промышленной безопасности "Обеспечение промышленной безопасности при организации работ на опасных производственных объектах горно-металлургической промышленности" Приказ Ростехнадзора от 13.12.2020 N 440 (зарегистрирован Минюстом России 23.12.2020, рег. N 61750) 2.9. Объекты газораспределения и газопотребления 2.9.1 Методические рекомендации по контролю за техническим обслуживанием и состоянием внутридомового газового оборудования Приказ Ростехнадзора от 02.12.2009 N 1001 2.9.2 Руководство по безопасности "Инструкция по техническому диагностированию подземных стальных газопроводов" Приказ Ростехнадзора от 06.02.2017 N 47 2.9.3 Руководство по безопасности " Методика технического диагностирования пунктов редуцирования газа" Приказ Ростехнадзора от 06.02.2017 N 48 2.9.4 Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности "Правила безопасности автогазозаправочных станций газомоторного топлива" Приказ Ростехнадзора от 15.12.2020 N 530 (зарегистрирован Минюстом России 25.12.2020, рег. N 61804) 2.9.5 Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности "Правила безопасности для объектов, использующих сжиженные углеводородные газы" Приказ Ростехнадзора от 15.12.2020 N 532 (зарегистрирован Минюстом России 30.12.2020, рег. N 61963) 2.9.6 Федеральные нормы и правила в
сужение после разрыва, %. Приложение N 3 к Руководству по безопасности "Методические рекомендации по определению допустимого рабочего давления магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов", утвержденному приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от ____________ 2020 г. N ____ МЕТОДИКА РАСЧЕТА ДОПУСТИМОГО РАБОЧЕГО ДАВЛЕНИЯ I. РАСЧЕТ НЕСУЩЕЙ СПОСОБНОСТИ Расчет несущей способности выполняется для каждой секции на участке эксплуатируемого трубопровода, при этом рекомендуется рассматривать секцию как бездефектную трубу, с учетом как характеристик, предусмотренных ПД, так и характеристики фактически уложенных труб при строительстве, а также при реконструкциях и капитальных ремонтах, проведенных за весь период эксплуатации. Расчет несущей способности трубных секций рекомендуется проводить вне зависимости от наличия или отсутствия дефектов, выявленных при проведении технического диагностирования . Для секций, при диагностировании которых обнаружены дефекты, рекомендуется проводить расчеты предельного давления и срока безопасной эксплуатации (остаточного ресурса). Расчет несущей способности основан на принципе проверки соответствия соотношения проектного давления и расчетного сопротивления металла труб (с учетом коэффициентов
эксплуатацию ОИАЭ обеспечивается учет режимов, циклов нагружения, числа включений-отключений элементов, ресурс работы которых обоснован по условиям циклической прочности и долговечности; эксплуатационный контроль состояния основного и наплавленного металла и сварных соединений осуществляется в соответствии графиками и программами контроля, устанавливающими конкретные виды оборудования и трубопроводов, виды и методики контроля по зонам, периодичность и объем контроля с указанием специальных средств контроля и норм оценки результатов контроля; подготовка и проведение диагностирования систем (элементов) предусматривает: составление графиков, инструкций, методик и программ диагностирования ; подготовку (аттестацию) персонала, выполняющего диагностирование; подготовку (приобретение) средств диагностирования; проведение диагностирования, обработку, анализ и оценку его результатов (включая контроль соответствия порядка диагностирования установленным методикам, инструкциям и программам, оценку технического состояния систем (элементов); подготовку и выпуск отчетных документов; контроль результатов диагностирования по результатам дальнейшей эксплуатации и ремонта систем (элементов); проведение аттестации технологии ведения сварочных работ осуществляется в соответствии с порядком, предусматривающим: создание аттестационной комиссии; разработку, согласование и утверждение программы аттестации; проверку всего комплекса
