---
title: "Без названия"
status: действует
canonical: "https://bukva.ai/docs/bez-nazvaniya-6613"
---

## Без названия

# Документ 20853

> [!NOTE]
> ИСТОРИЯ ИЗМЕНЕНИЙ НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКИХ АКТОВ

```mermaid
flowchart LR
  n0["РД 12-411-01"]:::rst
  click n0 "https://bukva.ai/docs/instruktsiya-28-gosgortehnadzor-rossii" "РД 12-411-01. Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов (утв. Постановлением Госгортехнадзора России от 09.07.2001 N 28)"
  n1["Руководство по безопасности... (от 06.02.2017 N 47)"]:::doc
  n0 --> n1
classDef rst fill:#FFEBEB,stroke:#8B0000,color:#000;
classDef doc fill:#EBFFEB,stroke:#006400,color:#000;
classDef notEnt fill:#FFFFEB,stroke:#FF8C00,color:#000;
```


<a id="p100001"></a>Утверждено
Приказом Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 6 февраля 2017 г. N 47


### <a id="p100002"></a>РУКОВОДСТВО ПО БЕЗОПАСНОСТИ "ИНСТРУКЦИЯ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ДИАГНОСТИРОВАНИЮ ПОДЗЕМНЫХ СТАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ"



### <a id="p100003"></a>I. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ


1. <a id="p100004"></a>Руководство по безопасности "Инструкция по техническому диагностированию подземных стальных газопроводов" (далее - Руководство по безопасности) утверждено в целях содействия соблюдению требований Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности "Правила проведения экспертизы промышленной безопасности", утвержденных приказом Ростехнадзора от 14 ноября 2013 г. N 538 (зарегистрирован Минюстом России 26 декабря 2013 г., регистрационный N 30855) (далее - Правила проведения экспертизы промышленной безопасности), Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности "Правила безопасности сетей газораспределения и газопотребления", утвержденных приказом Ростехнадзора от 15 ноября 2013 г. N 542 (зарегистрирован Минюстом России 31 декабря 2013 г., регистрационный N 30929), Технического регламента о безопасности сетей газораспределения и газопотребления, утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации от 29 октября 2010 г. N 870 (далее - Технический регламент).
2. <a id="p100005"></a>Руководство по безопасности содержит рекомендации по проведению технического диагностирования подземных стальных газопроводов (далее - газопроводы).
3. <a id="p100006"></a>Для выполнения требований, указанных в Правилах проведения экспертизы промышленной безопасности, организации, выполняющие техническое диагностирование газопроводов, помимо способов (методов), рекомендованных в Руководстве по безопасности, могут использовать иные способы (методы) при их соответствующем обосновании.
4. <a id="p100007"></a>В Руководстве по безопасности применяются термины и определения, а также список используемых сокращений, приведенные в приложениях N 1 и 2 к настоящему Руководству по безопасности.
5. <a id="p100008"></a>Действие Руководства по безопасности распространяется на газопроводы, по которым транспортируются:
<a id="p100009"></a>а) природный газ по ГОСТ 5542-2014 "Газы горючие природные для промышленного и коммунально-бытового назначения. Технические условия" с избыточным давлением, определенным в Техническом регламенте;
<a id="p100010"></a>б) сжиженные углеводородные газы по ГОСТ 20448-90 "Газы углеводородные сжиженные топливные для коммунально-бытового потребления. Технические условия" с избыточным давлением, не превышающим 1,6 мегапаскаля.
6. <a id="p100011"></a>Техническое диагностирование газопроводов проводится с целью:
<a id="p100012"></a>оценки фактического технического состояния газопровода;
<a id="p100013"></a>установления остаточного срока службы (предельного срока эксплуатации) газопровода;
<a id="p100014"></a>разработки рекомендаций по обеспечению безопасной эксплуатации газопровода, до прогнозируемого перехода его в предельное состояние.
7. <a id="p100015"></a>В зависимости от условий, продолжительности эксплуатации и технического состояния газопровода проводятся плановое и внеплановое техническое диагностирование.
<a id="p100016"></a>Периодичность проведения планового технического диагностирования газопровода устанавливается:
<a id="p100017"></a>по результатам проведения оценки технического состояния газопровода;
<a id="p100018"></a>по достижении срока эксплуатации, установленного в проектной документации.
<a id="p100019"></a>Для газопроводов, на которых ранее проводилось техническое диагностирование, срок его планового проведения, определяемый по результатам оценки технического состояния, принимается не более установленного в заключении экспертизы промышленной безопасности.
<a id="p100020"></a>Внеплановое техническое диагностирование газопровода проводится:
<a id="p100021"></a>при изменении категории газопровода по давлению газа;
<a id="p100022"></a>после аварии, не связанной с механическим разрушением газопровода;
<a id="p100023"></a>после воздействия на газопровод грунта в результате его деформации (например: просадки, оползневых явлений, размывов, пучений);
<a id="p100024"></a>после землетрясения силой свыше 6 баллов;
<a id="p100025"></a>по решению владельца газопровода;
<a id="p100026"></a>по предписанию Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору.
8. <a id="p100027"></a>Объектом технического диагностирования является газопровод, построенный по одному проекту, имеющий одну исполнительную документацию и один строительный паспорт, транспортирующий газ одного давления согласно проектной документации.
<a id="p100028"></a>Допускается включать в состав диагностируемого объекта (независимо от даты ввода в эксплуатацию) распределительные газопроводы и газопроводы-вводы, технологически присоединенные к действующей сети газораспределения или другому источнику газа.
9. <a id="p100029"></a>Организация работ по техническому диагностированию газопроводов осуществляется организацией, выполняющей техническую эксплуатацию газопроводов (далее - эксплуатационная организация).
10. <a id="p100030"></a>Проведение работ по техническому диагностированию газопроводов осуществляется организациями, имеющими в своем составе квалифицированный персонал и аттестованную лабораторию неразрушающего контроля, владеющими необходимым оборудованием для проведения указанных работ.
11. <a id="p100031"></a>При проведении технического диагностирования газопровода допускается использовать данные технического обследования газопровода, проведенного не позднее, чем за год до даты проведения технического диагностирования газопровода, а также использовать результаты оценки технического состояния газопровода.
12. <a id="p100032"></a>Техническое диагностирование газопровода выполняется в присутствии (при необходимости - с участием) работника(ов) эксплуатационной организации, назначаемого(ых) техническим руководителем эксплуатационной организации для выполнения данного вида работ.
13. <a id="p100033"></a>Источниками исходных данных для оценки технического состояния газопроводов являются проектная, исполнительная документация и эксплуатационный паспорт газопровода (далее - паспорт газопровода).
14. <a id="p100034"></a>Оценка технического состояния газопроводов осуществляется в соответствии с положениями настоящего Руководства по безопасности, документов на применяемые методы неразрушающего контроля, эксплуатационных документов на газопроводы и технические устройства, входящие в состав газопроводов.
15. <a id="p100035"></a>Результаты технического диагностирования газопроводов используются для оценки их фактического состояния при проведении экспертизы промышленной безопасности газопроводов.
16. <a id="p100036"></a>При проведении технического диагностирования газопровода выявляются имеющиеся дефекты и повреждения:
<a id="p100037"></a>металла труб, в том числе сварных соединений;
<a id="p100038"></a>защитного покрытия газопровода;
<a id="p100039"></a>технических устройств, установленных на газопроводе.
17. <a id="p100040"></a>К дефектам и повреждениям металла трубы газопровода относятся: коррозионные повреждения: сквозные, локальные (язвенные или точечные) и общие (сплошные);
<a id="p100041"></a>механические и прочие повреждения (например: вмятины, задиры, трещины);
<a id="p100042"></a>заводские повреждения, включая дефекты заводских продольных и спиральных швов сварных соединений;
<a id="p100043"></a>дефекты монтажных сварных соединений (например: трещины всех видов и направлений, прожоги, незаваренные кратеры, выходящие на поверхность поры, подрезы глубиной более 5 процентов толщины стенки труб или более 0,5 миллиметров и длиной более 1/3 периметра стыка или более 150 миллиметров).
18. <a id="p100044"></a>К дефектам и повреждениям защитного покрытия газопровода относятся:
<a id="p100045"></a>повреждение или отсутствие покрытия;
<a id="p100046"></a>отсутствие грунтовочного подслоя (праймера);
<a id="p100047"></a>неравномерность, вздутие;
<a id="p100048"></a>наличие пазух;
<a id="p100049"></a>отсутствие армирующего слоя;
<a id="p100050"></a>деструкция (потеря механической прочности клеящего подслоя);
<a id="p100051"></a>отсутствие адгезии защитного покрытия к металлу трубы газопровода;
<a id="p100052"></a>несоответствие типа покрытия документации, действующей на момент ввода объекта в эксплуатацию.
19. <a id="p100053"></a>Документация, оформленная по результатам проведения технического диагностирования газопровода, прикладывается к комплекту эксплуатационной документации на газопровод.


### <a id="p100054"></a>II. ОСНОВАНИЯ И СРОКИ ПРОВЕДЕНИЯ ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ ГАЗОПРОВОДОВ


20. <a id="p100055"></a>Основанием проведения технического диагностирования газопроводов являются положения нормативных правовых актов Российской Федерации в области технического регулирования и промышленной безопасности, устанавливающих требования по проведению технического диагностирования и к объекту технического диагностирования.
21. <a id="p100056"></a>Техническое диагностирование газопроводов проводится в случаях:
<a id="p100057"></a>истечения срока службы (продолжительности эксплуатации) газопроводов, установленного в проектной документации;
<a id="p100058"></a>отсутствия проектной документации, либо отсутствии в проектной документации данных о сроке эксплуатации газопроводов;
<a id="p100059"></a>после аварии, в результате которой был поврежден газопровод;
<a id="p100060"></a>по истечении сроков безопасной эксплуатации, установленных заключениями экспертизы промышленной безопасности;
<a id="p100061"></a>по решению эксплуатационной организации.


### <a id="p100062"></a>III. ЭТАПЫ ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ


22. <a id="p100063"></a>Техническое диагностирование газопровода состоит из следующих основных этапов:
<a id="p100064"></a>анализ технической документации;
<a id="p100065"></a>разработка и утверждение программы технического диагностирования газопровода;
<a id="p100066"></a>техническое диагностирование газопровода без вскрытия грунта (бесшурфовое);
<a id="p100067"></a>шурфовое техническое диагностирование газопровода;
<a id="p100068"></a>оценка фактического технического состояния газопровода;
<a id="p100069"></a>определение остаточного ресурса газопровода;
<a id="p100070"></a>оформление результатов технического диагностирования газопровода.
23. <a id="p100071"></a>Перечень и объем работ по техническому диагностированию газопровода определяется индивидуально для каждого конкретного объекта. Оценка фактического технического состояния газопровода осуществляется на основании одного или нескольких методов, с учетом конкретных условий, ответственности диагностируемого объекта и требуемой надежности контроля.


### <a id="p100072"></a>IV. АНАЛИЗ ТЕХНИЧЕСКОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ


24. <a id="p100073"></a>При техническом диагностировании газопроводов анализируется техническая документация на газопроводы, в том числе эксплуатационная документация на технические устройства, входящие в состав газопроводов.
25. <a id="p100074"></a>Целью анализа технической документации является сбор, обобщение и анализ данных, характеризующих динамику изменений технического состояния газопровода при его эксплуатации.
<a id="p100075"></a>При рассмотрении технической документации анализируются выявленные при эксплуатации (в результате проведения технических обследований, оценок технического состояния газопровода, ремонтов):
<a id="p100076"></a>динамика изменения свойств защитного покрытия;
<a id="p100077"></a>динамика изменения режимов работы средств ЭХЗ;
<a id="p100078"></a>характер выявленных дефектов и повреждений газопровода.
26. <a id="p100079"></a>При проведении технического диагностирования газопровода анализируется документация, относящаяся ко всем этапам жизненного цикла газопровода:
<a id="p100080"></a>проектная документация на газопровод, в том числе материалы изысканий, исследования грунтов, сертификаты на материалы и оборудование;
<a id="p100081"></a>исполнительная документация;
<a id="p100082"></a>результаты приемо-сдаточных испытаний;
<a id="p100083"></a>эксплуатационный паспорт газопровода;
<a id="p100084"></a>документация с результатами проведения регламентных работ по мониторингу технического состояния газопровода в процессе его эксплуатации;
<a id="p100085"></a>акты о проведении ремонтов и аварийно-восстановительных работ, включая ремонт сварных соединений;
<a id="p100086"></a>документация, содержащая информацию о проведении работ по капитальному ремонту и реконструкции газопровода (или его участков);
<a id="p100087"></a>рабочий проект и эксплуатационный паспорт системы ЭХЗ.
27. <a id="p100088"></a>В случае отсутствия или неполной комплектности технической документации, допускается проведение технического диагностирования с последующим занесением в эксплуатационный паспорт характеристик газопровода, установленных по результатам технического диагностирования.
28. <a id="p100089"></a>По результатам анализа технической документации устанавливаются следующие характеристики:
<a id="p100090"></a>а) газопровода:
<a id="p100091"></a>назначение газопровода;
<a id="p100092"></a>год(ы) постройки газопровода (его участков);
<a id="p100093"></a>год ввода газопровода в эксплуатацию;
<a id="p100094"></a>давление по проекту (расчетное);
<a id="p100095"></a>давление рабочее;
<a id="p100096"></a>протяженность газопровода с указанием участков, имеющих различный диаметр;
<a id="p100097"></a>б) трассы:
<a id="p100098"></a>места параллельной прокладки и пересечения газопровода с естественными (например: реки, овраги, ручьи) и искусственными (мосты, тоннели, железнодорожные и трамвайные пути, автомобильные дороги) преградами;
<a id="p100099"></a>места пересечения газопровода с сетями инженерно-технического обеспечения (например: тепловыми сетями, электрическими кабелями);
<a id="p100100"></a>участки приближения сетей инженерно-технического обеспечения с указанием протяженности участков, проложенных смежно с газопроводом;
<a id="p100101"></a>врезки в газопровод с указанием диаметра и даты врезки;
<a id="p100102"></a>глубина заложения газопровода проектная и фактическая, полученная во время последних замеров (если глубина заложения не является постоянной, указывается ее минимальное и максимальное значение с привязкой к конкретным участкам трассы);
<a id="p100103"></a>наличие колодцев, футляров, конденсатосборников, контрольно-измерительных пунктов, электроизолирующих соединений и других сооружений и технических устройств на газопроводе;
<a id="p100104"></a>в) труб:
<a id="p100105"></a>наружный диаметр и толщина стенки труб;
<a id="p100106"></a>нормативные документы на трубы (стандарт, технические условия);
<a id="p100107"></a>сертификационные данные на трубы;
<a id="p100108"></a>г) грунта:
<a id="p100109"></a>тип грунта по трассе газопровода;
<a id="p100110"></a>наличие подстилающего слоя, отличного от основного грунта в траншее газопровода;
<a id="p100111"></a>наличие грунта засыпки (присыпки) газопровода, отличного от основного грунта;
<a id="p100112"></a>удельное электрическое сопротивление грунта по трассе газопровода;
<a id="p100113"></a>удельное электрическое сопротивление грунта засыпки газопровода;
<a id="p100114"></a>наличие участков с особыми грунтовыми условиями (пучинистыми, просадочными, набухающими и другими грунтами) и участков, проходящих по карстовым и подрабатываемым территориям с указанием протяженности;
<a id="p100115"></a>наличие участков с высоким уровнем грунтовых вод с указанием максимального и минимального уровней;
<a id="p100116"></a>д) защитного покрытия:
<a id="p100117"></a>тип защитного покрытия;
<a id="p100118"></a>материал защитного покрытия (при строительстве и ремонте);
<a id="p100119"></a>переходное электрическое сопротивление покрытия (на момент строительства и данные последующих замеров, произведенных в случае ремонта);
<a id="p100120"></a>механические свойства покрытия (например: величина адгезии, сопротивление сдвигу);
<a id="p100121"></a>е) системы ЭХЗ:
<a id="p100122"></a>тип ЭХЗ (катодная станция, дренажная установка, протекторная установка) с указанием проектных отметок мест установки;
<a id="p100123"></a>дата ввода в эксплуатацию;
<a id="p100124"></a>сведения о внесении изменений в систему ЭХЗ в течение всего срока эксплуатации газопровода;
<a id="p100125"></a>значения защитных потенциалов, измеренные в опорных точках, между участками газопровода в земле относительно насыщенного МЭС;
<a id="p100126"></a>режим работы установок ЭХЗ;
<a id="p100127"></a>расположение и исправность действующих электроизолирующих соединений и шунтирующих токовых перемычек.
29. <a id="p100128"></a>При проведении анализа технической документации учитываются сведения:
<a id="p100129"></a>об имевших место повреждениях защитного покрытия, их количестве, динамике выявления, характере и методах ремонта с указанием расположения на схеме газопровода;
<a id="p100130"></a>об имевших место коррозионных повреждениях газопровода, их количестве, динамике выявления, характере и методах ремонта с указанием расположения на схеме газопровода;
<a id="p100131"></a>о ремонтах системы ЭХЗ, в том числе о перерывах в работе за последние 10 лет.
30. <a id="p100132"></a>В результате выполнения анализа технической документации составляются:
<a id="p100133"></a>схема диагностируемого газопровода с указанием потенциально опасных участков;
<a id="p100134"></a>акт анализа технической документации газопровода, рекомендуемый образец которого приведен в приложении N 3 к настоящему Руководству по безопасности.
31. <a id="p100135"></a>Схема диагностируемого газопровода выполняется с привязками к зданиям и сооружениям на основе плана газопровода, предоставляемого эксплуатационной организацией в составе исполнительной документации.
<a id="p100136"></a>На схеме диагностируемого газопровода указываются:
<a id="p100137"></a>трасса газопровода со сквозным делением протяженности в метрах, начиная от начала газопровода до его конца, с привязкой всех существующих пикетов к расстоянию от начала трассы;
<a id="p100138"></a>технические устройства и сооружения, установленные на газопроводе (например: колодцы, запорная арматура, конденсатосборники, контрольно-измерительные пункты, электроизолирующие соединения), места входов и выходов газопровода из земли, врезки в газопровод с указанием расстояния до ближайшего пикета;
<a id="p100139"></a>места параллельной прокладки и пересечения со всеми сетями инженерно-технического обеспечения, а также с естественными и искусственными преградами в пределах охранной зоны газопровода;
<a id="p100140"></a>места проведения ремонтов;
<a id="p100141"></a>значения потенциалов в опорных точках газопровода, полученные во время последних замеров.


