Э 11 ЗС – специальные вопросы (стр. 17 )

Ø  другие дефекты и отклонения, превышающие требования действующей нормативно-технической документации

13628. Какой параметр не влияет на величину допускаемого внутреннего давления на момент проведения полного технического освидетельствования изотермических резервуаров сжиженных газов?

ОТВЕТ (от обратного)

п. 5.18.5. Величина допускаемого внутреннего давления Р на момент проведения полного технического освидетельствования зависит от фактических физико-механических свойств металла элементов внутренней оболочки ИР и толщины стенки:

где φ – коэффициент прочности сварного шва;

σ = min(σт/nт; σв/nв) – допускаемое напряжение, МПа;

(здесь – фактическое значение предела текучести и временного сопротивления материала элементов внутренней оболочки (МПа), полученные согласно п. 5.10.2; nт, nв – коэффициенты запаса прочности);

Smin – минимальная толщина стенки внутренней оболочки по результатам толщинометрии, мм;

Dmax – максимальный внутренний диаметр внутренней оболочки ИР по результатам измерений, мм.

13666. Какой параметр не влияет на оценку остаточного ресурса безопасной эксплуатации изотермического резервуара сжиженных газов, эксплуатирующегося в условиях статического нагружения, где основным повреждающим фактором являются коррозионно-эрозионные процессы?

ОТВЕТ

п. 5.19.5. Оценка остаточного ресурса безопасной эксплуатации ИР, эксплуатирующегося в условиях статического нагружения, где основным повреждающим фактором являются коррозионно-эрозионные процессы, производится по формуле

T = (Sф – Sбр)/С,

где Т – расчетный ресурс, годы;

Sф – фактическая толщина элемента, мм;

Sбр – отбраковочная толщина элемента, мм;

С – скорость коррозии (или эрозионного износа), мм/год.

13667. Что принимается за фактическую толщину элемента при оценке остаточного ресурса безопасной эксплуатации изотермического резервуара сжиженных газов, эксплуатирующегося в условиях статического нагружения, где основным повреждающим фактором являются коррозионно-эрозионные процессы?

ОТВЕТ

п. 5.19.6. За фактическую величину Sф принимается минимальное значение из полученных данных по толщинометрии, проводимой при полном техническом освидетельствовании.

13668. Какой параметр не влияет на отбраковочную толщину элемента для цилиндрической внутренней оболочки изотермического резервуара сжиженных газов, эксплуатирующегося в условиях статического нагружения, где основным повреждающим фактором являются коррозионно-эрозионные процессы?

ОТВЕТ

п. 5.19.7. Для цилиндрической внутренней оболочки ИР Sбр вычисляется по формуле

где Pp и Рн – расчетное давление и давление при испытаниях, МПа;

D – диаметр внутренней оболочки ИР, м;

σ и σн – допускаемое напряжение в рабочих условиях и при испытаниях, МПа;

φ – коэффициент прочности сварного шва (для автоматической дуговой электросварки φ = 1,0).

13669. Что принимается за ресурс при оценке остаточного ресурса безопасной эксплуатации для каждого нагруженного элемента внутренней оболочки изотермического резервуара сжиженных газов?

ОТВЕТ

п. 5.19.9. Оценка остаточного ресурса безопасной эксплуатации производится для каждого нагруженного элемента внутренней оболочки ИР, за ресурс ИР принимается минимальное из полученных значений для отдельных элементов, но не более 8 лет.

13624. На какой срок допускается продление срока эксплуатации изотермических резервуаров сжиженных газов до очередного полного технического освидетельствования при удовлетворительных результатах частичного освидетельствования?

ОТВЕТ

Приложение 1, предпоследний абзац. В случае удовлетворительного заключения экспертизы промышленной безопасности по результатам частичного освидетельствования ИР возможно продление сроков эксплуатации до очередного полного технического освидетельствования ИР на срок не более одного года, по согласованию с органами Госгортехнадзора России.

РД 12-411-01 «Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов» (постановление г.)

12901. В каком месте действующего газопровода устанавливается базовый шурф?

ОТВЕТ

п. 3.6. Если на действующем участке газопровода базовый шурф отсутствует, а по результатам бесшурфового обследования его технического состояния не требуется вскрытия грунта (шурфового диагностирования), размещение базового шурфа следует предусматривать на одном из самых неблагоприятных участков по условиям эксплуатации и воздействию внешних факторов.

12903. Каким оборудованием определяется утечка газа?

ОТВЕТ

п. 9.1. Диагностирование с поверхности земли (без вскрытия) осуществляется следующим оборудованием.

Определители утечки газа:

а) ЛОУГ (передвижная лаборатория);

б) Вариотик;

в) ГИВ-М.

