стр. 1

стр. 2

стр. 3

стр. 4

стр. 5

стр. 6

стр. 7

стр. 8

стр. 9

стр. 10

стр. 11

стр. 12

стр. 13

стр. 14

стр. 15

стр. 16

стр. 17

стр. 18

стр. 19

стр. 20

стр. 21

стр. 22

стр. 23

стр. 24

стр. 25

стр. 26

стр. 27

стр. 28

стр. 29

стр. 30

ПрОССДСШЬЧ /ЖСПСрТПЗЫ НроМЫН"ЛеНКПГ ОеЗОГГЛСКЧ; :

и определения срока дальнейшей аксплунтамтг га зо но го ооооудпнаит"я с* 9 nc"ic::,

котлоп, ГРП. ГРУ. ШРП и стальных газопровод»»

Редакционная комиссия:

Сорокин А Л. Нечаев А.С. Кокорев Ё.Н. Кузнецов В.А.

В разработке настоящей методики принимали участие:

;Пчелы;игоп М Н| Сорокин А.А., Кокоре?. F.H., Худшими А.А., Кад >.:ш Ю.Б.. Тюрин С.В., Пушим Б.К., Первушкин А.Д., Плотников А.В., мим A.S., GiHpKH.i О Б., Сальников Ю.Н, Си0ага1уллин Р.З., Ридер К Карабанов Ю.Ф-

Р"Ч"О".-"г*i,nyr TC q дм? о-гр... ^3. i и у Г.Ю*".ЛЧ С Г.ГП:5i ‘СОЦИОМ: !G ПрЭ

вых форм собсл веиности и индивидуальных предпринимателей

4.9.2. Неразрушающему контролю (РК, УЗК) подлежат не менее 50 % всех сварных соединений. При обнаружении недопустимых дефектов в процессе контроля сварных соединений объем контроля может быть увеличен до 100%.

4.9.3. При разработке индивидуальных программ экспертизы следует руководствоваться п.4.7.2 настоящей методики, а также, а первую очередь включать в зону контроля участки газопроводов, имеющих пересечение продольных и кольцевых сварных соедш ie-ний, места приваркижомпенсаторов, конденсатоотводчиков. Из сварных стыков контролю неразрушающими методами следует подвергать те, качество которых по результатам визуального контроля вызывает сомнения.

4.9.4. Результаты контроля следует оформлять в виде заключений в соответствии с требованиями НТД по каждому из видов контроля. В случае обнаружения дефектов в сварных соединениях данные сварные соединения должны быть отмечены на прилагаемой к заключению схеме.

4.10. Неразрушающий контроль поверхности элементов газопроводов и газового оборудования.

4.10.1. Контроль наружной поверхности элементов газопровода и газового оборудования с целью выявления и определения размеров и ориентации поверхностных и подповерхностных трещин следует проводить методами магнитопорошковой дефектоскопии (МПД) или проникающими веществами (ПВК) в соответст вии с i ро-бованиями действующих нормативно-технических документов на эти методы контроля (ГОСТ 21105 , ГОСТ 18442).

4.10.2. Контролю методами МПД или ПВК в обязательном порядке подлежат следующие участки газопровода:

■ - места, на которых по результатам визуального осмотра или. анализа эксплуатационно-технической документации подозревается наличие трещин;

Места вварки отводов, штуцеров, приварки фланцев;

Места,подвергнутые ранее ремонту с применением сварочных технологий, с примыкающей зоной основного металла шириной не менее 30 мм.

4.10.3. Результаты контроля следует оформлять в виде заключений в-соответствии с требованиями НТД по каждому из видов контроля, .В случае обнаружения дефектов в сварных соединениях

данные сварные соединения должны быть отмечены на прилагаемой к заключению схеме.

4.11. Неразрушающий контроль толщины стенки газопровода.

4.11.1. Контроль толщины стенки элементов газопровода следует"выполнять ультразвуковыми приборами, отвечающими требованиям ГОСТ 28702 «Контроль неразрушающий. Толщиномеры ультразвуковые. Общие технические требования» и в соответствии; с инструкцией по эксплуатации прибора.

4.11.2. Контроль толщины стенки газопровода проводят с целью:

Определения количественных характеристик утонения стенки элементов газопровода;

Определения соответствия данных, указанных в сертификате на трубы, сданными, полученными в результате измерения толщины стенок труб, установленных при монтаже газопровода, и сравнения этих данных с проектом. Результаты ультразвуковой толщи-нометрии используются для определения остаточного ресурса газопровода и газового оборудования (техническихустройств).

4.11.3. Контроль толщины стенки газопровода, газового оборудования (технических устройств) проводят в местах, указанных в типовых или индивидуальных программах диагностирования, а также в зонах интенсивного коррозионно-эрозионного износа. Обязательному контролю подлежат зоны газопровода вдоль нижней образующей, стенки гнутых отводов в растянутой и нейтральных зонах гибов, днища конденсатоотводчиков.

4.11.4. Результаты измерений толщины стенки элементов газопровода следует оформлять в виде заключений или протоколов в табличной форме. Расположение контрольных точек следует изобразить на схеме, прилагаемой к заключению или протоколу.

4.12. Определение химического состава, механических свойств и структуры металла методами неразрушающего контроля или лабораторными исследованиями.

4.12.1. Исследования химического состава, механических свойств и структуры металла следует выполнять для установления их соответствия действующих нормативных документов И выявления изменений, возникших в результате нарушения нормальных условий работы.

4.12.2. Исследования механическихсвойств и структуры металла рекомендуется проводить неразрушающими методами контроля, а

в необходимых случаях - на образцах, изготовленных из вырезок металла газопровода,

4.12.3. Измерения твердости неразрушающими методами следует проводить при помощи переносных приборов (твердомеров) в соответствии с требованиями нормативно-технических документов и инструкции по эксплуатации приборов. Для косвенной (приближенной) оценки временного сопротивления или условного предела текучести допускается применять формулы (таблицы) перевода величин твердости в прочностные характеристики металла согласно ГОСТ 22761 .

Определение твердости при помощи переносных твердомеров следует проводить на элементах газового оборудования или участках газопроводов столщиной стенки не менее 5 мм, при этом участки контроля твердости рекомендуется выбирать в местах жесткого крепления элементов оборудования или в местах расположения жестких опор газопроводов. Количество точек измерения твердости и их расположение должны быть указаны в программе диагностирования. Результаты измерений твердости элементов газопровода следует оформлять в виде заключений или протоколов. Расположение контрольных точек следует изобразить на схеме, прилагаемой к заключению или протоколу.

4.12.4. Исследования химического состава, механических свойств и структуры основного металла или сварного соединения на вырезках образцов из элементов газопровода следует проводить в следующих случаях:

Лри неудовлетворительных результатах измерения твердости металла переносным твердомером;

При необходимости установления причин возникновения дефектов металла, влияющих на работоспособность газопровода.

4.12.5. Результаты определения химического состава и механических свойств должны быть оформлены в виде протоколов.

4.13. .Проверка на прочность и герметичность газопроводов и газового оборудования (техническихустройств).

4.13.1. Организация работ и обеспечение оборудованием для проведения испытаний.на прочность и герметичность газопрово дов, газового оборудования (технических устройств) возлагается на организацию, эксплуатирующее газовое хозяйство.

4.13.2: Испытания на прочность и герметичность являются завершающей операцией экспертизы. Эти испытания следует прово-

дить при положительных результатах экспертизы или после устранения выявленных дефектов.

4.13.3. Внутренние газопроводы низкого и среднего давления на прочность и герметичность следует испытывать воздухом.

4.13.4. При выборе величины испытательного давления на прочность и герметичность, а также продолжительность испытания следует руководствоваться СНиП 42-01 -2002, ПБ 12-529-03.

4.13.5. Для проведения испытаний газопроводов на прочность и герметичность следует применять манометры класса точности не ниже 1,5. При испытательном давлении до 0,1 кгс/см г необходимо применять V-образные жидкостные манометры с водяным заполнением. Пружинные манометры должны иметь корпус диаметром не менее 160 мм и шкалу с верхним пределом измерений не менее 4/3 и не более 5/3 от величины измеряемого давления.

4.13.6. Испытания на прочность и герметичность ГРП, ГРУ, ШРП производятся с установленными на нем отключающей арматурой, оборудованием и контрольно-измерительными приборами. Высокая и низкая стороны испытываются раздельно на соответствующее давление.

4.13.7. Газопровод и газовое оборудование (технические устройства) следует считать выдержавшими испытания, если в процессе его проведения не обнаружено:

Падения давления выше величин указанных в СНиП 42-01 -2002, ПБ 12-529-03;

Пропусков испытательной среды (пузырьки воздуха) в сварных швах и основном металле, в разъемных соединениях и уплотнениях;

Остаточной деформации.

4.14. Анализ результатов экспертизы и проведение расчетов на прочность.

4.14.1. Полученные по результатам контроля данные по геометрическим размерам, форме, свойствам металла элементов газопровода, газового оборудования (технических устройств) следует сравнивать с проектными данными, а выявленные отклонения размеров и форм, а также дефекты (коррозионные язвы, деформации, дефекты сварки и т.д.) сопоставить с требованиями.Правил,“СНиП, нормами оценки качества раздела 6 настоящих методических указаний.

4.14.2. При несоблюдении хотя бы одного из требований Правил, СНиП или норм раздела 5 следует выполнить расчет на проч-

ность с учетом полученных при экспертизе фактических данных по толщине стенки, размерам, форме, свойствам металла элементов газопровода и наличию в них дефектов.

4.14.3. Поверочный расчет на прочность при статической нагрузке следует выполнять в соответствии с требованиями ПНАЭ Г-7-002, РД 10-249-98 при наличии интенсивной местной или общей коррозии металла элементов газопровода (средняя скорость коррозии превышает 0,1 мм/год). Поверочный расчет на прочность выполняется по минимальной фактической толщине стенки с учетом ее последующего утонения на конец планируемого срока эксплуатации.

4.14.4. При наличии местной деформации в виде вмятины, повышенной овальности, увода (угловатость) кромок, смещения кромок стыкуемых труб более установленных норм следует проводить поверочный расчет на прочность по формулам, указанным в Приложении 4 настоящей методики.

5 НОРМЫ И КРИТЕРИИ ОЦЕНКИ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ГАЗОПРОВОДОВ, ГАЗОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ (ТЕХНИЧЕСКИХУСТРОЙСГВ)

5.1 Размеры элементов газопровода должны соответствовав проектным.

5.2 Механические свойства металла газопровода, указанные н сертификатах, должны удовлетворять требованиям соответствующих нормативных документов.

5.3 Если требования пунктов 6.1 и 6.2 не выполняются, то следует провести поверочный расчет на прочность по ПНАЭ Г-7-002, РД 10-249-98 с учетом изменения геометрических размеров (толщины стенки) и фактических механических свойств металла.

5.4Нормы оценки качества газопроводов и элементов газового оборудования по результатам визуального и измерительного контроля.

5.4.1 Относительная овальность гнутых отводов не должна превышать 8 %.

5.4.2 Допускаемое смещение кромок сваренных труб не должно превышать (0,15S + 0,5) мм, где S - наименьшая из толщин сго-нок сваренных труб в миллиметрах.

5.4.3 Максимальный размер вмятины не должен превышать 20S (где S - толщина стенки газопровода), но не более 200 мм, а глубина вмятины не должна превышать половины толщины стенки газопровода.

5.4.4 Сварные швы не должны иметь трещин, прожогов, незаверенных кратеров, выходящих на поверхность пор, а также подрезов глубиной более 5 % толщины стенки труб (более 0,5 мм) и длиной более 1 /3 периметра стыка (более 150 мм).

5.5 Нормы оценки качества газопроводов и элементов газового оборудования по результатам радиографического контроля.

5.5.1 По результатам радиографического контроля сварные соединения газопроводов и элементов газового оборудования подлежат браковке при наличии следующих дефектов:

Трещин, прожогов, незаверенных кратеров;

Непровара по разделке шва;

Непровара в корне шва и между валиками свыше 25 мм на каж-. дые 300 мм длины сварного соединения или свыше 10% периметра при длине сварного соединения менее 300 мм;

Непровара в корне шва в стыковых соединениях газопроводов диаметром 920 мм и более, выполненных с внутренней подваркой;

Непровара в корне шва в сварных соединениях, выполненных с подкладным кольцом;

Если размеры дефектов сварных соединений (пор, шлаковых и других включений) превышают размеры, приведенные в таблице 1. Таблица 1

Максимально допустимые размеры дефектов в сварных соединениях газопроводов и элементов газового оборудования по результатам радиографического контроля (в соответствии с классом 6 ГОСТ 23055)

Толщина сваренных элементов, мм	Поры или включения		Скопления		Суммар-ная длина, мм
	Ширина (диаметр), мм		Длина, мм
Свыше 3 до 5
Свыше 5 до В
Свыше В До п
Свыше 11 до 14
Свыше 14 до 20
Свыше 20 до 26
Свыше 26 до 34
Свыше 34 до 45
Свыше 45 до 67
Свыше 67 до 90
Свыше 90 до 120
Свыше 120 до 200

5.6 Нормы оценки качества газопроводов и элементов газового оборудования по результатам ультразвукового контроля.

5.6.1 По результатам ультразвукового контроля сварные соединения газопроводов и элементов газового оборудования подлежат браковке при наличии дефектов, размеры которых превышают размеры, приведенные в таблице 2.

Таблица 2

Максимально допустимые размеры дефектов в сварных соединениях газопроводов и элементов газового оборудования по результатам ультразвукового контроля (в соответствии с РД153-34.1-003-01 (РТМ-1 с) и ВСН 012-88)

Номинальная толщина, мм	Размеры (площадь) эквивалентных отдельных несплошностей		Максимальное количество отдельных несплошностей на любых 100 мм шва	Протяженность несплошностей условная, мм
	минимально фиксируемые дБ	минимально допустимые при эталонировании по зарубке, ммхмм		отдельных	Сум мар* нам
До4 Св.4 до 6 Св.6 до 8 Св.8 до 12 Св.12 до 15 Св.15 до 20 Св.20 до 26 Св.26 до 40	На 6 дБ ниже эхо-сигнала от максимально допустимой несплош-ности	2.0 х 0,8 2,0х0,В 2,0х 1,0 2,0х 1,5 2.0 х2,0 2,5х2 (0	Не нормируется	Не нормируется	25 на 300 мм длины шва или 10% периметра при длине свайного соединен ия менее 300 мм 1

5.7 Нормы оценки качества газопроводов и элементов газового оборудования по результатам контроля проникающими веществами (капиллярный метод).

5.7.1 По результатам контроля проникающими веществами сварные соединения газопроводов и элементов газового оборудования считаются годными, если:

а) индикаторные следы дефектов отсутствуют;

б) все зафиксированные индикаторные следы являются одиночными и округлыми;

в) наибольший размер каждого индикаторного следа не превышает трехкратных значений норм для ширины (диаметра), приведенных в таблице 1;

г) суммарная длина всех индикаторных следов на любом участке шва длиной 100 мм не превышает суммарной длины, приведенной в таблице 1.

5.8 Нормы оценки качества газопроводов и элементовтазового, оборудования по результатам магнитопорошковой дефектоскопии.

5.8.1 По результатам магнитопорошковой дефектоскопии сварные соединения газопроводов и элементов газового оборудования считаются годными, если отсутствует осаждение магнитного порошка в виде четких или кучных валиков, имеющих выраженную протяженность.

5.8.2 В местах осаждения магнитного порошка может быть произведена вышлифовка металла с последующим проведением МПД. Если после вышлифовки при проведении МПД не наблюдается осаждения магнитного порошка и остаточная толщина стенки элемента в месте выборки не снижается менее расчетного значения, то данный элемент по результатам МПД считается годным.

5.9. Нормы оценки величины и допустимости коррозионного износа.