### <a id="p100142"></a>V. РАЗРАБОТКА И УТВЕРЖДЕНИЕ ПРОГРАММЫ ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ ГАЗОПРОВОДА


32. <a id="p100143"></a>Выполнение работ по техническому диагностированию газопровода проводится по программе технического диагностирования газопровода, разработанной в соответствии с требованиями документов в области промышленной безопасности, технического регулирования и стандартизации в части порядка выполнения отдельных видов работ (выполняемых при техническом диагностировании газопровода).
33. <a id="p100144"></a>Программа технического диагностирования газопровода разрабатывается организацией, выполняющей техническое диагностирование газопровода, утверждается эксплуатационной организацией и собственником газопровода.
34. <a id="p100145"></a>Типовая программа проведения технического диагностирования газопровода приведена в приложении N 4 к настоящему Руководству по безопасности.


### <a id="p100146"></a>VI. ТЕХНИЧЕСКОЕ ДИАГНОСТИРОВАНИЕ ГАЗОПРОВОДА БЕЗ ВСКРЫТИЯ ГРУНТА (БЕСШУРФОВОЕ)


35. <a id="p100147"></a>Проведение работ по техническому диагностированию газопровода без вскрытия грунта (бесшурфовому) осуществляется с целью:
<a id="p100148"></a>сбора и анализа данных о техническом состоянии газопровода;
<a id="p100149"></a>поиска мест дефектов и повреждений защитного покрытия и металла трубы;
<a id="p100150"></a>определения необходимости шурфового диагностирования и мест производства шурфов.
36. <a id="p100151"></a>При техническом диагностировании газопровода без вскрытия грунта (бесшурфовом) выполняются:
<a id="p100152"></a>проверка соответствия трассы газопровода исполнительной документации;
<a id="p100153"></a>проверка газопровода на герметичность;
<a id="p100154"></a>оценка защитного покрытия на наличие дефектов и повреждений;
<a id="p100155"></a>оценка коррозионной агрессивности грунта;
<a id="p100156"></a>определение опасного влияния блуждающего постоянного и переменного токов;
<a id="p100157"></a>проверка эффективности работы ЭХЗ;
<a id="p100158"></a>проверка состояния технических устройств, установленных на газопроводе;
<a id="p100159"></a>выявление участков газопровода с аномалиями металла труб.
37. <a id="p100160"></a>При проверке соответствия фактического местоположения газопровода и данных, содержащихся в исполнительной документации, выявляются:
<a id="p100161"></a>места застройки и приближения к зданиям (сооружениям) на расстояния меньше нормативных;
<a id="p100162"></a>наличие деревьев и кустарников в пределах охранной зоны газопровода;
<a id="p100163"></a>смежные сети инженерно-технического обеспечения, построенные с нарушениями требований действующей нормативно-технической документации.
<a id="p100164"></a>Случаи смещения газопровода от своей оси вследствие воздействия на него механических нагрузок различной природы выявляются:
<a id="p100165"></a>приборным методом с использованием трассоискателей;
<a id="p100166"></a>визуальным методом (при наличии смещения грунта в зоне укладки газопровода).
38. <a id="p100167"></a>Проверка газопровода на герметичность производится с целью обнаружения и установления мест утечек газа по трассе газопровода. Герметичность газопровода проверяется газоиндикаторами с принудительным пробоотбором с порогом чувствительности не менее 0,001 процента (по объемной доле CH4).
39. <a id="p100168"></a>Оценка защитного покрытия газопровода без вскрытия грунта проводится для определения мест расположения дефектов и повреждений защитного покрытия газопровода.
<a id="p100169"></a>Дефекты и повреждения защитного слоя выявляются электрометрическим методом по наличию контакта металла трубопровода с грунтом. В зонах с наличием индустриальных помех применяются приборы, исключающие их влияние.
40. <a id="p100170"></a>Оценка коррозионной агрессивности грунта по отношению к металлу (включая биокоррозионную агрессивность грунтов) при техническом диагностировании газопровода без вскрытия грунта (бесшурфовом) проводится в соответствии с ГОСТ 9.602-2005 "Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии" (далее - ГОСТ 9.602).
<a id="p100171"></a>Коррозионная агрессивность грунта по отношению к углеродистой и низколегированной стали оценивается качественно (низкая, средняя, высокая) по величинам:
<a id="p100172"></a>удельного электрического сопротивления грунта, измеренного в полевых и лабораторных условиях;
<a id="p100173"></a>средней плотности катодного тока, необходимого для смещения потенциала стали в грунте на 100 милливольт отрицательнее стационарного потенциала (потенциала коррозии).
41. <a id="p100174"></a>Определение опасного влияния блуждающего постоянного и переменного токов и оформление результатов при техническом диагностировании газопровода без вскрытия грунта (бесшурфовом) проводится в соответствии с ГОСТ 9.602.
42. <a id="p100175"></a>Оценка эффективности работы ЭХЗ газопровода проводится с целью оценки обеспеченности последнего катодной поляризацией в соответствии с ГОСТ Р 54983-2012 "Системы газораспределительные. Сети газораспределения природного газа. Общие требования к эксплуатации. Эксплуатационная документация".
<a id="p100176"></a>Оценка эффективности катодной поляризации газопровода проводится в соответствии с нормативными требованиями путем:
<a id="p100177"></a>сопоставления значений измеренных поляризационных (или суммарных) потенциалов с их допустимыми защитными значениями;
<a id="p100178"></a>контроля параметров установок ЭХЗ.
<a id="p100179"></a>Для оценки технического состояния установок ЭХЗ определяются:
<a id="p100180"></a>период неработоспособности установки за последние 10 лет;
<a id="p100181"></a>запас номинальных параметров по току и мощности.
<a id="p100182"></a>Результаты проверки эффективности ЭХЗ газопровода оформляются протоколом, рекомендуемый образец которого приведен в приложении N 5 к настоящему Руководству по безопасности.
43. <a id="p100183"></a>При проведении работ по техническому диагностированию газопровода без вскрытия грунта проверяется состояние установленных на газопроводе технических устройств:
<a id="p100184"></a>запорной и регулирующей и запорно-регулирующей арматуры на подземных (установленной в колодцах, в грунте под ковер) и надземных участках газопровода;
<a id="p100185"></a>гидрозатворов.
<a id="p100186"></a>При проверке технического состояния трубопроводной арматуры проводятся:
<a id="p100187"></a>внешний осмотр арматуры для выявления перекосов, раковин, трещин, коррозии, загрязнений и других дефектов;
<a id="p100188"></a>проверка герметичности сварных, резьбовых, фланцевых соединений и сальниковых уплотнений прибором или пенообразующим раствором;
<a id="p100189"></a>проверка работоспособности затвора частичным перемещением запирающего элемента;
<a id="p100190"></a>проверка состояния крепежных элементов фланцевых соединений;
<a id="p100191"></a>проверка работоспособности привода в соответствии с документацией изготовителя;
<a id="p100192"></a>проверка состояния окраски.
<a id="p100193"></a>Для арматуры, установленной в газовых колодцах, дополнительно проверяются:
<a id="p100194"></a>состояние крышки газового колодца;
<a id="p100195"></a>загазованность газового колодца;
<a id="p100196"></a>наличие воды и мусора в газовом колодце;
<a id="p100197"></a>наличие и исправность шунтирующих электроперемычек;
<a id="p100198"></a>состояния уплотнения футляров газопроводов, состояния конструкции колодцев, стен, скоб, лестниц, гидроизоляции колодцев;
<a id="p100199"></a>состояния компенсаторов (герметичность, наличие коррозии и дефектов).
<a id="p100200"></a>Для шаровых кранов, установленных в грунте под ковер, проверяются:
<a id="p100201"></a>состояние и исправность крышки ковера и отмостки ковера;
<a id="p100202"></a>наличие воды в ковере;
<a id="p100203"></a>отсутствие утечки газа под крышку штока крана путем ослабления болта (сапуна);
<a id="p100204"></a>работа крана в положениях "открыто-закрыто", не допуская при этом полного закрытия крана;
<a id="p100205"></a>исправность приводного устройства.
<a id="p100206"></a>Для гидрозатворов выполняется проверка:
<a id="p100207"></a>герметичности резьбовых соединений гидрозатворов;
<a id="p100208"></a>оголовков стояков гидрозатворов, резьбы пробок кранов на отсутствие повреждений;
<a id="p100209"></a>состояния выводов (излишне занижены или выходят за пределы крышек ковера);
<a id="p100210"></a>состояния стояков гидрозатворов на предмет возможного затопления их талыми водами;
<a id="p100211"></a>состояния кранов и других деталей гидрозатворов.
<a id="p100212"></a>Результаты проверки состояния технических устройств, установленных на газопроводе, оформляются протоколом, рекомендуемый образец которого приведен в приложении N 6 к настоящему Руководству по безопасности.
44. <a id="p100213"></a>Выявление участков газопровода с аномалиями металла труб проводится с целью определения дефектных участков и мест повышенных напряжений газопроводов.
<a id="p100214"></a>Определение и уточнение мест расположения прогнозируемых дефектов без вскрытия грунта (бесшурфовое) производится разрешенными к применению методами, позволяющими дистанционно выявлять места коррозионных или иных повреждений, в том числе, в результате внутритрубного, бесконтактного магнитометрического обследований и других.
<a id="p100215"></a>Результаты обследования без вскрытия грунта (бесшурфового) указываются в акте обследования газопровода без вскрытия грунта, рекомендуемый образец которого приведен в приложении N 7 к настоящему Руководству по безопасности.
<a id="p100216"></a>В случае проведения внутритрубного обследования допускается не проводить шурфовое диагностирование в соответствии с разделом V.
45. <a id="p100217"></a>Результаты обследования без вскрытия грунта (бесшурфового) оформляются заключением по форме в соответствии с нормативными документами, устанавливающими требования к проведению и оформлению применяемого метода обследования.


### <a id="p100218"></a>VII. ШУРФОВОЕ ТЕХНИЧЕСКОЕ ДИАГНОСТИРОВАНИЕ ГАЗОПРОВОДА


46. <a id="p100219"></a>Работы по шурфовому техническому диагностированию газопровода проводятся с целью:
<a id="p100220"></a>анализа дефектов и повреждений металла труб и защитного покрытия газопровода, выявленных при диагностировании без вскрытия грунта (бесшурфовом);
<a id="p100221"></a>определения фактических свойств защитного покрытия и металла труб газопровода в шурфах.
47. <a id="p100222"></a>Шурфы рекомендуется предусматривать в местах, где в результате проведения работ по техническому диагностированию газопровода без вскрытия грунта выявлены:
<a id="p100223"></a>негерметичность газопровода;
<a id="p100224"></a>дефекты и повреждения защитного покрытия.
<a id="p100225"></a>При отсутствии утечек газа и повреждений защитного покрытия шурфы рекомендуется предусматривать на потенциально опасных участках газопровода, где имеется воздействие (или присутствие) следующих факторов (или их сочетание):
<a id="p100226"></a>высокая коррозионная агрессивность грунта;
<a id="p100227"></a>область действия блуждающих токов;
<a id="p100228"></a>нарушения в работе ЭХЗ;
<a id="p100229"></a>аномалия металла трубы;
<a id="p100230"></a>использование приборов затруднено индустриальными помехами,
<a id="p100231"></a>а также для участков газопроводов:
<a id="p100232"></a>проложенных в грунтах II типа просадочности;
<a id="p100233"></a>проложенных в чрезмерно пучинистых и сильнопучинистых грунтах в зоне сезонного промерзания без отсыпки песчаным грунтом;
<a id="p100234"></a>проложенных в многолетнемерзлых грунтах на участках их оттаивания;
<a id="p100235"></a>при наличии действующих оползней;
<a id="p100236"></a>на территориях, где за время эксплуатации газопровода зафиксированы землетрясения или производились горные разработки;
<a id="p100237"></a>в местах проявления аномалий в процессе эксплуатации (например: деформации грунта, неоднократные продольные и поперечные перемещения, изменения глубины заложения ниже нормативной);
<a id="p100238"></a>в местах возможной деформации газопровода при выявлении изменений его местоположения.
48. <a id="p100239"></a>Количество шурфов, достаточное для оценки технического состояния диагностируемого газопровода, определяется организацией, проводящей техническое диагностирование газопровода.
49. <a id="p100240"></a>В состав работ по оценке технического состояния газопровода во вскрытых шурфах включаются:
<a id="p100241"></a>проверка герметичности газопровода;
<a id="p100242"></a>определение состояния защитного покрытия;
<a id="p100243"></a>определение состояния поверхности металла и контроль геометрических размеров трубы;
<a id="p100244"></a>определение физико-механических свойств металла трубы;
<a id="p100245"></a>визуальный и измерительный контроль монтажных сварных соединений, попавших в пределы шурфа;
<a id="p100246"></a>неразрушающий контроль монтажных сварных соединений по результатам визуального и измерительного контроля;
<a id="p100247"></a>определение состояния сварных соединений;
<a id="p100248"></a>определение коррозионной агрессивности грунта;
<a id="p100249"></a>определение биокоррозионной агрессивности грунта;
<a id="p100250"></a>определение опасного влияния блуждающего постоянного и переменного токов.
50. <a id="p100251"></a>Проверка герметичности газопровода во вскрытом шурфе проводится в два этапа.
<a id="p100252"></a>На первом этапе (перед началом работ для обеспечения безопасных условий их проведения) во вскрытом шурфе определяется загазованность с применением газоиндикаторов.
<a id="p100253"></a>На втором этапе с помощью газоиндикаторов или пузырьковым методом (обмыливанием) проводится контроль герметичности по поверхности газопровода в локальных зонах с дефектами защитного покрытия, металла трубы и сварных стыков (например: сквозных повреждений, вмятин, задиров, трещин) газопровода.
<a id="p100254"></a>Результаты проверки герметичности газопровода в шурфе указываются в протоколе, рекомендуемый образец которого приведен в приложении N 8 к настоящему Руководству по безопасности.
51. <a id="p100255"></a>Определение состояния защитного покрытия во вскрытом шурфе проводится визуальным осмотром и инструментальными методами.
<a id="p100256"></a>При визуальном осмотре защитного покрытия используются данные паспорта газопровода и устанавливаются:
<a id="p100257"></a>тип и материал защитного покрытия;
<a id="p100258"></a>внешний вид защитного покрытия;
<a id="p100259"></a>наличие на покрытии морщин, вспучиваний и продавливаний;
<a id="p100260"></a>расположение и площадь дефектов и повреждений.
<a id="p100261"></a>Инструментальными методами определяются фактические характеристики защитного покрытия:
<a id="p100262"></a>толщина покрытия по периметру;
<a id="p100263"></a>адгезия защитного покрытия к металлу;
<a id="p100264"></a>величина переходного электрического сопротивления;
<a id="p100265"></a>сплошность покрытия;
<a id="p100266"></a>размеры и места расположения выявленных дефектов и повреждений.
<a id="p100267"></a>При визуальном осмотре защитное покрытие оценивается:
<a id="p100268"></a>сплошно;
<a id="p100269"></a>с нарушенной сплошностью (с указанием суммарной поверхности повреждения защитного покрытия).
<a id="p100270"></a>Допускается определять сплошность покрытия с помощью искровых дефектоскопов при соблюдении мер безопасности.
<a id="p100271"></a>Адгезия различных типов защитных покрытий к металлу трубы и величина переходного электрического сопротивления защитного покрытия определяются в соответствии с ГОСТ 9.602.
<a id="p100272"></a>Результаты определения состояния защитного покрытия в шурфе оформляются протоколом, рекомендуемый образец которого приведен в приложении N 9 к настоящему Руководству по безопасности.
52. <a id="p100273"></a>Определение состояния поверхности металла и контроль геометрических размеров трубы (освобожденной от защитного покрытия) во вскрытом шурфе производятся неразрушающими методами (например: визуальным, измерительным, ультразвуковым).
<a id="p100274"></a>Визуально определяются:
<a id="p100275"></a>состояние поверхности металла трубы (при длине обследуемого участка не менее 0,5 метра);
<a id="p100276"></a>наличие и вид коррозии (общая или локальная).
<a id="p100277"></a>Измерения проводятся при контроле:
<a id="p100278"></a>формы и размеров поперечного сечения трубы;
<a id="p100279"></a>фактической толщины стенки трубы;
<a id="p100280"></a>глубины и площади обнаруженных повреждений.
<a id="p100281"></a>При обнаружении коррозионных повреждений трубы в зону обследования включается весь поврежденный участок.
<a id="p100282"></a>В случае выявления коррозии на газопроводе, расположенном на расстоянии не более 50 метров от мест его пересечений или приближений к инженерным коммуникациям, которые являются возможным источником коррозионной опасности, проводится дополнительное обследование металла трубы в шурфах, вскрытых в местах наибольшего приближения к указанным коммуникациям.
<a id="p100283"></a>Для измерения толщины стенки трубы применяются толщиномеры, позволяющие производить измерения при одностороннем доступе и обеспечивающие точность измерений 0,1 миллиметр.
<a id="p100284"></a>Для замера глубины дефекта используются универсальные шаблоны сварщика или другие инструменты (приборы), обеспечивающие необходимую точность измерений.
53. <a id="p100285"></a>Определение физико-механических свойств металла трубы проводится с целью оценки его деградационных изменений, происходящих при эксплуатации газопровода, в случаях:
<a id="p100286"></a>выявления изменения места положения газопровода при деформации грунта, выводящей газопровод за пределы допустимого радиуса упругого изгиба (при R < 1500·Dнар, где Dнар - наружный диаметр газопровода);
<a id="p100287"></a>установления при шурфовом обследовании факта изменения размеров и формы поперечного сечения газопровода, если обследуемый участок не будет назначен на перекладку.
54. <a id="p100288"></a>Приборным методом определяются фактические значения временного сопротивления  и предела текучести . Допустимые значения находятся в пределах .
55. <a id="p100289"></a>Фактические значения физико-механических свойств металла ( и ) определяются в соответствии с ГОСТ 10006-80 "Трубы металлические. Метод испытания на растяжение" или путем пересчета значений твердости, полученных с помощью переносного твердомера или коэрцитиметра по методикам, предусмотренным эксплуатационной документацией соответствующего прибора.
56. <a id="p100290"></a>Факт потери прочности подтверждается лабораторными испытаниями вырезанных образцов в соответствии с ГОСТ 22761-77 "Металлы и сплавы. Метод измерения твердости по Бринеллю переносными твердомерами статического действия", ГОСТ 22762-77 "Металлы и сплавы. Метод измерения твердости на пределе текучести вдавливанием шара" или другими аттестованными методами.
57. <a id="p100291"></a>При достижении соотношения , то есть при потере прочности металла трубы, подтвержденной лабораторными испытаниями, участок газопровода, для которого выполняется это соотношение, признается непригодным к эксплуатации.
58. <a id="p100292"></a>Результаты замеров и расчетов при определении физико-механических свойств металла трубы фиксируются в протоколе, рекомендуемый образец которого приведен в приложении N 10 к настоящему Руководству по безопасности.
59. <a id="p100293"></a>Контроль наличия ЗКН, а также дефектов неоднородности структуры металла и сварных соединений газопровода проводятся аттестованными методами неразрушающего контроля (например: ультразвуковым, радиографическим, магнитометрическим), определяемыми организацией, проводящей техническое диагностирование.
<a id="p100294"></a>Средства контроля, методика проведения измерений, порядок обработки и оформления результатов выбираются и выполняются в соответствии с нормативной документацией, устанавливающей требования к выбранному методу контроля.
60. <a id="p100295"></a>Состояние монтажных сварных соединений определяется в зоне вскрытых шурфов визуальным и измерительным контролем. При необходимости проводится визуальный и измерительный контроль заводских продольных или спиральных швов. По результатам визуального и измерительного контроля проводится контроль неразрушающими методами.
<a id="p100296"></a>Результаты проверки состояния сварных соединений указываются в протоколе, рекомендуемый образец которого приведен в приложении N 10 к настоящему Руководству по безопасности.
61. <a id="p100297"></a>Оценка коррозионной агрессивности грунта по отношению к металлу (включая биокоррозионную агрессивность грунтов) по отобранным в шурфе пробам грунта в лабораторных условиях проводится в соответствии с ГОСТ 9.602.
62. <a id="p100298"></a>Определение биокоррозионной агрессивности грунта на глубине укладки подземного стального газопровода проводится в соответствии с ГОСТ 9.602 по качественным признакам:
<a id="p100299"></a>окраске грунта;
<a id="p100300"></a>наличию в грунте восстановленных соединений серы, являющихся продуктами жизнедеятельности сульфатвосстанавливающих бактерий.
<a id="p100301"></a>Результаты определения биокоррозионной агрессивности грунта указываются в протоколе, рекомендуемый образец которого приведен в приложении N 11 к настоящему Руководству по безопасности.
63. <a id="p100302"></a>Определение опасного влияния блуждающего постоянного и переменного токов при шурфовом диагностировании проводится в соответствии с ГОСТ 9.602.
64. <a id="p100303"></a>Результаты шурфового обследования указываются в акте шурфового обследования газопровода, рекомендуемый образец которого приведен в приложении N 12 к настоящему Руководству по безопасности.


### <a id="p100304"></a>VIII. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ФАКТИЧЕСКОГО ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ГАЗОПРОВОДА И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА ГАЗОПРОВОДА


65. <a id="p100305"></a>Фактическое техническое состояние газопровода определяется на основании результатов проведения его технического диагностирования.
66. <a id="p100306"></a>В качестве критерия фактического технического состояния газопровода принята вероятность возникновения отказов, обусловленных техническим состоянием газопровода PТС.
<a id="p100307"></a>Данный критерий комплексно учитывает условия эксплуатации газопровода и выявленные при проведении его технического диагностирования дефекты, повреждения и их динамику.
67. <a id="p100308"></a>Определение фактического технического состояния и остаточного ресурса газопровода выполняется в следующей последовательности:
<a id="p100309"></a>анализ условий эксплуатации газопровода и выявленных при проведении его технического диагностирования дефектов, повреждений и их динамики;
<a id="p100310"></a>оценка вероятности возникновения отказов, обусловленных техническим состоянием газопровода;
<a id="p100311"></a>определение допустимости дальнейшей безопасной эксплуатации газопровода;
<a id="p100312"></a>установление остаточного ресурса газопровода;
<a id="p100313"></a>разработка рекомендаций по обеспечению безопасной эксплуатации газопровода.
<a id="p100314"></a>Схема алгоритма определения фактического технического состояния, допустимости эксплуатации и остаточного ресурса газопровода приведена в приложении N 13 к настоящему Руководству по безопасности.
68. <a id="p100315"></a>Анализ условий эксплуатации газопровода и выявленных при проведении его технического диагностирования дефектов, повреждений и их динамики производится в соответствии с методикой, приведенной в приложении N 14 к настоящему Руководству по безопасности.
<a id="p100316"></a>Анализу рекомендуется подвергать участки газопровода, характеризующиеся различными параметрами технического состояния газопровода, особыми условиями эксплуатации, наличием источников опасностей и объектов, которые могут быть подвержены опасности в случае отказа газопровода.
69. <a id="p100317"></a>Оценка вероятности возникновения отказов, обусловленных техническим состоянием газопровода PТС, производится в соответствии с приложением N 14 к настоящему Руководству по безопасности и выполняется для двух вариантов:
<a id="p100318"></a>при условии наличия дефектов и повреждений, выявленных при проведении технического диагностирования газопровода PТС1 (соответствует фактическому техническому состоянию газопровода);
<a id="p100319"></a>при условии устранения выявленных дефектов и повреждений PТС2 (соответствует периоду дальнейшей безопасной эксплуатации до истечения остаточного ресурса).
70. <a id="p100320"></a>Допустимость дальнейшей безопасной эксплуатации после проведения технического диагностирования газопровода до истечения остаточного ресурса определяется путем сравнения значений двух вероятностей возникновения отказов:
<a id="p100321"></a>обусловленной техническим состоянием газопровода PТС;
<a id="p100322"></a>установленной в качестве допустимой PД.
<a id="p100323"></a>Для газопроводов, возникновение отказов на которых может сопровождаться нанесением ущерба третьим лицам и окружающей среде, рекомендуется устанавливать PД <= 0,05.
<a id="p100324"></a>При соблюдении условия PТС < PД допускается продолжение эксплуатации газопровода до истечения остаточного ресурса.
71. <a id="p100325"></a>Результаты определения фактического технического состояния и допустимости дальнейшей эксплуатации газопровода указываются в протоколе, рекомендуемый образец которого приведен в приложении N 15 к настоящему Руководству по безопасности.
72. <a id="p100326"></a>В зависимости от наличия дефектов, повреждений и их динамики, выявленных при проведении технического диагностирования газопровода, остаточный ресурс устанавливается по одному или нескольким из следующих критериев (методов):
<a id="p100327"></a>вероятности возникновения отказов газопровода;
<a id="p100328"></a>коррозионному утонению стенок и изменению механических характеристик металла труб газопровода;
<a id="p100329"></a>усталостному повреждению металла;
<a id="p100330"></a>другим методам и критериям.
<a id="p100331"></a>В случае одновременного использования нескольких критериев (методов) остаточный ресурс газопровода определяется по его наименьшему значению из рассчитанных по каждому критерию (методу).
<a id="p100332"></a>Методика определения остаточного ресурса на основании вероятности возникновения отказов газопровода приведена в приложении N 16 к настоящему Руководству по безопасности. Результаты расчета указываются в протоколе, рекомендуемый образец которого приведен в приложении N 17 к настоящему Руководству по безопасности. Пример расчета приведен в приложении N 18 к настоящему Руководству по безопасности.
<a id="p100333"></a>Для участков газопровода, на которых обнаружено обширное коррозионное утонение стенок труб, остаточный ресурс определяется на основе информации о фактических параметрах коррозионных дефектов и физико-механических характеристиках труб, полученной при проведении технического диагностирования газопровода.
<a id="p100334"></a>Рекомендуемая методика определения остаточного ресурса газопровода по коррозионному утонению стенок и изменению механических характеристик металла труб газопровода приведена в приложении N 19 к настоящему Руководству по безопасности, форма протокола - в приложении N 20 к настоящему Руководству по безопасности, пример расчета - в приложении N 21 к настоящему Руководству по безопасности.
<a id="p100335"></a>При обнаружении на диагностируемом газопроводе ЗКН, в которых процессы коррозии, усталости и ползучести металла развиваются наиболее интенсивно, остаточный ресурс газопровода рекомендуется рассчитывать в соответствии с рекомендациями к конкретному методу, используемому при проведении технического диагностирования.
<a id="p100336"></a>Выбор методов и критериев для установления остаточного ресурса газопровода определяется организацией, проводящей техническое диагностирование.
73. <a id="p100337"></a>С целью обеспечения безопасности эксплуатации газопровода на период времени от проведенного технического диагностирования до прогнозируемого перехода в предельное состояние, в дополнение к регламентным работам по мониторингу, техническому обслуживанию и текущему ремонту разрабатываются рекомендации, учитывающие фактическое, техническое состояние газопровода и предусматривающие:
<a id="p100338"></a>установление сроков проведения проверок состояния охранных зон, технических осмотров и текущих ремонтов газопровода;
<a id="p100339"></a>устранение конкретных нарушений условий безопасной эксплуатации газопровода, выявленных при его техническом диагностировании;
<a id="p100340"></a>выполнение работ по текущему ремонту газопровода, исходя из характера обнаруженных неисправностей.
74. <a id="p100341"></a>Результаты установления остаточного ресурса газопровода указываются в протоколе, рекомендуемый образец которого приведен в приложении N 22 к настоящему Руководству по безопасности.


### <a id="p100342"></a>IX. ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ ГАЗОПРОВОДА


75. <a id="p100343"></a>Результаты, полученные при выполнении отдельных видов работ, предусмотренных программой проведения технического диагностирования газопровода, оформляются в виде перечисленных ниже актов, протоколов, заключений, формы которых установлены документами в области стандартизации и другими нормативными документами:
<a id="p100344"></a>акт анализа технической документации подземного стального газопровода;
<a id="p100345"></a>результаты диагностирования подземного стального газопровода без вскрытия грунта:
<a id="p100346"></a>акт технического обследования подземного стального газопровода;
<a id="p100347"></a>протокол определения коррозионной агрессивности грунта;
<a id="p100348"></a>протокол определения опасного влияния блуждающего постоянного тока;
<a id="p100349"></a>протокол определения опасного влияния переменного тока;
<a id="p100350"></a>протокол проверки эффективности работы ЭХЗ подземного стального газопровода;
<a id="p100351"></a>протокол проверки состояния технических устройств, установленных на газопроводе;
<a id="p100352"></a>результаты шурфового диагностирования:
<a id="p100353"></a>акт шурфового обследования газопровода;
<a id="p100354"></a>протокол проверки герметичности газопровода в шурфе;
<a id="p100355"></a>протокол определения состояния защитного покрытия в шурфе;
<a id="p100356"></a>протокол определения состояния металла трубы и сварных соединений подземного стального газопровода;
<a id="p100357"></a>протокол результатов контроля ЗКН, дефектов неоднородности структуры металла и сварных соединений на локальном участке газопровода;
<a id="p100358"></a>протокол определения коррозионной агрессивности грунта;
<a id="p100359"></a>протокол определения биокоррозионной агрессивности грунта;
<a id="p100360"></a>результаты определения фактического технического состояния газопровода и установления предельного срока его дальнейшей эксплуатации:
<a id="p100361"></a>протокол определения фактического технического состояния и допустимости дальнейшей эксплуатации подземного стального газопровода;
<a id="p100362"></a>протоколы определения по различным критериям остаточного ресурса газопровода;
<a id="p100363"></a>протокол установления остаточного ресурса газопровода.
76. <a id="p100364"></a>Результаты, полученные при выполнении технического диагностирования газопровода:
<a id="p100365"></a>являются основанием для определения фактического технического состояния газопровода;
<a id="p100366"></a>используются при проведении экспертизы промышленной безопасности газопровода;
<a id="p100367"></a>оформляются в виде приложений к заключению экспертизы.
<a id="p100368"></a>Результаты технического диагностирования газопровода оформляются в виде отчета о проведенном техническом диагностировании в случае, если по результатам проведения технического диагностирования не проводится экспертиза промышленной безопасности газопровода.
77. <a id="p100369"></a>На основании результатов работ, выполненных при техническом диагностировании газопровода, оформляется заключение экспертизы промышленной безопасности в соответствии с требованиями Правил проведения экспертизы промышленной безопасности.
78. <a id="p100370"></a>Решение о дальнейшей безопасной эксплуатации газопровода принимается руководителем эксплуатационной организации.
79. <a id="p100371"></a>Для объектов газораспределения и газопотребления, которые не относятся к категории опасных производственных объектов, результаты технического диагностирования газопроводов являются основанием для продления срока службы данного объекта.





