РД 153-39.1-059-00

МЕТОДИКА
ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ
ГАЗОРЕГУЛЯТОРНЫХ ПУНКТОВ

Предисловие

1. РАЗРАБОТАН Головным научно-исследовательским и проектным институтом по использованию газа в народном хозяйстве ОАО "Гипрониигаз", РАО "Владимироблгаз", ООО "Экономгаз", ОАО "Росгазификация"

ВНЕСЕН ОАО "РОСГАЗИФИКАЦИЯ"

2. СОГЛАСОВАН письмом Госгортехнадзора России от 16.06.2000 г. № 03-35/239

3. ПРИНЯТ И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ приказом Минэнерго России от 19 декабря 2000 г. № 157

4. ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

СОДЕРЖАНИЕ

 

МЕТОДИКА ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ
ГАЗОРЕГУЛЯТОРНЫХ ПУНКТОВ

Дата введения: 2001-01-01

1. Область применения

Настоящий руководящий документ (РД) распространяется на проведение технического диагностирования технологического газового оборудования газорегуляторных пунктов, газорегуляторных установок, блочных и шкафных газорегуляторных пунктов (ГРП) газораспределительных организаций топливно-энергетического комплекса, независимо от форм собственности.

РД разработан в соответствии с "Методическими указаниям по определению остаточного ресурса потенциально опасных объектов, подконтрольных Госгортехнадзору России" и устанавливает основные критерии и методы оценки технического состояния, регламентирует организационно-технические мероприятия, порядок технического диагностирования и определения срока службы ГРП.

РД предназначен для использования на предприятиях, эксплуатирующих ГРП, подконтрольных в соответствии с "Правилами безопасности в газовом хозяйстве" Госгортехнадзору России", кроме тепловых электростанций и котельных с единичной тепловой производительностью более 420 ГДж/ч.

2. Нормативные ссылки

___________

* - с учетом внесенных изменений.

3. Основные термины и определения

В целях объективной оценки технического состояния контролируемого ГРП и исключения разночтений в настоящем РД вводится следующая система терминов и основных определений.

Газорегуляторный пункт - технологический комплекс оборудования, расположенного в отдельном здании, шкафу, контейнере и предназначенный для снижения давления газа, поддержания его на заданном уровне и очистки газа.

Техническое диагностирование ГРП - процесс определения технического состояния технологического оборудования и газопроводов.

Работоспособность - состояние технологического оборудования и газопроводов ГРП, при котором значения всех параметров, характеризующих его способность выполнять заданные функции, соответствуют требованиям нормативно-технической документации.

Предельное состояние - состояние объекта, при котором его дальнейшая эксплуатация недопустима или нецелесообразна, либо восстановление его работоспособного состояния невозможно или нецелесообразно.

Критерий предельного состояния - признак предельного состояния объекта, установленные нормативно-технической документацией и (или) конструкторской (проектной) документацией или совокупность таких признаков.

Остаточный срок службы - календарная продолжительность эксплуатации от момента контроля его технического состояния до перехода в предельное состояние.

Дефект - каждое отдельное несоответствие установленным требованиям.

Повреждение - событие, заключающееся в нарушении исправного состояния объекта при сохранении работоспособного состояния.

Отказ - событие, заключающееся в нарушении работоспособного состояния объекта.

Газораспределительная организация (ГРО) - специализированная республиканская, краевая, областная, городская, межрайонная, сельская организация, занятая развитием и эксплуатацией систем газоснабжения территорий, обеспечением покупателей газом, а также оказывающая услуги по транспортировке газа по своим сетям.

Специализированная организация - организация, вид деятельности которой по техническому диагностированию сооружений и оборудования, применяемых на опасных производственных объектах, определен Положением (уставом), с ориентированной на эту производственную деятельность материально-технической базой и имеющая соответствующую лицензию.

4. Общие положения

4.1. Организация работ по техническому диагностированию ГРП возлагается на его владельца.

4.2. Исходным материалом для оценки технического состояния является проектная, исполнительная документация и технический эксплуатационный паспорт ГРП (далее по тексту паспорт ГРП).