5.9.1 Если в результате проведения ультразвуковой толщиномет-рии будут обнаружены участки газопровода или элементов газового оборудования, на которых утонение стенки превысит величину более 15 % по сравнению с паспортными данными, то необходимо проведение расчета на прочность в соответствии со СНиП 2.04.12-86 «Расчет на прочность стальных трубопроводов» (пункт 5). В том случае, если толщина стенки в зоне коррозионного поражения не уменьшилась ниже величины отбраковочного размера, то допускается дальнейшая эксплуатация данного участка газопровода или элемента газового оборудования.

5.10 Значения твердости металла поданным измерений пере-: носными приборами должны быть в следующих пределах:

Для сталей марок Ст1, Ст2, СтЗ, Ст4,08,10,15,20 - от 110 до 170 НВ;

"- для сталей марок 09Г2С, 17Г1С, 16ГС, 15ГС, 14ХГС. 10Г2 - от 120 до 180 НВ.

5 11 Газовое оборудование (техническоеустройство), установленное на газопроводах ГРП, ГРУ, ШРП; газовых печах и котлах должно обеспечивать выполнение возложенныхна него функциональных задач.

5.12 Нормы и критерии оценки технического состояния газопроводов, газового оборудования (технических устройств) по резуль-. татам электрических измерений.

5.12.1 При осмотре электроустановок, кроме выполнения требований ПУЭ, ПЭЭП и инструкций заводов-изготовителей необходимо контролировать:

а) соответствие проекту установленного во взрывоопасных зонах электрооборудования, а также смонтированных проводов и кабелей; соответствие номера электрооборудования, предуемот -ренного проектом, номеру технического оборудования, для которого оно предназначено;

б) техническое состояние каждого электротехнического изделия: наличие маркировки и предупреждающих знаков; отсутствие повреждений оболочки, смотровых стекол, влияющих на взрыви-защищенность; наличие всех крепежных элементов (болтов, гаек, шайб и т.п.);

в) правильность выполнения ввода проводов, кабелей, надежность их уплотнения в электрооборудовании, надежность их контактных соединений - путем осмотра при снятых крышках вводных устройств, а в случае необходимости - при полной разборке;

г) наличие разделительных уплотнений труб электропроводок, что должно быть подтверждено протоколом испытаний монтажной организации и выборочной проверкой;

д) наличие засыпки песком коробов для прохода открыто проложенных кабелей сквозь стены и отсутствие повреждений наружных оболочек кабелей;

е) наличие уплотнений в патрубках при проходе открыто проложенных одиночных кабелей сквозь стены;

ж) правильность выполнения требований к монтажу, изложенных в инструкциях заводов-изготовителей;

з) полноту выполнения комплекса мероприятий, обеспечивающих взрывозащиту.

5.12.2 Проверка полного сопротивления петли фаза-нуль в установках напряжением до 1000 В с глухим заземлением нейтрали (сопротивление проверяется на всех электроприемниках, расположенных во взрывоопасных зонах) с контролем кратности тока однофазного КЗ номинальному току ближайшей плавкой вставки предохранителя или автоматического выключателя в соответствии с указаниями гл. 7 3 ПУЭ;

5.12.3 Проверка работы электромагнитных расцепителей автоматических выключателей, тепловых расцепителей (реле) магнит -ных пускателей и автоматов, устройств защитного отключения;

5.12.4 Измерение сопротивления изоляции электрооборудования производится в соответствии с нормами, указанными в ПЭЭП;

5.12.5 Осмотр, проверка и испытание заземляющего устройства должны проводиться в сроки, определенные ПЭЭГД Отдельные элементы заземляющего устройства взрывоопасных установок вскрываются выборочно: первое вскрытие подземной части рекомендуется после 8 лет эксплуатации, последующие - через 10 лет. Если при измерении сопротивления заземляющего устройства будет получено значение, превышающее проектное, должна быть произведена его ревизия и приняты меры к устранению дефекта. После этого должно быть вновь измерено сопротивление заземляющего устройства;

5.12.6 Проверка эффективности действия состояния изолирующих фланцевых соединений должна производиться индикатором качества изолирующих фланцевых соединений (ИКИФ), использующим высокочастотный резонансный способ измерения. Допускается оценивать эффективность ИФС производством синхронных измерений потенциалов газопровода относительно земли на контрольных выводах по обе стороны фланца или измерением падения напряжения на фланцах. Если падение напряжения больше 5 мВ, ИФС работает эффективно. Другим критерием исправности ИФС является наличие тока в шунтирующей перемычке. Сопротивление растеканию токоотводов определяется измерителем заземлений (М-416). Измерение сопротивления растеканию токоотводов следует производить в период наименьшей проводимости грунта.

Проверка на отсутствие электрического контакта между газопроводом (металлом трубы) и футлярами, металлическими конструкциями, инженерными сооружениями здания и состояние изолирующих прокладок газопроводов производится в соответствии с действующими нормативными документами.

6 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВОЗМОЖНОСТИ, СРОКОВ ИУСЛОВИЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОПРОВОДОВ, ГАЗОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ ГГЕЖШЧЕС1<ИХУСТРОЙСГВ1

6 1 Возможность, сроки и условия дальнейшей эксплуатации газопроводов, газового оборудования (техническихустройств) следует определять по результатам технического диагностирования и расчетов на прочность

Методика проведения промышленной безопасности и определения срока дальнейшей эксплуатации газового оборудования промышленных печей, котлов, ГРП, ГРУ, ШРП и стальных газопроводов (в дальнейшем «Методика») устанавливает рекомендации по порядку экспертизы газового оборудования промышленных печей, котлов, ГРП, ГРУ, ШРП и стальных газопроводов.

Экспертиза в объеме настоящей Методики обеспечивает получение и обработку необходимой и достаточной информации о техническом состоянии и функциональных возможностях газового оборудования промышленных печей, котлов, ГРП, ГРУ, ШРП, стальных газопроводов и позволяет определить:

Остаточный срок службы до очередного ремонта или списания;

Вид ремонта или объем ремонтных работ для газового оборудования, исходя из его технического состояния;

Допустимые пределы эксплуатационной нагрузки, соблюдение которых обеспечивает безопасную и безаварийную работу газового оборудования.

Документ предназначен для организаций и специалистов, занимающихся экспертизой газового оборудования.

Документ распространяется на экспертизу газового оборудования промышленных печей, котлов, ГРП, ГРУ, ШРП и стальных газопроводов.

1 ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

1.1. Методика по экспертизе промышленной безопасности и определению срока дальнейшей эксплуатации газового оборудования (техническихустройств), промышленных печей, котлов, ГРП, ГРУ, ШРП"и стальных газопроводов предусматривает порядок и процедуру проведения экспертизы техническихустройств и трубопроводов на объектах газоснабжения,-

1.2. Методика разработана с учетом требований:

Федерального Закона «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 21 июля 1997 года №116-ФЗ;

Положения о Федеральном горном и промышленном надзоре России, утвержденного Указом Президента Российской Федерации от 18.02.93г. №234;

6.2 Необходимым условием возможности дальнейшей безопасной эксплуатации газопровода, газового оборудования (технических устройств) при расчетных параметрах является соответствие элементов газопровода условиям прочности, установленным ПНАЭ Г-7-002, РД 10-249-98, а также выполнение обязательных требований раздела 5 настоящей методики.

6.3 Если по условиям прочности при статическом нагружении отдельные элементы газопровода из-за утонения стенок от коррозии, эрозии или каких-либо других повреждений, а также из-за снижения механических свойств основного металла или сварных соединений не обеспечивает нормативного запаса прочности при расчетных параметрах, продление срока эксплуатации возможно после восстановительного ремонта элементов газопровода, не удовлетворяющих условиям прочности.

6.4 Если по результатам экспертизы будет установлено, что отдельное газовое оборудование (ПСК, ПЗК, РДУК, фильтр, ПКН, конденса-тоотводчик и др.), а также арматура при визуальном и неразрушающем методах контроля (пропуски, отклонения от первоначальных геометрических форм и размеров, несрабатывание и т.д.) не обеспечивают свои функциональные задачи, то продление срока эксплуатации возможно после замены или ремонта этого оборудования.

6.5 Диагностируемый газопровод, газовое оборудование (техническое устройство) могут быть допущены к дальнейшей эксплуатации при расчетных параметрах на основании положительных результатов экспертизы, расчетов на прочность, испытаний на прочность и герметичность на срок, установленный специализированной организацией, производившей экспертизу.

6.6 По истечении срока службы газопровода, установленного по результатам комплексного обследования, следует провести экспертизу газопровода, газового оборудования (технических устройств) для определения возможности, условий и сроков дальнейшей эксплуатации.

7 ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ЭКСПЕРТИЗЫ

7.1 По. результатам проведенной диагностики экспертная организация составляет заключение, руководствуясь требованиями ПБ 03-246-98 «Правила проведения экспертизы промышленной безопасности».

Правил проведения экспертизы промышленной безопасности, утвержденных Постановлением Госгортехнадзора России от 06.11.98г. №64, зарегистрированных Минюстом России 08.12,98г. №1656 (ПБ 03-246-98 с изм. №1);

Положения о порядке утверждения заключений экспертизы промышленной безопасности, утвержденного Постановлением Госгортехнадзора России от 14.07.99г. №51 (РД 03-298-99 с изм. №1);

- «Правил безопасности систем газораспределения и газопот-ребления», утвержденных Постановлением Госгортехнадзора России от 18.03.03г. № 9 (ПБ-12-529-03).

1.3. Настоящая методика может распространяться на экспертизу газового оборудования (технических устройств): внутренних газопроводов, газового оборудования газорегуляторных пунктов и установок (ГРП, ГРУ, ШРП), котлов, технологических линий и агрегатов, газогорелочных устройств, емкостных и проточных водонагревателей, аппаратов и промышленных печей, работающих на природном газе (газовых и газонефтяных месторождений) с избыточным давлением 1,2 МПа (12 кгс/см 2), сжиженном углеводородном газе (СУГ) с избыточным давлением не более 1.6 МПа (16 кгс/см 2).

1.4. Методика разработана в развитие «Правил проведения экспертизы промышленной безопасности» ПБ-03-246-98 и «Положения по проведению экспертизы промышленной безопасности на объектах газоснабжения» РД-12-608-03. Предназначена для использования на предприятиях, эксплуатирующих газопроводы и газовое оборудование, независимыми экспертными организациями, аккредитованными в системе промышленной безопасности, имеющими лицензию Госгортехнадзора Россйи на право проведения экспертизы промышленной безопасности технических устройств и сооружений объектов газоснабжения на которые распространяются «Правила безопасности систем газораспределения и газопотребления» ПБ-12-529-03.

2 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

2.1. Под экспертизой газового оборудования (технических устройств) и газопроводов следует понимать проведение комплекса технических мероприятий (анализ технической и эксплуатационной документации; визуально-измерительный контроль сборочныхеди-

ниц, фасонных частей, узлов, арматуры; неразрушающий контроль металла и сварных соединений; исследования коррозионного состояния, состояния изоляционных покрытий; анализ прочное! и, проверочные расчеты и др.), которые позволяют дать объективную оценку фактического состояния оборудования, определить возможность, условия и срок их дальнейшей эксплуатации.

2.2. Экспертиза газопроводов и газового оборудования (технических устройств) проводится в следующих случаях:

После аварии оборудования;

В случае выявления нарушения установленных регламенюм условий эксплуатации;

После истечения нормативного срока эксплуатации или после истечения разрешенных сроков эксплуатации после последней экспертизы;

По предписанию органов Госгортехнадзора России;

При изменении владельца или переустановки технического устройства;

При расконсервации после простоя более одного года.

2.3. Методика распространяется на газопроводы и газовое оборудование (техническихустройств), изготовленное из сталей, цветных металлов и сплавов, неметаллических материалов с использованием сварочных материалов, применение которых предусмотрено СНиП 42-01-2002 «Газораспределительные системы», ПБ 12-529-03 (или их зарубежных аналогов).

2.4. При отсутствии в проекте или в паспорте технического устройства расчетного срока эксплуатации газопровода и газового оборудования он принимается равным:

Подземные стальные газопроводы и сооружения на них - 40 лет;

Надземные стальные газопроводы - 30 лет;

Оборудование ГРП, ГРУ, ШРП - 30 лет;

-’газооборудование промышленных печей и котлов - 30 лет;

Газопроводы из неметаллических материалов (полиэтилен) -50 лет.

■ 2.5. При положительных результатах экспертизы газопроводы и газовое оборудование (технические устройства), ГРП, ГРУ, ШРП могут быть допущены к дальнейшей эксплуатации. Допускаемый срок продления эксплуатации газопровода и газового оборудова-

ния устанавливает (с учетом результатов экспертизы) экспертная организация проводившая работы, но не более 5 лет.

2.6. Заключение экспертизы должно утверждаться Госгортехнадзором России в соответствии с «Положением о порядке утверждения заключений экспертизы промышленной безопасности» РД-03-298-99 с изм. №1.

3 ПОДГОТОВКА К ЭКСПЕРТИЗЕ.

3.1. Подготовку к экспертизе газопроводов и газового оборудования (технических устройств) должна проводить организация, эксплуатирующая оборудование.

3.2. Организация, эксплуатирующая оборудование предоставляет необходимую техническую документацию (проект, строительный паспорт газопровода, строительный паспорт ГРП, протоколы проверки сварных стыков газопровода радиографическим или ультразвуковым методом, протокол механических испытаний сварных стыков стального газопровода, акт приемки законченного строительством объекта системы газоснабжения, эксплуатационный журнал, ремонтный журнал и т.д.).

3.3. Контроль неразрушающими методами должны проводить специалисты по неразрушающему контролю, аттестованные в соответствии с «Правилами аттестации персонала в области неразрушающего контроля» и имеющие уровень квалификации не ниже второго по соответствующему виду экспертизы.

3.4. Аппаратура, средства измерения и контроля, методики должны соответствовать требованиям действующих нормативных документов на конкретные виды работ. Аппаратура и средства измерения должны пройти госповерку в установленном порядке.

3.5. Основные нормативные документы, используемые при экспертизе (неразрушающий контроль, исследование коррозионного состояния, расчеты на прочность и т.д.), приведены в При-, ложенииб. .

3.6. Диагностирование газового оборудования (техничёских устройств) рекомендуется совмещать со сроками проведения текущего ремонта ГРП, ГРУ, ШРП. На время диагностирования оборудование-должно быть выведено из работы, опорожнено и отключено заглушками от действующих газопроводов.

3.7. Должен быть обеспечен доступ к контролируемому оборудованию; при работе на высоте должны быть сооружены леса, предоставлены лестницы, подъемники и т.п.

3.8. Перед началом работ оформляется наряд-допуск на производство газоопасных работ.

4 ПОРЯДОК ПРОВЕДЕНИЯ ЭКСПЕРТИЗЫ ГАЗОПРОВОДОВ И ГАЗОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ (ТСХНИЧЕСКИХ УСТРОЙСГВ).

4.1. Экспертиза газопроводов и газового оборудования (технических устройств) выполняется на основании письменного обращения предприятия {далее Заказчика) на выполнение конкретной работы.

Заказчик одновременно с обращением представляет экспер!-ной организации технологическую и техническую документацию на газопроводы и газовое оборудование (технические устройства) по перечню п.5.3 данных методических указаний.

4.2. Подготовительные работы, проводимые экспертной организацией, включают:

Изучение технической и эксплуатационной документации газопроводов и газового оборудования (технических устройств);

Составление индивидуальных программ (Приложения № 1,2,3) экспертизы газопроводов и газового оборудования (технических устройств);

Оформление договора.