<a id="p100372"></a>Приложение N 1
к Руководству по безопасности
"Инструкция по техническому
диагностированию подземных
стальных газопроводов",
утвержденному приказом
Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 6 февраля 2017 г. N 47

<a id="p100373"></a>**ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ**

<a id="p100374"></a>В целях настоящего Руководства по безопасности используются следующие основные термины и определения:


| <a id="p100375"></a>Вероятность | <a id="p100376"></a>- мера возможности появления события, выражаемая действительным числом из интервала от 0 до 1, где 0 соответствует невозможному, а 1 - достоверному событию.<br>[п. 3.6.1.4 ГОСТ Р 51897-2011] |
| --- | --- |
| <a id="p100377"></a>Вероятность безотказной работы | <a id="p100378"></a>- вероятность того, что в пределах заданной наработки отказ объекта не возникнет.<br>[п. 6.8 ГОСТ 27.002-89] |
| <a id="p100379"></a>Вероятность отказа | <a id="p100380"></a>- вероятность возникновения отказа изделия в пределах заданной наработки. Примечание 1 - Вероятность отказа является дополнением до единицы вероятности безотказной работы. Примечание 2 - Значение вероятности отказа равно отношению числа отказов испытанных изделий к числу их испытаний.<br>[п. 3.1.1 ГОСТ Р 27.004-2009] |
| <a id="p100381"></a>Газопровод | <a id="p100382"></a>- конструкция (сооружение), состоящая из соединенных между собой труб, предназначенная для транспортирования газа. |
| <a id="p100383"></a>Дефект | <a id="p100384"></a>- каждое отдельное несоответствие продукции установленным требованиям.<br>[п. 38 ГОСТ 15467-79] |
| <a id="p100385"></a>Исправное состояние (исправность) | <a id="p100386"></a>- состояние объекта, при котором он соответствует всем требованиям нормативно-технической и (или) конструкторской (проектной) документации.<br>[п. 2.1 ГОСТ 27.002-89] |
| <a id="p100387"></a>Контроль технического состояния | <a id="p100388"></a>- проверка соответствия значений параметров объекта требованиям технической документации и определение на этой основе одного из заданных видов технического состояния в данный момент времени. Примечание: Видами технического состояния являются, например, исправное, работоспособное, неисправное, неработоспособное и т.п. в зависимости от значений параметров в данный момент времени.<br>[п. 5 ГОСТ 20911-89] |
| <a id="p100389"></a>Мониторинг технического состояния | <a id="p100390"></a>- системный (непрерывный или периодический) контроль параметров, характеризующий техническое состояние оборудования.<br>[п. 3.1.10 СТО Газпром 2-2.3-095-2007] |
| <a id="p100391"></a>Наработка | <a id="p100392"></a>- продолжительность или объем работы объекта. Примечание: Наработка может быть как непрерывной величиной (продолжительность работы в часах, километрах пробега и т.п.), так и целочисленной величиной (число рабочих циклов, запусков и т.п.).<br>[п. 4.1 ГОСТ 27.002-89] |
| <a id="p100393"></a>Неисправное состояние (неисправность) | <a id="p100394"></a>- состояние объекта, при котором он не соответствует хотя бы одному из требований нормативно-технической и (или) конструкторской (проектной) документации.<br>[п. 2.2 ГОСТ 27.002-89] |
| <a id="p100395"></a>Неработоспособное состояние (неработоспособность) | <a id="p100396"></a>- состояние объекта, при котором значение хотя бы одного параметра, характеризующего способность выполнять заданные функции, не соответствует требованиям нормативно-технической и (или) конструкторской (проектной) документации.<br>Примечание: Для сложных объектов возможно деление их неработоспособных состояний. При этом из множества неработоспособных состояний выделяют частично неработоспособные состояния, при которых объект способен частично выполнять требуемые функции.<br>[п. 2.4 ГОСТ 27.002-89] |
| <a id="p100397"></a>Несоответствие | <a id="p100398"></a>- невыполнение требования.<br>[п. 3.6.2 ГОСТ ISO 9000-2011] |
| <a id="p100399"></a>Отказ | <a id="p100400"></a>- событие, заключающееся в нарушении работоспособного состояния объекта.<br>[п. 3.3 ГОСТ 27.002-89] |
| <a id="p100401"></a>Оценка технического состояния | <a id="p100402"></a>- регламентная работа по мониторингу, выполняемая в процессе эксплуатации газопровода с расчетом величины риска и принятием решения о его допустимости.<br>[ГОСТ Р 54983-2012] |
| <a id="p100403"></a>Повреждение | <a id="p100404"></a>- событие, заключающееся в нарушении исправного состояния объекта при сохранении работоспособного состояния.<br>[п. 3.2 ГОСТ 27.002-89] |
| <a id="p100405"></a>Предельное состояние | <a id="p100406"></a>- состояние объекта, при котором его дальнейшая эксплуатация недопустима или нецелесообразна, либо восстановление его работоспособного состояния невозможно или нецелесообразно.<br>[п. 2.5 ГОСТ 27.002-89] |
| <a id="p100407"></a>Предельный срок эксплуатации | <a id="p100408"></a>- срок перехода объекта в предельное состояние, при котором его дальнейшая эксплуатация недопустима или нецелесообразна по причинам экономической или экологической опасности.<br>[п. 3.3 ГОСТ Р 54983-2012] |
| <a id="p100409"></a>Прогнозирование технического состояния | <a id="p100410"></a>- определение технического состояния объекта с заданной вероятностью на предстоящий интервал времени.<br>Примечание: целью прогнозирования технического состояния может быть определение с заданной вероятностью интервала времени (ресурса), в течение которого сохранится работоспособное (исправное) состояние объекта или вероятности сохранения работоспособного (исправного) состояния объекта на заданный интервал времени.<br>[п. 8 ГОСТ 20911-89] |
| <a id="p100411"></a>Работоспособное состояние (работоспособность) | <a id="p100412"></a>- состояние объекта, при котором значения всех параметров, характеризующих способность выполнять заданные функции, соответствуют требованиям нормативно-технической и (или) конструкторской (проектной) документации.<br>[п. 2.3 ГОСТ 27.002-89] |
| <a id="p100413"></a>Событие | <a id="p100414"></a>- возникновение или изменение специфического набора условий.<br>[п. 3.5.1.3 ГОСТ Р 51897-2011] |
| <a id="p100415"></a>Техническое состояние объекта | <a id="p100416"></a>- состояние, которое характеризуется в определенный момент времени, при определенных условиях внешней среды, значениями параметров, установленных технической документацией на объект.<br>[п. 2 ГОСТ 20911-89] |
| <a id="p100417"></a>Требование | <a id="p100418"></a>- потребность или ожидание, которое установлено, обычно предполагается или является обязательным. Примечание - Слова "обычно предполагается" означают, что это общепринятая практика организации, потребителей и других заинтересованных сторон, когда предполагаются рассматриваемые потребности или ожидания.<br>[п. 3.1.2 ГОСТ ISO 9000-2011] |
| <a id="p100419"></a>Экспертная организация | <a id="p100420"></a>- организация, имеющая лицензию на проведение экспертизы промышленной безопасности опасных производственных объектов. |
| <a id="p100421"></a>Эксплуатационная организация | <a id="p100422"></a>- юридическое лицо, осуществляющее эксплуатацию сети газораспределения и сети газопотребления и (или) оказывающее услуги по их техническому обслуживанию и ремонту на законных основаниях.<br>[п. 7 Технический регламент о безопасности сетей газораспределения и газопотребления] |






<a id="p100423"></a>Приложение N 2
к Руководству по безопасности
"Инструкция по техническому
диагностированию подземных
стальных газопроводов",
утвержденному приказом
Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 6 февраля 2017 г. N 47

<a id="p100424"></a>**СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ СОКРАЩЕНИЙ**

<a id="p100425"></a>В настоящем Руководстве по безопасности применены следующие сокращения:
<a id="p100426"></a>ЗКН - зона концентрации напряжений;
<a id="p100427"></a>МЭС - медно-сульфатный электрод сравнения;
<a id="p100428"></a>СКЗ - станция катодной защиты;
<a id="p100429"></a>УЗ - установка электрохимической защиты;
<a id="p100430"></a>ЭХЗ - электрохимическая защита.





<a id="p100431"></a>Приложение N 3
к Руководству по безопасности
"Инструкция по техническому
диагностированию подземных
стальных газопроводов",
утвержденному приказом
Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 6 февраля 2017 г. N 47

<a id="p100432"></a>(Рекомендуемый образец)

<a id="p100433"></a>                                    АКТ
               АНАЛИЗА ТЕХНИЧЕСКОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ ГАЗОПРОВОДА

<a id="p100434"></a>Дата составления: "__" _______ 20__ г.
<a id="p100435"></a>Имущественная принадлежность газопровода __________________________________
<a id="p100436"></a>Адрес газопровода и N исполнительного чертежа _____________________________
<a id="p100437"></a>Назначение газопровода ____________________________________________________

1. <a id="p100438"></a>Основные характеристики газопровода


| <a id="p100439"></a>N проекта |  |
| --- | --- |
| <a id="p100440"></a>Год(ы) постройки |  |
| <a id="p100441"></a>Год ввода в эксплуатацию |  |
| <a id="p100442"></a>Протяженность общая, метр |  |
| <a id="p100443"></a>Диаметр, миллиметры |  |
| <a id="p100444"></a>Давление проектное, мегапаскаль |  |
| <a id="p100445"></a>Давление рабочее, мегапаскаль |  |
| <a id="p100446"></a>Тип(ы) защитного покрытия (нормальное, усиленное, весьма усиленное) |  |
| <a id="p100447"></a>Материал и конструкция защитного покрытия |  |
| <a id="p100448"></a>Тип ЭХЗ и дата ввода |  |
| <a id="p100449"></a>Эксплуатационная организация |  |


2. <a id="p100450"></a>Перечень рассмотренной документации:
  _________________________________________________________________________
  _________________________________________________________________________

3. <a id="p100451"></a>Характеристики газопровода и технических устройств на нем


<table>
<colgroup><col width="11%"><col width="20%"><col width="16%"><col width="14%"><col width="17%"><col width="21%"></colgroup>
<tr><td colspan="2"><a id="p100452"></a>Расположение участка на исполнительной документации</td><td rowspan="2"><a id="p100453"></a>Технические устройства</td><td rowspan="2"><a id="p100454"></a>Диаметр, миллиметр</td><td rowspan="2"><a id="p100455"></a>Толщина стенки трубы, миллиметр</td><td rowspan="2"><a id="p100456"></a>Стандарт на трубы</td></tr>
<tr><td><a id="p100457"></a>ПК</td><td><a id="p100458"></a>протяженность, метр</td></tr>
<tr><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
</table>


4. <a id="p100459"></a>Пересечение с искусственными и естественными преградами


<table>
<colgroup><col width="11%"><col width="27%"><col width="41%"><col width="21%"></colgroup>
<tr><td colspan="2"><a id="p100460"></a>Расположение участка на исполнительной документации</td><td rowspan="2"><a id="p100461"></a>Наименование и характеристика пересекающей преграды</td><td rowspan="2"><a id="p100462"></a>Наличие футляра</td></tr>
<tr><td><a id="p100463"></a>ПК</td><td><a id="p100464"></a>протяженность, метр</td></tr>
<tr><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
</table>


5. <a id="p100465"></a>Особенности прокладки газопровода


<table>
<colgroup><col width="11%"><col width="26%"><col width="41%"><col width="21%"></colgroup>
<tr><td colspan="2"><a id="p100466"></a>Расположение участка на исполнительной документации</td><td rowspan="2"><a id="p100467"></a>Прокладка в пучинистых и слабонесущих грунтах, на подрабатываемых территориях; в зонах с проявлением карстовых явлений; недопустимое приближение к инженерным коммуникациям (указать)</td><td rowspan="2"><a id="p100468"></a>Примечание</td></tr>
<tr><td><a id="p100469"></a>ПК</td><td><a id="p100470"></a>протяженность, метр</td></tr>
<tr><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
</table>


6. <a id="p100471"></a>Характеристика грунта


<table>
<colgroup><col width="11%"><col width="27%"><col width="41%"><col width="21%"></colgroup>
<tr><td colspan="2"><a id="p100472"></a>Расположение участка на исполнительной документации</td><td rowspan="2"><a id="p100473"></a>Тип грунта (указать)</td><td rowspan="2"><a id="p100474"></a>Коррозионная агрессивность</td></tr>
<tr><td><a id="p100475"></a>ПК</td><td><a id="p100476"></a>протяженность, метр</td></tr>
<tr><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
</table>


7. <a id="p100477"></a>Система электрохимической защиты


<table>
<colgroup><col width="10%"><col width="9%"><col width="11%"><col width="12%"><col width="13%"><col width="14%"><col width="16%"><col width="16%"></colgroup>
<tr><td colspan="2"><a id="p100478"></a>Зона действия УЗ</td><td rowspan="2"><a id="p100479"></a>Тип УЗ</td><td rowspan="2"><a id="p100480"></a>Опорная точка</td><td colspan="2"><a id="p100481"></a>Потенциал относительно МЭС, вольт</td><td rowspan="2"><a id="p100482"></a>Продолжительность отключения за 10 лет, сутки</td><td rowspan="2"><a id="p100483"></a>Примечания</td></tr>
<tr><td><a id="p100484"></a>от ПК</td><td><a id="p100485"></a>до ПК</td><td><a id="p100486"></a>суммарный</td><td><a id="p100487"></a>поляризационный</td></tr>
<tr><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
</table>


8. <a id="p100488"></a>Электроизолирующие соединения на газопроводе


| <a id="p100489"></a>N | <a id="p100490"></a>Адрес (постоянные ориентиры) | <a id="p100491"></a>Место установки | <a id="p100492"></a>Дата проверки | <a id="p100493"></a>Диаметр, миллиметр | <a id="p100494"></a>Тип | <a id="p100495"></a>Работоспособность |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
|  |  |  |  |  |  |  |
|  |  |  |  |  |  |  |


9. <a id="p100496"></a>Шунтирующие токовые перемычки


<table>
<colgroup><col width="7%"><col width="18%"><col width="16%"><col width="14%"><col width="16%"><col width="14%"><col width="16%"></colgroup>
<tr><td rowspan="3"><a id="p100497"></a>N</td><td rowspan="3"><a id="p100498"></a>Адрес (постоянные ориентиры)</td><td rowspan="3"><a id="p100499"></a>Тип установки (подземная/надземная)</td><td colspan="4"><a id="p100500"></a>Место установки</td></tr>
<tr><td colspan="2"><a id="p100501"></a>сооружение 1</td><td colspan="2"><a id="p100502"></a>сооружение 2</td></tr>
<tr><td><a id="p100503"></a>Диаметр, миллиметр</td><td><a id="p100504"></a>Давление, мегапаскаль</td><td><a id="p100505"></a>Диаметр, миллиметр</td><td><a id="p100506"></a>Давление, мегапаскаль</td></tr>
<tr><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
</table>


10. <a id="p100507"></a>Сведения о ремонтных и профилактических работах


| <a id="p100508"></a>N | <a id="p100509"></a>Дата | <a id="p100510"></a>Место расположения по схеме, ПК | <a id="p100511"></a>Вид повреждения и его причины | <a id="p100512"></a>Вид выполненного ремонта |
| --- | --- | --- | --- | --- |
|  |  |  |  |  |
|  |  |  |  |  |


<a id="p100513"></a>Приложение: Схема диагностируемого газопровода

<a id="p100514"></a>Акт составлен:
  ___________________________________  ______________  ____________________
  должность, наименование организации  личная подпись   инициалы, фамилия





<a id="p100515"></a>Приложение N 4
к Руководству по безопасности
"Инструкция по техническому
диагностированию подземных
стальных газопроводов",
утвержденному приказом
Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 6 февраля 2017 г. N 47

<a id="p100516"></a>**ТИПОВАЯ ПРОГРАММА**
**ПРОВЕДЕНИЯ ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ ГАЗОПРОВОДА**


| <a id="p100517"></a>Вид работ |
| --- |
| <a id="p100518"></a>1. Анализ технической документации |
| <a id="p100519"></a>2. Диагностирование газопровода без вскрытия грунта: |
| <a id="p100520"></a>2.1. Проверка соответствия трассы газопровода исполнительной документации |
| <a id="p100521"></a>2.2. Проверка газопровода на герметичность |
| <a id="p100522"></a>2.3. Оценка состояния защитного покрытия |
| <a id="p100523"></a>2.4. Оценка коррозионной агрессивности грунта |
| <a id="p100524"></a>2.5. Определение опасного влияния блуждающего постоянного и переменного токов |
| <a id="p100525"></a>2.6. Проверка эффективности работы ЭХЗ |
| <a id="p100526"></a>2.7. Проверка состояния технических устройств, установленных на газопроводе |
| <a id="p100527"></a>2.8. Выявление участков газопровода с аномалиями металла труб |
| <a id="p100528"></a>3. Шурфовое диагностирование газопровода: |
| <a id="p100529"></a>3.1. Выбор мест закладки шурфов |
| <a id="p100530"></a>3.2. Проверка герметичности газопровода |
| <a id="p100531"></a>3.3. Определение состояния защитного покрытия |
| <a id="p100532"></a>3.4. Определение состояния поверхности металла и контроль геометрических размеров трубы |
| <a id="p100533"></a>3.5. Определение физико-механических свойств металла трубы |
| <a id="p100534"></a>3.6. Контроль ЗКН, дефектов, неоднородности структуры металла и сварных соединений |
| <a id="p100535"></a>3.7. Определение состояния сварных соединений |
| <a id="p100536"></a>3.8. Определение коррозионной агрессивности грунта |
| <a id="p100537"></a>3.9. Определение биокоррозионной агрессивности грунта |
| <a id="p100538"></a>4. Определение фактического технического состояния газопровода и установление предельного срока его дальнейшей эксплуатации |
| <a id="p100539"></a>4.1. Анализ условий эксплуатации газопровода и выявленных при проведении его технического диагностирования дефектов, повреждений и их динамики |
| <a id="p100540"></a>4.2. Оценка вероятности возникновения отказов, обусловленных техническим состоянием газопровода |
| <a id="p100541"></a>4.3. Принятие решения о допустимости дальнейшей безопасной эксплуатации газопровода до прогнозируемого его перехода в предельное состояние |
| <a id="p100542"></a>4.4. Установление остаточного ресурса газопровода |
| <a id="p100543"></a>4.5. Разработка рекомендаций по обеспечению безопасной эксплуатации газопровода до прогнозируемого его перехода в предельное состояние |
| <a id="p100544"></a>5. Оформление результатов технического диагностирования газопровода |






<a id="p100545"></a>Приложение N 5
к Руководству по безопасности
"Инструкция по техническому
диагностированию подземных
стальных газопроводов",
утвержденному приказом
Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 6 февраля 2016 г. N 47

<a id="p100546"></a>(Рекомендуемый образец)

<a id="p100547"></a>                                 ПРОТОКОЛ
                       ПРОВЕРКИ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ
                   ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКОЙ ЗАЩИТЫ ГАЗОПРОВОДА

<a id="p100548"></a>Дата обследования: "__" _______ 20__ г.
<a id="p100549"></a>Организация-владелец (балансодержатель) ___________________________________
<a id="p100550"></a>Эксплуатационная организация ______________________________________________
<a id="p100551"></a>Название газопровода и N исполнительного чертежа
___________________________________________________________________________
<a id="p100552"></a>Назначение газопровода ____________________________________________________
<a id="p100553"></a>Общая протяженность ______ метров, диаметр _____ миллиметров,
рабочее давление ______ мегапаскаля.