4.3. Диагностирование ГРП должно базироваться на систематическом, планомерном накоплении сведений о его техническом состоянии от пуска объекта в эксплуатацию до окончания срока службы. Накопление сведений производится в паспорте ГРП.

4.4. Оценка технического состояния ГРП осуществляется с помощью настоящей методики, методик на применяемые методы неразрушающего контроля, паспортов на оборудование и приборы.

4.5. Оценка технического состояния общестроительных сооружений (здание, освещение, вентиляция, отопление и др.) проводится по соответствующим нормативным документам.

4.6. Организация, проводящая диагностирование, должна иметь лицензию Госгортехнадзора России на право проведения данных работ.

Работы выполняются организацией с участием ответственного за безопасную эксплуатацию ГРП, назначенного в установленном порядке.

4.7. В случае, когда в результате обследования нельзя однозначно сделать вывод о возможности дальнейшей эксплуатации ГРП, для дополнительного обследования может привлекаться специализированная организация, заключение которой следует считать окончательным.

5. Схема диагностирования

5.1. Диагностирование проводится в следующих случаях:

1. очередное:

- первичное - после достижения расчетного срока службы;

- последующее (повторное) - в соответствии со сроком, определенным настоящим РД;

2. внеочередное - по решению владельца ГРП.

5.2. Техническое диагностирование ГРП состоит из следующих этапов:

- анализ технической (проектной, исполнительной и эксплуатационной) документации;

- контроль функционирования;

- контроль технического состояния;

- анализ повреждений и параметров технического состояния;

- принятие решения о возможности дальнейшей эксплуатации;

- оформление результатов диагностирования технического состояния.

Сведения о проведении технического диагностирования заносятся в паспорт ГРП.

5.3. Схема проведения технического диагностирования ГРП приведена в Приложении А.

6. Анализ технической документации

Анализу подлежат проектная, исполнительная и эксплуатационная документация и паспорта на оборудование ГРП.

Анализ технической документации (проектной, исполнительной и эксплуатационной) предусматривает получение следующей информации:

- о соответствии оборудования маркам и размерам регуляторов, фильтров, задвижек, предохранительных устройств, труб и т.д. заложенным в проектно-технической документации, согласно паспортным данным на оборудование;

- о дате ввода в эксплуатацию;

- проверка сроков государственной метрологической поверки контрольно-измерительных приборов (манометров) узлов учета расхода газа;

- данных о неисправностях и проведенных ремонтах;

- сведения о режиме работы в процессе эксплуатации;

- принципиальная схема ГРП (Приложение Б).

По результатам анализа составляется протокол (Приложение В), который должен содержать:

- перечень проанализированной документации;

- перечень оборудования и элементов, их технические характеристики и параметры;

- режимы работы и условия эксплуатации, перечень повреждений и отказов;

- предложения по контролю функционирования и контролю технического состояния.

7. Контроль функционирования

Контроль функционирования проводится с целью получения данных о работоспособности оборудования ГРП (регулятора, предохранительных устройств, фильтра и т.п.), выявлении и предотвращении возможности возникновения отказов.

Основными параметрами определяющими техническое состояние при контроле функционирования являются:

- стабильность работы регулятора;

- пределы регулирования давления;

- пределы срабатывания предохранительных запорных и сбросных клапанов;

- внутренняя герметичность предохранительного запорного клапана и регулятора давления.

Контроль функционирования включает в себя следующие работы:

- проверка плотности всех соединений, газопроводов и арматуры;

- проверка пределов регулирования давления и стабильности работы регулятора давления при изменении расхода;

- проверка пределов срабатывания предохранительных запорных и сбросных клапанов;

- проверка плотности закрытия предохранительного запорного клапана и рабочего клапана регулятора давления (внутренняя герметичность);

- проверка перепада давления на фильтре;

- проверка функционирования запорной арматуры. По результатам оформляется протокол (Приложение Г).

8. Контроль технического состояния

8.1. Контроль технического состояния ГРП проводится с целью получения информации о реальном техническом состоянии, наличии повреждений и дефектов, выявлении причин и механизмов их возникновения и развития.