4.3. Перечень технической и эксплуатационной документации, используемой при экспертизе газопроводов и газового оборудования (технических устройств), включает:

Паспорт технического устройства;

Акт приемки газопроводов и газового оборудования (технических устройств) в эксплуатацию;

Акты приемочных испытаний и обследований, проводимых в процессе эксплуатации газопроводов и газового оборудования (технических устройств);

Акты, отчеты о выполненных работах при проведении капитальных ремонтов и реконструкции газопроводов и газового оборудования (техническихустройств);

Комплект конструкторских чертежей с указанием основных технических решений и всех изменений, внесенных при производстве -работ и отметок о согласовании этих изменений с проектной организацией, разработавшей проект газопроводов и газового-оборудования (техническихустройств);

Акты расследования аварий и нарушений технологических процессов, влияющих на сохранность газопроводов и газового оборудования (технических устройств);

Документы, отражающие фактические технологические параметры;

Заключения ранее проводимых экспертиз газопроводов и газового оборудования (технических устройств) в части выполнения указаний, направленных на обеспечение безопасной эксплуатации, и другие.

4.4. Анализ технической документации включает:

Установление сроков изготовления и ввода в эксплуатацию, данные о проектной и строительной организации;

Анализ схем газопроводов, марки основного и сварочного материалов, основных размеров элементов газопровода, газового оборудования (технических устройств), объем и результаты контроля неразрушающими методами сварных соединений;

Оценку проектных, технических характеристик и их соответствие фактическим условиям эксплуатации по температуре, давлению, воздействию окружающей среды.

4.5. Изучение газопроводов и газового оборудования (технических устройств) проводится с целью установления объема и очередт ности работ при проведении экспертизы, сбора и подготовки данных для оформления договора, составления индивидуальных программ экспертизы, оценки.безопасного доступа к конструкциям газопроводов и газового оборудования (технических устройств).

При этом проводится:

Осмотр технического устройства;

Оценкаусловий эксплуатации (температурные воздействия, динамические ударные нагрузки, химические воздействия и т.д.);

Определение участков с наибольшей степенью износа;

Предварительное выявление конструкций, имеющих опасные дефекты, повреждения и деформации;

Определение безопасного способа доступа к конструкциям (ис^ пользование технологических площадок, устройство необходимых

лесов, подмостей, приспособлений, определение необходимости частичной или полной остановки технического устройства).

4.6. Результаты анализа технической документации используются для разработки индивидуальной программы экспертизы.

4.7. Разработка индивидуальных программ экспертизы.

4.7.1. В основе индивидуальной программы должны быть использованы требования Правил и нормативно-технической документации настоящих методических указаний.

4.7.2. В индивидуальной программе указываются конкретные сварные соединения, подлежащие контролю неразрушающими методами. Намечая сварные соединения, подлежащие неразрушающему контролю, следует выбирать в первую очередь те из них. которые не были подвергнуты неразрушающему контролю при изготовлении (монтаже).

4.7.3. В индивидуальной программе должны быть определены элементы, участки, зоны газопровода, газового оборудования (технических устройств), подлежащие контролю, установлены объемы и методы неразрушающего контроля, измерения твердости металла, а при необходимости объемы лабораторных исследований структуры и свойств металла с указанием мест отбора проб.

4.8. Визуальный и измерительный контроль.

4.8.1. Визуальный осмотр наружной и внутренней поверхности (в доступных местах) элементов газопроводов и газового оборудования (технических устройств), а также измерительный контроль проводят с целью обнаружения и определения размеров дефектов (поверхностные трещины, коррозионные повреждения вследствие воздействия блуждающих токов, подземной и атмосферной коррозии, газовой коррозии, эрозионный износ, механические повреждения, вмятины, сплющивания и другие изменения геометрии), образовавшихся в процессе эксплуатации, при ремонте, аварии, при изготовлении или монтаже. Индивидуальная программа экспертизы может быть скорректирована (дополнена) с учетом выявленных при визуальйом и измерительном контроле дефектов.

4.8.2. При проведении визуального контроля повышенное внимание должно быть обращено на выявление следующих дефектов:

Трещин, образующихся чаще всего в местах приварки па груб-ков, врезках ответвлений, в сварных соединениях и околошовной зоне, в местах приварки фланцев, перехода от основного металла кусилению сварного шва;

Коррозионных и коррозионно-усталостных повреждений металла, наиболее часто встречающихся в местах повреждения окраски, нарушения изоляции, по нижней образующей газопровода и газового оборудования (техническихустройств), в местах скопления конденсата;

Эрозионный износ в газопроводах в местах резкого изменения направления потока газа (повороты, сужения и т.д.);

Дефекты сварных соединений: трещины, подрезы, незаплав-ленные кратеры, пористость, высокая чешуйчатость, несоответствие формы и размера сварного шва требованиям нормативной документации;

Смещение кромок элементов газопровода.

4.8.3. При осмотре газопроводов и газового оборудования (технических устройств) выполняется частичная или полная его разборка для осмотра внутренней поверхности элементов.

4.8.4. Выявленные в ходе осмотра трещины, вмятины и другие дефекты отмечаются на схеме.

4.8.5. Размер вмятины измеряется в двух перпендикулярных направлениях (продольном и поперечном) и на максимальную глубину.

4.8.6. Измерению овальности гнутых отводов подлежат трубы с диаметром 76 мм и более. Измерение овальности производят штангенциркулем с удлиненными губками. Овальность определяют путем измерения максимального Dmaxи минимального Dmin наружного диаметров в двух взаимно-перпендикулярных направлениях контрольного сечения. Величину овальности (а) в процентах рассчитывают по формуле:

а = ?*r D * х 200%

D +D .

4.9 Неразрушающий контроль сварных соединений.

4.9.1. Неразрушающий контроль сварных соединений’с целью выявления внутренних дефектов (трещин, непроваров, пор] шлаковых включений и др.) в сварных соединениях газопроводов следует проводить радиографическим или ультразвуковым методом в соответствии с требованиями действующих нормативно-технических документов на данный метод (ГОСТ 7512 , ГОСТ 14782)

Экспертиза промышленной безопасности технических устройств, применяемых на опасных производственных объектах газораспределения и газопотребления

ПЕТРОВ Максим Львович ,
начальник отдела по надзору за
объектами газораспределения и газопотребления

В последнее время одной из технических причин возникновения аварий и инцидентов на опасных производственных объектах, далее - ОПО, в том числе и на объектах газораспределения и газопотребления, становится их старение. Особенно остро этот вопрос стоит в г. Ижевске, где порядка 80% газового оборудования отработало установленный «Правилами безопасности систем газораспределения и газопотребления» (ПБ 12-529-03) нормативный срок эксплуатации.

Нормативный срок службы составляет:

20 лет для газорегуляторного пункта (газорегуляторной установки, шкафного газорегуляторного пункта), далее - ГРП (ГРУ, ШРП), газового и газоиспользующего оборудования после ввода их в эксплуатацию;

20 лет для любых газогорелочных устройств после ввода их в эксплуатацию, при отсутствии иного срока в паспорте газогорелочного устройства;

30 лет для любых внутренних газопроводов после ввода их в эксплуатацию;

30 лет для внутренних газопроводов жилых и общественных зданий;

40 лет для стальных надземных в обваловании, подземных газопроводов после ввода их в эксплуатацию;

50 лет для полиэтиленовых газопроводов после ввода их в эксплуатацию;

50 лет для стальных надземных газопроводов после ввода их в эксплуатацию;

50 лет для зданий и сооружений после ввода их в эксплуатацию.

Необходимость обеспечения безопасной эксплуатации объектов газораспределения и газопотребления и сооружений на них, отслуживших свой нормативный срок эксплуатации, заставила их владельцев всерьез заняться определением технического состояния этих объектов. В настоящее время ни у кого не возникает сомнения в целесообразности проведения экспертизы промышленной безопасности, далее - ЭПБ, на опасных производственных объектах (ОПО) систем газораспределения и газопотребления. Основная цель ЭПБ - анализ состояния промышленной безопасности ОПО и, как следствие, определение целесообразности его дальнейшей эксплуатации без ремонта или замены технологического оборудования или с проведением указанных работ, исходя из его фактического технического состояния.

Для безопасной эксплуатации объектов газораспределения и газопотребления необходимо проводить систематический мониторинг таких объектов, включающий приборное обследование, диагностику, экспертизу, осуществляемый в основном экспертными организациями, а также силами самих эксплуатационных организаций. Результаты ЭПБ показывают, что во многих случаях имеется техническая возможность (запас прочности) для продления срока эксплуатации указанных объектов. Такая ситуация обусловлена тем, что при проектировании закладывается большой запас прочности, расчеты проводятся, исходя из экстремальных условий эксплуатации, используются предельные (а не фактические) характеристики факторов, способствующих развитию дефектов и тем самым сокращению расчетного срока службы объектов.

Опыт работы экспертных организаций свидетельствует, что соблюдение требований промышленной безопасности решает не только производственные проблемы, но и экономические, например, локальное выявление неработоспособного оборудования помогает сберегать финансовые ресурсы предприятия на необходимую замену оборудования, которое без ущерба для промышленной безопасности может эксплуатироваться какое-то время, определяемое в результате ЭПБ.

Основные задачи ЭПБ: контроль за техническим состоянием объекта в целях установления соответствия его требованиям безопасности и определения работоспособности; поиск дефектов и повреждений, определение причин неисправности и отказов с рекомендацией методов и средств восстановления работоспособности объекта; прогнозирование технического состояния объекта на предстоящий период эксплуатации с заданной вероятностью безотказной работы или определение с заданной вероятностью интервала времени (остаточного ресурса), в течение которого сохраняется работоспособное состояние объекта (т.е. остаточного ресурса).

Задача расчета остаточного ресурса объекта, находящегося в эксплуатации, связана с получением достоверной информации о протекающих деградационных процессах и определением времени перехода объекта в предельное состояние, обусловленное этими процессами.

Для выполнения расчетов необходимо знать параметры, которые определяют переход технического устройства в предельное состояние, состояние этих параметров в момент проведения экспертизы и располагать необходимой методической и приборной базой. Главными деградационными процессами, приводящими к предельному состоянию, влияющими на остаточный ресурс, могут быть естественное старение, коррозия и изнашивание материалов.

Анализ характерных неисправностей и дефектов, выявленных в результате ЭПБ, позволил выработать критерии оценки технического состояния ГРП (ГРУ) и методы их контроля (табл. 1).

Основное внимание уделяется дефектам металла и сварным соединениям.

Чтобы получить объективную оценку технического состояния того или иного технического устройства, необходимо использовать различные методы контроля (так как они имеют допустимую погрешность).

Так как при строительстве ГРП (ГРУ, ШРП), газового и газоиспользующего оборудования 25-30 лет назад руководствовались ранее действующими нормами и правилами, то соответствие оборудования и газопроводов действующим в настоящее время нормативным документам не может быть полностью достигнуто.

Так, основными несоответствиями, выявляемыми при проведении ЭПБ, являются:

Для ГРП (ГРУ, ШРП)

1. На обводном газопроводе (байпасе) между двух установленных последовательно отключающих устройств не предусматривается продувочный трубопровод на случай ремонта оборудования («Правила безопасности систем газораспределения и газопотребления» ПБ 12-529-03 пункт 2.5.12).

2. Не соответствует класс точности манометров, должен быть не ниже 1,5 («Правила безопасности систем газораспределения и газопотребления» ПБ 12-529-03 пункт 2.5.17).

3. Перед манометрами не устанавливаются трехходовые краны или аналогичные устройства для их проверки и отключения («Правила безопасности систем газораспределения и газопотребления» ПБ 12-529-03 пункт 2.5.18).

Для газового и газоиспользующего оборудования

1. Газопроводы газоиспользующих установок с горелками единичной тепловой мощностью свыше 0,35 до 1,2 МВт не оборудованы по ходу газа двумя располагаемыми последовательно предохранительными запорными клапанами (ПЗК) и регулирующим устройством перед горелкой.

Газопроводы газоиспользующих установок с горелками единичной тепловой мощностью свыше 1,2 МВт не оборудованы по ходу газа двумя располагаемыми последовательно предохранительными запорными клапанами (ПЗК), автоматическим отключающим устройством, установленным между ними, связанным с атмосферой, обеспечивающим автоматическую проверку герметичности затворов предохранительных запорных клапанов (ПЗК) перед запуском (розжигом) и регулирующим устройством перед горелкой («Правила безопасности систем газораспределения и газопотребления» ПБ 12-529-03 пункт 5.9.8).

Анализ результатов экспертизы газового оборудования и газопроводов показывает, что для определения дальнейшего срока эксплуатации необходимо создать статистическую базу неисправностей и дефектов оборудования и газопроводов в целях выявления недостатков в процессе их использования, которые заложены при проектировании, монтаже и наладке.

Необходимое условие для достижения вероятности безопасной эксплуатации - использование различных взаимодополняющих и даже дублирующих методов и средств неразрушающего контроля.

Экспертиза промышленной безопасности ОПО систем газораспределения и газопотребления не только обеспечивает промышленную безопасность объекта, но и определяет экономическую эффективность его дальнейшей эксплуатации.

ООО «Единый Технический Центр»

Ключевые слова

техническое диагностирование, трубопроводы технологических газов, дефект, повреждаемость, долговечность, экспертиза, промышленная безопасность, опасный производственный объект, газорегуляторный пункт, technical diagnostics, pipelines of technological gases, defect, damageability, durability, inspection, industrial safety, hazardous production facilities, gas control point

Просмотр статьи

⛔️ (обновите страницу, если статья не отобразилась)

Аннотация к статье

Основополагающим документом в области промышленной безопасности в Российской Федерации на сегодняшний день является Федеральный закон РФ от 21.07.1997 № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов». Целью данной статьи является рассмотрение и систематизация основных требований, установленных данным законом, путем анализа нормативно-технической документации, разработанной в соответствии с этим законом. Особый акцент авторы делают на существующих проблемах и факторах риска, оказывающих влияние на состояние промышленной безопасности опасных производственных объектов. Одним из основных способов обеспечения промышленной безопасности на опасных производственных объектах является проведение экспертизы промышленной безопасности опасных производственных объектов. Авторы статьи, имея большой опыт работ по техническому диагностированию и освидетельствованию оборудования, а также проведению неразрушающего контроля промышленных объектов, рассматривают ключевые этапы проведения экспертизы промышленной безопасности и технической диагностики газового оборудования газорегуляторных пунктов, газорегуляторных установок, блочных и шкафных газорегуляторных пунктов. И уверены, что регулярное и качественное проведение экспертизы систем газораспределения и газопотребления не только обеспечивает промышленную безопасность объекта и определяет экономическую эффективность его дальнейшей эксплуатации, но и снижает риск возможных аварий, приводящим к человеческим жертвам.