1. <a id="p100554"></a>Средства измерений


| <a id="p100555"></a>Наименование прибора | <a id="p100556"></a>N прибора | <a id="p100557"></a>Назначение прибора | <a id="p100558"></a>Свидетельство и дата следующей поверки (калибровки) |
| --- | --- | --- | --- |
|  |  |  |  |
|  |  |  |  |
|  |  |  |  |


2. <a id="p100559"></a>Результаты контроля:


#### <a id="p100560"></a>2.1 Результаты контроля защитных потенциалов



<table>
<colgroup><col width="11%"><col width="27%"><col width="21%"><col width="18%"><col width="24%"></colgroup>
<tr><td colspan="2"><a id="p100561"></a>Расположение участка на исполнительной документации</td><td rowspan="2"><a id="p100562"></a>Величина стационарного потенциала, вольт</td><td rowspan="2"><a id="p100563"></a>Величина суммарного потенциала, вольт</td><td rowspan="2"><a id="p100564"></a>Величина поляризационного потенциала, вольт</td></tr>
<tr><td><a id="p100565"></a>ПК</td><td><a id="p100566"></a>Протяженность, метр</td></tr>
<tr><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
</table>



#### <a id="p100567"></a>2.2 Результаты контроля параметров УЗ



<table>
<colgroup><col width="39%"><col width="14%"><col width="9%"><col width="9%"><col width="9%"><col width="11%"><col width="9%"></colgroup>
<tr><td rowspan="2"><a id="p100568"></a>Наименование контролируемых параметров</td><td rowspan="2"><a id="p100569"></a>Единица измерения</td><td colspan="5"><a id="p100570"></a>Значение параметра</td></tr>
<tr><td><a id="p100571"></a>УЗ-1</td><td><a id="p100572"></a>УЗ-2</td><td><a id="p100573"></a>УЗ-3</td><td><a id="p100574"></a>УЗ-...</td><td><a id="p100575"></a>УЗ-N</td></tr>
<tr><td><a id="p100576"></a>Рабочий выходной ток</td><td><a id="p100577"></a>ампер</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p100578"></a>Выходное напряжение</td><td><a id="p100579"></a>вольт</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p100580"></a>Максимальное значение тока</td><td><a id="p100581"></a>ампер</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p100582"></a>Максимальное значение напряжения</td><td><a id="p100583"></a>вольт</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p100584"></a>Запас по току</td><td><a id="p100585"></a>процент</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p100586"></a>Запас по напряжению</td><td><a id="p100587"></a>"</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p100588"></a>Соотношение величин выходного и максимального напряжения</td><td><a id="p100589"></a>"</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p100590"></a>Период неработоспособности за последние 10 лет</td><td><a id="p100591"></a>месяц</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
</table>


3. <a id="p100592"></a>Выводы:
___________________________________________________________________________

<a id="p100593"></a>Обследование провели:
  ___________________________________  ______________  ____________________
  должность, наименование организации  личная подпись   инициалы, фамилия





<a id="p100594"></a>Приложение N 6
к Руководству по безопасности
"Инструкция по техническому
диагностированию подземных
стальных газопроводов",
утвержденному приказом
Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 6 февраля 2017 г. N 47

<a id="p100595"></a>(Рекомендуемый образец)

<a id="p100596"></a>                                 ПРОТОКОЛ
                 ПРОВЕРКИ СОСТОЯНИЯ ТЕХНИЧЕСКИХ УСТРОЙСТВ,
                       УСТАНОВЛЕННЫХ НА ГАЗОПРОВОДЕ

<a id="p100597"></a>Дата обследования: "__" _______ 20__ г.
<a id="p100598"></a>Организация-владелец (балансодержатель) ___________________________________
<a id="p100599"></a>Эксплуатационная организация ______________________________________________
<a id="p100600"></a>Название газопровода и N исполнительного чертежа
___________________________________________________________________________
<a id="p100601"></a>Назначение газопровода ____________________________________________________
<a id="p100602"></a>Общая протяженность ____ метров, диаметр ____ миллиметров,
рабочее давление _____ мегапаскаля.

1. <a id="p100603"></a>Средства измерений


| <a id="p100604"></a>Наименование средства измерения | <a id="p100605"></a>N средства измерения | <a id="p100606"></a>Назначение средства измерения | <a id="p100607"></a>Свидетельство и дата следующей поверки (калибровки) |
| --- | --- | --- | --- |
|  |  |  |  |
|  |  |  |  |
|  |  |  |  |


2. <a id="p100608"></a>Результаты обследования технических устройств


| <a id="p100609"></a>Место расположения (ПК) | <a id="p100610"></a>Тип технического устройства | <a id="p100611"></a>Вид установки | <a id="p100612"></a>Выявленные дефекты и повреждения | <a id="p100613"></a>Рекомендации по обеспечению безопасной эксплуатации | <a id="p100614"></a>Выводы |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
|  |  |  |  |  |  |
|  |  |  |  |  |  |
|  |  |  |  |  |  |


<a id="p100615"></a>Обследование провели:

  ___________________________________  ______________  ____________________
  должность, наименование организации  личная подпись   инициалы, фамилия





<a id="p100616"></a>Приложение N 7
к Руководству по безопасности
"Инструкция по техническому
диагностированию подземных
стальных газопроводов",
утвержденному приказом
Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 6 февраля 2017 г. N 47

<a id="p100617"></a>(Рекомендуемый образец)

<a id="p100618"></a>                     АКТ ДИАГНОСТИРОВАНИЯ ГАЗОПРОВОДА
                            БЕЗ ВСКРЫТИЯ ГРУНТА

<a id="p100619"></a>Дата "__" ______ 20__ г.
<a id="p100620"></a>Имущественная принадлежность газопровода __________________________________

<a id="p100621"></a>Эксплуатационная организация ______________________________________________

1. <a id="p100622"></a>Наименование газопровода _______________________________________________
2. <a id="p100623"></a>Давление газа в газопроводе, мегапаскаль
_________________________________________________
3. <a id="p100624"></a>Длина газопровода, метр ________________________________________________
4. <a id="p100625"></a>Состояние защитного покрытия проверялось _______________________________
<a id="p100626"></a>Обнаружено мест "индикаций" прибора с приложением эскизов _________________
5. <a id="p100627"></a>Герметичность газопровода проверялась __________________________________
<a id="p100628"></a>Обнаружено мест "индикаций" прибора с приложением эскизов _________________

<a id="p100629"></a>Акт составлен:
  _____________________________________   __________  _________  __________
  (должность, наименование организации)    (Ф.И.О.)   (подпись)    (дата)
  _____________________________________   __________  _________  __________
  (должность, наименование организации)    (Ф.И.О.)   (подпись)    (дата)





<a id="p100630"></a>Приложение N 8
к Руководству по безопасности
"Инструкция по техническому
диагностированию подземных
стальных газопроводов",
утвержденному приказом
Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 6 февраля 2017 г. N 47

<a id="p100631"></a>(Рекомендуемый образец)

<a id="p100632"></a>                                 ПРОТОКОЛ
                ПРОВЕРКИ ГЕРМЕТИЧНОСТИ ГАЗОПРОВОДА В ШУРФЕ

<a id="p100633"></a>Дата обследования "__" _______ 20__ г.
<a id="p100634"></a>Имущественная принадлежность газопровода __________________________________
<a id="p100635"></a>Адрес газопровода и N исполнительного чертежа _____________________________
___________________________________________________________________________
<a id="p100636"></a>Назначение газопровода ____________________________________________________
<a id="p100637"></a>Общая протяженность ____ метров, диаметр ____ миллиметров,
рабочее давление ____ мегапаскаля.

1. <a id="p100638"></a>Параметры шурфа


| <a id="p100639"></a>N шурфа | <a id="p100640"></a>Привязка шурфа по схеме (ПК) | <a id="p100641"></a>Протяженность шурфа, метр | <a id="p100642"></a>Примечания |
| --- | --- | --- | --- |
|  |  |  |  |
|  |  |  |  |
|  |  |  |  |


2. <a id="p100643"></a>Средства измерений


| <a id="p100644"></a>Наименование прибора | <a id="p100645"></a>N прибора | <a id="p100646"></a>Назначение прибора | <a id="p100647"></a>Свидетельство и дата следующей поверки (калибровки) |
| --- | --- | --- | --- |
|  |  |  |  |
|  |  |  |  |
|  |  |  |  |


3. <a id="p100648"></a>Результаты измерений


| <a id="p100649"></a>Параметр контроля | <a id="p100650"></a>Результат контроля | <a id="p100651"></a>Место расположения (координаты) | <a id="p100652"></a>Размеры, вид утечки |
| --- | --- | --- | --- |
| <a id="p100653"></a>Загазованность шурфа<br>(наличие негерметичности) |  |  |  |


<a id="p100654"></a>Измерения провели:
  ___________________________________  ______________  ____________________
  должность, наименование организации  личная подпись   инициалы, фамилия





<a id="p100655"></a>Приложение N 9
к Руководству по безопасности
"Инструкция по техническому
диагностированию подземных
стальных газопроводов",
утвержденному приказом
Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 6 февраля 2017 г. N 47

<a id="p100656"></a>(Рекомендуемый образец)

<a id="p100657"></a>                                 ПРОТОКОЛ
             ОПРЕДЕЛЕНИЯ СОСТОЯНИЯ ЗАЩИТНОГО ПОКРЫТИЯ В ШУРФЕ

<a id="p100658"></a>Дата обследования "__" ______ 20__ г.
<a id="p100659"></a>Имущественная принадлежность газопровода __________________________________
<a id="p100660"></a>Адрес газопровода и N исполнительного чертежа _____________________________
<a id="p100661"></a>Назначение газопровода ____________________________________________________
<a id="p100662"></a>Общая протяженность ____ метров, диаметр ____ миллиметров,
рабочее давление ____ мегапаскаля.

1. <a id="p100663"></a>Параметры шурфа


| <a id="p100664"></a>N шурфа | <a id="p100665"></a>Привязка шурфа по схеме (ПК) | <a id="p100666"></a>Протяженность шурфа, метр | <a id="p100667"></a>Примечания |
| --- | --- | --- | --- |
|  |  |  |  |
|  |  |  |  |
|  |  |  |  |


2. <a id="p100668"></a>Средства измерения


| <a id="p100669"></a>Наименование прибора | <a id="p100670"></a>N прибора | <a id="p100671"></a>Назначение прибора | <a id="p100672"></a>Свидетельство и дата следующей поверки (калибровки) |
| --- | --- | --- | --- |
|  |  |  |  |
|  |  |  |  |


3. <a id="p100673"></a>Результаты измерений


#### <a id="p100674"></a>3.1 Характеристики защитного покрытия



| <a id="p100675"></a>N шурфа | <a id="p100676"></a>Основа покрытия | <a id="p100677"></a>Тип покрытия | <a id="p100678"></a>Армирующий материал | <a id="p100679"></a>Наличие праймера | <a id="p100680"></a>Адгезия |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
|  |  |  |  |  |  |
|  |  |  |  |  |  |
|  |  |  |  |  |  |



#### <a id="p100681"></a>3.2 Толщина защитного покрытия



<table>
<colgroup><col width="10%"><col width="18%"><col width="16%"><col width="16%"><col width="16%"><col width="24%"></colgroup>
<tr><td rowspan="2"><a id="p100682"></a>N шурфа</td><td colspan="4"><a id="p100683"></a>Толщина покрытия, миллиметр</td><td rowspan="2"><a id="p100684"></a>Среднее значение, миллиметр</td></tr>
<tr><td><a id="p100685"></a>0 градусов</td><td><a id="p100686"></a>90 градусов</td><td><a id="p100687"></a>180 градусов</td><td><a id="p100688"></a>270 градусов</td></tr>
<tr><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
</table>



#### <a id="p100689"></a>3.3 Переходное сопротивление защитного покрытия



<table>
<colgroup><col width="9%"><col width="16%"><col width="24%"><col width="16%"><col width="9%"><col width="13%"><col width="13%"></colgroup>
<tr><td><a id="p100690"></a>N шурфа</td><td><a id="p100691"></a>Диаметр газопровода, миллиметр</td><td><a id="p100692"></a>Площадь электрода-бандажа, квадратный метр</td><td><a id="p100693"></a>Напряжение, вольт</td><td><a id="p100694"></a>Сила тока, ампер</td><td><a id="p100695"></a>Rпер, ом на квадратный метр</td><td><a id="p100696"></a>Rпер ср., ом на квадратный метр</td></tr>
<tr><td rowspan="3"></td><td rowspan="3"></td><td rowspan="3"></td><td></td><td></td><td></td><td rowspan="3"></td></tr>
<tr><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td></td><td></td><td></td></tr>
</table>



#### <a id="p100697"></a>3.4 Повреждения защитного покрытия



| <a id="p100698"></a>N шурфа | <a id="p100699"></a>Внешний вид покрытия | <a id="p100700"></a>Тип повреждения | <a id="p100701"></a>Размеры повреждения | <a id="p100702"></a>Причины повреждения |
| --- | --- | --- | --- | --- |
|  |  |  |  |  |
|  |  |  |  |  |
|  |  |  |  |  |


4. <a id="p100703"></a>Выводы: Выявлено мест с дефектами защитного покрытия, из них:


| <a id="p100704"></a>Дефекты | <a id="p100705"></a>Количество, штук |
| --- | --- |
| <a id="p100706"></a>Сквозные повреждения |  |
| <a id="p100707"></a>Неудовлетворительная адгезия |  |
| <a id="p100708"></a>Отсутствие адгезии |  |
| <a id="p100709"></a>Переходное сопротивление ниже предельно допустимого значения |  |
| <a id="p100710"></a>Полная деструкция |  |


<a id="p100711"></a>Измерения провели:

  ___________________________________  ______________  ____________________
  должность, наименование организации  личная подпись   инициалы, фамилия





<a id="p100712"></a>Приложение N 10
к Руководству по безопасности
"Инструкция по техническому
диагностированию подземных
стальных газопроводов",
утвержденному приказом
Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 6 февраля 2017 г. N 47

<a id="p100713"></a>(Рекомендуемый образец)

<a id="p100714"></a>                                 ПРОТОКОЛ
                    ОПРЕДЕЛЕНИЯ СОСТОЯНИЯ МЕТАЛЛА ТРУБЫ
                     И СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ ГАЗОПРОВОДА

<a id="p100715"></a>Дата обследования "__" ______ 20__ г.
<a id="p100716"></a>Имущественная принадлежность газопровода __________________________________
<a id="p100717"></a>Адрес газопровода и N исполнительного чертежа _____________________________
<a id="p100718"></a>Назначение газопровода ____________________________________________________
<a id="p100719"></a>Общая протяженность ____ метров, диаметр ____ миллиметров,
рабочее давление ____ мегапаскаля.

