Что определяют на основании результатов технического диагностирования опо мт

Что определяют на основании результатов технического диагностирования опо мт

ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ЭКОЛОГИЧЕСКОМУ, ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМУ И АТОМНОМУ НАДЗОРУ

от 11 декабря 2020 года N 517

2. Настоящий приказ вступает в силу с 1 января 2021 г. и действует до 1 января 2027 г.

в Министерстве юстиции

23 декабря 2020 года,

регистрационный N 61745

УТВЕРЖДЕНЫ
приказом Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 11 декабря 2020 года N 517

Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности для опасных производственных объектов магистральных трубопроводов»

I. Общие положения

2. Правила разработаны в соответствии с Федеральным законом от 21 июля 1997 г. N 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» (Собрание законодательства Российской Федерации, 1997, N 30, ст.3588; 2018, N 31, ст.4860).

3. Правила предназначены для применения при:

а) разработке технологических процессов, проектировании, строительстве, эксплуатации, реконструкции, техническом перевооружении, капитальном ремонте, консервации и ликвидации ОПО МТ и ОПО МАП;

б) изготовлении, монтаже, наладке, обслуживании, диагностировании и ремонте технических устройств, применяемых на ОПО МТ и ОПО МАП;

4. Настоящие Правила не распространяются на внутризаводские трубопроводы организаций, производящих и потребляющих жидкий аммиак.

5. Пожарная безопасность ОПО МТ и ОПО МАП обеспечивается в соответствии с требованиями Федерального закона от 22 июля 2008 г. N 123-ФЗ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности» (Собрание законодательства Российской Федерации, 2008, N 30, ст.3579; 2018, N 53, ст.8464).

6. На площадочные объекты магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, осуществляющие прием, хранение и выдачу нефти и нефтепродуктов, распространяются федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности, устанавливающие требования промышленной безопасности на опасные производственные объекты складов нефти и нефтепродуктов. Требования настоящих Правил распространяются на площадочные объекты в части, не относящейся к сфере регулирования федеральных норм и правил в области промышленной безопасности, устанавливающих требования промышленной безопасности на опасные производственные объекты складов нефти и нефтепродуктов.

II. Требования промышленной безопасности к разработке технологических процессов при проектировании опасных производственных объектов магистральных трубопроводов

Общие требования

7. Разработка технологического процесса, выбор технологического оборудования, типа запорной арматуры или отключающих устройств и мест их установки, средств контроля и противоаварийной защиты ОПО МТ и ОПО МАП должны быть обоснованы в проектной документации (документации) результатами анализа опасностей технологических процессов и количественного анализа риска аварий, проведенных в соответствии с главой XI «Требования к анализу опасностей технологических процессов и количественному анализу риска аварий на магистральных трубопроводах» настоящих Правил.

8. Комплектное оборудование и технические устройства применяются на ОПО МТ и ОПО МАП при наличии технической документации изготовителя, а также при их соответствии требованиям технических регламентов и настоящих Правил, что подтверждается документом о соответствии требованиям технических регламентов или заключением экспертизы промышленной безопасности.

9. При выборе трассы МТ и МАП и размещении объектов линейной части и площадочных объектов ОПО МТ и ОПО МАП следует учитывать свойства транспортируемых углеводородов и специфические свойства жидкого аммиака, природно-климатические особенности территории строительства, гидрогеологические свойства грунтов, наличие близко расположенных производственных объектов и населенных пунктов, транспортных путей и коммуникаций, которые могут оказывать негативное влияние на безопасность ОПО МТ и ОПО МАП.

10. При проектировании ОПО МАП необходимо учитывать колебания температуры почвы по трассе в наиболее жаркий месяц в году для установления температуры нагрева подаваемого аммиака.

11. Температура жидкого аммиака, поступающего в МАП, должна определяться проектным решением с учетом максимально возможной температуры грунта на глубине залегания трубопровода.

12. Способ размещения линейных и площадочных объектов ОПО МТ и МАП должен обеспечивать возможность проведения строительно-монтажных работ с использованием грузоподъемной и специальной техники, а также возможность размещения мест складирования оборудования и строительных материалов.

