См. Документы Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору
ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ЭКОЛОГИЧЕСКОМУ, ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМУ
И АТОМНОМУ НАДЗОРУ
ПРИКАЗ
от 6 февраля 2017 г. N 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. N 538 (зарегистрирован Минюстом России 26 декабря 2013 г., регистрационный N 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. N 542 (зарегистрирован Минюстом России 31 декабря 2013 г., регистрационный N 30929), Технического регламента о безопасности сетей газораспределения и газопотребления, утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации от 29 октября 2010 г. N 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 N 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 N 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 N 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. N 92 (РД 03-606-03) (зарегистрировано Минюстом России 20 июня 2003 г., регистрационный N 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 N 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 N 6 и N 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. N 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 N 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:
, (2)
остаточный ресурс технического устройства определяется по формуле:
, (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;
x0i - 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:
. (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:
, (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, 
, отношение 
, 
, 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:
, (6)
где:
k - коэффициент технического состояния, значение которого определяется в соответствии с приложением N 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 N 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 N 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 N 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:
|
Блочный газорегуляторный пункт
|
- газорегуляторный пункт, размещенный в блоке контейнерного типа.
[п. 36 ГОСТ Р 53865-2010]
|
|
Газорегуляторная установка
|
- пункт редуцирования газа, не имеющий собственных ограждающих конструкций.
[п. 35 ГОСТ Р 53865-2010]
|
|
Газорегуляторный пункт
|
- пункт редуцирования газа, размещенный в здании и имеющий собственные ограждающие конструкции.
[п. 34 ГОСТ Р 53865-2010]
|
|
Запорная арматура
|
- арматура, предназначенная для перекрытия потока рабочей среды с определенной герметичностью.
[п. 3.1.1 ГОСТ 24856-2014]
|
|
Исправное состояние (исправность)
|
- состояние объекта, при котором он соответствует всем требованиям нормативно-технической и (или) конструкторской (проектной) документации.
[п. 2.1 ГОСТ 27.002-89]
|
|
Контрольная арматура
|
- арматура, предназначенная для управления поступлением рабочей среды в контрольно-измерительную аппаратуру, приборы.
[п. 5.1.7 ГОСТ 24856-2014]
|
|
Критерий предельного состояния
|
- признак или совокупность признаков предельного состояния объекта, установленные нормативно-технической и (или) конструкторской (проектной) документацией.
(Примечание: в зависимости от условий эксплуатации для одного и того же объекта могут быть установлены два и более критериев предельного состояния).
[п. 2.6 ГОСТ 27.002-89]
|
|
Назначенный срок службы
|
- календарная продолжительность эксплуатации, при достижении которой эксплуатация объекта должна быть прекращена независимо от его технического состояния.
[п. 4.10 ГОСТ 27.002-89]
|
|
Неисправное состояние (неисправность)
|
- состояние объекта, при котором он не соответствует хотя бы одному из требований нормативно-технической и (или) конструкторской (проектной) документации.
[п. 2.2 ГОСТ 27.002-89]
|
|
Неработоспособное состояние (неработоспособность)
|
- состояние объекта, при котором значение хотя бы одного параметра, характеризующего способность выполнять заданные функции, не соответствует требованиям нормативно-технической и (или) конструкторской (проектной) документации.
(Примечание: для сложных объектов возможно деление их неработоспособных состояний. При этом из множества неработоспособных состояний выделяют частично неработоспособные состояния, при которых объект способен частично выполнять требуемые функции).
[п. 2.4 ГОСТ 27.002-89]
|
|
Нормативный документ
|
- документ, устанавливающий правила, общие принципы или характеристики, касающиеся различных видов деятельности или их результатов.
[п. 4.1 ГОСТ 1.1-2002]
|
|
Остаточный ресурс
|
- суммарная наработка объекта от момента контроля его технического состояния до перехода в предельное состояние.
[п. 4.8 ГОСТ 27.002-89]
|
|
Отключающая арматура
|
- арматура, предназначенная для перекрытия потока рабочей среды при превышении заданной величины скорости ее течения за счет изменения перепада давления на чувствительном элементе, либо в случае изменения заданной величины давления.
[п. 3.1.7 ГОСТ 24856-2014]
|
|
Подземный пункт редуцирования газа
|
- пункт редуцирования газа, размещенный ниже уровня поверхности земли.