предлагается оформлять актом оценки состояния изоляционного покрытия законченного строительством участка МТ. Внутритрубное диагностирование подводных переходов магистральных трубопроводов, законченных строительством 62. Рекомендуемая методика проведения работ по ВТД ППМТ приведена в приложении N 4 к настоящему Руководству по безопасности. 63. ППМТ предлагается считать готовым к проведению ВТД при выполнении следующих условий: ППМТ оборудован КПП СОД в соответствии с п. 18; очистка закончена и оформлен акт о проведении очистки; проведена профилеметрия ППМТ в соответствии с пунктами 42 - 49 и отсутствуют дефекты, препятствующие пропуску ВИП; установлено насосное оборудование, обеспечивающее требуемую скорость движения в МТ в соответствии с паспортными техническими характеристиками ВИП; обеспечен температурный режим в соответствии с требованиями паспортных данных внутритрубного дефектоскопа; линейные задвижки по трассе МТ полностью открыты; проходное сечение ППМТ - не менее 85% от DN. Оформление результатов технического диагностирования магистральных трубопроводов, законченных строительством 64. По результатам технического диагностирования (профилеметрия, ВТД, контроль состояния изоляции, а также по результатам ДДК) рекомендуется оформлять
4 для хранения трансформаторного масла, установленных на площадке подсобного хозяйства ПП Красногорской ТЭЦ Свердловского филиала ОАО «ТГК-9» В Приложении №3 экспертных заключений указан перечень нормативно-технической и методологической документации, использованной обществом при проведении экспертизы промышленной безопасности, в частности: - Закон №116-ФЗ; - Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Порядок осуществления экспертизы промышленной безопасности в химической, нефтехимической и нефтегазоперерабатывающей промышленности»; - Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств (ПБ 09-540-03); - Методика диагностирования технического состояния и определения остаточного ресурса технологического оборудования нефтеперерабатывающих, нефтехимических и химических производств (ДиОР-05); - Руководство по безопасности для нефтебаз и складов нефтепродуктов, утвержденное приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 26.12.2012 №177; - Инструкция по техническому надзору, методам ревизии и отбраковке трубчатых печей, резервуаров, сосудов и аппаратов нефтеперерабатывающих и нефтехимических производств (ИТН-93) и др. Так, в соответствии с п. 5 Главы I «Область применения» Федеральных норм и правил в области
хозяйства ПП Красногорской ТЭЦ Свердловского филиала ОАО «ТГК-9» В Приложении №3 экспертных заключений указан перечень нормативно-технической и методологической документации, использованной обществом при проведении экспертизы промышленной безопасности, в частности: - Федеральный закон о промышленной безопасности производственных объектов от 21.07.1997 г. №116-ФЗ; - Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Порядок осуществления экспертизы промышленной безопасности в химической, нефтехимической и нефтегазоперерабатывающей промышленности»; - Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств (ПБ 09-540-03); - Методика диагностирования технического состояния и определения остаточного ресурса технологического оборудования нефтеперерабатывающих, нефтехимических и химических производств (ДиОР-05); - Руководство по безопасности для нефтебаз и складов нефтепродуктов, утвержденное приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 26.12.2012 г. №177; - Инструкция по техническому надзору, методам ревизии и отбраковке трубчатых печей, резервуаров, сосудов и аппаратов нефтеперерабатывающих и нефтехимических производств (ИТН-93) и др. Таким образом, заявитель, несмотря на доводы об отсутствии законных оснований для применения Федеральных норм и
могут быть допущены к эксплуатации объекты экспертизы – 31.12.2022. В скобках указано значение количества часов последующей наработки, что означает, что объект не может эксплуатироваться после достижении указанного показателя количества часов. При этом п.8.3 заключения №ТУ-0208-18 (43-ТУ-20669-2018) содержит «Рекомендации» по дальнейшей эксплуатации, текущему и капитальному ремонту. Указанные рекомендации установлены в соответствии с графиком ремонта оборудования на предприятии и технической справкой, выданной заказчиком (стр.38), и не противоречит нормам продолжительности работы между ремонтами оборудования, установленным в « Методика диагностирования состояния и определения остаточного ресурса центробежных компрессоров и насосов» № М 2-96 и «Нормам межремонтных периодов, структуры ремонтных циклов и содержание работ по видам ремонта машинного оборудования предприятий нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности». Нарушения, указанного в пункте 6 предписания, судом не установлено. 7) Использовалась недействующая и неподходящая по области действия нормативная документация при проведении экспертизы промышленной безопасности на компрессор центробежный марки К-210-62-1м зав. №3960 цеха 0771-0775 ПАО «Казаньоргсинтез», peг. №43 -ТУ-20669-2018, ООО «Технопром», а именно:
