Методика проведения экспертизы промышленной безопасности и определения срока дальнейшей эксплуатации газового оборудования промышленных печей, котлов, ГРП, ГРУ, ШРП и стальных газопроводов
Цена на этот документ пока неизвестна. Нажмите кнопку «Купить» и сделайте заказ, и мы пришлем вам цену.
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
Методика устанавливает рекомендации по порядку экспертизы газового оборудования промышленных печей, котлов, ГРП, ГРУ, ШРП и стальных газопроводов.
Оглавление
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
| Дата введения | 01.01.2021 |
|---|---|
| Добавлен в базу | 01.09.2013 |
| Актуализация | 01.01.2021 |
Этот документ находится в:
- Раздел Экология
- Раздел 75 ДОБЫЧА И ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ, ГАЗА И СМЕЖНЫЕ ПРОИЗВОДСТВА
- Раздел 75.180 Оборудование для нефтяной и газовой промышленности
- Раздел 75.180.99 Оборудование для нефтяной и газовой промышленности прочее
- Раздел Строительство
- Раздел Нормативные документы
- Раздел Отраслевые и ведомственные нормативно-методические документы
- Раздел Проектирование и строительство объектов нефтяной и газовой промышленности
Организации:
10.06.2003 Утвержден НП СЭЦ промышленной безопасности Разработан НП СЭЦ промышленной безопасности - Федеральный закон 116-ФЗО промышленной безопасности опасных производственных объектов
- ПБ 03-246-98Правила проведения экспертизы промышленной безопасности
- РД 03-298-99Положение о порядке утверждения заключения экспертизы промышленной безопасности
- ПБ 12-529-03Правила безопасности систем газораспределения и газопотребления
- РД 12-608-03Положение по проведению экспертизы промышленной безопасности на объектах газоснабжения
- Показать все
Чтобы бесплатно скачать этот документ в формате PDF, поддержите наш сайт и нажмите кнопку:
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.
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»»
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,nyrTCq 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;
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
Суммар-ная длина, мм
Ширина (диаметр), мм
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.
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
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
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
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
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);
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:
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 газового оборудования и ее проблемы
В век активного строительства, в том числе промышленного, а также развития и внедрения новейших технологий, количество аварий, чрезвычайный ситуаций и технических инцидентов, к сожалению, не уменьшается. Причины этих негативных явлений могут носить техногенный характер, иметь природно-климатическую основу или быть связанными с так называемым пресловутым человеческим фактором. Износ строительных элементов, вызванный не только их возрастом, но и качеством, а также ветхость оборудования, с помощью которого возводятся здания и сооружения, чаще всего приводит к аварийным ситуациям на объектах. Именно поэтому, одной из самых главных задач, способствующих решению этой проблемы, является определение уровня технического состояния сооружений, зданий и различных строительных конструкций.
Проблема обеспечения безопасности усложняется еще и тем, что практически на всех этих объектах существует газовое снабжение и соответственно присутствует оборудование, которое производит топливо, транспортирует его и распределяет по потребителям. Это сложная в техническом отношении инфраструктура, которая строго взаимосвязана между собой. Согласно нормативному регламенту существуют требования, которые призваны обеспечить эффективную систему промышленной безопасности (ПБ, — ред.) на объектах, где используется газовое оборудование или специальные устройства. К ним относятся газово-распределительные пункты (ГРП, — ред.), газорегуляторные пункты блочные (ГРПБ, — ред.), котельные, а также дымоходная система, трубы и т.д. В целях обеспечения безопасной эксплуатации зданий и сооружений, использующих газовое оборудование, необходимо проведение экспертизы промышленной безопасности (ЭПБ, — ред.). Она осуществляется в следующих случаях:
- В случае изменения функционального значения здания или сооружения, при условии, что ранее газовое оборудование в нем не использовалось
- После определенных нагрузок и частичных повреждений газоиспользуещего оборудования, вызванных авариями или другими техническими инцидентами.
- По истечении нормативного или расчетного срока службы оборудования.
Опыт эксплуатации подобных объектов позволил четко сформулировать перечень основных причин, в результате которых здания подвергаются повреждениям.
- Низкий уровень проектных работ.
- Отклонение от проектных решений в процессе строительства объекта.
- Несоблюдение правил безопасности при транспортировке строительных элементов, приведших к появлению на них дефектов.
- Дефекты и повреждения строительных конструкций в процессе эксплуатации.
- Негативное воздействие агрессивных сред в месте возведения здания или сооружения.
- Износ, вызванный старением строительных конструкций, элементов и материалов.
Достаточно часто проектные ошибки и отклонения от проекта в процессе строительства, ведут к следующим повреждениям и дефектам:
- Трещинные отверстия сквозного типа на внешней поверхности здания или сооружения. Они имеют на входе ширину 20 мм, а на выходе 7 мм.