[п. 38 ГОСТ Р 53865-2010]
|
|
Предельное состояние
|
- состояние объекта, при котором его дальнейшая эксплуатация недопустима или нецелесообразна, либо восстановление его работоспособного состояния невозможно или нецелесообразно.
[п. 2.5 ГОСТ 27.002-89]
|
|
Предельный срок эксплуатации
|
- срок перехода объекта в предельное состояние, при котором его дальнейшая эксплуатация недопустима или нецелесообразна по причинам экономической или экологической опасности.
[п. 3.3 ГОСТ Р 54983-2012]
|
|
Предохранительная арматура
|
- арматура, предназначенная для автоматической защиты оборудования и трубопроводов от недопустимого превышения давления посредством сброса избытка рабочей среды.
[п. 3.1.3 ГОСТ 24856-2014]
|
|
Принципиальная схема ПРГ
|
- документ, содержащий схему технологической части ПРГ, на которую в виде условных обозначений нанесены газопроводы, арматура трубопроводная, фильтры, средства измерения и направление движения газа.
|
|
Пункт редуцирования газа
|
- технологическое устройство сети газораспределения, предназначенное для снижения давления газа и поддержания его в заданных пределах независимо от расхода газа.
[п. 33 ГОСТ Р 53865-2010]
|
|
Работоспособное состояние (работоспособность)
|
- состояние объекта, при котором значения всех параметров, характеризующих способность выполнять заданные функции, соответствуют требованиям нормативно-технической и (или) конструкторской (проектной) документации.
[п. 2.3 ГОСТ 27.002-89]
|
|
Регулирующая арматура
|
- арматура, предназначенная для регулирования параметров рабочей среды посредством изменения расхода или проходного сечения.
[п. 3.1.5 ГОСТ 24856-2014]
|
|
Редукционная арматура
|
- арматура, предназначенная для снижения (редуцирования) рабочего давления в системе за счет увеличения ее гидравлического сопротивления.
[п. 5.1.12 ГОСТ 24856-2014]
|
|
Риск
|
- сочетание вероятности события и его последствий.
[п. 2.5 ГОСТ Р 51901.1-2002]
|
|
Сеть газораспределения
|
- единый производственно-технологический комплекс, включающий в себя наружные газопроводы, сооружения, технические и технологические устройства, расположенные на наружных газопроводах, и предназначенный для транспортировки природного газа от отключающего устройства, установленного на выходе из газораспределительной станции, до отключающего устройства, расположенного на границе сети газораспределения и сети газопотребления (в том числе сети газопотребления жилых зданий).
[п. 7 Технический регламент о безопасности сетей газораспределения и газопотребления]
|
|
Сеть газопотребления
|
- единый производственно-технологический комплекс, включающий в себя наружные и внутренние газопроводы, сооружения, технические и технологические устройства, газоиспользующее оборудование, размещенный на одной производственной площадке и предназначенный для транспортировки природного газа от отключающего устройства, расположенного на границе сети газораспределения и сети газопотребления, до отключающего устройства перед газоиспользующим оборудованием.
[п. 7 Технический регламент о безопасности сетей газораспределения и газопотребления]
|
|
Срок службы
|
- календарная продолжительность эксплуатации от начала эксплуатации объекта или ее возобновления после ремонта до перехода в предельное состояние.
[п. 4.6 ГОСТ 27.002-89]
|
|
Техническая документация
|
- совокупность документов, которые в зависимости от их назначения содержат данные, необходимые и достаточные для обеспечения каждой стадии жизненного цикла продукции (например: проектная, исполнительная и эксплуатационная документация изготовителя и эксплуатационной организации, сертификаты соответствия).
|
|
Техническое диагностирование ПРГ
|
- процесс определения фактического технического состояния пункта редуцирования газа.
|
|
Техническое устройство
|
- составная часть сети газораспределения и сети газопотребления (арматура трубопроводная, компенсаторы (линзовые, сильфонные), конденсатосборники, гидрозатворы, электроизолирующие соединения, регуляторы давления, фильтры, узлы учета газа, средства электрохимической защиты от коррозии, горелки, средства телемеханики и автоматики управления технологическими процессами транспортирования природного газа, контрольно-измерительные приборы, средства автоматики безопасности и настройки параметров сжигания газа) и иные составные части сети газораспределения и сети газопотребления.