1. <a id="p100720"></a>Параметры шурфа


| <a id="p100721"></a>N шурфа | <a id="p100722"></a>Привязка шурфа по схеме (ПК) | <a id="p100723"></a>Протяженность шурфа, метр | <a id="p100724"></a>Примечания |
| --- | --- | --- | --- |
|  |  |  |  |
|  |  |  |  |
|  |  |  |  |


2. <a id="p100725"></a>Средства измерений


| <a id="p100726"></a>Наименование прибора | <a id="p100727"></a>N прибора | <a id="p100728"></a>Назначение прибора | <a id="p100729"></a>Свидетельство и дата следующей поверки (калибровки) |
| --- | --- | --- | --- |
|  |  |  |  |
|  |  |  |  |
|  |  |  |  |


3. <a id="p100730"></a>Результаты измерений


#### <a id="p100731"></a>3.1 Геометрические параметры



<table>
<colgroup><col width="10%"><col width="16%"><col width="16%"><col width="14%"><col width="15%"><col width="16%"><col width="13%"></colgroup>
<tr><td rowspan="2"><a id="p100732"></a>N шурфа</td><td colspan="2"><a id="p100733"></a>Наружный диаметр, миллиметр</td><td colspan="4"><a id="p100734"></a>Толщина стенки трубы, миллиметр</td></tr>
<tr><td><a id="p100735"></a>0 градусов</td><td><a id="p100736"></a>90 градусов</td><td><a id="p100737"></a>0 градусов</td><td><a id="p100738"></a>90 градусов</td><td><a id="p100739"></a>180 градусов</td><td><a id="p100740"></a>270 градусов</td></tr>
<tr><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
</table>



#### <a id="p100741"></a>3.2 Механические и коррозионные повреждения металла трубы



| <a id="p100742"></a>N шурфа | <a id="p100743"></a>Вид повреждения | <a id="p100744"></a>Расположение, градус | <a id="p100745"></a>Площадь, квадратный миллиметр (диаметр, миллиметр) | <a id="p100746"></a>Глубина, миллиметр | <a id="p100747"></a>Толщина стенки на неповрежденном участке, миллиметр |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
|  |  |  |  |  |  |
|  |  |  |  |  |  |
|  |  |  |  |  |  |



#### <a id="p100748"></a>3.3 Механические характеристики металла трубы



<table>
<colgroup><col width="10%"><col width="18%"><col width="16%"><col width="14%"><col width="23%"><col width="19%"></colgroup>
<tr><td><a id="p100749"></a>N шурфа</td><td><a id="p100750"></a>Показания прибора</td><td><a id="p100751"></a>Среднее значение</td><td><a id="p100752"></a>Твердость</td><td><a id="p100753"></a>Временное сопротивление, мегапаскаль</td><td><a id="p100754"></a>Предел текучести, мегапаскаль</td></tr>
<tr><td rowspan="3"></td><td></td><td rowspan="3"></td><td rowspan="3"></td><td rowspan="3"></td><td rowspan="3"></td></tr>
<tr><td></td></tr>
<tr><td></td></tr>
</table>



#### <a id="p100755"></a>3.4 Состояние сварных соединений

<a id="p100756"></a>Случаи разгерметизации сварных соединений _________________________________
<a id="p100757"></a>Наличие поперечных сварных соединений газопровода в шурфе: ________________
<a id="p100758"></a>Необходимость проверки сварных соединений _________________________________
<a id="p100759"></a>Состояние сварных соединений _________________, протоколы N _______________

4. <a id="p100760"></a>Выводы

<a id="p100761"></a>Выявлено дефектов металла трубы и сварных соединений, из них:


| <a id="p100762"></a>Дефекты | <a id="p100763"></a>Количество, штук |
| --- | --- |
| <a id="p100764"></a>Сквозные коррозионные повреждения более 1 миллиметра в диаметре |  |
| <a id="p100765"></a>Сквозные коррозионные повреждения менее 1 миллиметра в диаметре |  |
| <a id="p100766"></a>Язвенная (точечная) коррозия |  |
| <a id="p100767"></a>Общая коррозия с остаточной толщиной стенки трубы менее 70 процентов от номинальной |  |
| <a id="p100768"></a>Общая коррозия с остаточной толщиной стенки трубы более 70 процентов от номинальной |  |
| <a id="p100769"></a>Механические повреждения |  |
| <a id="p100770"></a>Негерметичность сварных соединений |  |
| <a id="p100771"></a>Разрыв сварных соединений |  |
| <a id="p100772"></a>Потеря прочности |  |


<a id="p100773"></a>Измерения провели:
  ___________________________________  ______________  ____________________
  должность, наименование организации  личная подпись   инициалы, фамилия





<a id="p100774"></a>Приложение N 11
к Руководству по безопасности
"Инструкция по техническому
диагностированию подземных
стальных газопроводов",
утвержденному приказом
Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 6 февраля 2017 г. N 47

<a id="p100775"></a>(Рекомендуемый образец)

<a id="p100776"></a>                                 ПРОТОКОЛ
             ОПРЕДЕЛЕНИЯ БИОКОРРОЗИОННОЙ АГРЕССИВНОСТИ ГРУНТА

<a id="p100777"></a>Дата обследования "__" ______ 20__ г.
<a id="p100778"></a>Имущественная принадлежность газопровода __________________________________
<a id="p100779"></a>Адрес газопровода и N исполнительного чертежа _____________________________
<a id="p100780"></a>Назначение газопровода ____________________________________________________
<a id="p100781"></a>Общая протяженность ____ метров, диаметр ____ миллиметров,
рабочее давление ____ мегапаскаля.

1. <a id="p100782"></a>Параметры шурфа


| <a id="p100783"></a>N шурфа | <a id="p100784"></a>Привязка шурфа по схеме (ПК) | <a id="p100785"></a>Протяженность шурфа, метр | <a id="p100786"></a>Примечания |
| --- | --- | --- | --- |
|  |  |  |  |
|  |  |  |  |
|  |  |  |  |


2. <a id="p100787"></a>Результаты измерений


| <a id="p100788"></a>N шурфа | <a id="p100789"></a>Окраска грунта | <a id="p100790"></a>Наличие восстановительных соединений серы | <a id="p100791"></a>Биокоррозионная агрессивность грунта |
| --- | --- | --- | --- |
|  |  |  |  |
|  |  |  |  |
|  |  |  |  |


<a id="p100792"></a>Измерения провели:
  ___________________________________  ______________  ____________________
  должность, наименование организации  личная подпись   инициалы, фамилия





<a id="p100793"></a>Приложение N 12
к Руководству по безопасности
"Инструкция по техническому
диагностированию подземных
стальных газопроводов",
утвержденному приказом
Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 6 февраля 2017 г. N 47

<a id="p100794"></a>(Рекомендуемый образец)

<a id="p100795"></a>                                    АКТ
                    ШУРФОВОГО ОБСЛЕДОВАНИЯ ГАЗОПРОВОДА

<a id="p100796"></a>Дата "__" ______ 20__ г.
<a id="p100797"></a>Имущественная принадлежность газопровода __________________________________
<a id="p100798"></a>Эксплуатационная организация ______________________________________________
1. <a id="p100799"></a>Наименование газопровода _______________________________________________
2. <a id="p100800"></a>Адрес расположения шурфа _______________________________________________
3. <a id="p100801"></a>Длина шурфа, метр ______________________________________________________
4. <a id="p100802"></a>Координаты шурфа по GPS/Глонасс (WGS 84) _______________________________
5. <a id="p100803"></a>Основание для проведения обследования __________________________________
                                         (дефект изоляции, утечка и другое)
6. <a id="p100804"></a>Характеристика трубопровода:
<a id="p100805"></a>    давление газа _________________________________________________________
                                (высокое, среднее, низкое)
<a id="p100806"></a>    материал ______________________________________________________________
<a id="p100807"></a>    наружный диаметр, миллиметр ___________________________________________
<a id="p100808"></a>    толщина стенки, миллиметр _____________________________________________
<a id="p100809"></a>    глубина  заложения  трубопровода  (от  верхней  образующей трубопровода
до поверхности земли), метр _______________________________________________
<a id="p100810"></a>    год(ы) строительства __________________________________________________
7. <a id="p100811"></a>Состояние защитного покрытия:
<a id="p100812"></a>    конструкция ___________________________________________________________
                         (усиленного типа, весьма усиленного типа)
<a id="p100813"></a>    материал ______________________________________________________________
             (полимерное, ленточное полимерно-битумное, мастичное и другое)
<a id="p100814"></a>    толщина (из паспорта газопровода), миллиметр __________________________
<a id="p100815"></a>    толщина (фактическая), миллиметр ______________________________________
<a id="p100816"></a>    адгезия  (из  паспорта  газопровода), ньютон  на  квадратный сантиметр,
мегапаскаль _______________________________________________________________
<a id="p100817"></a>    адгезия (фактическая), ньютон на квадратный сантиметр, мегапаскаль ____
<a id="p100818"></a>    наличие повреждений ___________________________________________________
                         (гофры, складки, пустоты, механические и другое)
<a id="p100819"></a>    сквозные повреждения __________________________________________________
                         (нет/ориентир по часовой шкале от 12:00 до 24:00)
<a id="p100820"></a>    площадь сквозных повреждений, квадратный сантиметр ____________________
<a id="p100821"></a>    переходное электрическое сопротивление, ом на квадратный метр _________
<a id="p100822"></a>    наружная обертка и ее состояние _______________________________________
                                      (нет/материал, удовлетворительное,
                                             неудовлетворительное)
<a id="p100823"></a>    наличие влаги под защитным покрытием __________________________________
8. <a id="p100824"></a>Состояние наружной поверхности трубы:
<a id="p100825"></a>    наличие  ржавчины  на  трубе  под  изоляцией, в  местах  отсутствия или
повреждения защитного покрытия ____________________________________________
___________________________________________________________________________
<a id="p100826"></a>    характер ржавчины _____________________________________________________
                               (цвет, бугристая, сплошная, легко-
                                 или трудноотделяемая от трубы)
<a id="p100827"></a>    наличие сквозных или несквозных язв ___________________________________
                                            (ориентир по часовой шкале
                                        от 12:00 до 24:00, примерное число
                                             на 1 квадратный дециметр)
<a id="p100828"></a>    размеры язв, миллиметр ________________________________________________
                                          (диаметр, глубина)
9. <a id="p100829"></a>Характеристика грунта:
<a id="p100830"></a>    тип ___________________________________________________________________
                    (глина, песок, суглинок, торф, известняк,
                        чернозем, гравий-щебень и другое)
<a id="p100831"></a>    состояние грунта ______________________________________________________
                                   (сухой, влажный, мокрый)
<a id="p100832"></a>    наличие грунтовой воды ________________________________________________
<a id="p100833"></a>    наличие загрязнений ___________________________________________________
10. <a id="p100834"></a>Результаты коррозионных исследований:
<a id="p100835"></a>    коррозионная агрессивность грунта _____________________________________
<a id="p100836"></a>    удельное электрическое сопротивление грунта, ом на метр _______________
<a id="p100837"></a>    средняя плотность катодного тока, ампер на квадратный метр ____________
<a id="p100838"></a>    биокоррозионная агрессивность грунта __________________________________
<a id="p100839"></a>    наличие  опасного  действия блуждающего постоянного и переменного токов
___________________________________________________________________________
11. <a id="p100840"></a>Источники блуждающих токов в районе обследуемого газопровода __________
___________________________________________________________________________
12. <a id="p100841"></a>Тип УЗ ________________________________ порядковый N __________________
            (катодная, дренаж, протекторы)
13. <a id="p100842"></a>Дата ввода в эксплуатацию _____________________________________________
14. <a id="p100843"></a>Суммарное время простоя до обнаружения повреждения ____________________
15. <a id="p100844"></a>Потенциал газопровода относительно насыщенного МЭС ____________________
<a id="p100845"></a>    при включенной ЭХЗ, вольт _____________________________________________
<a id="p100846"></a>    при отключенной ЭХЗ, вольт ____________________________________________
16. <a id="p100847"></a>Заключение о предполагаемых причинах коррозии _________________________
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
17. <a id="p100848"></a>Предлагаемые противокоррозионные мероприятия __________________________
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________

<a id="p100849"></a>Акт составлен:
   _______________________________________ __________ _________ ___________
    (должность, наименование организации)   (Ф.И.О.)  (подпись)   (дата)
   _______________________________________ __________ _________ ___________
    (должность, наименование организации)   (Ф.И.О.)  (подпись)   (дата)





<a id="p100850"></a>Приложение N 13
к Руководству по безопасности
"Инструкция по техническому
диагностированию подземных
стальных газопроводов",
утвержденному приказом
Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 6 февраля 2017 г. N 47

<a id="p100851"></a>**СХЕМА АЛГОРИТМА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ФАКТИЧЕСКОГО ТЕХНИЧЕСКОГО**
**СОСТОЯНИЯ, ДОПУСТИМОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ И ОСТАТОЧНОГО**
**РЕСУРСА ГАЗОПРОВОДА**







<a id="p100853"></a>Приложение N 14
к Руководству по безопасности
"Инструкция по техническому
диагностированию подземных
стальных газопроводов",
утвержденному приказом
Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 6 февраля 2017 г. N 47

<a id="p100854"></a>**МЕТОДИКА ОЦЕНКИ ВЕРОЯТНОСТИ ВОЗНИКНОВЕНИЯ ОТКАЗОВ,**
**ОБУСЛОВЛЕННЫХ ТЕХНИЧЕСКИМ СОСТОЯНИЕМ ГАЗОПРОВОДА**

1. <a id="p100855"></a>Вероятность возникновения отказа, обусловленного техническим состоянием газопровода, определяется для участка газопровода протяженностью не более 1 километра по следующим формулам:
<a id="p100856"></a>при наличии дефектов и повреждений, выявленных при проведении технического диагностирования:

<a id="p100857"></a>, (1)

<a id="p100858"></a>при условии устранения выявленных дефектов и повреждений (с учетом дефектов и повреждений, необнаруженных по объективным и субъективным причинам):

<a id="p100859"></a>, (2)

<a id="p100860"></a>где:
<a id="p100861"></a>S - количество типов дефектов и повреждений, шт.;
 - <a id="p100862"></a>корректирующий коэффициент опасности дефектов и повреждений, учитывающий влияние условий эксплуатации и динамики возникновения дефектов и повреждений, определяется как произведение индивидуальных коэффициентов Ki по формуле:

<a id="p100863"></a>, (3)

<a id="p100864"></a>где:
<a id="p100865"></a>n - количество корректирующих коэффициентов, шт.;
<a id="p100866"></a>P(Asi) - потенциальная вероятность возникновения отказа из-за Si-того дефекта или повреждения;
<a id="p100867"></a>ms - количество дефектов или повреждений одного типа, выявленных при проведении технического диагностирования на обследуемом участке газопровода, шт.;
<a id="p100868"></a>ls - количество необнаруженных дефектов и/или повреждений, шт., определяется по формуле:

<a id="p100869"></a>ls = ms·[(1 - Pд-оп(Bsi))/Pд-оп(Bsi)], (4)

<a id="p100870"></a>где:
<a id="p100871"></a>Pд-оп(Bsi) - вероятность обнаружения дефекта или повреждения (системой дефектоскоп-оператор).
2. <a id="p100872"></a>Значения вероятности отказа, обусловленного возникновением на газопроводе различных типов дефектов и повреждений, и корректирующих коэффициентов опасности дефектов и повреждений определяются по статистическим данным об отказах на газопроводах по формулам:

<a id="p100873"></a>, (5)

<a id="p100874"></a>, (6)

<a id="p100875"></a>где:
<a id="p100876"></a>Nsi - средняя частота возникновения данного типа дефектов на газопроводе, приходящихся на один отказ 1/(километр·год);
<a id="p100877"></a>Kв - весовой коэффициент условий эксплуатации, учитывает разную степень влияния различных групп условий эксплуатации (Kв = 1... 1,2);
<a id="p100878"></a>Ni, Nmin - частота возникновения дефектов в одной из групп условий эксплуатации.
<a id="p100879"></a>Корректирующий коэффициент опасности дефектов и повреждений Ki позволяет учитывать влияние характеристик газопровода и условий его эксплуатации на степень опасности дефектов и повреждений (возникновение отказа).
<a id="p100880"></a>Рекомендуемые значения P(Asi) и Ki полученные из статистических данных, приведены соответственно в таблицах N 1 и N 2.

<a id="p100881"></a>Таблица N 1

<a id="p100882"></a>Степень опасности дефектов и повреждений


<table>
<colgroup><col width="19%"><col width="70%"><col width="12%"></colgroup>
<tr><td colspan="2"><a id="p100883"></a>Характеристики дефектов и повреждений</td><td><a id="p100884"></a>P(Asi)</td></tr>
<tr><td colspan="3"></td></tr>
<tr><td colspan="3"><a id="p100885"></a>Дефекты и повреждения защитного покрытия</td></tr>
<tr><td rowspan="5"><a id="p100886"></a>Механические и структурные</td><td><a id="p100887"></a>Повреждения</td><td><a id="p100888"></a>0,002</td></tr>
<tr><td><a id="p100889"></a>Неудовлетворительная адгезия в шурфе</td><td><a id="p100890"></a>0,003</td></tr>
<tr><td><a id="p100891"></a>Отсутствие адгезии на всем участке</td><td><a id="p100892"></a>0,030</td></tr>
<tr><td><a id="p100893"></a>Переходное сопротивление в шурфе меньше предельно допустимого значения</td><td><a id="p100894"></a>0,001</td></tr>
<tr><td><a id="p100895"></a>Деструкция защитного покрытия на всем участке</td><td><a id="p100896"></a>0,005</td></tr>
<tr><td colspan="3"><a id="p100897"></a>Дефекты и повреждения металла трубы</td></tr>
<tr><td rowspan="4"><a id="p100898"></a>Коррозионные</td><td><a id="p100899"></a>Сквозные более 1 миллиметра в диаметре</td><td><a id="p100900"></a>0,200</td></tr>
<tr><td><a id="p100901"></a>Сквозные менее 1 миллиметра в диаметре</td><td><a id="p100902"></a>0,100</td></tr>
<tr><td><a id="p100903"></a>Локальные (язвенные, точечные)</td><td><a id="p100904"></a>0,015</td></tr>
<tr><td><a id="p100905"></a>Общие при остаточной толщине стенки менее 70 процентов от номинальной</td><td><a id="p100906"></a>0,010</td></tr>
<tr><td colspan="2"><a id="p100907"></a>Характеристики дефектов и повреждений</td><td><a id="p100908"></a>P(Asi)</td></tr>
<tr><td></td><td><a id="p100909"></a>Общие при остаточной толщине стенки от 99 до 70 процентов номинальной</td><td><a id="p100910"></a>0,005</td></tr>
<tr><td rowspan="3"><a id="p100911"></a>Структурные</td><td><a id="p100912"></a>Потеря прочности тела трубы</td><td><a id="p100913"></a>0,700</td></tr>
<tr><td><a id="p100914"></a>Разрыв сварного соединения</td><td><a id="p100915"></a>0,200</td></tr>
<tr><td><a id="p100916"></a>Негерметичность сварного соединения</td><td><a id="p100917"></a>0,100</td></tr>
</table>