Текст научной статьи

Промышленная безопасность опасных производственных объектов (далее - ОПО) - состояние защищенности жизненно важных интересов личности и общества от аварий на ОПО и их последствий. Обеспечение надежности и безопасности потенциально опасных объектов в настоящее время является чрезвычайно острым и актуальным вопросом. Она осуществляется путем проведения экспертизы промышленной безопасности ОПО. Экспертиза промышленной безопасности (далее - ЭПБ) - определение соответствия объектов экспертизы промышленной безопасности, указанных в пункте 1 статьи 13 Федерального закона «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» N 116-ФЗ от 21.07.1997, предъявляемым к ним требованиям промышленной безопасности и является обязательной процедурой для организаций и предприятий, эксплуатирующих ОПО. Опыт работы экспертных организаций свидетельствует, что соблюдение требований промышленной безопасности решает не только производственные проблемы, но и экономические, например, локальное выявление неработоспособного оборудования помогает сберегать финансовые ресурсы предприятия на необходимую замену оборудования, которое без ущерба для промышленной безопасности может эксплуатироваться какое-то время, определяемое в результате ЭПБ. Оборудование газопотребления и газораспределения, предназначенное для применения на ОПО подлежит ЭПБ, в соответствии с требованиями Федерального закона N 116-ФЗ от 21.07.1997. К ОПО относится газораспределительная сеть поселений, распределительная межпоселковая сеть, а также котельные участки, газопотребления промышленных, сельскохозяйственных и других производств, тепловые электрические станции (далее - ТЭС), районных тепловых станций (далее - РТС). В процессе экспертизы определяется степень соответствия оборудования газопотребления обязательным требованиям промышленной безопасности, которые регламентированы Федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности «Правила безопасности сетей газораспределения и газопотребления» от 15.11.2013 N 542. Экспертизе промышленной безопасности подлежат: - проекты систем потребления газа ТЭС, РТС, производственных и отопительных котельных, включая системы автоматики безопасности и регулирования процессами горения газа; - газовое оборудование (технические устройства) газорегуляторного пункта (газорегуляторной установки, шкафного газорегуляторного пункта), далее - ГРП (ГРУ, ШРП), котлов и газотурбинных установок, включая газогорелочные устройства; - наружные (подземные, надземные и наземные) и внутренние газопроводы котельных, включая системы защиты от электрохимической коррозии; - здания, в которых размещено газовое и газоиспользующее оборудование (здания котельных, ГРП, ГРУ структурных подразделений), а также сооружения (газоходов и дымовых труб). ЭПБ включает следующие этапы: - анализ проектно-исполнительной, технической, эксплуатационной документации по техническим устройствам и объектам, на которых они используются; - выезд эксперта на объект для проведения натурного обследования объекта; - техническое диагностирование оборудования методами неразрушающего контроля в требуемом нормативно-технической документацией объеме; - определение технического состояния объекта; - расчет на прочность; - расчет остаточного срока службы технического устройства; - составление экспертного Заключения и рекомендаций по эксплуатации объекта; - согласование с заказчиком Заключения экспертизы промышленной безопасности и передача его в территориальное управление Ростехнадзора. Экспертиза и техническое диагностирование технических устройств, применяемых на ОПО с целью определения их технического состояния, возможности, сроков и условий их дальнейшей эксплуатации проводится в обязательном порядке в следующих случаях: - оборудование/трубопроводы выработали нормативный ресурс, указанный в паспорте на техническое устройство; - при отсутствии технической документации (паспорта) на соответствующее техническое устройство; - после проведения ремонта, реконструкции, модернизации, перепрофилирования объекта; - аварийного (после аварийного) оборудования; - при изменении владельца в установленном порядке; - при изменении технологии эксплуатации (давление, среда, температура); - при расконсервации технического устройства; - при обнаружении видимых дефектов при проведении периодических (первичных) осмотров; - при получении лицензии на право эксплуатации (первично); - по предписанию органов Ростеднадзора. На сегодняшний день существует ряд проблем и факторов риска, оказывающие влияние на состояние промышленной безопасности: 1. высокая степень износа основных производственных фондов и технических устройств; 2. низкий уровень подготовки специалистов и персонала предприятий, эксплуатирующих ОПО; 3. уязвимость ОПО от возможного проведения диверсий и террористических актов; 4. изменение системы управления безопасностью промышленных производств, которое выражается в централизации практически всех основных вопросов обеспечения промышленной безопасности на уровне ответственности предприятий, что в свою очередь способствует в сложных экономических ситуация рассматривать расходы на соблюдение высокого уровня безопасности цели как резервы для снижения затрат. Однозначно можно сказать следующее, что своевременно и качественно проведенная ЭПБ позволит предупредить либо выявить уже существующие проблемы, дефекты и отработавшие свой срок службы элементы и узлы. А от регулярности проведения экспертизы напрямую зависит застрахованность от возникновения техногенных катастроф. Техногенная катастрофа - катастрофа, сопровождающаяся последствиями глобального или регионального масштабов, сопряженными с нанесением невосполнимого урона окружающей среде, с многочисленными человеческими жертвами, прямыми экономическими потерями и затратами на ликвидацию последствий и возникающими из-за внешних воздействий техногенного происхождения. Очень часто безответственное отношение к своим должностным обязанностям приводит к крупным авариям и катастрофам. Так по данным пресс-службы ГУ МЧС по Санкт-Петербургу в 2012 г. в пригороде города вспыхнули пожары в нескольких квартирах горожан из-за аварии в системе газоснабжения. По полученным данным, погибли два человека. Причиной катастрофы, повлекшей к гибели людей, стало повышение давления в газовой системе, которое произошло из-за вышедшего из строя регулятора давления на ГРП. Очевидно, что значение обеспечения качества и своевременности ЭПБ очень велико. ЭПБ ОПО систем газораспределения и газопотребления не только обеспечивает промышленную безопасность объекта и определяет экономическую эффективность его дальнейшей эксплуатации, но и снижает риск возможных аварий, приводящим к человеческим жертвам.

Всем доброго времени суток!
Суть в следующем: газопровод ГРП состоит из двух участков надземный — 150 м, и подземный -130м.
В связи с этим возник вопрос как оформлять экспертизу промышленной безопасности? Т.е. писать 2 заключения:
1-е заключение экпертиза промышленной безопасности газопроводы и газовое оборудование ГРП
2-е заключение экспертиза промышленной безопасности участков подземного газопровода ГРП

или как-то еще можно сделать?

Нет! Я буду непосредсвенным исполнителем даной работы. И по этому хочу разобраться как ее правильно сделать!

Это единая экспертиза.
Вот как то так:
Проектом предусматривается:

Прокладка газопровода высокого давления Р до 0,6 МПа из стальных труб d 159х4,5 мм протяженностью 562,6 м; полиэтиленовых труб ПЭ100 ГАЗ SDR11 d 160х14.6 мм протяженностью 2486,1 м от места врезки до ГРПБ.
Установка газорегуляторного пункта блочного типа ГРПБ-ГК-6-(Т) производства ЗАО Фирма «Газкомплект» г. Реутов с двумя регуляторами давления РДГ-80В для снижения давления газа до среднего Р=0,3 МПа и поддержания его на заданном уровне.
Прокладка газопровода среднего давления Р = 0,3 МПа из стальных труб d 219х6,0 мм протяженностью 3,5 м; полиэтиленовых труб ПЭ80 ГАЗ SDR17.6 d 225х12.8 мм протяженностью 3,5 м от ГРПБ до проектируемой заглушки d 225 мм на ПК 0+7,0 .

не там все трубы стальные диаметры точно не помню. Но вхадное давление 12 кгс/см, а выходное наверное 3 кгс/см.
А как же тогда увязать различные требования нормативных документов к проведению экспертизы ГРП и подземных газопроводов (РД 12-411-01 и «методики проведения экспертизы промышленной безопасности и определения срока дальнейшей эксплуатации газового оборудования промышленных печей котлов, ГРП, ГРУ, ШРП и стальных газопроводов»)?
Я просто себе предсовлял следующий выход:
делаем две экспертизы промышленной безопасности первая на подземные участки газопроводов ГРП в соответствии с РД. (по подземныз газопроводам) и второе на само ГРП уже в соответствии с «Методикой проведения экспертизы промышленной безопасности и определения срока дальнейшей эксплуатации газового оборудования промышленных печей котлов, ГРП, ГРУ, ШРП и стальных газопроводов»

Положение по проведению экспертизы промышленной безопасности на объектах газоснабжения

Утверждено
постановлением Госгортехнадзора
России от 05.06.03 N 67,
зарегистрированным
Министерством юстиции
Российской Федерации 16.06.03 г.,
регистрационный N 4686

Положение
по проведению экспертизы промышленной безопасности на объектах газоснабжения*1

1.1. Положение по проведению экспертизы промышленной безопасности на объектах газоснабжения (далее — Положение) устанавливает требования к объему, порядку и процедуре проведения экспертизы промышленной безопасности проектной документации, технических устройств, зданий и сооружений на объектах газораспределения и газопотребления природного и сжиженного углеводородных газов.

1.2. Положение разработано в соответствии с Положением о Федеральном горном и промышленном надзоре России, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 03.12.2001 N 841*1, статьей 13 Федерального закона «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 21.07.1997 N 116-ФЗ*2.
_____
*1 Собрание законодательства Российской Федерации, 2001, N 50, ст. 4742.
*2 Собрание законодательства Российской Федерации, 1997, N 30, ст. 3588.

1.3. Положение учитывает требования Правил проведения экспертизы промышленной безопасности, утвержденных постановлением Госгортехнадзора России от 06.11.98 N 64, зарегистрированным Минюстом России 08.12.98, регистрационный N 1656, с изменениями N 1, утвержденными постановлением Госгортехнадзора России от 01.08.2002 N 48, зарегистрированным Минюстом России 23.08.2002, регистрационный N 3720, Инструкции о порядке выдачи Госгортехнадзором России разрешений на выпуск и применение оборудования для газового хозяйства Российской Федерации (РД 12-88-95), утвержденной постановлением Госгортехнадзора России от 14.02.95, зарегистрированным Минюстом России 15.06.95, регистрационный N 872.

2. Порядок и процедуры проведения экспертизы

2.1. Порядок, процедуры проведения экспертизы и оформление экспертного заключения должны соответствовать Правилам проведения экспертизы промышленной безопасности.

2.2. Для проведения экспертизы необходимо предъявить:

— образцы технических устройств, материалов (в случае необходимости);

— проектную документацию, технические условия, схему расположения объекта проектирования (при экспертизе проектных решений);

— здания и сооружения.

Представленные материалы должны соответствовать объекту экспертизы, для чего проводится их идентификация.

2.3. Экспертиза поручается компетентному в соответствующей области экспертизы эксперту.

2.4. Проведение экспертизы заключается в установлении полноты, достоверности и правильности представленной информации, соответствия ее стандартам, нормам и правилам промышленной безопасности, а также подтверждении соответствия объекта экспертизы названным требованиям при их испытаниях и исследованиях.

2.5. Экспертиза технических устройств и материалов может проводиться на стендах, на месте их изготовления, монтажа, эксплуатации.

Экспертиза зданий и сооружений проводится по месту их нахождения.

Экспертиза проектов проводится по проектной документации, при необходимости может проводиться с выездом на место проектируемого объекта газоснабжения.

2.6. Экспертиза деклараций промышленной безопасности, подлежащих декларированию объектов газоснабжения, осуществляется в соответствии с требованиями Правил экспертизы деклараций промышленной безопасности, утвержденных постановлением Госгортехнадзора России от 07.09.99 N 65, зарегистрированным Минюстом России 01.10.99, регистрационный N 1920.

3. Проведение экспертизы промышленной безопасности проектной документации на строительство, расширение, реконструкцию, техническое перевооружение, консервацию и ликвидацию опасных производственных объектов газоснабжения

3.1. Экспертизе подлежит проектная документация на строительство, расширение, реконструкцию, техническое перевооружение и консервацию объектов газоснабжения после ее утверждения и до начала регистрации в органах Госгортехнадзора России.

3.2. При экспертизе схем газоснабжения городов и населенных пунктов необходимо проанализировать:

— правильность расчетов балансов газопотребления и газовых потоков;

— обеспеченность бесперебойной подачи газа потребителям, условия простой, удобной и безопасной эксплуатации;

— возможность оперативного отключения отдельных элементов или участков газопроводов для производства ремонтных и аварийных работ;

— однотипность и современность применяемых в системе газоснабжения сооружений, оборудования и узлов;

— безопасность и рациональность трассировки и выбора сетей газопроводов высокого, среднего и низкого давлений и размещения сооружений системы газоснабжения с охранными зонами на генеральных планах городов и поселков в соответствии с действующими правилами и нормами;

— применение новых технологий и материалов при прокладке газовых сетей и сооружений в системах газоснабжения и мероприятия по защите сетей от электрохимической коррозии;

— автоматизированную систему управления технологическим процессом распределения газа (АСУ ТП РГ) и диспетчеризацию в системе оперативного управления, прогнозирования, обнаружения, защиты и ликвидации аварийных ситуаций.

3.3. При экспертизе проектов строительства газовых распределительных сетей поселений, а также внеплощадочных промышленных газораспределительных сетей, газопроводов и газового оборудования газонаполнительных станций и пунктов (ГНС, ГНП), автомобильных газозаправочных станций сжиженного углеводородного газа (АГЗС СУГ) необходимо проанализировать:

— выбор трассы газопроводов в зависимости от категории, обеспечивающей условия безопасного размещения на требуемых расстояниях от других сооружений и инженерных коммуникаций, а также их пересечений, в том числе с естественными преградами, рациональное размещение сооружений газопроводов, обеспечивающее их безопасное строительство, надежную и эффективную эксплуатацию с учетом анализа риска возможных аварий;

— правильность установления охранных зон вдоль трасс газопроводов;

— гидравлический и прочностной расчет при выборе диаметров и материалов труб в зависимости от геологических, климатических и топографических условий;

— правильность выбора и размещения отключающих устройств, регулирующей и запорной арматуры, контрольно-измерительных приборов и автоматики безопасности и регулирования на газопроводах;

— условия обеспечения взрывобезопасности зданий и их вентиляции, автоматического поддержания заданных параметров работы и управления, диспетчеризации, защиты, сигнализации и блокировок аварийных участков, учета расхода газа;

— условия систем резервирования для обеспечения бесперебойности газоснабжения;

— мероприятия по обеспечению контроля герметичности и выполнения требований по защите газопроводов от коррозии, выполнение условий надежности;

— выполнение требований норм и правил промышленной безопасности по выбору площадки для размещения ГНС, АГЗС СУГ, газорегуляторных пунктов (ГРП), пунктов складирования баллонов (ПСБ), достаточности размеров охранных зон, размещения основных и вспомогательных помещений и сооружений;

— выполнение требований взрывопожаробезопасности, предъявляемых к зданиям и сооружениям ГНС, ГНП, ГРП, ПСБ, АГЗС СУГ в зависимости от технологического назначения, системы приточно-вытяжной вентиляции, контроль загазованности;

— выбор основного и вспомогательного компрессорного и насосного оборудования, его компоновки и схем обвязки, оснащение запорной, регулирующей арматурой, предохранительными устройствами и системами автоматического управления, регулирования, блокировок, защиты, сигнализации, контроля и учета, взрывозащищенности электрооборудования используемых технических средств и устройств.

3.3.1. Для систем защиты газопроводов от электрохимической коррозии:

— соответствие проекта требованиям нормативных документов;

— соответствие проекта техническим требованиям на проектирование;

— обоснованность разработки проекта согласно проведенным коррозионным изысканиям;

— обоснованность проведения реконструкции и ремонта в связи с изменением схемы газоснабжения и другими условиями;

— исходные данные для проектирования электрохимической защиты;

— правильность расчетов для выбора средств электрохимической защиты от коррозии и зоны их действия;

— правильность выбора количества, мощности и распределения катодных станций на защищаемых сооружениях;

— правильность выбора анодных заземлителей и расположение их относительно защищаемого сооружения;

— расположение и точки подключения дренажных устройств;

— возможность вредного влияния катодной поляризации защищаемых сооружений на соседние коммуникации и способы устранения такого влияния;

— размещение и места установки контрольно-измерительных пунктов, электрических перемычек, контактных устройств и изолирующих соединений, их количество и обоснованность применения;

— другие аспекты проектных решений для более полного проведения экспертизы.

