходимым для прогнозирования остаточного ресурса.

48. По результатам анализа технического состояния ПРГ присваивается одна из следующих категорий технического состояния:

исправное состояние;

неисправное состояние;

предельное состояние.

VIII. ПРИНЯТИЕ РЕШЕНИЯ О ВОЗМОЖНОСТИ ДАЛЬНЕЙШЕЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ

49. Дальнейшая эксплуатация ПРГ возможна при исправном состоянии ПРГ.

50. При обнаружении в процессе испытаний недопустимых дефектов и повреждений техническому состоянию ПРГ назначается категория «неисправное состояние», и дальнейшая эксплуатация ПРГ возможна после проведения ремонта.

51. Критериями предельного состояния ПРГ являются невозможность восстановления исправного состояния ПРГ или экономическая нецелесообразность ремонта. В данном случае техническому состоянию ПРГ назначается категория «предельное состояние», и ПРГ подлежит консервации и/или ликвидации.

IX. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА

52. После принятия решения о возможности дальнейшей эксплуатации ПРГ необходимо рассчитать остаточный ресурс ПРГ и указать его в акте технического диагностирования ПРГ.

53. В случае, если от начала эксплуатации ПРГ до технического диагностирования ПРГ техническое устройство не заменялось до истечения его назначенного срока службы, остаточный ресурс технического устройства z, лет, определяется по формуле:

z = s0 — s, (1)

где:

s0 — назначенный срок службы технического устройства, лет;

s — срок службы ПРГ от начала эксплуатации до технического диагностирования ПРГ, лет.

Примечание — В случае, если s0 < s, остаточный ресурс технического устройства по формуле (1) будет равен нулю.

54. В случае, если от начала эксплуатации ПРГ до технического диагностирования ПРГ техническое устройство заменялось до истечения его назначенного срока службы, и выполняется неравенство:

\frac{y}{y_{0}} \geq m_{i =} \frac{in}{1,n} (\frac{x_{ni}}{x_{0i}}) , (2)

остаточный ресурс технического устройства определяется по формуле:

z = \frac{\sum_{i = 1}^{n} \frac{x_{ni}}{x_{0i}} + \frac{y}{y_{0}}}{n + 1} \cdot (y_{0} - y) , (3)

где:

i — порядковый номер замены технического устройства;

n — количество замен технического устройства от начала эксплуатации ПРГ до технического диагностирования ПРГ, шт.;

xni — фактический срок службы технического устройства от начала его эксплуатации до замены, лет;

x_0i - назначенный срок службы заменяемого технического устройства, указанный производителем в технической документации, лет;

y — срок службы технического устройства, находящегося в эксплуатации на момент проведения технического диагностирования ПРГ, от начала его эксплуатации до технического диагностирования ПРГ, лет;

y0 — назначенный срок службы технического устройства, находящегося в эксплуатации на момент проведения технического диагностирования ПРГ, лет.

55. В случае, если от начала эксплуатации ПРГ до технического диагностирования ПРГ техническое устройство заменялось до истечения его назначенного срока службы, и неравенство (2) не выполняется, остаточный ресурс данного технического устройства определяется по формуле:

z = \frac{\sum^{n} i = 1 \frac{x_{ni}}{x_{0i}}}{n} \cdot (y_{0} - y) . (4)

56. В случае, если в акте технического диагностирования ПРГ в рекомендациях по дальнейшей эксплуатации ПРГ указано требование о замене технического устройства на новое, остаточный ресурс данного технического устройства определяется по формуле:

z = \frac{\sum^{n} i = 1 \frac{x_{ni}}{x_{0i}}}{n} \cdot s_{n} , (5)

где:

n — количество замен технического устройства от начала эксплуатации ПРГ до технического диагностирования ПРГ, в том числе замена по результатам технического диагностирования ПРГ, шт.;

sn — назначенный срок службы нового технического устройства, лет.

Примечание — В случае, если x0i < xni, \overline{i} = \overline{1,n} , отношение \frac{x_{ni}}{x_{0i}} , \overline{i} = \overline{1,n} , формулах (2) - (5) принимается равным единице.

57. При отсутствии в технической документации технического устройства назначенного срока службы, следует вместо него в формулах (1), (3) - (5) и неравенстве (2) использовать срок службы, при превышении которого должна проводиться экспертиза промышленной безопасности технического устройства в соответствии с документами в области промышленной безопасности опасных производственных объектов.

Примечание — На момент издания Руководства по безопасности в соответствии с Правилами проведения экспертизы промышленной безопасности, срок службы, при превышении которого проводится экспертиза промышленной безопасности технического устройства, составляет 20 лет.

58. Остаточный ресурс ПРГ SПРГ, лет, определяется по формуле:

S_{\text{ПРГ}} = \frac{k \cdot \sum_{j = 1}^{m} z_{j}}{m} , (6)

где:

k — коэффициент технического состояния, значение которого определяется в соответствии с приложением № 9 к настоящему Руководству по безопасности;

j — порядковый номер технического устройства, входящего в состав технологической части ПРГ;

m — количество технических устройств, входящих в состав технологической части ПРГ, шт.

59. Пример расчета остаточного ресурса ПРГ приведен в приложении № 10 к настоящему Руководству по безопасности.

X. ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ

60. По результатам проведения технического диагностирования составляется акт, рекомендуемый образец которого приведен в приложении № 11 к настоящему Руководству по безопасности.

К данному акту по результатам проведения технического диагностирования прикладываются акты или протоколы по результатам выполнения всех видов работ, выполненных при техническом диагностировании ПРГ в соответствии с положениями настоящего Руководства по безопасности и нормативных документов, устанавливающих требования к данным видам работ.

61. Результаты, полученные при выполнении технического диагностирования ПРГ:

являются основанием для определения фактического технического состояния ПРГ;

используются при проведении экспертизы промышленной безопасности газопровода;

оформляются в виде приложений к заключению экспертизы.

62. На основании результатов работ, выполненных при техническом диагностировании ПРГ, оформляется заключение экспертизы промышленной безопасности в соответствии с требованиями Правил проведения экспертизы промышленной безопасности.

63. Решение о дальнейшей безопасной эксплуатации ПРГ принимается руководителем эксплуатационной организации.

64. Для объектов газораспределения и газопотребления, которые не относятся к категории опасных производственных объектов, результаты технического диагностирования ПРГ являются основанием для продления срока службы данного объекта.

Приложение № 1 к Руководству по безопасности «Методика технического диагностирования пунктов редуцирования газа», утвержденному приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от «__» ______ 2017 г. N ___

ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

В целях настоящего Руководства по безопасности используются следующие основные термины и определения:

Приложение № 2 к Руководству по безопасности «Методика технического диагностирования пунктов редуцирования газа», утвержденному приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от «__» ______ 2017 г. N ___

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ СОКРАЩЕНИЙ

В настоящем Руководстве по безопасности применены следующие сокращения:

Приложение № 3 к Руководству по безопасности «Методика технического диагностирования пунктов редуцирования газа», утвержденному приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от «__» ______ 2017 г. N ___

(Рекомендуемый образец)

ПРОТОКОЛ по результатам анализа технической документации пункта редуцирования газ

Дата проведения контроля:

Основание:

Место проведения контроля:

Организация, проводившая контроль: _________________________________________________________________

Объект контроля:

Перечень анализируемой документации:

Перечень технических устройств:

Выводы и рекомендации:

Руководитель работ: _______________//

Исполнитель: ________________________________________/____________________/

Приложение N 4 к Руководству по безопасности "Методика технического диагностирования пунктов редуцирования газа", утвержденному приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от "__" ______ 2017 г. N ___

ТИПОВАЯ ПРОГРАММА ПРОВЕДЕНИЯ ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ ПРГ

Приложение N 5 к Руководству по безопасности "Методика технического диагностирования пунктов редуцирования газа", утвержденному приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от "__" ______ 2017 г. N ___

(Рекомендуемый образец)

ПРОТОКОЛ по результатам ультразвуковой толщинометрии пункта редуцирования газа

Дата проведения контроля:

Основание:

Место проведения контроля:

Организация, проводившая контроль:

Объект контроля:

Тип толщиномера:

Результаты контроля:

Схема контроля: приложение "схема ПРГ".

Руководитель работ: _______________//

Исполнитель: ________________________________________/____________________/

Приложение N 6 к Руководству по безопасности "Методика технического диагностирования пунктов редуцирования газа", утвержденному приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от "__" ______ 2017 г. N ___

(Рекомендуемый образец)

ПРОТОКОЛ по результатам поверки на герметичность оборудования пункта редуцирования газа

Дата проведения контроля:

Основание:

Место проведения контроля:

Организация, проводившая контроль:

Объект контроля:

Контрольно-измерительные приборы:

Результаты контроля:

Выводы и замечания:

Руководитель работ: _______________//

Исполнитель: ________________________________________/____________________/

Приложение N 7 к Руководству по безопасности "Методика технического диагностирования пунктов редуцирования газа", утвержденному приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от "__" ______ 2017 г. N ___

(Рекомендуемый образец)

ПРОТОКОЛ по результатам поверки на прочность оборудования пункта редуцирования газа

Дата проведения контроля:

Основание:

Место проведения контроля:

Организация, проводившая контроль:

Объект контроля:

Контрольно-измерительные приборы:

Результаты контроля:

Выводы и замечания:

Руководитель работ: _______________//

Исполнитель: ________________________________________/____________________/

Приложение N 8 к Руководству по безопасности "Методика технического диагностирования пунктов редуцирования газа", утвержденному приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от "__" ______ 2017 г. N ___

(Рекомендуемый образец)

ПРОТОКОЛ по результатам контроля функционирования пункта редуцирования газа

Дата проведения контроля:

Основание:

Место проведения контроля:

Организация, проводившая контроль:

Объект контроля:

Оборудование и инструменты:

Результаты контроля:

Выводы по техническому состоянию и рекомендации:

Руководитель работ: _______________//

Исполнитель: ________________________________________/____________________/

Приложение N 9 к Руководству по безопасности "Методика технического диагностирования пунктов редуцирования газа", утвержденному приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от "__" ______ 2017 г. N ___

КОЭФФИЦИЕНТ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ

1. Коэффициент технического состояния определяется при техническом диагностировании ПРГ по формуле:

k = 1 - (A + B + C + D + E), (1)

где:

A - коэффициент технического состояния узла редуцирования и фильтров;

B - коэффициент технического состояния технических устройств, не включенных в коэффициент A;

C - коэффициент технического состояния разъемных соединений технических устройств и газопроводов;

D - коэффициент технического состояния конструкции здания, блок-контейнера или шкафа ПРГ;

E - коэффициент технического состояния систем инженерно-технического обеспечения здания ГРП или ГРПБ.

2. Коэффициент A равен 0,1 в случае если по результатам технического диагностирования, выявлены неисправности узла редуцирования и фильтров, без устранения которых в результате ремонта технического устройства его безопасная эксплуатация не возможна. В противном случае коэффициент технического состояния узла редуцирования и фильтров, равен нулю.

3. Коэффициент B определяется по формуле:

B = min(0,1; \frac{n}{u}) , (2)

где:

n - количество технических устройств, для которых по результатам технического диагностирования ПРГ выявлены неисправности, без устранения которых в результате ремонта технического устройства его безопасная эксплуатация не возможна, шт.;

u - количество технических устройств, входящих в состав технологической части ПРГ, шт.

4. Коэффициент C определяется по формуле:

C = min(0,1; \frac{m}{r}) , (3)

где:

m - количество разъемных соединений технических устройств и газопроводов ПРГ, для которых были обнаружены утечки в результате проведения контроля на герметичность, шт.;

r - количество разъемных соединений технических устройств и газопроводов, шт.

5. Коэффициент D определяется по таблице N 1.

Коэффициент технического состояния здания, блок-контейнера или шкафа ПРГ

Таблица N 1

6. Коэффициент E равен 0,01 в случае, если по результатам проведения технического диагностирования ПРГ выявлены неисправности, механические повреждения или разрушения систем или их частей. В противном случае коэффициент технического состояния систем инженерно-технического обеспечения здания ГРП или ГРПБ равен нулю.

Приложение N 10 к Руководству по безопасности "Методика технического диагностирования пунктов редуцирования газа", утвержденному приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от "__" ______ 2017 г. N ___

ПРИМЕР РАСЧЕТА ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА ПРГ

1. Исходные данные для примера расчета остаточного ресурса ПРГ приведены в таблице N 2.

Исходные данные диагностируемого ПРГ

Таблица N 2

2. Исходные данные технических устройств, входящих в состав технологической части ПРГ, приведены в таблице N 3.

3. От начала эксплуатации ПРГ до момента проведения технического диагностирования ПРГ не заменялись до истечения назначенного срока службы: редукционная арматура (РА); запорная арматура (ЗА7); предохранительная арматура (ПА); отключающая арматура (ОА).

4. Остаточные ресурсы технических устройств, перечисленных в п. 3 настоящего приложения (кроме РА, см. п. 10 настоящего приложения), определяются по формуле (1) в соответствии с п. 53 настоящего Руководства по безопасности:

z_{\text{ЗА}_{7}} = 35 - 30 = 5\text{лет} ;

zПА = 40 - 30 = 10 лет;

zОА = 40 - 30 = 10 лет.

Исходные данные технических устройств, входящих в состав технологической части ПРГ

Таблица N 3

5. Для остальных технических устройств проверяем выполнение неравенства (2) в соответствии с п. 54 Руководства по безопасности:

запорная арматура (ЗА1)

\frac{15}{20} < \frac{15}{15} ;

запорная арматура (ЗА2)

\frac{17}{20} < \frac{13}{15} ;

запорная арматура (ЗА3)

\frac{5}{20} < \frac{10}{20} ;

запорная арматура (ЗА4)

\frac{5}{20} < \frac{10}{20} ;

запорная арматура (ЗА5)

\frac{10}{25} < \frac{20}{25} ;

запорная арматура (ЗА6)

\frac{5}{25} < \frac{25}{25} ;

фильтр (Ф)

\frac{5}{30} < \frac{25}{25} ;

контрольная арматура (КА1)

\frac{5}{15} < \frac{10}{15} ;

контрольная арматура (КА2)

\frac{16}{20} < \frac{14}{15} ;

контрольная арматура (КА3)

\frac{10}{15} > \frac{8}{15} ;

контрольная арматура (КА4)

\frac{6}{12} < \frac{10}{12} ;

контрольно-измерительный прибор (КИП1)

\frac{11}{15} > \frac{7}{12} ;

контрольно-измерительный прибор (КИП2)

\frac{11}{15} > \frac{6}{10} ;

контрольно-измерительный прибор (КИП4)

\frac{13}{20} < \frac{17}{20} ;

контрольно-измерительный прибор (КИП5)

\frac{10}{15} = \frac{8}{12} .

6. По результатам п. 5 настоящего приложения неравенство (2) выполняется для технических устройств:

контрольная арматура (КА3);

контрольно-измерительный прибор (КИП1);

контрольно-измерительный прибор (КИП2);

контрольно-измерительный прибор (КИП5).

7. Остаточный ресурс для технических устройств, перечисленных в п. 6 настоящего приложения, определяем по формуле (3) в соответствии с п. 54 Руководства по безопасности:

z_{\text{КА}_{3}} = \frac{\frac{12}{12} + \frac{8}{15} + \frac{10}{15}}{3} \cdot (15 - 10) = 3,7\text{года} ;

z_{\text{КИП}_{1}} = \frac{\frac{7}{12} + \frac{12}{12} + \frac{11}{15}}{3} \cdot (15 - 11) = 3,1\text{года} ;

z_{\text{КИП}_{2}} = \frac{\frac{6}{10} + \frac{13}{15} + \frac{11}{15}}{3} \cdot (15 - 11) = 2,9\text{года} ;

z_{\text{КИП}_{5}} = \frac{\frac{8}{12} + \frac{12}{15} + \frac{10}{15}}{3} \cdot (15 - 10) = 3,6\text{года} .

8. По результатам п. 5 настоящего приложения неравенство (2) не выполняется для технических устройств:

запорная арматура (ЗА1);

запорная арматура (ЗА2);

запорная арматура (ЗА3);

запорная арматура (ЗА4);

запорная арматура (ЗА5);

запорная арматура (ЗА6);

фильтр (Ф);

контрольная арматура (КА1);

контрольная арматура (КА2);

контрольная арматура (КА4);

контрольно-измерительный прибор (КИП3);

контрольно-измерительный прибор (КИП4).