<a id="p100918"></a>Таблица N 2

<a id="p100919"></a>Значения корректирующих коэффициентов опасности
дефектов и повреждений на газопроводе


<table>
<colgroup><col width="60%"><col width="25%"><col width="15%"></colgroup>
<tr><td colspan="2"><a id="p100920"></a>Характеристики подземного газопровода</td><td><a id="p100921"></a>Ki возможное</td></tr>
<tr><td colspan="3"><a id="p100922"></a>Условия эксплуатации</td></tr>
<tr><td rowspan="3"><a id="p100923"></a>Вид газопровода</td><td><a id="p100924"></a>межпоселковый</td><td><a id="p100925"></a>1,00</td></tr>
<tr><td><a id="p100926"></a>распределительный</td><td><a id="p100927"></a>1,05</td></tr>
<tr><td><a id="p100928"></a>ввод</td><td><a id="p100929"></a>1,10</td></tr>
<tr><td rowspan="3"><a id="p100930"></a>Давление газа</td><td><a id="p100931"></a>низкое</td><td><a id="p100932"></a>1,00</td></tr>
<tr><td><a id="p100933"></a>среднее</td><td><a id="p100934"></a>1,05</td></tr>
<tr><td><a id="p100935"></a>высокое</td><td><a id="p100936"></a>1,10</td></tr>
<tr><td rowspan="4"><a id="p100937"></a>Наличие перехода газопровода через естественные и искусственные преграды</td><td><a id="p100938"></a>отсутствует</td><td><a id="p100939"></a>1,00</td></tr>
<tr><td><a id="p100940"></a>водная преграда</td><td><a id="p100941"></a>1,05</td></tr>
<tr><td><a id="p100942"></a>автомобильная или железная дорога</td><td><a id="p100943"></a>1,10</td></tr>
<tr><td><a id="p100944"></a>автомобильная и железная дорога</td><td><a id="p100945"></a>1,15</td></tr>
<tr><td rowspan="2"><a id="p100946"></a>Нормативные расстояния от сети газораспределения</td><td><a id="p100947"></a>соблюдены</td><td><a id="p100948"></a>1,00</td></tr>
<tr><td><a id="p100949"></a>не соблюдены</td><td><a id="p100950"></a>1,05</td></tr>
<tr><td><a id="p100951"></a>Защитный потенциал обеспечен:</td><td><a id="p100952"></a>-</td><td><a id="p100953"></a>-</td></tr>
<tr><td><a id="p100954"></a>по всей протяженности газопровода или ЭХЗ не требуется</td><td><a id="p100955"></a>-</td><td><a id="p100956"></a>1,00</td></tr>
<tr><td><a id="p100957"></a>не по всей протяженности в грунтах с высокой коррозионной (включая биокоррозионную) агрессивностью или при наличии опасного влияния блуждающих токов (постоянного, переменного)</td><td><a id="p100958"></a>-</td><td><a id="p100959"></a>1,10</td></tr>
<tr><td><a id="p100960"></a>не по всей протяженности в грунтах с высокой коррозионной (включая биокоррозионную) агрессивностью и при наличии опасного влияния блуждающих токов (постоянного, переменного)</td><td><a id="p100961"></a>-</td><td><a id="p100962"></a>1,20</td></tr>
<tr><td><a id="p100963"></a>Перерывы в работе УЗ свыше допустимых нормативной документацией сроков</td><td><a id="p100964"></a>-</td><td><a id="p100965"></a>1,05</td></tr>
<tr><td colspan="3"><a id="p100966"></a>Учет динамики возникновения дефектов и повреждений</td></tr>
<tr><td><a id="p100967"></a>Ранее не было выявлено повреждений защитного покрытия</td><td><a id="p100968"></a>-</td><td><a id="p100969"></a>1,00</td></tr>
<tr><td><a id="p100970"></a>Ранее были выявлены повреждения защитного покрытия при отсутствии динамики роста их количества</td><td><a id="p100971"></a>-</td><td><a id="p100972"></a>1,05</td></tr>
<tr><td><a id="p100973"></a>Наблюдается рост количества мест повреждений защитного покрытия по сравнению с последним обследованием</td><td><a id="p100974"></a>-</td><td><a id="p100975"></a>1,10</td></tr>
<tr><td><a id="p100976"></a>Наблюдается рост количества мест сквозных коррозионных повреждений за последние пять лет по сравнению с предыдущими пятью годами</td><td><a id="p100977"></a>-</td><td><a id="p100978"></a>2,00</td></tr>
<tr><td><a id="p100979"></a>Наблюдается рост количества мест разгерметизации сварных стыков за последние пять лет по сравнению с предыдущими пятью годами</td><td><a id="p100980"></a>-</td><td><a id="p100981"></a>2,00</td></tr>
</table>


3. <a id="p100982"></a>Вероятность обнаружения дефектов и повреждений Pд-оп обусловлена проявлением различных факторов:
<a id="p100983"></a>характеристиками используемых приборов и оборудования;
<a id="p100984"></a>параметрами газопровода;
<a id="p100985"></a>внешними причинами (наличие помех, качество дорожного покрытия, влажность грунта в зоне укладки газопровода и другое);
<a id="p100986"></a>субъективными причинами (человеческий фактор).
<a id="p100987"></a>Конкретные значения Pд-оп назначаются с учетом различных факторов, но не могут превышать максимальные значения из таблицы N 3.

<a id="p100988"></a>Таблица N 3

<a id="p100989"></a>Максимальные вероятности обнаружения дефектов и повреждений


<table>
<colgroup><col width="79%"><col width="21%"></colgroup>
<tr><td><a id="p100990"></a>Характеристика дефектного участка</td><td><a id="p100991"></a>Максимальная вероятность обнаружения дефекта Pд-оп макс</td></tr>
<tr><td colspan="2"><a id="p100992"></a>Сквозные дефекты и повреждения металла труб</td></tr>
<tr><td><a id="p100993"></a>На газопроводах:</td><td><a id="p100994"></a>-</td></tr>
<tr><td><a id="p100995"></a>высокого давления</td><td><a id="p100996"></a>0,98</td></tr>
<tr><td><a id="p100997"></a>среднего давления</td><td><a id="p100998"></a>0,95</td></tr>
<tr><td><a id="p100999"></a>низкого давления</td><td><a id="p101000"></a>0,90</td></tr>
<tr><td><a id="p101001"></a>низкого давления при размере повреждения менее 1 миллиметра</td><td><a id="p101002"></a>0,85</td></tr>
<tr><td colspan="2"><a id="p101003"></a>Дефекты и повреждения защитного покрытия</td></tr>
<tr><td><a id="p101004"></a>При прокладке газопровода:</td><td><a id="p101005"></a>-</td></tr>
<tr><td><a id="p101006"></a>в поселении при наличии смежных коммуникаций</td><td><a id="p101007"></a>0,70</td></tr>
<tr><td><a id="p101008"></a>в поселении при отсутствии смежных коммуникаций</td><td><a id="p101009"></a>0,75</td></tr>
<tr><td><a id="p101010"></a>вне поселений</td><td><a id="p101011"></a>0,80</td></tr>
<tr><td><a id="p101012"></a>Отсутствие адгезии по всей протяженности газопровода</td><td><a id="p101013"></a>0,98</td></tr>
<tr><td><a id="p101014"></a>Деструкция защитного покрытия на всем участке (переходное сопротивление ниже предельно допустимого значения), подтвержденная неоднократными шурфовыми обследованиями</td><td><a id="p101015"></a>0,99</td></tr>
</table>


4. <a id="p101016"></a>При установлении количества дефектов и повреждений, обусловленных коррозией металла труб и выявленных в одном шурфе, длина которого не более 1,5 метров, следует использовать принцип поглощения менее значительных повреждений более значительными. Так, например, если в шурфе выявлены и сквозные, и язвенные повреждения, то учитываются только сквозные повреждения.
<a id="p101017"></a>Количество дефектов одного типа для одного шурфа стандартного размера (1,5 метра) принимается за единицу.





<a id="p101018"></a>Приложение N 15
к Руководству по безопасности
"Инструкция по техническому
диагностированию подземных
стальных газопроводов",
утвержденному приказом
Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 6 февраля 2017 г. N 47

<a id="p101019"></a>(Рекомендуемый образец)

<a id="p101020"></a>                                 ПРОТОКОЛ
              ОПРЕДЕЛЕНИЯ ФАКТИЧЕСКОГО ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ
            И ДОПУСТИМОСТИ ДАЛЬНЕЙШЕЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОПРОВОДА

<a id="p101021"></a>Дата обследования "__" _______ 20__ г.
<a id="p101022"></a>Имущественная принадлежность газопровода __________________________________
<a id="p101023"></a>Адрес газопровода и N исполнительного чертежа _____________________________
<a id="p101024"></a>Назначение газопровода ____________________________________________________
<a id="p101025"></a>Общая протяженность ____ метров, диаметр ____ миллиметров,
рабочее давление ____ мегапаскаля.

<a id="p101026"></a>Таблица N 4

<a id="p101027"></a>Расчет параметров технического состояния


<table>
<colgroup><col width="22%"><col width="43%"><col width="8%"><col width="9%"><col width="4%"><col width="4%"><col width="9%"></colgroup>
<tr><td colspan="2" rowspan="2"><a id="p101028"></a>Показатели подземного газопровода</td><td rowspan="2"><a id="p101029"></a>Ki</td><td rowspan="2"><a id="p101030"></a>P(Asi)</td><td colspan="3"><a id="p101031"></a>Результаты</td></tr>
<tr><td colspan="2"><a id="p101032"></a>Ki</td><td><a id="p101033"></a>Количество</td></tr>
<tr><td colspan="7"><a id="p101034"></a>Условия эксплуатации газопровода</td></tr>
<tr><td rowspan="3"><a id="p101035"></a>Вид газопровода</td><td><a id="p101036"></a>межпоселковый</td><td><a id="p101037"></a>1,00</td><td><a id="p101038"></a>-</td><td colspan="2"></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101039"></a>распределительный</td><td><a id="p101040"></a>1,05</td><td><a id="p101041"></a>-</td><td colspan="2"></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101042"></a>ввод</td><td><a id="p101043"></a>1,10</td><td><a id="p101044"></a>-</td><td colspan="2"></td><td></td></tr>
<tr><td rowspan="3"><a id="p101045"></a>Давление газа</td><td><a id="p101046"></a>низкое</td><td><a id="p101047"></a>1,00</td><td><a id="p101048"></a>-</td><td colspan="2"></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101049"></a>среднее</td><td><a id="p101050"></a>1,05</td><td><a id="p101051"></a>-</td><td colspan="2"></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101052"></a>высокое</td><td><a id="p101053"></a>1,10</td><td><a id="p101054"></a>-</td><td colspan="2"></td><td></td></tr>
<tr><td rowspan="4"><a id="p101055"></a>Наличие перехода через естественные и искусственные преграды</td><td><a id="p101056"></a>отсутствует</td><td><a id="p101057"></a>1,00</td><td><a id="p101058"></a>-</td><td colspan="2"></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101059"></a>водная преграда</td><td><a id="p101060"></a>1,05</td><td><a id="p101061"></a>-</td><td colspan="2"></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101062"></a>железная или автомобильная дорога</td><td><a id="p101063"></a>1,10</td><td><a id="p101064"></a>-</td><td colspan="2"></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101065"></a>железная и автомобильная дорога</td><td><a id="p101066"></a>1,15</td><td><a id="p101067"></a>-</td><td colspan="2"></td><td></td></tr>
<tr><td rowspan="2"><a id="p101068"></a>Нормативные расстояния</td><td><a id="p101069"></a>соблюдены</td><td><a id="p101070"></a>1,00</td><td><a id="p101071"></a>-</td><td colspan="2"></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101072"></a>не соблюдены</td><td><a id="p101073"></a>1,05</td><td><a id="p101074"></a>-</td><td colspan="2"></td><td></td></tr>
<tr><td rowspan="5"><a id="p101075"></a>Защитный потенциал</td><td><a id="p101076"></a>ЭХЗ не требуется</td><td><a id="p101077"></a>1,00</td><td><a id="p101078"></a>-</td><td colspan="2"></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101079"></a>обеспечен по всей протяженности</td><td><a id="p101080"></a>1,00</td><td><a id="p101081"></a>-</td><td colspan="2"></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101082"></a>обеспечен не по всей протяженности:</td><td></td><td></td><td colspan="2"></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101083"></a>в грунтах с высокой коррозионной (включая биокоррозионную) агрессивностью или при наличии опасного влияния блуждающих токов</td><td><a id="p101084"></a>1,10</td><td><a id="p101085"></a>-</td><td colspan="2"></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101086"></a>в грунтах с высокой коррозионной (включая биокоррозионную) агрессивностью и при наличии опасного влияния блуждающих токов</td><td><a id="p101087"></a>1,20</td><td><a id="p101088"></a>-</td><td colspan="2"></td><td></td></tr>
<tr><td rowspan="2"><a id="p101089"></a>Перерывы в работе УЗ</td><td><a id="p101090"></a>отсутствуют</td><td><a id="p101091"></a>1,00</td><td><a id="p101092"></a>-</td><td colspan="2"></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101093"></a>свыше сроков, установленных нормативной документацией</td><td><a id="p101094"></a>1,05</td><td><a id="p101095"></a>-</td><td colspan="2"></td><td></td></tr>
<tr><td colspan="2" rowspan="2"><a id="p101096"></a>Показатели подземного газопровода</td><td rowspan="2"><a id="p101097"></a>Ki</td><td rowspan="2"><a id="p101098"></a>P(Asi)</td><td colspan="3"><a id="p101099"></a>Результаты</td></tr>
<tr><td colspan="2"><a id="p101100"></a>Ki</td><td><a id="p101101"></a>Количество</td></tr>
<tr><td colspan="7"><a id="p101102"></a>Дефекты и повреждения</td></tr>
<tr><td rowspan="5"><a id="p101103"></a>Защитное покрытие</td><td><a id="p101104"></a>повреждения</td><td><a id="p101105"></a>-</td><td><a id="p101106"></a>0,002</td><td colspan="2"></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101107"></a>неудовлетворительная адгезия</td><td><a id="p101108"></a>-</td><td><a id="p101109"></a>0,003</td><td colspan="2"></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101110"></a>отсутствие адгезии</td><td><a id="p101111"></a>-</td><td><a id="p101112"></a>0,030</td><td colspan="2"></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101113"></a>переходное сопротивление меньше предельно допустимого значения</td><td><a id="p101114"></a>-</td><td><a id="p101115"></a>0,001</td><td colspan="2"></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101116"></a>полная деструкция</td><td><a id="p101117"></a>-</td><td><a id="p101118"></a>0,005</td><td colspan="2"></td><td></td></tr>
<tr><td rowspan="5"><a id="p101119"></a>Коррозия металла</td><td><a id="p101120"></a>сквозная с диаметром отверстия более 1 миллиметра</td><td><a id="p101121"></a>-</td><td><a id="p101122"></a>0,200</td><td colspan="2"></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101123"></a>сквозная с диаметром отверстия менее 1 миллиметра</td><td><a id="p101124"></a>-</td><td><a id="p101125"></a>0,100</td><td colspan="2"></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101126"></a>локальная (язвенная, точечная)</td><td><a id="p101127"></a>-</td><td><a id="p101128"></a>0,015</td><td colspan="2"></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101129"></a>общая с остаточной толщиной стенки трубы менее 70 процентов от номинальной</td><td><a id="p101130"></a>-</td><td><a id="p101131"></a>0,010</td><td colspan="2"></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101132"></a>общая с остаточной толщиной стенки трубы более 70 процентов от номинальной</td><td><a id="p101133"></a>-</td><td><a id="p101134"></a>0,005</td><td colspan="2"></td><td></td></tr>
<tr><td rowspan="3"><a id="p101135"></a>Сварные соединения</td><td><a id="p101136"></a>разрыв</td><td><a id="p101137"></a>-</td><td><a id="p101138"></a>0,200</td><td colspan="2"></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101139"></a>негерметичность</td><td><a id="p101140"></a>-</td><td><a id="p101141"></a>0,100</td><td colspan="2"></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101142"></a>потеря прочности</td><td><a id="p101143"></a>-</td><td><a id="p101144"></a>0,700</td><td colspan="2"></td><td></td></tr>
<tr><td colspan="7"><a id="p101145"></a>Динамика дефектов и повреждений</td></tr>
<tr><td rowspan="3"><a id="p101146"></a>Повреждения защитного покрытия</td><td><a id="p101147"></a>ранее не было выявлено</td><td><a id="p101148"></a>1,00</td><td><a id="p101149"></a>-</td><td colspan="2"></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101150"></a>ранее были выявлены</td><td><a id="p101151"></a>1,05</td><td><a id="p101152"></a>-</td><td colspan="2"></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101153"></a>наблюдается рост количества мест повреждений по сравнению с последним обследованием</td><td><a id="p101154"></a>1,10</td><td><a id="p101155"></a>-</td><td colspan="2"></td><td></td></tr>
<tr><td rowspan="3"><a id="p101156"></a>Сквозные коррозионные повреждения и разрывы сварных соединений</td><td><a id="p101157"></a>ранее не было выявлено</td><td><a id="p101158"></a>1,00</td><td><a id="p101159"></a>-</td><td colspan="2"></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101160"></a>ранее были выявлены</td><td><a id="p101161"></a>1,05</td><td><a id="p101162"></a>-</td><td colspan="2"></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101163"></a>наблюдается рост количества мест повреждений по сравнению с последним обследованием</td><td><a id="p101164"></a>2,00</td><td><a id="p101165"></a>-</td><td colspan="2"></td><td></td></tr>
<tr><td colspan="7"><a id="p101166"></a>Допустимость дальнейшей безопасной эксплуатации газопровода при его фактическом техническом состоянии, выявленном в процессе диагностирования</td></tr>
<tr><td colspan="5"><a id="p101167"></a>Корректирующий коэффициент опасности дефектов и повреждений</td><td colspan="2"></td></tr>
<tr><td colspan="5"><a id="p101168"></a>Вероятность возникновения отказа газопровода:</td><td colspan="2"></td></tr>
<tr><td colspan="5"><a id="p101169"></a>при наличии дефектов и повреждений, выявленных при проведении технического диагностирования PТС1</td><td colspan="2"></td></tr>
<tr><td colspan="5"><a id="p101170"></a>при условии устранения выявленных дефектов и повреждений PТС2</td><td colspan="2"></td></tr>
<tr><td colspan="5"><a id="p101171"></a>установленная в качестве допустимой PД</td><td colspan="2"><a id="p101172"></a>0,05</td></tr>
<tr><td colspan="5"><a id="p101173"></a>Решение о допустимости дальнейшей безопасной эксплуатации газопровода (допустима/недопустима)</td><td colspan="2"></td></tr>
</table>