3.3.2. Для газопроводов из полиэтиленовых труб и других полимерных материалов:

— возможность использования полимерных труб в зависимости от рекомендуемой области их применения, геологических и климатических условий строительства, способа прокладки и экономической целесообразности;

— гидравлический и прочностной расчет при выборе диаметров труб в зависимости от геологических, климатических и топографических условий;

— способы соединений участков труб из полиэтилена и полимерных материалов в зависимости от способа прокладки, места трассировки и типов переходов при пересечении с инженерными коммуникациями;

3.3.3. Для резервуарных и групповых газобаллонных установок сжиженного углеводородного газа:

— выбор места размещения резервуарных и газобаллонных установок с обеспечением требуемых расстояний от других сооружений и инженерных коммуникаций, а также их пересечений, в том числе с естественными преградами, рациональное размещение сооружений газопроводов, обеспечивающее их безопасное строительство, техническое обслуживание и эксплуатацию;

— соответствие проекта техническим требованиям на проектирование, требованиям нормативных документов;

— наличие инструкций по монтажу;

— схему подключения газоиспользующего оборудования к существующей системе автоматического регулирования, контроля, управления, диспетчеризации, блокировок и защиты или разработку самостоятельных систем;

— выполнение требований по безопасному устройству и содержанию резервуаров сжиженного углеводородного газа с учетом анализа риска возможных аварий.

3.4. При экспертизе проектов газификации и реконструкции тепловых электростанций (ТЭС), отопительных районных, квартальных котельных и промышленных предприятий анализируются:

— правильность оформления разрешительных документов и технических условий на проектирование, наличие балансовых расчетов потребностей газа, правильность выбора параметров подачи газа;

— правильность принятых проектных решений по устройству наружных газопроводов и внешних сооружений газоснабжения;

— гидравлический расчет и правильность выбора материала труб, трассировка газопроводов внутри здания, расчеты выбора регулирующей и запорной арматуры, газовой аппаратуры, систем продувки и подвода газа к горелочным устройствам, систем контроля, пуска и работы горелочных устройств и их аварийного отключения;

— правильность предусмотренных проектом мер по взрывозащите зданий, контролю загазованности помещений и обеспечению эффективной вентиляции;

— соответствие компоновки газоиспользующего технологического оборудования и котлов проекту;

— соответствие выбора газогорелочных устройств конструкции котла;

— расчеты дымовых труб и дымоходов, производительности устройств подачи воздуха на горение и удаления продуктов сгорания, выбор устройств автоматики безопасности на соответствие требованиям промышленной безопасности;

— схемы систем автоматического регулирования, контроля, защиты и блокировок, сигнализации газового и технологического оборудования, системы АСУ ТП РГ на соответствие требованиям промышленной безопасности;

— вопросы обеспечения безопасности эксплуатационного персонала, правильность предлагаемых мер по локализации и ликвидации последствий аварий;

— правильность установки отключающих устройств;

— степень автоматизации и совместимость блокировок, защиты и аварийного отключения от установленных на котле датчиков.

3.5. При экспертизе проектов технологического и теплотехнического оборудования, работающего на газовом топливе, необходимо проверить:

— наличие технических условий и разрешительных документов на разработку проекта;

— наличие сертификатов соответствия Госстандарта России, разрешений на промышленное применение газового и газоиспользующего оборудования, выданных Госгортехнадзором России;

— наличие инструкций по монтажу и эксплуатации на русском языке;

— поверочные, аэродинамические и тепловые расчеты, конструктивные и компоновочные чертежи, протоколы испытаний, подтверждающие возможность безопасного использования газового и газоиспользующего оборудования в существующем технологическом процессе и подключения к существующим сетям и системам в здании, в необходимых случаях, степень модернизации или реконструкции их для обеспечения выполнения требований действующих норм и правил по промышленной безопасности;

— правильность компоновки газоиспользующего оборудования, возможность выполнения ремонта и обслуживания;

— поверочные расчеты горелки по производительности котла, достаточности систем дымоудаления и подачи воздуха, эмиссии вредных выбросов, совместимости с камерой сгорания газоиспользующего оборудования;

— степень автоматизации и совместимость блокировок, защиты и аварийного отключения датчиков по параметрам безопасного действия.

4. Проведение экспертизы промышленной безопасности технических устройств

4.1. Экспертиза опытных образцов нового оборудования (материалов, технологического процесса) включает в себя анализ:

— документов по организации и порядку проведения технологического процесса изготовления и испытания;

— технологической схемы процесса, программ и методик испытаний;

— акта комиссионной проверки соответствия техническому заданию конструкции (материала, технологического процесса).

4.2. Экспертиза оборудования (материалов) для объектов газоснабжения.

Экспертизе подлежит газовое и газоиспользующее оборудование. Экспертиза промышленной безопасности газового и газоиспользующего оборудования проводится в составе технологических линий и агрегатов, а также отдельно, для применяемых на объектах газоснабжения технических устройств. При экспертизе проводится:

— анализ полноты содержания и правильности оформления протоколов сертификационных (приемочных) испытаний;

— проверка соблюдения заводом-изготовителем технических условий на изготовление соответствующего оборудования и возможностей обеспечить качественную сборку и гарантии безопасной эксплуатации в пределах срока службы;

— оценка правильности и полноты составления паспорта (формуляра) на изготовление соответствующего оборудования;

— проверка наличия разрешений на промышленное применение комплектующих изделий и материалов, входящих в состав изготавливаемого оборудования;

— анализ полноты охвата вопросов промышленной безопасности в инструкции по эксплуатации оборудования (условий и требований безопасной эксплуатации, методик проведения контрольных испытаний оборудования (материалов) и его основных узлов, ресурса и сроков службы, порядка технического обслуживания, ремонта и диагностирования);

— проверка характеристик газогорелочных устройств (номинальной мощности, диапазона устойчивой работы, параметров факела, расчетов соответствия горелочного устройства топочной камере, номинального давления и расхода газа, параметров автоматики безопасности и регулирования и т.д.);

— проверка работоспособности схемы автоматического регулирования, контроля, управления, диспетчеризации, блокировок и защиты газоиспользующего оборудования, систем газоснабжения объекта;

— оценка правильности компоновки газогорелочных устройств в газоиспользующем агрегате, соблюдения температурных параметров изолирующих поверхностей и условий газовой плотности газоиспользующего оборудования.

Экспертиза газового оборудования, находящегося в эксплуатации, проводится по завершении срока его службы, устанавливаемого заводом-изготовителем, при отсутствии этих сведений диагностирование производится через 20 лет.

4.3. Экспертиза наружных газопроводов и систем внутреннего газоснабжения, находящихся в эксплуатации, проводится по завершении срока их службы и периодически в соответствии с результатами экспертизы и включает в себя анализ:

— работоспособности схемы автоматического регулирования, контроля, управления, диспетчеризации, блокировок и защиты газоиспользующего оборудования, защиты стальных газопроводов от коррозии;

— правильности компоновки газового и газоиспользующего оборудования, своевременности ремонта или замены оборудования с истекшими сроками службы;

— протоколов проверки неразрушающими методами контроля качества сварных соединений и элементов газопроводов;

— протоколов испытаний трубопроводов на прочность и герметичность;

— соответствия материалов государственным стандартам, техническим условиям;

— проведения физических исследований материалов;

— применимости материалов для проверяемой системы газоснабжения;

— соответствия электрооборудования взрывозащищенного, приборов и средств автоматизации систем газоснабжения, в том числе наличия документов (протоколов) по испытаниям на взрывозащищенность электрооборудования, работающего во взрывоопасной среде;

— наличия сертификатов об утверждении типа средств измерений Госстандарта России — для приборов, измеряющих физические величины.

5. Экспертиза зданий и сооружений на объектах газоснабжения

5.1. Экспертиза промышленной безопасности зданий и сооружений на газопроводах, где размещено газоиспользующее оборудование, проводится в составе экспертизы проектной документации, в процессе эксплуатации (после аварии, по истечении срока службы здания (сооружения) и для целей проверки соответствия здания, помещения вновь размещаемому в нем газовому оборудованию).

5.2. При экспертизе зданий проводится оценка:

— соответствия рабочего процесса технологическому регламенту;

— соответствия несущих строительных конструкций проекту;

— соответствия конструкции, исходя из анализа возможных аварийных ситуаций;

— определения взрывоопасности объекта;

— соответствия площади и весовых характеристик легкосбрасываемых конструкций требуемой величине, обеспечивающей взрывоустойчивость объекта;

— соответствия материалов несущих строительных конструкций государственным стандартам и строительным нормам;

— достаточности вентиляции и дымоудаления;

— достаточности аварийной вентиляции, автоматических средств пожаротушения, защиты от загазованности.

5.4. Экспертное заключение оформляется установленным порядком и должно содержать вывод о соответствии или несоответствии объекта экспертизы требованиям промышленной безопасности.

Методика проведения экспертизы промышленной безопасности и определения срока дальнейшей эксплуатации газового оборудования промышленных печей, котлов, ГРП, ГРУ, ШРП и стальных газопроводов

Купить официальный бумажный документ с голограммой и синими печатями. подробнее

Цена на этот документ пока неизвестна. Нажмите кнопку «Купить» и сделайте заказ, и мы пришлем вам цену.

Официально распространяем нормативную документацию с 1999 года. Пробиваем чеки, платим налоги, принимаем к оплате все законные формы платежей без дополнительных процентов. Наши клиенты защищены Законом. ООО «ЦНТИ Нормоконтроль».

Наши цены ниже, чем в других местах, потому что мы работаем напрямую с поставщиками документов.

Способы доставки

Срочная курьерская доставка (1-3 дня)

Курьерская доставка (7 дней)

Самовывоз из московского офиса

Почта РФ

1 Область применения

2 Общие положения

3 Подготовка к экспертизе

4 Порядок проведения экспертизы газопроводов и газового оборудования (технических устройств)

5 Нормы и критерии оценки технического состояния газопроводов, газового оборудования (технических устройств)

6 Определение возможности, сроков и условий эксплуатации газопроводов, газового оборудования (технических устройств)

7 Оформление результатов экспертизы

Приложение 1. Типовая программа экспертизы внутреннего газопровода

Приложение 2. Типовая программа экспертизы газового оборудования (технических устройств) и трубопроводов ГРП, ГРУ, ШРП

Приложение 3. Типовая программа экспертизы газового оборудования котлов, печей

Приложение 4. Методические указания по проведению поверочных расчетов на прочность газопроводов

Приложение 5. Методические указания по диагностированию регуляторов давления газа

Приложение 6. Меры безопасности

Приложение 7. Перечень основных нормативных документов, применяемых при экспертизе

Этот документ находится в:

• Раздел: Строительство
  • Подраздел: Нормативные документы
    • Подраздел: Отраслевые и ведомственные нормативно-методические документы
      • Подраздел: Проектирование и строительство объектов нефтяной и газовой промышленности
    • Раздел: Экология
      • Подраздел: 75 ДОБЫЧА И ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ, ГАЗА И СМЕЖНЫЕ ПРОИЗВОДСТВА
        • Подраздел: 75.180 Оборудование для нефтяной и газовой промышленности
          • Подраздел: 75.180.99 Оборудование для нефтяной и газовой промышленности прочее

        Ссылка на страницу

        Страница 1

        СОГЛАСОВАНО отдел газового надзора Госгортехнадзора России от 10.06.2003 г. №14-3/125

        УТВЕРЖДЕНО генеральный директор НП «СЭЦ промышленной безопасности* Сорокин А.А., 10.06.2003 г.

        проведения экспертизы промышленной огзопас и определения срока дальнейшей зкеплуатлп.нч 1*азовот ооот’тонпш’я »:v e o**пе г:

        котлоп, ГРП, ГРУ, шрп к стальных газопрояодои

        Страница 2

        Сорокин А.А. Нечаев А.С. Кокорев Е.Н. Кузнецов В.А.

        Б разработка настоящей методики принимали участие:

        1Пчелы:игс/л М Hj. Сорокин А.А., Кокоре?. F.H., Худошин А.А., Кад к;ш Ю.Б.. Тюрин С.В., Пущин Б.К., Первушкин А.Д., Плотников А.В., Mtiit А.З.. С’иркп.1 О Б., Сальников Ю Р., Си0эга1уллин Р.З., Ридер К Карабанов Ю.Ф.

        П-. > ^..ГЛ1Д».ГТСЯ О*’ГП* !* *30 \V**.Й г. 10^*..Г». С £ГПМ!*С2Ц».0ННС пра

        выл форм собственности и индивидуальных предпринимателей

        Страница 3

        Методика проведения промышленной безопасности и определения срока дальнейшей эксплуатации газового оборудования промышленных печей, котлов, ГРП, ГРУ, ШРП и стальных газопроводов (в дальнейшем «Методика») устанавливает рекомендации по порядку экспертизы газового оборудования промышленных печей, котлов, ГРП, ГРУ, ШРП и стальных газопроводов.

        Экспертиза в объеме настоящей Методики обеспечивает получение и обработку необходимой и достаточной информации о техническом состоянии и функциональных возможностях газового оборудования промышленных печей, котлов, ГРП, ГРУ, ШРП, стальных газопроводов и позволяет определить:

        — остаточный срок службы до очередного ремонта или списания;

        — вид ремонта или объем ремонтных работ для газового оборудования, исходя из его технического состояния;

        — допустимые пределы эксплуатационной нагрузки, соблюдение которых обеспечивает безопасную и безаварийную работу газового оборудования.

        Документ предназначен для организаций и специалистов, занимающихся экспертизой газового оборудования.

        Документ распространяется на экспертизу газового оборудования промышленных печей, котлов, ГРП, ГРУ, ШРП и стальных газопроводов.

        1 ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

        1.1. Методика по экспертизе промышленной безопасности и определению срока дальнейшей эксплуатации газового оборудования (технических устройств), промышленных печей, котлов, ГРП, ГРУ, ШРП и стальных газопроводов предусматривает порядок и процедуру проведения экспертизы технических устройств и трубопроводов на объектах газоснабжения.-

        1.2. Методика разработана с учетом требований:

        — Федерального Закона «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от21 июля 1997 года№116-ФЗ;

        — Положения о Федеральном горном и промышленном надзоре России, утвержденного Указом Президента Российской Федерации от 18.02.93г. №234;

        Страница 4

        — Правил проведения экспертизы промышленной безопасности, утвержденных Постановлением Госгортехнадзора России от 06.11.98г. №64, зарегистрированных Минюстом России 08.12.98г. №1656 (ПБ 03-246 98 с изм. №1);

        — Положения о порядке утверждения заключений экспертизы промышленной безопасности, утвержденного Постановлением Госгортехнадзора России от 14.07.99г. №51 (РД 03-298-99 с изм. №1);

        — «Правил безопасности систем газораспределения и газопот-ребления», утвержденных Постановлением Госгортехнадзора России от 18.03.03г. № 9 (ПБ-12-529-03).

        1.3. Настоящая методика может распространяться на экспертизу газового оборудования (технических устройств): внутренних газопроводов, газового оборудования газорегуляторных пунктов и установок (ГРП, ГРУ, ШРП), котлов, технологических линий и агрегатов, газогорелочных устройств, емкостных и проточных водонагревателей, аппаратов и промышленных печей, работающих на природном газе (газовых и газонефтяных месторождений) с избыточным давлением 1,2 МПа (12 кгс/см 2), сжиженном углеводородном газе (СУГ) с избыточным давлением не более 1,6 МПа (16 кгс/см 2).

        1.4. Методика разработана в развитие «Правил проведения экспертизы промышленной безопасности» ПБ-03-246-98 и «Положения по проведению экспертизы промышленной безопасности на объектах газоснабжения» РД-12-608-03. Предназначена для использования на предприятиях, эксплуатирующих газопроводы и газовое оборудование, независимыми экспертными организациями, аккредитованными в системе промышленной безопасности, имеющими лицензию Госгортехнадзора Россйи на право проведения экспертизы промышленной безопасности технических устройств и сооружений объектов газоснабжения на которые распространяются «Правила безопасности систем газораспределения и газопотребления» ПБ-12-529-03.

        2 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

        2.1. Под экспертизой газового оборудования (технических устройств) и газопроводов следует понимать проведение комплекса технических мероприятий (анализ технической и эксплуатационной документации; визуально-измерительный контроль сборочныхеди-

        Страница 5

        ниц, фасонных частей, узлов, арматуры; неразрушающий контроль металла и сварных соединений; исследования коррозионного состояния, состояния изоляционных покрытий; анализ прочности, проверочные расчеты и др.), которые позволяют дать объективную оценку фактического состояния оборудования, определить возможность, условия и срок их дальнейшей эксплуатации.

        2.2. Экспертиза газопроводов и газового оборудования (технических устройств) проводится в следующих случаях:

        — после аварии оборудования;

        — в случае выявления нарушения установленных регламентом условий эксплуатации;

        — после истечения нормативного срока эксплуатации или после истечения разрешенных сроков эксплуатации после последней экспертизы;

        — по предписанию органов Госгортехнадзора России;

        — при изменении владельца или переустановки технического устройства;

        — при расконсервации после простоя более одного года.

        2.3. Методика распространяется на газопроводы и газовое оборудование (технических устройств), изготовленное из сталей, цветных металлов и сплавов, неметаллических материалов с использованием сварочных материалов, применение которых предусмотрено СНиП 42-01-2002 «Газораспределительные системы», ПБ 12-529-03 (или их зарубежных аналогов).

        2.4. При отсутствии в проекте или в паспорте технического устройства расчетного срока эксплуатации газопровода и газового оборудования он принимается равным:

        — подземные стальные газопроводы и сооружения на них — 40 лет;

        — надземные стальные газопроводы — 30 лет;

        — оборудование ГРП, ГРУ, ШРП — 30 лет;

        — Газооборудование промышленных печей и котлов — 30 лет;

        — газопроводы из неметаллических материалов (полиэтилен) -50 лет.

        2.5. При положительных результатах экспертизы газопроводы и газовое оборудование (технические устройства), ГРП, ГРУ, ШРП могут быть допущены к дальнейшей эксплуатации. Допускаемый срок продления эксплуатации газопровода и газового оборудова-

        Страница 6

        ния устанавливает (с учетом результатов экспертизы) экспертная организация проводившая работы, но не более 5 лет.

        2.6. Заключение экспертизы должно утверждаться Госгортехнадзором России в соответствии с «Положением о порядке утверждения заключений экспертизы промышленной безопасности» РД-03-298-99 с изм.№1.

        3 ПОДГОТОВКА К ЭКСПЕРТИЗЕ.

        3.1. Подготовку к экспертизе газопроводов и газового оборудования (технических устройств) должна проводить организация, эксплуатирующая оборудование.

        3.2. Организация, эксплуатирующая оборудование предоставляет необходимую техническую документацию (проект, строительный паспорт газопровода, строительный паспорт ГРП, протоколы проверки сварных стыков газопровода радиографическим или ультразвуковым методом, протокол механических испытаний сварных стыков стального газопровода, акт приемки законченного строительством объекта системы газоснабжения, эксплуатационный журнал, ремонтный журнал и т.д.).

        3.3. Контроль неразрушающими методами должны проводить специалисты по неразрушающему контролю, аттестованные в соответствии с «Правилами аттестации персонала в области неразрушающего контроля» и имеющие уровень квалификации не ниже второго по соответствующему виду экспертизы.

        3.4. Аппаратура, средства измерения и контроля, методики должны соответствовать требованиям действующих нормативных документов на конкретные виды работ. Аппаратура и средства измерения должны пройти гословерку в установленном порядке.

        3.5. Основные нормативные документы, используемые при экспертизе (неразрушающий контроль, исследование коррозионного состояния, расчеты на прочность и т.д.), приведены в Приложении 6. .

        3.6. Диагностирование газового оборудования (технических устройств) рекомендуется совмещать со сроками проведения текущего ремонта ГРП, ГРУ, ШРП. На время диагностирования оборудование-должно быть выведено из работы, опорожнено и отключено заглушками от действующих газопроводов.

        Страница 7

        3.7. Должен быть обеспечен доступ к контролируемому оборудованию; при работе на высоте должны быть сооружены леса, предоставлены лестницы, подъемники и т.п.

        3.8. П еред началом работ оформляется наряд-допуск на производство газоопасных работ.

        4 ПОРЯДОК ПРОВЕДЕНИЯ ЭКСПЕРТИЗЫ ГАЗОПРОВОДОВ И ГАЗОВОГО ОБОРУДОВАН ИЯ (TEXI1ИЧЕСКИХ УСТРОЙСГВ).

        4.1. Экспертиза газопроводов и газового оборудования (технических устройств) выполняется на основании письменного обращения предприятия (далее Заказчика) на выполнение конкретной работы.

        Заказчик одновременно с обращением представляет экспер!-ной организации технологическую и техническую документацию на газопроводы и газовое оборудование (технические устройства) по перечню п.5.3 данных методических указаний.

        4.2. Подготовительные работы, проводимые экспертной организацией. включают:

        — изучение технической и эксплуатационной документации газопроводов и газового оборудования (техническихустройств);

        — составление индивидуальных программ (Приложения №1,2,3) экспертизы газопроводов и газового оборудования (технических устройств);

        4.3. Перечень технической и эксплуатационной документации, используемой при экспертизе газопроводов и газового оборудования (технических устройств), включает:

        — паспорт технического устройства;

        — акт приемки газопроводов и газового оборудования (технических устройств) в эксплуатацию;

        — акты приемочных испытаний и обследований, проводимых в процессе эксплуатации газопроводов и газового оборудования (технических устройств);

        Акты, отчеты о выполненных работах при проведении капитальных ремонтов и реконструкции газопроводов и газового оборудования (технических устройств);

        Страница 8

        — комплект конструкторских чертежей с указанием основных технических решений и всех изменений, внесенных при производстве работ и отметок о согласовании этих изменений с проектной организацией, разработавшей проект газопроводов и газового-оборудования (технических устройств);

        — акты расследования аварий и нарушений технологических процессов, влияющих на сохранность газопроводов и газового оборудования (технических устройств);

        — документы, отражающие фактические технологические параметры;

        — заключения ранее проводимых экспертиз газопроводов и газового оборудования (технических устройств) в части выполнения указаний, направленных на обеспечение безопасной эксплуатации, и другие.

        4.4. Анализ технической документации включает:

        — установление сроков изготовления и ввода в эксплуатацию, данные о проектной и строительной организации;

        — анализ схем газопроводов, марки основного и сварочного материалов, основных размеров элементов газопровода, газового оборудования (техническихустройств), объем и результаты контроля неразрушающими методами сварных соединений;

        — оценку проектных, технических характеристик и их соответствие фактическим условиям эксплуатации по температуре, давлению, воздействию окружающей среды.

        4.5. Изучение газопроводов и газового оборудования (технических устройств) проводится с целью установления объема и очередт ности работ при проведении экспертизы, сбора и подготовки данных для оформления договора, составления индивидуальных программ экспертизы, оценки безопасного доступа к конструкциям газопроводов и газового оборудования (технических устройств).

        При этом проводится:

        — осмотр технического устройства;

        — оценка условий эксплуатации (температурные воздействия, динамические ударные нагрузки, химические воздействия и т.д);

        — определение участков с наибольшей степенью износа;

        — предварительное выявление конструкций, имеющих опасные дефекты, повреждения и деформации;

        — определение безопасного способа доступа к конструкциям (использование технологических площадок, устройство необходимых

        Страница 9

        лесов, подмостей, приспособлений, определение необходимости частичной или полной остановки технического устройства).

        4.6. Результаты анализа технической документации используются для разработки индивидуальной программы экспертизы.

        4.7. Разработка индивидуальных программ экспертизы.

        4.7.1. В основе индивидуальной программы должны быть использованы требования Правил и нормативно-технической документации настоящих (методических указаний.

        4.7.2. В индивидуальной программе указываются конкретные сварные соединения, подлежащие контролю неразрушающими методами. Намечая сварные соединения, подлежащие неразруша-ющему контролю, следует выбирать в первую очередь те из них. которые не были подвергнуты неразрушающему контролю при изготовлении (монтаже).

        4.7.3. В индивидуальной программе должны быть определены элементы, участки, зоны газопровода, газового оборудования (технических устройств), подлежащие контролю, установлены объемы и методы неразрушающего контроля, измерения твердости металла, а при необходимости объемы лабораторных исследований структуры и свойств металла с указанием мест отбора проб.

        4.8. Визуальный и измерительный контроль.

        4.8.1. Визуальный осмотр наружной и внутренней поверхности (в доступных местах) элементов газопроводов и газового оборудования (технических устройств), а также измерительный контроль проводят с целью обнаружения и определения размеров дефектов (поверхностные трещины, коррозионные повреждения вследствие воздействия блуждающих токов, подземной и атмосферной коррозии, газовой коррозии, эрозионный износ, механические повреждения, вмятины, сплющивания и другие изменения геометрии), образовавшихся в процессе эксплуатации, при ремонте, аварии, при изготовлении или монтаже. Индивидуальная программа экспертизы может быть скорректирована (дополнена) с учетом выявленных при визуальном и измерительном контроле дефектов.

        4.8.2. При проведении визуального контроля повышенное внимание должно быть обращено на выявление следующих дефектов:

        — трещин, образующихся чаще всего в местах приварки па груб-ков, врезках ответвлений, в сварных соединениях и околошовной зоне, в местах приварки фланцев, перехода от основного металла кусилению сварного шва;

        Страница 10

        — коррозионных и коррозионно-усталостных повреждений металла, наиболее часто встречающихся в местах повреждения окраски,. нарушения изоляции, по нижней образующей газопровода и газового оборудования (техническихустройств), в местах скопления конденсата;

        — эрозионный износ в газопроводах в местах резкого изменения направления потока газа (повороты, сужения и т.д.);

        — дефекты сварных соединений: трещины, подрезы, незаплав-ленные кратеры, пористость, высокая чешуйчатость, несоответствие формы и размера сварного шва требованиям нормативной документации;

        — смещение кромок элементов газопровода.

        4.8.3. При осмотре газопроводов и газового оборудования (технических устройств) выполняется частичная или полная его разборка для осмотра внутренней поверхности элементов.

        4.8.4. Выявленные в ходе осмотра трещины, вмятины и другие дефекты отмечаются на схеме.

        4.8.5. Размер вмятины измеряется в двух перпендикулярных направлениях (продольном и поперечном) и на максимальную глубину.

        4.8.6. Измерению овальности гнутых отводов подлежат трубы с диаметром 76 мм и более. Измерение овальности производят штангенциркулем с удлиненными губками. Овальность определяют путем измерения максимального Dmax и минимального Dmin наружного диаметров в двух взаимно-перпендикулярных направлениях контрольного сечения. Величину овальности (а) в процентах рассчитывают по формуле:

        4.9 Неразрушающий контроль сварных соединений.

        4.9.1. Неразрушающий контроль сварных соединении с целью выявления внутренних дефектов (трещин, непроваров, пор! шлаковых включений и др.) в сварных соединениях газопроводов следует проводить радиографическим или ультразвуковым методом в соответствии с требованиями действующих нормативно-технических документов на данный метод(ГОСТ7512, ГОСТ 14782)

        Страница 11

        4.9.2. Неразрушающему контролю (РК, УЗК) подлежат не менее 50 % всех сварных соединений. При обнаружении недопустимых дефектов в процессе контроля сварных соединений обьем контроля может быть увеличен до 100 %.

        4.9.3. При разработке индивидуальных программ экспертизы следует руководствоваться п.4.7.2 настоящей методики, а также, в первую очередь включать в зону контроля участки газопроводов, имеющих пересечение продольных и кольцевых сварных соедш ie-ний, места приваркижомпенсаторов, конденсатоотводчиков. Из сварных стыков контролю неразрушающими методами следует подвергать те, качество которых по результатам визуального контроля вызывает сомнения.

        4.9.4. Результаты контроля следует оформлять в виде заключений в соответствии с требованиями НТД по каждому из видов контроля. В случае обнаружения дефектов в сварных соединениях данные сварные соединения должны быть отмечены на прилагаемой к заключению схеме.

        4.10. Неразрушающий контроль поверхности элементов газопроводов и газового оборудования.

        4.10.1. Контроль наружной поверхности элементов газопровода и газового оборудования с целью выявления и определения размеров и ориентации поверхностных и подповерхностных трещин следует проводить методами магнитопорошковой дефектоскопии (МПД) или проникающими веществами (ПВК) в соответствии с ipc-боеаниями действующих нормативно-технических документов на эти методы контроля (ГОСТ 21105, ГОСТ 18442).

        4.10.2. Контролю методами МПД или ПВК в обязательном порядке подлежат следующие участки газопровода:

        . — места, на которых по результатам визуального осмотра или. анализа эксплуатационно-технической документации подозревается наличие трещин;

        — места вварки отводов, штуцеров, приварки фланцев;

        . — места,.подвергнутые ранее ремонту с применением сварочных технологий, с примыкающей зоной основного металла шириной не менее 30 мм.

        4.10.3. Результаты контроля следует оформлять в виде заключений в соответствии с требованиями НТД по каждому из видов контроля. В случае обнаружения дефектов в сварных соединениях

        Страница 12

        данные сварные соединения должны быть отмечены на прилагаемой к заключению схеме.

        4.11. Неразрушающий контроль толщины стенки газопровода.

        4.11.1. Контроль толщины стенки элементов газопровода следует выполнять ультразвуковыми приборами, отвечающими требованиям ГОСТ 28702 «Контроль неразрушающий. Толщиномеры ультразвуковые. Общие технические требования» и в соответствии; с инструкцией по эксплуатации прибора.

        4.11.2. Контроль толщины стенки газопровода проводят с целью:

        — определения количественных характеристик утонения стенки элементов газопровода;

        — определения соответствия данных, указанных в сертификате на трубы, сданными, полученными в результате измерения толщины стенок труб, установленных при монтаже газопровода, и сравнения этих данных с проектом. Результаты ультразвуковой толщи-нометрии используются для определения остаточного ресурса газопровода и газового оборудования (техническихустройств).

        4.11.3. Контроль толщины стенки газопровода, газового оборудования (технических устройств) проводят в местах, указанных 8 типовых или индивидуальных программах диагностирования, а также в зонах интенсивного коррозионно-эрозионного износа. Обязательному контролю подлежат зоны газопровода вдоль нижней образующей, стенки гнутых отводов в растянутой и нейтральных зонах гибов, днища конденсатоотводчиков.

        4.11.4. Результаты измерений толщины стенки элементов газопровода следует оформлять в виде заключений или протоколов в табличной форме. Расположение контрольных точек следует изобразить на схеме, прилагаемой к заключению или протоколу.

        4.12. Определение химического состава, механических свойств и структуры металла методами неразрушающего контроля или лабораторными исследованиями.

        4.12.1. Исследования химического состава, механических свойств и структуры металла следует выполнять для установления их соответствия действующих нормативных документов и выявления изменений, возникших в результате нарушения нормальных условий работы.

        4.12.2. Исследования механических свойств и структуры металла рекомендуется проводить неразрушающими методами контроля, а

        Страница 13

        в необходимых случаях — на образцах, изготовленных из вырезок металла газопровода.

        4.12.3. Измерения твердости неразрушающими методами следует проводить при помощи переносных приборов (твердомеров) в соответствии с требованиям и нормативно-технических документов и инструкции по эксплуатации приборов. Для косвенной (приближенной) оценки временного сопротивления или условного предела текучести допускается применять формулы (таблицы) перевода величин твердости в прочностные характеристики металла согласно ГОСТ 22761.

        Определение твердости при помощи переносных твердомеров следует проводить на элементах газового оборудования или участках газопроводов с толщиной стенки не менее 5 мм, при этом участки контроля твердости рекомендуется выбирать в местах жесткого крепления элементов оборудования или в местах расположения жестких опор газопроводов. Количество точек измерения твердости и их расположение должны быть указаны в программе диагностирования. Результаты измерений твердости элементов газопровода следует оформлять в виде заключений или протоколов. Расположение контрольных точек следует изобразить на схеме, прилагаемой к заключению или протоколу.