[п. 7 Технический регламент о безопасности сетей газораспределения и газопотребления]
|
|
Трубопроводная арматура (арматура)
|
- техническое устройство, устанавливаемое на трубопроводах, оборудовании и емкостях, предназначенное для управления потоком рабочей среды путем изменения проходного сечения.
[п. 2.1 ГОСТ 24856-2014]
|
|
Фактический срок службы
|
- календарная продолжительность эксплуатации от начала эксплуатации объекта до его замены или до текущего технического диагностирования.
|
|
Шкафной пункт редуцирования газа
|
- пункт редуцирования газа, размещенный в шкафу из несгораемых материалов.
[п. 37 ГОСТ Р 53865-2010]
|
|
Эксплуатационная организация
|
- юридическое лицо, осуществляющее эксплуатацию сети газораспределения и сети газопотребления и (или) оказывающее услуги по их техническому обслуживанию и ремонту на законных основаниях.
[п. 7 Технический регламент о безопасности сетей газораспределения и газопотребления]
|
|
Эксплуатационный документ
|
- конструкторский документ, который в отдельности или в совокупности с другими документами определяет правила эксплуатации изделия и (или) отражает сведения, удостоверяющие гарантированные изготовителем значения основных параметров и характеристик (свойств) изделия, гарантии и сведения по его эксплуатации в течение установленного срока службы.
[п. 3.1.1 ГОСТ 2.601-2006]
|
|
Элемент
|
- объект, для которого в рамках данного рассмотрения не выделяются составные части.
[п. 1.2 проекта ГОСТ 27.002-2016]
|
Приложение N 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:
|
ГРП
|
-
|
газорегуляторный пункт;
|
|
ГРПБ
|
-
|
блочный газорегуляторный пункт;
|
|
ГРУ
|
-
|
газорегуляторная установка;
|
|
ПРГ
|
-
|
пункт редуцирования газа;
|
|
ГРПШ
|
-
|
шкафной пункт редуцирования газа.
|
Приложение N 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:
|
Наименование технических устройств
|
Технические характеристики
|
Режимы работы и условия эксплуатации
|
Замена и ремонт основных элементов
|
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
|
Вид работ
|
|
1. Анализ технической документации
|
|
2. Контроль технического состояния:
|
|
2.1 Работоспособность технических устройств
|
|
2.2. Герметичность технических устройств и газопроводов
|
|
2.3. Качество сварных соединений газопроводов
|
|
2.4. Коррозионный и механический износ материалов
|
|
2.5. Прочность технических устройств и газопроводов
|
|
3. Анализ технического состояния:
|
|
3.1. Визуальный и измерительный контроль
|
|
3.2. Неразрушающий контроль сварных соединений
|
|
3.3. Замер толщины стенок (ультразвуковую толщинометрию) газопроводов
|
|
3.4. Проверка на герметичность
|
|
3.5. Контроль функционирования
|
|
4. Принятие решения о возможности дальнейшей эксплуатации
|
|
5. Определение остаточного ресурса (срока службы)
|
|
6. Оформление результатов технического диагностирования
|
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:
|
N сечения по схеме
|
Номер точки
|
Толщина по чертежу
|
Толщина измерения
|
Оценка качества
|
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:
|
Элементы объекта контроля
|
Фактические рабочие параметры
|
Характер обнаруженных неисправностей
|
Исправен
(не исправен)
|
Меры по устранению обнаруженных неисправностей
|
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:
, (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:
, (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
|
Категория технического состояния здания, блок-контейнера или шкафа ПРГ
|
Коэффициент технического состояния здания, блок-контейнера или шкафа
|
|
Конструкции, здание и сооружения, включая грунтовое основание, в нормативном техническом состоянии
|
0
|
|
Конструкции, здание и сооружения, включая грунтовое основание, в работоспособном состоянии
|
0,01
|
|
Конструкции, здание и сооружения, включая грунтовое основание, в ограниченно работоспособном состоянии
|
0,05
|
|
Конструкции, здание и сооружения, включая грунтовое основание, в аварийном состоянии
|
0,1
|
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
|
Наименование исходных данных
|
Значение
|
|
Тип ПРГ
|
ГРПШ
|
|
Количество линий редуцирования ПРГ
|
1 рабочая линия редуцирования
|
|
Фактический срок эксплуатации ПРГ
|
30 лет
|
|
Продолжительность эксплуатации ПРГ, указанная в проектной документации
|
30 лет
|
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:
;
zПА = 40 - 30 = 10 лет;
zОА = 40 - 30 = 10 лет.
Исходные данные технических устройств, входящих
в состав технологической части ПРГ
Таблица N 3
|
N п/п
|
Наименование технического устройства <1>
|
Назначенный срок службы технического устройства, указанный производителем в технической документации, до первой замены, лет
|
Фактический срок службы технического устройства до первой замены, лет
|
Назначенный срок службы технического устройства, указанный производителем в технической документации, до второй замены, лет
|
Фактический срок службы технического устройства до второй замены, лет
|
Назначенный срок службы технического устройства, указанный производителем в технической документации, эксплуатируемого на момент проведения технического диагностирования ПРГ, лет
|
Фактический срок службы технического устройства, эксплуатируемого на момент проведения технического диагностирования ПРГ, лет
|
|
1
|
Редукционная арматура (РА)
|
-
|
-
|
-
|
-
|
30
|
30
|
|
2
|
Запорная арматура (ЗА1)
|
15
|
15
|
-
|
-
|
20
|
15
|
|
3
|
Запорная арматура (ЗА2)
|
15
|
13
|
-
|
-
|
20
|
17
|
|
4
|
Запорная арматура (ЗА3)
|
20
|
10
|
20
|
15
|
20
|
5
|
|
5
|
Запорная арматура (ЗА4)
|
15
|
15
|
20
|
10
|
20
|
5
|
|
6
|
Запорная арматура (ЗА5)
|
25
|
20
|
-
|
-
|
25
|
10
|
|
7
|
Запорная арматура (ЗА6)
|
25
|
25
|
-
|
-
|
25
|
5
|
|
8
|
Запорная арматура (ЗА7)
|
-
|
-
|
-
|
-
|
35
|
30
|
|
9
|
Предохранительная арматура (ПА)
|
-
|
-
|
-
|
-
|
40
|
30
|
|
10
|
Отключающая арматура (ОА)
|
-
|
-
|
-
|
-
|
40
|
30
|
|
11
|
Фильтр (Ф)
|
25
|
25
|
-
|
-
|
30
|
5
|
|
12
|
Контрольная арматура (КА1)
|
15
|
10
|
15
|
15
|
15
|
5
|
|
13
|
Контрольная арматура (КА2)
|
15
|
14
|
-
|
20
|
16
|
|
|
14
|
Контрольная арматура (КА3)
|
12
|
12
|
15
|
8
|
15
|
10
|
|
15
|
Контрольная арматура (КА4)
|
12
|
10
|
15
|
14
|
12
|
6
|
|
16
|
Контрольно-измерительный прибор (КИП1)
|
12
|
7
|
12
|
12
|
15
|
11
|
|
17
|
Контрольно-измерительный прибор (КИП2)
|
10
|
6
|
15
|
13
|
15
|
11
|
|
18
|
Контрольно-измерительный прибор (КИП3)
|
12
|
12
|
-
|
-
|
20
|
18
|
|
19
|
Контрольно-измерительный прибор (КИП4)
|
20
|
17
|
-
|
-
|
20
|
13
|
|
20
|
Контрольно-измерительный прибор (КИП5)
|
12
|
8
|
15
|
12
|
15
|
10
|
|
<1> Для примерных данных наименования моделей/марок технических устройств не приводятся.
|
|||||||
5. Для остальных технических устройств проверяем выполнение неравенства (2) в соответствии с п. 54 Руководства по безопасности:
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 (КА3)
;
контрольная арматура (КА4)
;
контрольно-измерительный прибор (КИП1)
;
контрольно-измерительный прибор (КИП2)
;
контрольно-измерительный прибор (КИП4)
;
контрольно-измерительный прибор (КИП5)
.
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:
;
;
;
.
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:
;
;
;
;
;
;
;
;
;
;
;
.
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:
.
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:
- тип пункта редуцирования газа
___________________________________________________________________________
- количество рабочих линий редуцирования, шт.
___________________________________________________________________________
- входное давление по каждой линии редуцирования, МПа
___________________________________________________________________________
- выходное давление по каждой линии редуцирования, МПа
___________________________________________________________________________
- наличие и количество резервных линий редуцирования
___________________________________________________________________________
- пропускная способность по каждой линии редуцирования, м3/ч
___________________________________________________________________________
- наименование моделей регуляторов по каждой линии редуцирования
___________________________________________________________________________
- диаметры присоединительных газопроводов, мм
___________________________________________________________________________
- 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)