8.2. Основными параметрами определяющими техническое состояние оборудования ГРП при контроле технического состояния являются:

- герметичность;

- качество сварных соединений;

- коррозионный и механический износ материалов;

- прочность труб и оборудования.

8.3. Контроль технического состояния включает в себя:

- визуальный и измерительный контроль;

- неразрушающий контроль сварных соединений;

- замер толщины стенок (толщинометрию) газопроводов;

- проверку на прочность;

- проверку на герметичность.

8.3.1. Визуальный и измерительный контроль проводится в соответствии с требованиями РД 34.10.130 "Инструкция по визуальному и измерительному контролю".

Визуальный контроль труб, оборудования и сварных соединений выполняется с целью подтверждения отсутствия поверхностных повреждений (трещин, коррозионных повреждений, деформированных участков, наружного износа элементов и т.д.) вызванных условиями эксплуатации. При визуальном контроле оборудования ГРП в случае необходимости выполняется частичная или полная его разборка для осмотра внутренних поверхностей элементов.

Измерительный контроль труб, оборудования и сварных соединений производится с целью подтверждения соответствия геометрических размеров и допустимости повреждений, выявленных при визуальном контроле, требованиям стандартов и паспортов.

Визуальный и измерительный контроль выполняется до проведения контроля оборудования другими методами неразрушающего контроля.

При проведении визуального контроля регулятора давления, предохранительно-запорного клапана, предохранительно-сбросного клапана, фильтра производится оценка:

- состояния металла корпуса (на деталях не должно быть трещин, расслоений, раковин; места изгибов деталей из листового проката не должны иметь трещин, надрывов, короблений);

- состояния мембранной коробки, деталей регулирующего клапана (рабочие поверхности седел клапанов не должны иметь острых кромок, забоин, царапин, задиров и других механических повреждений; мембрана должна перемещаться плавно, без заеданий);

- состояния уплотнительных поверхностей фланцев (поверхности уплотнительных прокладок должны быть ровными без вмятин и надрывов);

- отсутствия заеданий и перекосов в системе передачи перемещения от мембраны к клапану.

При визуальном контроле состояния газопроводов и оборудования, их сварных соединений проверяется:

- отсутствие (наличие) механических повреждений поверхностей;

- отсутствие (наличие) формоизменения изделия (деформированные участки, коробление, провисание, выход трубы из ряда и другие отклонения от первоначального расположения);

- отсутствие (наличие) трещин и других поверхностных дефектов, образовавшихся в процессе эксплуатации;

- отсутствие растрескивания, эрозии и износа сварных швов и участков газопровода.

При измерительном контроле состояния основного материала и сварных соединений определяются:

- размеры повреждений и дефектов (длину, ширину и глубину дефектов типа пор, шлаковых включений, непроваров корня шва, вмятин);

- размеры деформированных участков основного материала и сварных соединений, возникших в результате деформаций при эксплуатации, включая следующие параметры:

а) овальность цилиндрических элементов, в т.ч. отводов труб;

б) размеры зон коррозионного повреждения, включая их глубину;

в) эксплуатационные трещины.

Оценка величины и характера обнаруженных дефектов производится с учетом норм, установленных паспортами на оборудование, отдельные узлы и проектной документацией.

Оценка качества сварных соединений газопроводов производится в соответствии со СНиП 3.05.02-88*.

Результаты проведенного визуального и измерительного контроля оборудования ГРП фиксируются актом (Приложение Д).

8.3.2. Толщинометрия стенок газопроводов и оборудования ГРП проводится ультразвуковым методом отечественными и зарубежными приборами.

Если при внешнем осмотре будут выявлены дефектные зоны (вмятины, выпучины, области интенсивной общей коррозии), а также если имеются места нестабильных показаний толщины, то необходимо проведение дополнительных измерений. Количество точек измерений зависит от размеров дефектной зоны и должно быть достаточным для получения достоверной информации о толщине стенки в зоне дефекта.

Участки газопроводов ГРП подлежат замене:

- с максимальным утонением более 20 % от первоначальной толщины стенки при низком и среднем давлении в газопроводе;

- с напряжением в металле более 40 % от предела текучести металла при высоком давлении газа в газопроводе.