9. Остаточный ресурс для технических устройств, перечисленных в п. 8 настоящего приложения, определяем по формуле (4) в соответствии с п. 55 Руководства по безопасности:

z_{\text{ЗА}_{1}} = \frac{\frac{15}{15}}{1} \cdot (20 - 15) = 5\text{лет} ;

z_{\text{ЗА}_{2}} = \frac{\frac{13}{15}}{1} \cdot (20 - 7) = 2,6\text{года} ;

z_{\text{ЗА}_{3}} = \frac{\frac{10}{20} + \frac{15}{20}}{1} \cdot (20 - 5) = 9,4\text{года} ;

z_{\text{ЗА}_{4}} = \frac{\frac{15}{15} + \frac{10}{20}}{1} \cdot (20 - 5) = 11,3\text{года} ;

z_{\text{ЗА}_{5}} = \frac{\frac{20}{25}}{1} \cdot (25 - 10) = 12\text{лет} ;

z_{\text{ЗА}_{6}} = \frac{\frac{25}{25}}{1} \cdot (25 - 5) = 15\text{лет} ;

z_{\text{Ф}} = \frac{\frac{25}{25}}{1} \cdot (30 - 5) = 25\text{лет} ;

z_{\text{КА}_{1}} = \frac{\frac{10}{15} + \frac{15}{15}}{2} \cdot (15 - 5) = 8,3\text{года} ;

z_{\text{КА}_{2}} = \frac{\frac{14}{15}}{1} \cdot (20 - 16) = 3,7\text{года} ;

z_{\text{КА}_{4}} = \frac{\frac{10}{12} + \frac{14}{15}}{2} \cdot (12 - 6) = 5,3\text{года} ;

z_{\text{КИП}_{3}} = \frac{\frac{12}{12}}{1} \cdot (20 - 18) = 2\text{года} ;

z_{\text{КИП}_{4}} = \frac{\frac{17}{20}}{1} \cdot (20 - 13) = 6\text{лет} .

10. В нашем случае в акте технического диагностирования ПРГ в рекомендациях по дальнейшей эксплуатации ПРГ должно указываться требование о замене редукционной арматуры (РА) на новую, так как назначенный срок службы истекает в момент проведения технического диагностирования ПРГ. Для примера назначенный срок службы новой редукционной арматуры (РА1) составляет 40 лет. Остаточный ресурс редукционной арматуры (РА) определяем по формуле (5) в соответствии с п. 56 Руководства по безопасности:

z_{\text{РА}} = \frac{30}{30} \cdot 40 = 40\text{лет} .

11. Остаточный ресурс ПРГ определяем по формуле (6) в соответствии с п. 58 Руководства по безопасности:

,

коэффициент технического состояния для примера принимается равным 1.

Приложение N 11 к Руководству по безопасности "Методика технического диагностирования пунктов редуцирования газа", утвержденному приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от "__" ______ 2017 г. N ___

(Рекомендуемый образец)

АКТ технического диагностирования пункта редуцирования газа

Дата "" ______________ 20 г.

Имущественная принадлежность пункта редуцирования газа

Эксплуатационная организация ______________________________________________

1. Наименование пункта редуцирования газа _________________________________

2. Адрес расположения пункта редуцирования газа

3. Характеристика пункта редуцирования газа:

- <a id="p100678"></a>тип пункта редуцирования газа

- <a id="p100679"></a>количество рабочих линий редуцирования, шт.

- <a id="p100680"></a>входное давление по каждой линии редуцирования, МПа

- <a id="p100681"></a>выходное давление по каждой линии редуцирования, МПа

- <a id="p100682"></a>наличие и количество резервных линий редуцирования

- <a id="p100683"></a>пропускная способность по каждой линии редуцирования, м3/ч

- <a id="p100684"></a>наименование моделей регуляторов по каждой линии редуцирования

- <a id="p100685"></a>диаметры присоединительных газопроводов, мм

- <a id="p100686"></a>год(ы) строительства

4. Выводы о техническом состоянии пункта редуцирования газа

5. Выводы о возможности дальнейшей эксплуатации

6. Остаточный срок службы

Акт составлен:

    _________________________  _______________  ______________  ___________
           (должность,            (Ф.И.О.)        (подпись)       (дата)

наименование организации)

    _________________________  _______________  ______________  ___________
           (должность,            (Ф.И.О.)        (подпись)       (дата)

наименование организации)