- Трещинные отверстия, расположенные на внутренней стороне поверхности строительного объекта.
Причинами подобных повреждений, как правило, являются отсутствие армирования в кирпичной кладке, которая способствует противодействию объекта температурному и влажному воздействию.
В этом контексте достаточно показательным является авария на Барнаульской ТЭЦ-2. Она произошла исключительно по причине ошибок, совершенных при проектировании объекта. Конструкторы при разработке той части проекта, где речь шла о дымососном отделении центрального корпуса, решили, по всей видимости, сэкономить и взяли за основу проектные решения этой части объекта из документации совсем другой электростанции. В результате стены были сконструированы без учета воздействия на них внешних факторов, а именно конденсации холодного воздуха в зимнее время года, уровень которой превысил допустимую (непредусмотренную проектом) норму увлажнения кирпича. Это и послужило главной причиной обрушения объекта.
Весь процесс строительства жестко регламентирован. Для того, чтобы в здании или сооружении разместить соответствующее газовое оборудование, необходимо еще на стадии проектирования учесть массу специфических моментов, влияющих не только на эффективность его работы, но и безопасность объекта в целом. Именно для этого и проводятся экспертиза объектов, где размещено подобное оборудование. Она включает в себя оценку следующих параметров:
- Согласованность между процессом и соответствующим технологическим регламентом.
- Полное соответствие всех строительных конструкций проектным решениям.
- Соответствие конструкции проектным решениям в области безопасной эксплуатации объекта.
- Безопасность объекта при возникновении взрывов и пожаров. .
- Безопасность и достаточность вентиляционных и дымоходных систем, а также устройств и приспособлений для эффективного тушения пожаров и удаления горючих газов.
Особое значение при проведении экспертизы специалисты уделяют анализу технического состояния дымовых труб и вентиляционных систем. Эта часть диагностики, к сожалению, зачастую игнорируется. Существует и другая причина этой проблемы – дефицит высококвалифицированных кадров в этой сфере. Все это в совокупности оставляет массу подобных объектов без соответствующих экспертиз, что, в свою очередь, ведет к куда более серьезным последствиям – авариям, чрезвычайным происшествиям, отказу оборудования и т.д.
Основными повреждениями металлических труб, ведущих зачастую к сбою функционирования объекта в целом, являются:
- Дефекты на поверхности, покрытой антикоррозионными материалами. .
- Возникновение повреждений в межсекционных стыках трубы, ведущих к ее разгерметизации.
- Коррозионные повреждения диффузоров в местах оголовка трубы, а также фланца, расположенного у ее основания.
Более того, исходя из анализа соответствующей статистики, можно сделать еще один вывод – приблизительно 70% подобных сооружений имеют сверхнормативный наклон. Причиной всех вышеперечисленных проблем специалисты, в первую очередь, связывают с недобросовестным проведением монтажных работ по возведению трубы.
Если вы нашли ошибку, пожалуйста, выделите фрагмент текста и нажмите Ctrl+Enter.
Экспертиза газоиспользующего оборудования
Экспертиза промышленной безопасности (ЭПБ) газового оборудования представляет собой комплекс мероприятий по определению фактического состояния и соответствия исследуемого объекта положениям федерального законодательства и требованиям промышленной безопасности.
Газоиспользующее оборудование подразумевает различные виды установок, включая котлы, утилизаторы и производственные печи, в которых природный газ применяется как топливо для выработки тепловой энергии, поставляемой в виде горячего водоснабжения и централизованного отопления. К нему также относятся все разновидности приборов, агрегатов и установок (газорегуляторные пункты и установки), в которых газ используется в качестве сырья.
Поскольку природный газ является горючим и взрывоопасным веществом, то в соответствии с Федеральным законом ФЗ №116 газоиспользующее оборудование относится к категории опасных производственных объектов (ОПО) и подлежит проведению ЭПБ.
Согласно статье 13 п. 2 указанного Федерального закона, экспертные мероприятия, финансирующиеся предприятием-заказчиком, осуществляются организациями, обладающими лицензией Ростехнадзора на соответствующий вид деятельности.
Наша компания имеет лицензию Ростехнадзора нового образца, сертифицированную испытательную лабораторию и штатных опытных экспертов, аттестованных в соответствии с актуализированным законодательством.
Газоиспользующие объекты ЭПБ
Проведение ЭПБ является одним из обязательных требований действующего федерального законодательства в сфере промышленной безопасности, предъявляемых к собственникам и организациям, эксплуатирующим газовое и газоиспользующее оборудование.