Результаты толщинометрии оформляются протоколом (Приложение Е).

8.3.3. Проверка на прочность и герметичность газопроводов и оборудования ГРП проводится в соответствии с нормами СНиП 3.05.02-88* или в соответствии с РД-03-131-97.

Испытание газопроводов и оборудования может проводиться в зависимости от конструкций регуляторов и арматуры в целом или по частям (до регулятора и после него).

Если арматура, оборудование и приборы не рассчитаны на испытательное давление, то вместо них на период испытаний следует устанавливать заглушки, пробки.

Максимальное давление нагружения газопроводов и оборудования ГРП определяется в соответствии с нормами СНиП 3.05.02-88*.

При проверке методом АЭ контроля, позволяющим выявить развивающиеся дефекты, влияющие на прочностные характеристики объекта и опасные для эксплуатации, датчики акустической эмиссии устанавливаются в местах наибольшей концентрации напряжений (сварные швы, корпуса оборудования).

Результаты испытания на прочность следует считать положительными, если в период испытания (1 час) фактическое падение давления не превышает допустимого падения давления (1 % испытательного давления) и в результате АЭ-контроля (при его применении) не обнаружено опасных для эксплуатации дефектов. Результаты испытаний оформляются протоколом (приложение Ж).

Результаты испытания на герметичность следует считать положительными, если в период испытания (1 час) фактическое падение давления не превышает допустимого падения давления (1 % испытательного давления), обеспечена плотность закрытия предохранительного запорного клапана и рабочего клапана регулятора давления и при осмотре не обнаружены утечки. Проверка отсутствия утечек производится газоиндикатором. Результаты испытания на герметичность оформляются протоколом (Приложение И).

Давление при испытаниях на прочность и герметичность контролируется по соответствующим манометрам, смонтированным на ГРП, время - по секундомеру.

Дефекты, обнаруженные в процессе испытаний на прочность и герметичность, следует устранять только после снижения давления до атмосферного. После устранения дефектов, обнаруженных в результате испытания ГРП на прочность и герметичность, следует повторно произвести это испытание.

8.3.4. Неразрушающий приборный контроль сварных соединений проводится в случае обнаружения дефектов и повреждений в процессе визуального контроля и проверки на прочность. Для обследования сварных соединений используются следующие методы неразрушающего контроля:

- ультразвуковая дефектоскопия;

- радиографический контроль;

- цветная и магнитопорошковая дефектоскопия;

- феррозондовый контроль;

- акустико-эмиссионный контроль и др.

Метод контроля (или сочетание различных методов) и соответствующие им методики выбирается организацией, проводящей диагностирование, таким образом, чтобы обеспечить максимальную степень выявления недопустимых дефектов. Материалы по результатам неразрушающего контроля (радиографические снимки, фотографии и др.) должны быть приложены к протоколу (приложение К).

При разработке форм протоколов по другим неразрушающим методам контроля за основу берется форма протокола (Приложение Ж).

Исправление дефектов швов должны быть выполняться в соответствии с требованиями СНиП 3.05.02.

8.4. Перечень рекомендуемой контрольно-измерительной аппаратуры и оборудования приведены в Приложении Л.

9. Анализ повреждений и параметров технического состояния ГРП

9.1. Анализ повреждений и параметров технического состояния проводится на основании данных, полученных на всех этапах технического диагностирования ГРП и должен включать оценку основных параметров контроля функционирования и технического состояния на соответствие их требованиям нормативно - технической документации органов государственного управления и надзора.

9.2. Цель анализа - установление уровня повреждений и текущего технического состояния ГРП, что является необходимым для прогнозирования остаточного ресурса.

9.3. Состав параметров, определяющих техническое состояние, представлен в разделах 6 - 8 настоящего РД.

10. Принятие решения о возможности дальнейшей эксплуатации ГРП

Дальнейшая эксплуатация ГРП возможна:

- при полной укомплектованности и соответствии оборудования и приборов конструкторской (проектной) документации;

- при соответствии основных технических характеристик оборудования и приборов техническим условиям;

- при положительных результатах испытаний газопроводов и оборудования на прочность и герметичность.

При обнаружении в процессе испытаний недопустимых дефектов и повреждений дальнейшая эксплуатация возможна после проведения ремонтно-восстановительных работ.

Критериями предельного состояния ГРП являются невозможность восстановления определяющих параметров технического состояния ГРП или экономическая нецелесообразность ремонтно-восстановительных работ.

Остаточный срок службы ГРП:

- не более 75 % нормативного срока службы, если по результатам диагностирования не обнаружено утонения и других дефектов металла участков газопроводов и корпусов оборудования;

- не более 50 % нормативного срока службы, если за время предшествующей эксплуатации были случаи аварий или отказов на газопроводе и оборудовании ГРП, включая сварные соединения;

- не более 50 % нормативного срока службы, если по результатам диагностирования обнаружены утонения участков газопровода и напряжения в металле, допустимые п. 8.3.3 настоящего Руководящего документа.

11. Оформление результатов технического диагностирования ГРП

11.1. На выполненные работы по техническому диагностированию ГРП организация составляет первичную документацию (акты, заключения, протоколы, таблицы, фотографии и др.), в которой должны быть отражены все обнаруженные повреждения, дефекты, особенности эксплуатации.

На основании первичной документации о результатах технического диагностирования должно быть составлено заключение экспертизы промышленной безопасности (Приложение М).

11.2. "Заключение экспертизы промышленной безопасности" должно быть составлено в соответствии с ПБ 03-246 "Правила проведения экспертизы промышленной безопасности" и РД 03-298 "Положение о порядке утверждения заключений экспертизы промышленной безопасности".

В заключении даются выводы о возможности дальнейшей эксплуатации ГРП, необходимости и сроках замены отдельных узлов или проведения внепланового ремонта, а также указаны необходимые мероприятия, обеспечивающие безопасную эксплуатацию ГРП.

11.3. К заключению прикладываются акты и протоколы выполненных работ: анализа технической документации (Приложение В); функциональной диагностики (Приложение Г); визуального и измерительного контроля (Приложение Д); неразрушающего контроля сварных соединений (приложение К); толщинометрии (Приложение Е); проверки на прочность (или АЭ-контроля) (Приложение Ж), проверки на герметичность (Приложение И).

В документах указываются:

- дата проведения;

- основание для проведения работ;

- наименование диагностируемого объекта, наименование организации, проводящей техническое диагностирование;

- данные о контролируемом объекте;

- основные параметры технического диагностирования;

- анализ данных полученных при техническом диагностировании.

12. Правила безопасности при проведении технического диагностирования ГРП

12.1. Работы по техническому диагностированию ГРП необходимо проводить в соответствии с требованиями ПБ 12-368 "Правила безопасности в газовом хозяйстве", "Правил технической эксплуатации и требований безопасности труда в газовом хозяйстве Российской Федерации", ведомственных инструкций по проведению работ неразрушающими методами контроля, а также другими нормативными документами.

12.2. Работы должны выполняться бригадой, состоящей не менее чем из трех человек.

Приложение А

Схема проведения технического диагностирования ГРП

Приложение Б

Принципиальная схема ГРП

1 - задвижка на входе газа в колодце, 2 - задвижка на входе газа в ГРП, 3 - фильтр,
4 - предохранительно-запорный клапан, 5 - регулятор давления,
6 - задвижка на выходе газа в ГРП, 7 - байпас, 8 - отключающее устройство на байпасе,
9 - задвижка на выходе газа в колодце

Приложение В
(рекомендуемое)

Приложение Г
(рекомендуемое)

Приложение Д
(рекомендуемое)

Приложение Е
(рекомендуемое)

Приложение Ж
(рекомендуемое)

Приложение И
(рекомендуемое)

Приложение К
(рекомендуемое)

Приложение Л
(рекомендуемое)

Перечень контрольно-измерительных приборов и оборудования:

Возможно применение других технических средств, имеющих характеристики не хуже приведенных, в соответствии с паспортными данными на приборы и оборудование.

Приложение М
(рекомендуемое)

(продолжение Приложения М)