        4.12.4. Исследования химического состава, механических свойств и структуры основного металла или сварного соединения на вырезках образцов из элементов газопровода следует проводить в следующих случаях:

        Яри неудовлетворительных результатах измерения твердости металла переносным твердомером;

        — при необходимости установления причин возникновения дефектов металла, влияющих на работоспособность газопровода.

        4.12.5. Результаты определения химического состава и механических свойств должны быть оформлены в виде протоколов.

        4.13. .Проверка на прочность и герметичность газопроводов и газового оборудования (техническихустройств).

        4.13.1. Организация работ и обеспечение оборудованием для проведения испытаний на прочность и герметичность газопрово дов, газового оборудования (технических устройств) возлагается на организацию, эксплуатирующее газовое хозяйство.

        4.13.2; Испытания на прочность и герметичность являются завершающей операцией экспертизы. Эти испытания следует прово-

        Страница 14

        дить при положительных результатах экспертизы или после устранения выявленныхдефектов.

        4.13.3. Внутренние газопроводы низкого и среднего давления на прочность и герметичность следует испытывать воздухом.

        4.13.4. При выборе величины испытательного давления на прочность и герметичность, а также продолжительность испытания следует руководствоваться СНиП 42-01 -2002, ПБ 12-529-03.

        4.13.5. Для проведения испытаний газопроводов на прочность и герметичность следует применять манометры класса точности не ниже 1.5. При испытательном давлении до 0,1 кгс/см г необходимо применять V-образные жидкостные манометры с водяным заполнением. Пружинные манометры должны иметь корпус диаметром не менее 160 мм и шкалу с верхним пределом измерений не менее 4/3 и не более 5/3 от величины измеряемого давления.

        4.13.6. Испытания на прочность и герметичность ГРП, ГРУ, ШРП производятся с установленными на нем отключающей арматурой, оборудованием и контрольно-измерительными приборами. Высокая и низкая стороны испытываются раздельно на соответствующее давление.

        4.13.7. Газопровод и газовое оборудование (технические устройства) следует считать выдержавшими испытания, если в процессе его проведения не обнаружено:

        — падения давления выше величин указанных в СНиП 42-01 -2002, ПБ 12-529-03;

        — пропусков испытательной среды (пузырьки воздуха) в сварных швах и основном металле, в разъемных соединениях и уплотнениях;

        4.14. Анализ результатов экспертизы и проведение расчетов на прочность.

        4.14.1. Полученные по результатам контроля данные по геометрическим размерам, форме, свойствам металла элементов газопровода, газового оборудования (технических устройств) следует сравнивать с проектными данными, а выявленные отклонения размеров и форм, а также дефекты (коррозионные язвы, деформации, дефекты сварки и т.д.) сопоставить с требованиями Правил, СНиП, нормами оценки качества раздела 6 настоящих методических указаний.

        4.14.2. При несоблюдении хотя бы одного из требований Правил, СНиП или норм раздела 5 следует выполнить расчет на проч-

        Страница 15

        ность с учетом полученных при экспертизе фактических данных по толщине стенки, размерам, форме, свойствам металла элементов газопровода и наличию в них дефектов.

        4.14.3. Поверочный расчет на прочность при статической нагрузке следует выполнять в соответствии с требованиями ПНАЭ Г-7-002, РД 10-249-98 при наличии интенсивной местной или общей коррозии металла элементов газопровода (средняя скорость коррозии превышает 0,1 мм/год). Поверочный расчет на прочность выполняется по минимальной фактической толщине стенки с учетом ее пос ледующего утонения на конец планируемого срока эксплуатации.

        4.14.4. При наличии местной деформации в виде вмятины, повышенной овальности, увода (угловатость) кромок, смещении кромок стыкуемых труб более установленных норм следует провод! t гь поверочный расчет на прочность по формулам, указанным в Приложении 4 настоящей методики.

        5 НОРМЫ И КРИТЕРИИ ОЦЕНКИТЕКИИЧЕСКО! О СОСТОЯНИЯ ГАЗОПРОВОДОВ, ГАЗОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ (ТЕХНИЧЕСКИХ УСТРОЙСТВ)

        5.1 Размеры элементов газопровода должны соответствовав проектным.

        5.2 Механические свойства металла газопровода, указанные н сертификатах, должны удовлетворять требованиям соответствующих нормативных документов.

        5.3 Если требования пунктов 6.1 и 6.2 не выполняются, то следует провести поверочный расчет на прочность по ПНАЗ Г-7-002, РД 10-249-98 с учетом изменения геометрических размеров (толщины стенки) и фактических механических свойств металла.

        5.4 Нормы оценки качества газопроводов и элеме* лгов газового оборудования по результатам визуального и измерительного контроля.

        5.4.1 Относительная овальность гнутых отводов не должна превышать 8 %.

        5.4.2 Допускаемое смещение кромок сваренных труб не должно превышать (0,15S + 0,5) мм, где S — наименьшая из толщин стенок сваренных труб в миллиметрах.

        5.4.3 Максимальный размер вмятины не должен превышать 20S (где S — толщина стенки газопровода), но не более 200 мм, а глубина вмятины не должна превышать половины толщины стенки газопровода.

        Страница 16

        5.4.4 Сварные швы не должны иметь трещин, прожогов, незаверенных кратеров, выходящих на поверхность пор, а также подрезов глубиной более 5 % толщины стенки труб (более 0,5 мм) и длиной более 1 /3 периметра стыка (более 150 мм).

        5.5 Нормы оценки качества газопроводов и элементов газового оборудования по результатам радиографического контроля.

        5.5.1 По результатам радиографического контроля сварные соединения газопроводов и элементов газового оборудования подлежат браковке при наличии следующих дефектов:

        — трещин, прожогов, незаваренных кратеров;

        — непровара по разделке шва;

        — непровара в корне шва и между валиками свыше 25 мм на каждые 300 мм длины сварного соединения или свыше 10% периметра при длине сварного соединения менее 300 мм;

        — непровара в корне шва в стыковых соединениях газопроводов диаметром 920 мм и более, выполненных с внутренней подваркой;

        — непровара в корне шва в сварных соединениях, выполненных с подкладным кольцом;

        — если размеры дефектов сварных соединений (пор, шлаковых и других включений) превышают размеры, приведенные в таблице 1. Таблица 1

        Максимально допустимые размеры дефектов в сварных соединениях газопроводов и элементов газового оборудования по результатам радиографического контроля (в соответствии с классом 6 ГОСТ 23055)

        Толщина сваренных элементов, мм

        Поры или включения

        Суммар-ная длина, мм

        Ширина (диаметр), мм

        Свыше 90 до 120

        Свыше 120 до 200

        Страница 17

        5.6 Нормы оценки качества газопроводов и элементов газового оборудования по результатам ультразвукового контроля.

        5.6.1 По результатам ультразвукового контроля сварные соединения газопроводов и элементов газового оборудования подлежат браковке при наличии дефектов, размеры которых превышают размеры, приведенные в таблице 2.

        Максимально допустимые размеры дефектов в сварных соединениях газопроводов и элементов газового оборудования по результатам ультразвукового контроля (в соответствии с РД153-34.1 -003-01 (РТМ-1 с) и ВСН 012-88)

        Номинальная толщина, мм

        Размеры (площадь) эквивалентных отдельных несплошностей

        Максимальное количество отдельных иесп/юшностей на любых 100 мм шоа

        Протяженное! I. несплошнос! ни условная, мм

        минимально фиксируемые дБ

        минимально допустимые при эталонировании по зарубке, мм х мм

        Д04 Св.4 до 6 Се.6 до 8 Св.8до 12 Се. 12 до 15 Св.15 до 20 Св.20 до 26 Св.26 до 40

        На 6 дБ ниже эхо-сигнала от максимально допустимой несплош-ности

        2.0 х 1.5 2,0×2,0 2,5 х 2,0

        25 но 300 мм длины шва или 10% периметра при длине свайного соединен ия ме» iee 300 мм

        5.7 Нормы оценки качества газопроводов и элементов газового оборудования по результатам контроля проникающими веществами (капиллярный метод).

        5.7.1 По результатам контроля проникающими веществами сварные соединения газопроводов и элементов газового оборудования считаются годными, если:

        а) индикаторные следы дефектов отсутствуют;

        б) все зафиксированные индикаторные следы являются одиночными и округлыми;

        в) наибольший размер каждого индикаторного следа не превышает трехкратных значений норм для ширины (диаметра), приведенных в таблице 1;

        Страница 18

        г) суммарная длина всех индикаторных следов на любом участке шва длиной 100 мм не превышает суммарной длины, приведенной в таблице 1.

        5.8 Нормы оценки качества газопроводов и элементов газового оборудования по результатам магнитопорошковой дефектоскопии.

        5.8.1 По результатам магнитопорошковой дефектоскопии сварные соединения газопроводов и элементов газового оборудования считаются годными, если отсутствует осаждение магнитного порошка в виде четких или кучных валиков, имеющих выраженную протяженность.

        5.8.2 В местах осаждения магнитного порошка может быть произведена вышлифовка металла с последующим проведением МИД. Если после вышлифовки при проведении МПД не наблюдается осаждения магнитного порошка и остаточная толщина стенки элемента в месте выборки не снижается менее расчетного значения, то данный элемент по результатам МПД считается годным.

        5.9. Нормы оценки величины и допустимости коррозионного износа.

        5.9.1 Если в результате проведения ультразвуковой толщиномет-рии будут обнаружены участки газопровода или элементов газового оборудования, на которых утонение стенки превысит величину более 15 % по сравнению с паспортными данными, то необходимо проведение расчета на прочность в соответствии со СНиП 2.04.12-86 «Расчет на прочность стальных трубопроводов» (пункт 5). В том случае, если толщина стенки в зоне коррозионного поражения не уменьшилась ниже величины отбраковочного размера, то допускается дальнейшая эксплуатация данного участка газопровода или элемента газового оборудования.

        5.10 Значения твердости металла поданным измерений переносными приборами должны быть в следующих пределах:

        — для сталей марок Ст1, Ст2, СтЗ, Ст4,08,10,15,20 — от 110 до 170 ИВ;

        — для сталей марок 09Г2С, 17Г1С, 16ГС, 15ГС, 14ХГС. 10Г2 — от 120 до 180 НВ.

        5 11 Газовоеоборудование(техническоеустройство),установлен-ное на газопроводах ГРП, ГРУ, ШРП; газовых печах и котлах должно обеспечивать выполнение возложенных на него функциональных задач.

        5.12 Нормы и критерии оценки технического состояния газопроводов, газового оборудования (технических устройств) по резуль-. тэтам электрических измерений.

        Страница 19

        5.12.1 При осмотре электроустановок, кроме выполнения требований ПУЭ, ПЭЭП и инструкций заводов-изготовителей необходимо контролировать:

        а) соответствие проекту установленного во взрывоопасных зонах электрооборудования, а также смонтированных проводов и кабелей; соответствие номера электрооборудования, предуемот -репного проектом, номеру технического оборудования, для которого оно предназначено;

        б) техническое состояние каждого электротехнического изделия: наличие маркировки и предупреждающих знаков; отсутствие повреждений оболочки, смотровых стекол, влияющих на взрыво-защищенность; наличие всех крепежных элементов (болтов, гаек, шайб и т.п.);

        в) правильность выполнения ввода проводов, кабелей, надежность их уплотнения в электрооборудовании, надежность их контактных соединений — путем осмотра при снятых крышках вводных устройств, а в случае необходимости — при полной разборке;

        г) наличие разделительных уплотнений труб электропроводок, что должно быть подтверждено протоколом испытаний монтажной организации и выборочной проверкой;

        д) наличие засыпки песком коробов для прохода открыто проложенных кабелей сквозь стены и отсутствие повреждений наружных оболочек кабелей;

        е) наличие уплотнений в патрубках при проходе открыто проложенных одиночных кабелей сквозь стены;

        ж) правильность выполнения требований к монтажу, изложенных в инструкциях заводов-изготовителей;

        з) полноту выполнения комплекса мероприятий, обеспечивающих взрывозащиту.

        5.12.2 Проверка полного сопротивления петли фаза-нуль в установках напряжением до 1000 В с глухим заземлением нейтрали (сопротивление проверяется на всех электроприемниках, расположенных во взрывоопасных зонах) с контролем кратности тока однофазного КЗ номинальному току ближайшей плавкой вставки предохранителя или автоматического выключателя в соответствии суказаниями гл. 7 3 ПУЭ;

        5.12.3 Проверка работы электромагнитных расцепителей автоматических выключателей, тепловых расцепителей (реле) магнит -ных пускателей и автоматов, устройств защитного отключения;

        Страница 20

        5.12.4 Измерение сопротивления изоляции электрооборудования производится в соответствии с нормами, указанными в ПЭЭП;

        5.12.5 Осмотр, проверка и испытание заземляющего устройства должны проводиться в сроки, определенные ПЭЭП. Отдельные элементы заземляющего устройства взрывоопасных установок вскрываются выборочно: первое вскрытие подземной части рекомендуется после 8 лет эксплуатации, последующие — через 10 лет. Если при измерении сопротивления заземляющего устройства будет получено значение, превышающее проектное, должна быть произведена его ревизия и приняты меры к устранению дефекта. После этого должно быть вновь измерено сопротивление заземляющего устройства;

        5.12.6 Проверка эффективности действия состояния изолирующих фланцевых соединений должна производиться индикатором качества изолирующих фланцевых соединений (ИКИФ), использующим высокочастотный резонансный способ измерения. Допускается оценивать эффективность ИФС производством синхронных измерений потенциалов газопровода относительно земли на контрольных выводах по обе стороны фланца или измерением падения напряжения на фланцах. Если падение напряжения больше 5 мВ, ИФС работает эффективно. Другим критерием исправности ИФС является наличие тока в шунтирующей перемычке. Сопротивление растеканию токоотводов определяется измерителем заземлений (М-416). Измерение сопротивления растеканию токоотводов следует производить в период наименьшей проводимости грунта.

        Проверка на отсутствие электрического контакта между газопроводом (металлом трубы) и футлярами, металлическими конструкциями, инженерными сооружениями здания и состояние изолирующих прокладок газопроводов производится в соответствии с действующими нормативными документами.

        6 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВОЗМОЖНОСТИ, СРОКОВ ИУСЛОВИЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОПРОВОДОВ, ГАЗОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ ГГЕХ1ШЧЕСКИХУСТРОЙСТВ1

        6 1 Возможность, сроки и условия дальнейшей эксплуатации газопроводов, газового оборудования (техническихустройств) следует определять по результатам технического диагностирования и расчетов на прочность

Неофициальная редакция

Положение по проведению экспертизы промышленной безопасности на объектах газоснабжения

РД 12-608-03

Утверждено
постановлением Госгортехнадзора
России от 05.06.03 N 67,
зарегистрированным
Министерством юстиции
Российской Федерации 16.06.03 г.,
регистрационный N 4686

Положение
по проведению экспертизы промышленной безопасности на объектах газоснабжения*1

1. Общие положения

1.1. Положение по проведению экспертизы промышленной безопасности на объектах газоснабжения (далее - Положение) устанавливает требования к объему, порядку и процедуре проведения экспертизы промышленной безопасности проектной документации, технических устройств, зданий и сооружений на объектах газораспределения и газопотребления природного и сжиженного углеводородных газов.

1.2. Положение разработано в соответствии с Положением о Федеральном горном и промышленном надзоре России, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 03.12.2001 N 841*1, статьей 13 Федерального закона "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" от 21.07.1997 N 116-ФЗ*2.
_____
*1 Собрание законодательства Российской Федерации, 2001, N 50, ст. 4742.
*2 Собрание законодательства Российской Федерации, 1997, N 30, ст. 3588.