РД 153-39.4-091-01 «Инструкция по защите городских подземных трубопроводов от коррозии»

13802. Укажите неверное утверждение в отношении порядка и организации проведения защитных мероприятий от коррозии городских подземных стальных газопроводов.

ОТВЕТ

п. 2.1.1. Все организации, выполняющие работы по проектированию, строительству, реконструкции, эксплуатации и ремонту стальных трубопроводов, на которые распространяется действие настоящей Инструкции, должны иметь соответствующие лицензии.

п. 2.1.2. Все подземные стальные трубопроводы, укладываемые непосредственно в грунт, должны быть защищены в соответствии с ГОСТ 9.602-89*.

п. 2.1.3. В грунтах низкой и средней коррозионной агрессивности при отсутствии блуждающих токов стальные трубопроводы должны быть защищены изоляционными покрытиями «весьма усиленного типа» (допускается применение покрытий из экструдированного полиэтилена «усиленного типа» с обязательным применением электрохимической защиты (ЭХЗ)); в грунтах высокой коррозионной агрессивности или при наличии опасного влияния блуждающих токов - защитными покрытиями «весьма усиленного типа» с обязательным применением средств ЭХЗ.

п. 2.1.4. Мероприятия по защите трубопроводов от коррозии должны быть предусмотрены проектом защиты, который разрабатывается одновременно с проектом строительства или реконструкции трубопровода.

п. 2.1.5. Проект защиты разрабатывается на основании данных о коррозионной агрессивности грунтов и о наличии блуждающих токов. Указанные данные могут быть получены в результате изысканий, выполненных организацией, разрабатывающей проект, либо специализированной организацией, привлекаемой на субподрядных началах. Данные о коррозионной агрессивности грунтов могут быть предоставлены заказчиком. Проектирование защиты должно осуществляться на основе технических условий, выдаваемых предприятием по защите от коррозии или организациями, осуществляющими эксплуатацию трубопроводов. Для действующих трубопроводов основанием для проектирования защиты может являться также наличие коррозионных повреждений на трубопроводах.

п. 2.1.6. Все виды защиты от коррозии, предусмотренные проектом, должны быть введены в действие до сдачи подземных трубопроводов в эксплуатацию. Для подземных стальных трубопроводов в зонах опасного влияния блуждающих токов ЭХЗ должна быть введена в действие не позднее 1 месяца, а в остальных случаях не позднее 6 месяцев после укладки трубопровода в грунт.

п. 2.1.7. Основные работы по контролю за коррозионным состоянием трубопроводов осуществляют организации, на которые возложена эксплуатация соответствующих трубопроводов.

В составе этих организаций создаются специализированные подразделения (службы), основными функциями которых являются:

Ø  оценка опасности коррозии подземных стальных трубопроводов, включая электрические измерения в полевых и лабораторных условиях для определения коррозионной агрессивности грунтов по трассе трубопроводов и электрические измерения для определения характера влияния блуждающих токов (постоянного и переменного) на трубопроводы;

Ø  обследование коррозионного состояния трубопроводов: при их техническом освидетельствовании, при плановых и аварийных раскопках трубопровода (состояние изоляции, наличие коррозионных повреждений на трубопроводе - как сквозных, так и несквозных каверн и язв);

Ø  регистрация и анализ причин коррозионных отказов трубопроводов;

Ø  выдача технических условий на проектирование ЭХЗ действующих, реконструируемых и вновь сооружаемых трубопроводов для специализированной проектной организации, имеющей лицензию, или самостоятельная разработка проекта ЭХЗ при наличии лицензии на проведение соответствующих работ;

Ø  согласование проектов ЭХЗ, разработанных проектной организацией;

Ø  осуществление технического надзора за строительно-монтажными работами по защите от наружной коррозии;

Ø  участие в пусконаладке установок ЭХЗ;

Ø  приемка в эксплуатацию защитных покрытий и установок ЭХЗ;

Ø  эксплуатационное обслуживание установок ЭХЗ с проведением регламентных работ в сроки и объемах, устанавливаемых производственными нормативно-техническими документами, разработанными на основании данной Инструкции;

Ø  ремонт защитных покрытий и установок ЭХЗ силами специализированных подразделений предприятия, эксплуатирующего подземные трубопроводы, или сторонних специализированных организаций, имеющих соответствующие лицензии;

Ø  ведение и хранение технической документации по защите трубопроводов от коррозии (при наличии технической возможности компьютерная подготовка документов и их хранение на электронных носителях).

п. 2.1.8. Подразделение по защите от коррозии должно иметь постоянный штат сотрудников и техническое оснащение специальными контрольно-измерительными приборами и аппаратурой, необходимыми для электрических измерений в полевых и лабораторных условиях в соответствии с данной Инструкцией.