ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ЭКОЛОГИЧЕСКОМУ, ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМУ И АТОМНОМУ НАДЗОРУ

(РОСТЕХНАДЗОР)

ПРИКАЗ

06    sus

Москва

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».

Утверждено приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору

от « М »руг&я/и/ 2017 г. №

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

10

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;

11

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.

12

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:

Sq - 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.

13

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

— ^ ш]п(^-) _>

УО ^i=,-^{n x}0i

остаточный ресурс технического устройства определяется по формуле:

(3)

где:

i - порядковый номер замены технического устройства; п — количество замен технического устройства от начала эксплуатации ПРГ до технического диагностирования ПРГ, шт.;

x_ni - фактический срок службы технического устройства от начала его эксплуатации до замены, лет;

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

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

у ₀ - 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:

15

m

k-Zzj ^snpr =—>

m

где:

к — 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;

2

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.

3

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.

4

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.

Ш.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.

5

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.

6

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;

7

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);

8

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).

9

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;