13. Для ОПО площадочных объектов МТ должны выполняться следующие требования:

а) по обеспечению взрывобезопасности:

предотвращение взрывов и пожаров технологического оборудования;

защиту технологического оборудования от разрушения и максимальное ограничение выбросов из него горючих веществ в атмосферу при аварийной разгерметизации;

исключение возможности взрывов и пожаров в объеме производственных зданий, сооружений и наружных установок;

снижение тяжести последствий взрывов и пожаров в объеме производственных зданий, сооружений и наружных установок;

б) исключение возможности взрыва обращающихся в технологических процессах опасных веществ при регламентированных значениях параметров технологических процессов.

Для каждого технологического процесса должна быть определена совокупность регламентированных значений параметров. Допустимый диапазон изменения параметров устанавливается с учетом характеристик технологического процесса.

Регламентированные значения параметров, допустимый диапазон их изменений, гидродинамические режимы перекачки (для ОПО МАП) устанавливаются при проектировании ОПО МТ и ОПО МАП и подлежат контролю и регулированию в заданном диапазоне во время их эксплуатации.

в) технические характеристики автоматизированных систем ОПО МТ, реализующих функции управления и противоаварийной автоматической защиты (в том числе инерционность, диапазон и погрешность измерений), должны соответствовать скорости изменения и требуемому диапазону значений параметров технологического процесса;

г) для вновь проектируемых площадочных объектов ОПО МТ:

обеспечена защита персонала, постоянно находящегося в помещении управления (операторные), от воздействия ударной волны (травмирования) при возможных аварийных взрывах на технологических объектах с учетом зон разрушения, а также от термического воздействия;

обеспечено бесперебойное функционирование автоматизированных систем ОПО МТ, реализующих функции управления и противоаварийной автоматической защиты для перевода технологических ОПО МТ в безопасное состояние;

д) расчеты массы вещества, участвующей во взрыве, радиусов зон разрушений, показателей риска взрыва для оценки защищенности персонала должны проводиться в соответствии с федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности и применяемыми в области анализа риска моделями и методиками.

14. Объекты линейной части и площадочные сооружения ОПО МТ и ОПО МАП следует размещать на безопасных расстояниях до других промышленных и сельскохозяйственных объектов, отдельных зданий и сооружений, жилых, общественно-деловых зон и зон рекреационного назначения, установленных в соответствии с требованиями законодательства Российской Федерации.

Объекты линейной части и площадочные сооружения ОПО МТ следует размещать с учетом опасности распространения транспортируемых жидких опасных веществ и токсичного облака, образующегося при возможных авариях, по рельефу местности и преобладающего направления ветра (по годовой розе ветров) относительно рядом расположенных населенных пунктов, объектов и мест массового скопления людей, результатов анализа опасностей технологических процессов и анализа риска аварий, проведенных в соответствии с главой XI «Требования к анализу опасностей технологических процессов и количественному анализу риска аварий на магистральных трубопроводах» настоящих Правил.

При прокладке нефтепроводов и нефтепродуктопроводов на высотных отметках выше находящихся вблизи населенных пунктов и промышленных предприятий проектом должны быть предусмотрены расстояния от них не менее 500 м (при диаметре труб 700 мм и менее) и 1000 м (при диаметре труб свыше 700 мм) и технические решения, исключающие поступление в зону застройки транспортируемого по трубопроводу продукта.

15. При разработке декларации промышленной безопасности ОПО МТ и ОПО МАП или необходимости отступлений, связанных с безопасным размещением ОПО МТ и ОПО МАП, должны учитываться требования, изложенные в главе XI «Требования к анализу опасностей технологических процессов и количественному анализу риска аварий на магистральных трубопроводах» настоящих Правил.

17. Для участков трубопроводов ОПО МАП, прокладываемых на местности, расположенной на одинаковых высотных отметках или выше населенных пунктов, зданий и сооружений должны предусматриваться каналы для отвода аммиака в случае разлива в места, обеспечивающие безопасность населения. При организации и проведении мероприятий по ликвидации разлива учитываются отсутствие естественных преград, географические, навигационно-гидрографические, гидрометеорологические и другие особенности района разлива аммиака.

Требования промышленной безопасности при проектировании объектов линейной части магистральных трубопроводов

18. В проектной документации (документации) при разработке технологических процессов и при выборе оборудования объектов линейной части ОПО МТ и ОПО МАП учитываются все виды нагрузок и воздействий, возникающих на этапах строительства, эксплуатации, реконструкции, при техническом перевооружении, капитальном ремонте, консервации и ликвидации ОПО МТ и ОПО МАП, а также неблагоприятные варианты их сочетания, которые могут повлиять на надежность и безопасность линейной части ОПО МТ и ОПО МАП.