1.3. Положение учитывает требования Правил проведения экспертизы промышленной безопасности, утвержденных постановлением Госгортехнадзора России от 06.11.98 N 64, зарегистрированным Минюстом России 08.12.98, регистрационный N 1656, с изменениями N 1, утвержденными постановлением Госгортехнадзора России от 01.08.2002 N 48, зарегистрированным Минюстом России 23.08.2002, регистрационный N 3720, Инструкции о порядке выдачи Госгортехнадзором России разрешений на выпуск и применение оборудования для газового хозяйства Российской Федерации (РД 12-88-95), утвержденной постановлением Госгортехнадзора России от 14.02.95, зарегистрированным Минюстом России 15.06.95, регистрационный N 872.

2. Порядок и процедуры проведения экспертизы

2.1. Порядок, процедуры проведения экспертизы и оформление экспертного заключения должны соответствовать Правилам проведения экспертизы промышленной безопасности.

2.2. Для проведения экспертизы необходимо предъявить:

Образцы технических устройств, материалов (в случае необходимости);

Проектную документацию, технические условия, схему расположения объекта проектирования (при экспертизе проектных решений);

Здания и сооружения.

Представленные материалы должны соответствовать объекту экспертизы, для чего проводится их идентификация.

2.3. Экспертиза поручается компетентному в соответствующей области экспертизы эксперту.

2.4. Проведение экспертизы заключается в установлении полноты, достоверности и правильности представленной информации, соответствия ее стандартам, нормам и правилам промышленной безопасности, а также подтверждении соответствия объекта экспертизы названным требованиям при их испытаниях и исследованиях.

2.5. Экспертиза технических устройств и материалов может проводиться на стендах, на месте их изготовления, монтажа, эксплуатации.

Экспертиза зданий и сооружений проводится по месту их нахождения.

Экспертиза проектов проводится по проектной документации, при необходимости может проводиться с выездом на место проектируемого объекта газоснабжения.

2.6. Экспертиза деклараций промышленной безопасности, подлежащих декларированию объектов газоснабжения, осуществляется в соответствии с требованиями Правил экспертизы деклараций промышленной безопасности, утвержденных постановлением Госгортехнадзора России от 07.09.99 N 65, зарегистрированным Минюстом России 01.10.99, регистрационный N 1920.

3. Проведение экспертизы промышленной безопасности проектной документации на строительство, расширение, реконструкцию, техническое перевооружение, консервацию и ликвидацию опасных производственных объектов газоснабжения

3.1. Экспертизе подлежит проектная документация на строительство, расширение, реконструкцию, техническое перевооружение и консервацию объектов газоснабжения после ее утверждения и до начала регистрации в органах Госгортехнадзора России.

3.2. При экспертизе схем газоснабжения городов и населенных пунктов необходимо проанализировать:

Правильность расчетов балансов газопотребления и газовых потоков;

Обеспеченность бесперебойной подачи газа потребителям, условия простой, удобной и безопасной эксплуатации;

Возможность оперативного отключения отдельных элементов или участков газопроводов для производства ремонтных и аварийных работ;

Однотипность и современность применяемых в системе газоснабжения сооружений, оборудования и узлов;

Безопасность и рациональность трассировки и выбора сетей газопроводов высокого, среднего и низкого давлений и размещения сооружений системы газоснабжения с охранными зонами на генеральных планах городов и поселков в соответствии с действующими правилами и нормами;

Применение новых технологий и материалов при прокладке газовых сетей и сооружений в системах газоснабжения и мероприятия по защите сетей от электрохимической коррозии;

Автоматизированную систему управления технологическим процессом распределения газа (АСУ ТП РГ) и диспетчеризацию в системе оперативного управления, прогнозирования, обнаружения, защиты и ликвидации аварийных ситуаций.

3.3. При экспертизе проектов строительства газовых распределительных сетей поселений, а также внеплощадочных промышленных газораспределительных сетей, газопроводов и газового оборудования газонаполнительных станций и пунктов (ГНС, ГНП), автомобильных газозаправочных станций сжиженного углеводородного газа (АГЗС СУГ) необходимо проанализировать:

Выбор трассы газопроводов в зависимости от категории, обеспечивающей условия безопасного размещения на требуемых расстояниях от других сооружений и инженерных коммуникаций, а также их пересечений, в том числе с естественными преградами, рациональное размещение сооружений газопроводов, обеспечивающее их безопасное строительство, надежную и эффективную эксплуатацию с учетом анализа риска возможных аварий;

Правильность установления охранных зон вдоль трасс газопроводов;

Гидравлический и прочностной расчет при выборе диаметров и материалов труб в зависимости от геологических, климатических и топографических условий;

Правильность выбора и размещения отключающих устройств, регулирующей и запорной арматуры, контрольно-измерительных приборов и автоматики безопасности и регулирования на газопроводах;

Условия обеспечения взрывобезопасности зданий и их вентиляции, автоматического поддержания заданных параметров работы и управления, диспетчеризации, защиты, сигнализации и блокировок аварийных участков, учета расхода газа;

Условия систем резервирования для обеспечения бесперебойности газоснабжения;

Мероприятия по обеспечению контроля герметичности и выполнения требований по защите газопроводов от коррозии, выполнение условий надежности;

Выполнение требований норм и правил промышленной безопасности по выбору площадки для размещения ГНС, АГЗС СУГ, газорегуляторных пунктов (ГРП), пунктов складирования баллонов (ПСБ), достаточности размеров охранных зон, размещения основных и вспомогательных помещений и сооружений;

Выполнение требований взрывопожаробезопасности, предъявляемых к зданиям и сооружениям ГНС, ГНП, ГРП, ПСБ, АГЗС СУГ в зависимости от технологического назначения, системы приточно-вытяжной вентиляции, контроль загазованности;

Выбор основного и вспомогательного компрессорного и насосного оборудования, его компоновки и схем обвязки, оснащение запорной, регулирующей арматурой, предохранительными устройствами и системами автоматического управления, регулирования, блокировок, защиты, сигнализации, контроля и учета, взрывозащищенности электрооборудования используемых технических средств и устройств.

3.3.1. Для систем защиты газопроводов от электрохимической коррозии:

Соответствие проекта требованиям нормативных документов;

Соответствие проекта техническим требованиям на проектирование;

Обоснованность разработки проекта согласно проведенным коррозионным изысканиям;

Обоснованность проведения реконструкции и ремонта в связи с изменением схемы газоснабжения и другими условиями;

Исходные данные для проектирования электрохимической защиты;

Правильность расчетов для выбора средств электрохимической защиты от коррозии и зоны их действия;

Правильность выбора количества, мощности и распределения катодных станций на защищаемых сооружениях;

Правильность выбора анодных заземлителей и расположение их относительно защищаемого сооружения;

Расположение и точки подключения дренажных устройств;

Возможность вредного влияния катодной поляризации защищаемых сооружений на соседние коммуникации и способы устранения такого влияния;

Размещение и места установки контрольно-измерительных пунктов, электрических перемычек, контактных устройств и изолирующих соединений, их количество и обоснованность применения;

Другие аспекты проектных решений для более полного проведения экспертизы.

3.3.2. Для газопроводов из полиэтиленовых труб и других полимерных материалов:

Возможность использования полимерных труб в зависимости от рекомендуемой области их применения, геологических и климатических условий строительства, способа прокладки и экономической целесообразности;

Гидравлический и прочностной расчет при выборе диаметров труб в зависимости от геологических, климатических и топографических условий;

Способы соединений участков труб из полиэтилена и полимерных материалов в зависимости от способа прокладки, места трассировки и типов переходов при пересечении с инженерными коммуникациями;

3.3.3. Для резервуарных и групповых газобаллонных установок сжиженного углеводородного газа:

Выбор места размещения резервуарных и газобаллонных установок с обеспечением требуемых расстояний от других сооружений и инженерных коммуникаций, а также их пересечений, в том числе с естественными преградами, рациональное размещение сооружений газопроводов, обеспечивающее их безопасное строительство, техническое обслуживание и эксплуатацию;

Соответствие проекта техническим требованиям на проектирование, требованиям нормативных документов;

Наличие инструкций по монтажу;

Выполнение требований по безопасному устройству и содержанию резервуаров сжиженного углеводородного газа с учетом анализа риска возможных аварий.

3.4. При экспертизе проектов газификации и реконструкции тепловых электростанций (ТЭС), отопительных районных, квартальных котельных и промышленных предприятий анализируются:

Правильность оформления разрешительных документов и технических условий на проектирование, наличие балансовых расчетов потребностей газа, правильность выбора параметров подачи газа;

Правильность принятых проектных решений по устройству наружных газопроводов и внешних сооружений газоснабжения;

Гидравлический расчет и правильность выбора материала труб, трассировка газопроводов внутри здания, расчеты выбора регулирующей и запорной арматуры, газовой аппаратуры, систем продувки и подвода газа к горелочным устройствам, систем контроля, пуска и работы горелочных устройств и их аварийного отключения;

Правильность предусмотренных проектом мер по взрывозащите зданий, контролю загазованности помещений и обеспечению эффективной вентиляции;

Соответствие компоновки газоиспользующего технологического оборудования и котлов проекту;

Соответствие выбора газогорелочных устройств конструкции котла;

Расчеты дымовых труб и дымоходов, производительности устройств подачи воздуха на горение и удаления продуктов сгорания, выбор устройств автоматики безопасности на соответствие требованиям промышленной безопасности;

Схемы систем автоматического регулирования, контроля, защиты и блокировок, сигнализации газового и технологического оборудования, системы АСУ ТП РГ на соответствие требованиям промышленной безопасности;

Вопросы обеспечения безопасности эксплуатационного персонала, правильность предлагаемых мер по локализации и ликвидации последствий аварий;

Правильность установки отключающих устройств;

Степень автоматизации и совместимость блокировок, защиты и аварийного отключения от установленных на котле датчиков.

3.5. При экспертизе проектов технологического и теплотехнического оборудования, работающего на газовом топливе, необходимо проверить:

Наличие технических условий и разрешительных документов на разработку проекта;

Наличие сертификатов соответствия Госстандарта России, разрешений на промышленное применение газового и газоиспользующего оборудования, выданных Госгортехнадзором России;

Наличие инструкций по монтажу и эксплуатации на русском языке;

проанализировать:

Поверочные, аэродинамические и тепловые расчеты, конструктивные и компоновочные чертежи, протоколы испытаний, подтверждающие возможность безопасного использования газового и газоиспользующего оборудования в существующем технологическом процессе и подключения к существующим сетям и системам в здании, в необходимых случаях, степень модернизации или реконструкции их для обеспечения выполнения требований действующих норм и правил по промышленной безопасности;

Схему подключения газоиспользующего оборудования к существующей системе автоматического регулирования, контроля, управления, диспетчеризации, блокировок и защиты или разработку самостоятельных систем;

Правильность компоновки газоиспользующего оборудования, возможность выполнения ремонта и обслуживания;

Поверочные расчеты горелки по производительности котла, достаточности систем дымоудаления и подачи воздуха, эмиссии вредных выбросов, совместимости с камерой сгорания газоиспользующего оборудования;

Степень автоматизации и совместимость блокировок, защиты и аварийного отключения датчиков по параметрам безопасного действия.

4. Проведение экспертизы промышленной безопасности технических устройств

4.1. Экспертиза опытных образцов нового оборудования (материалов, технологического процесса) включает в себя анализ:

Документов по организации и порядку проведения технологического процесса изготовления и испытания;

Технологической схемы процесса, программ и методик испытаний;

Акта комиссионной проверки соответствия техническому заданию конструкции (материала, технологического процесса).

4.2. Экспертиза оборудования (материалов) для объектов газоснабжения.

Экспертизе подлежит газовое и газоиспользующее оборудование. Экспертиза промышленной безопасности газового и газоиспользующего оборудования проводится в составе технологических линий и агрегатов, а также отдельно, для применяемых на объектах газоснабжения технических устройств. При экспертизе проводится:

Анализ полноты содержания и правильности оформления протоколов сертификационных (приемочных) испытаний;

Проверка соблюдения заводом-изготовителем технических условий на изготовление соответствующего оборудования и возможностей обеспечить качественную сборку и гарантии безопасной эксплуатации в пределах срока службы;

Оценка правильности и полноты составления паспорта (формуляра) на изготовление соответствующего оборудования;

Проверка наличия разрешений на промышленное применение комплектующих изделий и материалов, входящих в состав изготавливаемого оборудования;

Анализ полноты охвата вопросов промышленной безопасности в инструкции по эксплуатации оборудования (условий и требований безопасной эксплуатации, методик проведения контрольных испытаний оборудования (материалов) и его основных узлов, ресурса и сроков службы, порядка технического обслуживания, ремонта и диагностирования);

Проверка характеристик газогорелочных устройств (номинальной мощности, диапазона устойчивой работы, параметров факела, расчетов соответствия горелочного устройства топочной камере, номинального давления и расхода газа, параметров автоматики безопасности и регулирования и т.д.);

Проверка работоспособности схемы автоматического регулирования, контроля, управления, диспетчеризации, блокировок и защиты газоиспользующего оборудования, систем газоснабжения объекта;

Оценка правильности компоновки газогорелочных устройств в газоиспользующем агрегате, соблюдения температурных параметров изолирующих поверхностей и условий газовой плотности газоиспользующего оборудования.

Экспертиза газового оборудования, находящегося в эксплуатации, проводится по завершении срока его службы, устанавливаемого заводом-изготовителем, при отсутствии этих сведений диагностирование производится через 20 лет.

4.3. Экспертиза наружных газопроводов и систем внутреннего газоснабжения, находящихся в эксплуатации, проводится по завершении срока их службы и периодически в соответствии с результатами экспертизы и включает в себя анализ:

Эксплуатационной документации;

Работоспособности схемы автоматического регулирования, контроля, управления, диспетчеризации, блокировок и защиты газоиспользующего оборудования, защиты стальных газопроводов от коррозии;

Правильности компоновки газового и газоиспользующего оборудования, своевременности ремонта или замены оборудования с истекшими сроками службы;

Протоколов проверки неразрушающими методами контроля качества сварных соединений и элементов газопроводов;

Протоколов испытаний трубопроводов на прочность и герметичность;

Соответствия материалов государственным стандартам, техническим условиям;

Проведения физических исследований материалов;

Применимости материалов для проверяемой системы газоснабжения;

Соответствия электрооборудования взрывозащищенного, приборов и средств автоматизации систем газоснабжения, в том числе наличия документов (протоколов) по испытаниям на взрывозащищенность электрооборудования, работающего во взрывоопасной среде;

Наличия сертификатов об утверждении типа средств измерений Госстандарта России - для приборов, измеряющих физические величины.

5. Экспертиза зданий и сооружений на объектах газоснабжения

5.1. Экспертиза промышленной безопасности зданий и сооружений на газопроводах, где размещено газоиспользующее оборудование, проводится в составе экспертизы проектной документации, в процессе эксплуатации (после аварии, по истечении срока службы здания (сооружения) и для целей проверки соответствия здания, помещения вновь размещаемому в нем газовому оборудованию).

5.2. При экспертизе зданий проводится оценка:

Соответствия рабочего процесса технологическому регламенту;

Соответствия несущих строительных конструкций проекту;

Соответствия конструкции, исходя из анализа возможных аварийных ситуаций;

Определения взрывоопасности объекта;

Соответствия площади и весовых характеристик легкосбрасываемых конструкций требуемой величине, обеспечивающей взрывоустойчивость объекта;

Соответствия материалов несущих строительных конструкций государственным стандартам и строительным нормам;

Достаточности вентиляции и дымоудаления;

Достаточности аварийной вентиляции, автоматических средств пожаротушения, защиты от загазованности.

5.4. Экспертное заключение оформляется установленным порядком и должно содержать вывод о соответствии или несоответствии объекта экспертизы требованиям промышленной безопасности.