ЭПБ газоиспользующего оборудования охватывает следующие объекты:
- проекты газопотребляющих систем ТЭС, РТС, производственных и отопительных котельных, с учетом систем регулирования и автоматики безопасности;
- техническое оборудование и устройства газорегуляторных пунктов, включая шкафные и установок (ГРП, ГРУ, ШРП), котлов, газотурбинных установок, газогорелочные устройства (газовые горелки);
- внешние (подземные, надземные и наземные) и внутренние системы газопроводов;
- здания для размещения газоиспользующего оборудования и сооружения типа газоходов и дымовых труб.
Когда требуется ЭПБ
Для определения фактического состояния газоиспользующего оборудования и возможности его дальнейшей безопасной эксплуатации предусмотрено обязательное проведение экспертных мероприятий, если:
- завершился нормативный потенциал, указанный производителем в техпаспорте на исследуемый объект;
- отсутствует техпаспорт и любая другая документация, указывающая расчетный эксплуатационный срок объекта;
- проведено перепрофилирование, ремонт, реконструкция или модернизация;
- оборудование аварийное и поставарийное;
- произошла смена собственника в установленном порядке;
- изменился режим технологического процесса;
- обнаружены видимые неисправности, угрожающие безопасному функционированию объекта;
- произошла расконсервация газоиспользующего оборудования;
- получена первичная лицензия на право использования исследуемого объекта;
- получено предписание инспекционных органов.
Поскольку эксплуатационные сроки газоиспользующего оборудования (технических устройств) и проведения ЭПБ установлены ФНиП недостаточно четко, рекомендуется руководствоваться расчетными сроками службы, указанными в проектной документации исследуемого объекта, а при их отсутствии — положениями Приказа Ростехнадзора № 538 от 14.11.2013.
Список требуемых документов
В процессе подготовки к проведению ЭПБ экспертная компания изучает техническую документацию газоиспользующего оборудования (эксплуатационные и ремонтные журналы, строительный паспорт ГРП), предоставленную заказчиком, составляет индивидуальную программу и оформляет договор на осуществление экспертных мероприятий.
Список исходной документации, запрашиваемой у заказчика для проведения ЭПБ, варьирующийся в зависимости от разновидности газоиспользующего оборудования:
- техпаспорт на исследуемый объект;
- акты приема в эксплуатацию и приемочных испытаний;
- отчетность о проведенных ремонтных работах и реконструкциях;
- пакет чертежей с учетом внесенных согласованных изменений;
- акты, связанные с расследованием технологических аварий и нарушений;
- сведения о технологических параметрах;
- заключения предыдущих экспертиз.
Регламент проведения ЭПБ газового оборудования
Экспертиза промышленной безопасности газоиспользующего оборудования (технических устройств) осуществляется в несколько этапов:
- Аналитическая обработка исходной проектно-технической документации исследуемого объекта.
- Выезд к местонахождению объекта для его визуального обследования.
- Техническая диагностика с применением измерительных приборов и методов неразрушающего или разрушающего контроля в требуемом объеме.
- Оценка фактического технического состояния исследуемого объекта.
- Проведение требуемых расчетов на прочность и остаточного эксплуатационного потенциала.
- Оформления заключения экспертизы с рекомендациями по минимизации износа и безопасной эксплуатации.
- Согласование документа с заказчиком с последующей подачей в территориальные органы Ростехнадзора.
Оформление заключения ЭПБ
Ведущий эксперт компании, осуществлявшей ЭПБ, составляет заключение на основании отчетов рабочих групп. Принятие решения о выдаче положительного или отрицательного экспертного заключения зависит от результатов тестирования и проверки фактического состояния исследуемого объекта.
Если по объекту экспертизы принято отрицательное заключение (что может быть оспорено в установленном порядке) экспертная компания обязана:
- оповестить об этом территориальные органы Ростехнадзора;
- предоставить заказчику аргументированные выводы, подтверждающие необходимость доработки материалов в соответствии с замечаниями итоговой отчетности или недопустимость дальнейшей эксплуатации исследуемого объекта по причине несоблюдения требований промышленной безопасности.
ООО «ПРОММАШ ТЕСТ» (входит в ГК «СЕРКОНС») проводит ЭПБ газового оборудования «под ключ» с занесением сведений в официальный реестр Ростехнадзора.
Источник https://standartgost.ru/g/pkey-14293811254
Источник https://1cert.ru/stati/ekspertiza-promyshlennoy-bezopasnosti-gazovogo-oborudovaniya-i-ee-problemy
Источник https://www.serconsrus.ru/services/ekspertiza-gazoispolzuyushchego-oborudovaniya/
- Раздел Отраслевые и ведомственные нормативно-методические документы
- Раздел Нормативные документы
- Раздел 75.180 Оборудование для нефтяной и газовой промышленности
- Раздел 75 ДОБЫЧА И ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ, ГАЗА И СМЕЖНЫЕ ПРОИЗВОДСТВА