19. Определение нагрузок и воздействий должны осуществляться на основе результатов инженерных изысканий, получивших положительное заключение экспертизы в порядке, установленном законодательством Российской Федерации в области градостроительной деятельности.

20. При выполнении расчетов на прочность, деформацию и устойчивость трубопроводов и опорных конструкций (фундаментов, опор, оснований) необходимо рассмотреть влияние на нагрузки переходных процессов (нестационарных режимов) при перекачке продукта, а также возможное изменение свойств грунта в процессе строительства и эксплуатации трубопроводов.

21. В составе ОПО МТ и ОПО МАП должны быть определены опасные участки, по которым проектной документацией (документацией) предусматриваются дополнительные меры, направленные на снижение риска аварий.

22. Технические решения, принимаемые при разработке проектной документации (документации) ОПО МТ и ОПО МАП, должны обеспечивать безопасность технологических процессов.

23. Независимо от способа прокладки (подземный, наземный, надземный линейной части ОПО МТ и ОПО МАП) должна быть обеспечена надежная и безопасная эксплуатация магистрального трубопровода с учетом рельефа, грунтовых и природно-климатических условий.

24. Для наиболее опасных участков объектов линейной части магистральных трубопроводов в проектной документации (документации) должны быть предусмотрены специальные меры безопасности (выполнение одного или нескольких условий), снижающие риск аварии, в том числе:

увеличение толщины стенки трубопровода;

увеличение глубины залегания трубопровода;

повышение требований к категории защитного покрытия и режимам средств электрохимической защиты;

обустройство систем коррозионного мониторинга;

применение труб с защитным покрытием;

применение защитного футляра (кожуха), защитных плит;

применение композитных усиливающих бандажей;

прокладка в тоннеле;

обустройство дополнительных обвалований и защитных стенок;

укрепление грунта (берегов);

устройство отводящих систем (каналов, канав);

геотехнический мониторинг трубопроводов.

25. Для линейной части трубопроводов, предназначенных для транспортирования широкой фракции легких углеводородов, проектной документацией (документацией) должны быть предусмотрены специальные меры безопасности, снижающие риски для населения и обслуживающего персонала, в том числе:

увеличение толщины стенки трубопровода;

увеличение глубины залегания трубопровода;

ограничение диаметра трубопровода не более 400 мм;

дополнительные требования к металлу труб по прочности, по трещиностойкости, стойкости тела трубы к распространению вязкого и хрупкого разрушения;

постоянный мониторинг технического состояния трубопровода на основе более частого проведения работ по внутритрубной диагностике с устранением недопустимых дефектов;

Источник

Что определяют на основании результатов технического диагностирования опо мт

Об актуальных изменениях в КС узнаете, став участником программы, разработанной совместно с АО «Сбербанк-АСТ». Слушателям, успешно освоившим программу выдаются удостоверения установленного образца.

Программа разработана совместно с АО «Сбербанк-АСТ». Слушателям, успешно освоившим программу, выдаются удостоверения установленного образца.

Обзор документа

Приказ Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору 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».

Руководство по безопасности
«Методика технического диагностирования пунктов редуцирования газа»
(утв. приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 6 февраля 2017 г. N 48)

I. Общие положения

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.

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.

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 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 определяются 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;

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 выполняется 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.

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:

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.

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

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:

— назначенный срок службы технического устройства, лет;

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

остаточный ресурс технического устройства определяется по формуле:

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

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

— 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:

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:

— назначенный срок службы нового технического устройства, лет.

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.

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 6 февраля 2017 г. N 48

Термины и определения

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

Приложение N 2
к Руководству по безопасности
«Методика технического диагностирования
пунктов редуцирования газа»,
утвержденному приказом Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 6 февраля 2017 г. N 48

Список используемых сокращений

В настоящем Руководстве по безопасности применены следующие сокращения:

Приложение N 3
к Руководству по безопасности
«Методика технического диагностирования
пунктов редуцирования газа»,
утвержденному приказом Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 6 февраля 2017 г. N 48

Источник