<a id="p101174"></a>Рекомендации по обеспечению безопасной эксплуатации газопровода:
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________

<a id="p101175"></a>Расчет произвел:
  ___________________________________  ______________  ____________________
  должность, наименование организации  личная подпись   инициалы, фамилия





<a id="p101176"></a>Приложение N 16
к Руководству по безопасности
"Инструкция по техническому
диагностированию подземных
стальных газопроводов",
утвержденному приказом
Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 6 февраля 2017 г. N 47

<a id="p101177"></a>**МЕТОДИКА**
**ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА ГАЗОПРОВОДА**
**ПО ВЕРОЯТНОСТИ ВОЗНИКНОВЕНИЯ ОТКАЗОВ**

1. <a id="p101178"></a>Определение остаточного ресурса газопровода по критерию вероятности возникновения отказа производится на основании заданной величины вероятности безотказной работы (1 - PД) и значений частоты отказов, обусловленных различными причинами (техническое состояние, механические повреждения, заводской брак, другие причины) и оцениваемых по результатам технического диагностирования и статистическим данным.
2. <a id="p101179"></a>Расчетная формула для определения вероятности возникновения одного или более отказов P(n >= 1) на протяжении конкретного периода времени для обследуемого участка газопровода имеет вид:

<a id="p101180"></a>P(n >= 1) = 1 - PД = 1 - exp(-nот·t·L), (1)

<a id="p101181"></a>где:
<a id="p101182"></a>t - продолжительность периода времени, для которого оценивается вероятность возникновения отказа, год;
<a id="p101183"></a>L - протяженность обследуемого участка газопровода, километров;
<a id="p101184"></a>PД - вероятность возникновения отказа, установленная в качестве допустимой (рекомендуется PД <= 0,05);
<a id="p101185"></a>nот - частота возникновения на газопроводе отказов, обусловленных различными причинами, 1/(километр·год):

<a id="p101186"></a>nот = nтс + nмп + nзб + nдр, (2)

<a id="p101187"></a>где:
<a id="p101188"></a>nтс - частота возникновения на газопроводе отказа, обусловленного техническим состоянием, оценивается по вероятности возникновения отказа Pтс, определенной на основе результатов технического диагностирования:

<a id="p101189"></a>nтс = Pтс/L, (3)

<a id="p101190"></a>nмп, nзб, nдр - частоты возникновения на газопроводе отказов, обусловленных механическими повреждениями, заводским браком и другими причинами, оцениваются по статистическим данным, обобщенным в таблице N 5.

<a id="p101191"></a>Таблица N 5

<a id="p101192"></a>Обобщенные статистические данные по частоте возникновения
на газопроводах отказов, обусловленных различными причинами


| <a id="p101193"></a>Причина отказа | <a id="p101194"></a>Обозначение | <a id="p101195"></a>Значение, 1/(километр·год) |
| --- | --- | --- |
| <a id="p101196"></a>Механические повреждения | <a id="p101197"></a>nмп | <a id="p101198"></a>0,0020 |
| <a id="p101199"></a>Заводской брак | <a id="p101200"></a>nзб | <a id="p101201"></a>0,0001 |
| <a id="p101202"></a>Другие причины | <a id="p101203"></a>nдр | <a id="p101204"></a>0,0003 |


3. <a id="p101205"></a>На основании формулы (1) может быть рассчитана продолжительность периода времени t, на протяжении которого при значениях частоты отказов nот, определенных в соответствии с рекомендациями пункта 2 настоящего приложения, вероятность возникновения отказа на обследуемом участке газопровода не превысит заданной величины PД:

<a id="p101206"></a>t = -ln(1 - PД)/(nот·L). (4)

4. <a id="p101207"></a>Остаточный ресурс Tпр для участка обследуемого газопровода протяженностью не более 1 километра при принятой вероятности возникновения отказа PД и определенных по пункту 2 настоящего приложения значениях частоты отказов nот следует рассчитывать по формуле:

<a id="p101208"></a>Tпр = -ln(1 - PД)/(nтс + nмп + nзб + nдр). (5)

5. <a id="p101209"></a>В таблице N 6 в качестве иллюстрации приведены результаты расчета по формуле (5) остаточного ресурса газопровода при различных значениях вероятности возникновения отказа, обусловленного техническим состоянием газопровода (PД = 0,05, nмп = 0,002 1/(километр·год), nзб = 0,0001 1/(километр·год), nдр = 0,0003 1/(километр·год), nтс = Pтс при L <= 1 километра).

<a id="p101210"></a>Таблица N 6

<a id="p101211"></a>Остаточный ресурс Tпр при различных значениях вероятности
возникновения отказа, обусловленного техническим состоянием
участка обследуемого газопровода


| <a id="p101212"></a>PТС | <a id="p101213"></a><= 0,001 | <a id="p101214"></a>0,002 | <a id="p101215"></a>0,003 | <a id="p101216"></a>0,004 | <a id="p101217"></a>0,005 | <a id="p101218"></a>0,006 | <a id="p101219"></a>0,007 | <a id="p101220"></a>0,008 | <a id="p101221"></a>0,009 | <a id="p101222"></a>0,01 | <a id="p101223"></a>0,02 | <a id="p101224"></a>0,03 | <a id="p101225"></a>0,04 | <a id="p101226"></a>0,05 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| <a id="p101227"></a>Tпр, лет | <a id="p101228"></a>15,1 | <a id="p101229"></a>11,7 | <a id="p101230"></a>9,5 | <a id="p101231"></a>8,0 | <a id="p101232"></a>6,9 | <a id="p101233"></a>6,1 | <a id="p101234"></a>5,5 | <a id="p101235"></a>4,9 | <a id="p101236"></a>4,5 | <a id="p101237"></a>4,1 | <a id="p101238"></a>2,3 | <a id="p101239"></a>1,6 | <a id="p101240"></a>1,2 | <a id="p101241"></a>1,0 |


6. <a id="p101242"></a>По результатам расчетов, выполненных для отдельных участков газопровода, строится график изменения остаточного ресурса Tпр = f(L) по всей протяженности газопровода.





<a id="p101243"></a>Приложение N 17
к Руководству по безопасности
"Инструкция по техническому
диагностированию подземных
стальных газопроводов",
утвержденному приказом
Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 6 февраля 2017 г. N 47

<a id="p101244"></a>(Рекомендуемый образец)

<a id="p101245"></a>                                 ПРОТОКОЛ
                ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА ГАЗОПРОВОДА
                   ПО ВЕРОЯТНОСТИ ВОЗНИКНОВЕНИЯ ОТКАЗОВ

<a id="p101246"></a>Дата обследования "__" ______ 20__ г.
<a id="p101247"></a>Имущественная принадлежность газопровода __________________________________
<a id="p101248"></a>Адрес газопровода и N исполнительного чертежа _____________________________
<a id="p101249"></a>Назначение газопровода ____________________________________________________
<a id="p101250"></a>Общая протяженность ____ метров, диаметр ____ миллиметров,
рабочее давление ____ мегапаскаля.

1. <a id="p101251"></a>Исходные данные


| <a id="p101252"></a>Наименование параметра | <a id="p101253"></a>Единица измерения | <a id="p101254"></a>Обозначение | <a id="p101255"></a>Значение |
| --- | --- | --- | --- |
| <a id="p101256"></a>Вероятность возникновения отказа, установленная в качестве допустимой | <a id="p101257"></a>- | <a id="p101258"></a>PД |  |
| <a id="p101259"></a>Частота возникновения отказов, обусловленных различными причинами: | <a id="p101260"></a>- | <a id="p101261"></a>- | <a id="p101262"></a>- |
| <a id="p101263"></a>механическими повреждениями | <a id="p101264"></a>1/(километр·год) | <a id="p101265"></a>nМП |  |
| <a id="p101266"></a>заводским браком | <a id="p101267"></a>то же | <a id="p101268"></a>nЗБ |  |
| <a id="p101269"></a>другими причинами | <a id="p101270"></a>" | <a id="p101271"></a>nДР |  |


2. <a id="p101272"></a>Результаты расчетов


<table>
<colgroup><col width="72%"><col width="7%"><col width="7%"><col width="7%"><col width="6%"></colgroup>
<tr><td rowspan="2"><a id="p101273"></a>Наименование параметра</td><td colspan="4"><a id="p101274"></a>Значение по участкам газопровода</td></tr>
<tr><td><a id="p101275"></a>1</td><td><a id="p101276"></a>2</td><td><a id="p101277"></a>...</td><td><a id="p101278"></a>n</td></tr>
<tr><td><a id="p101279"></a>При наличии дефектов и повреждений, выявленных при проведении технического диагностирования:</td><td><a id="p101280"></a>-</td><td><a id="p101281"></a>-</td><td><a id="p101282"></a>-</td><td><a id="p101283"></a>-</td></tr>
<tr><td><a id="p101284"></a>вероятность возникновения отказа PТС1</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101285"></a>остаточный ресурс газопровода TПР1, лет</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101286"></a>При условии устранения выявленных дефектов и повреждений:</td><td><a id="p101287"></a>-</td><td><a id="p101288"></a>-</td><td><a id="p101289"></a>-</td><td><a id="p101290"></a>-</td></tr>
<tr><td><a id="p101291"></a>вероятность возникновения отказа PТС2</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101292"></a>остаточный ресурс газопровода TПР1, лет</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
</table>


<a id="p101293"></a>Расчет провел:
  ___________________________________  ______________  ____________________
  должность, наименование организации  личная подпись   инициалы, фамилия





<a id="p101294"></a>Приложение N 18
к Руководству по безопасности
"Инструкция по техническому
диагностированию подземных
стальных газопроводов",
утвержденному приказом
Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 6 февраля 2017 г. N 47

<a id="p101295"></a>*ПРИМЕР* РАСЧЕТА ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА ГАЗОПРОВОДА
**ПО ВЕРОЯТНОСТИ ВОЗНИКНОВЕНИЯ ОТКАЗА**

1. <a id="p101296"></a>Данные об объекте обследования:
<a id="p101297"></a>Дата обследования: 23.07.2013 г.
<a id="p101298"></a>Имущественная принадлежность газопровода: ОАО "Газпром газораспределение Владимир".
<a id="p101299"></a>Адрес газопровода: г. Костерево, Владимирская область.
<a id="p101300"></a>Назначение газопровода: распределительный.
<a id="p101301"></a>Общая протяженность 0,5 километров, диаметр 219 миллиметров, рабочее давление 0,6 мегапаскаля.
2. <a id="p101302"></a>На основании результатов анализа технической документации и технического диагностирования определены фактическое техническое состояние и допустимость дальнейшей эксплуатации газопровода.

<a id="p101303"></a>Таблица N 7

<a id="p101304"></a>Расчет параметров технического состояния


<table>
<colgroup><col width="19%"><col width="4%"><col width="43%"><col width="8%"><col width="4%"><col width="5%"><col width="8%"><col width="9%"></colgroup>
<tr><td colspan="3" rowspan="2"><a id="p101305"></a>Показатели подземного газопровода</td><td rowspan="2"><a id="p101306"></a>Ki</td><td colspan="2" rowspan="2"><a id="p101307"></a>P(Asi)</td><td colspan="2"><a id="p101308"></a>Результаты</td></tr>
<tr><td><a id="p101309"></a>Ki</td><td><a id="p101310"></a>Количество</td></tr>
<tr><td colspan="8"><a id="p101311"></a>Условия эксплуатации</td></tr>
<tr><td rowspan="3"><a id="p101312"></a>Вид газопровода</td><td colspan="2"><a id="p101313"></a>межпоселковый</td><td><a id="p101314"></a>1,00</td><td colspan="2"><a id="p101315"></a>-</td><td><a id="p101316"></a>-</td><td><a id="p101317"></a>-</td></tr>
<tr><td colspan="2"><a id="p101318"></a>распределительный</td><td><a id="p101319"></a>1,05</td><td colspan="2"><a id="p101320"></a>-</td><td><a id="p101321"></a>1,05</td><td><a id="p101322"></a>-</td></tr>
<tr><td colspan="2"><a id="p101323"></a>ввод</td><td><a id="p101324"></a>1,10</td><td colspan="2"><a id="p101325"></a>-</td><td><a id="p101326"></a>-</td><td><a id="p101327"></a>-</td></tr>
<tr><td rowspan="3"><a id="p101328"></a>Давление газа</td><td colspan="2"><a id="p101329"></a>низкое</td><td><a id="p101330"></a>1,00</td><td colspan="2"><a id="p101331"></a>-</td><td><a id="p101332"></a>-</td><td><a id="p101333"></a>-</td></tr>
<tr><td colspan="2"><a id="p101334"></a>среднее</td><td><a id="p101335"></a>1,05</td><td colspan="2"><a id="p101336"></a>-</td><td><a id="p101337"></a>-</td><td><a id="p101338"></a>-</td></tr>
<tr><td colspan="2"><a id="p101339"></a>высокое</td><td><a id="p101340"></a>1,10</td><td colspan="2"><a id="p101341"></a>-</td><td><a id="p101342"></a>1,10</td><td><a id="p101343"></a>-</td></tr>
<tr><td rowspan="4"><a id="p101344"></a>Наличие перехода через естественные и искусственные преграды</td><td colspan="2"><a id="p101345"></a>отсутствует</td><td><a id="p101346"></a>1,00</td><td colspan="2"><a id="p101347"></a>-</td><td><a id="p101348"></a>-</td><td><a id="p101349"></a>-</td></tr>
<tr><td colspan="2"><a id="p101350"></a>водная преграда</td><td><a id="p101351"></a>1,05</td><td colspan="2"><a id="p101352"></a>-</td><td><a id="p101353"></a>-</td><td><a id="p101354"></a>-</td></tr>
<tr><td colspan="2"><a id="p101355"></a>железная или автомобильная дорога</td><td><a id="p101356"></a>1,10</td><td colspan="2"><a id="p101357"></a>-</td><td><a id="p101358"></a>1,10</td><td><a id="p101359"></a>-</td></tr>
<tr><td colspan="2"><a id="p101360"></a>железная и автомобильная дорога</td><td><a id="p101361"></a>1,15</td><td colspan="2"><a id="p101362"></a>-</td><td><a id="p101363"></a>-</td><td><a id="p101364"></a>-</td></tr>
<tr><td rowspan="2"><a id="p101365"></a>Нормативные расстояния</td><td colspan="2"><a id="p101366"></a>соблюдены</td><td><a id="p101367"></a>1,00</td><td colspan="2"><a id="p101368"></a>-</td><td><a id="p101369"></a>1,00</td><td><a id="p101370"></a>-</td></tr>
<tr><td colspan="2"><a id="p101371"></a>не соблюдены</td><td><a id="p101372"></a>1,05</td><td colspan="2"><a id="p101373"></a>-</td><td><a id="p101374"></a>-</td><td><a id="p101375"></a>-</td></tr>
<tr><td rowspan="5"><a id="p101376"></a>Защитный потенциал</td><td colspan="2"><a id="p101377"></a>ЭХЗ не требуется</td><td><a id="p101378"></a>1,00</td><td colspan="2"><a id="p101379"></a>-</td><td><a id="p101380"></a>-</td><td><a id="p101381"></a>-</td></tr>
<tr><td colspan="2"><a id="p101382"></a>обеспечен по всей протяженности</td><td><a id="p101383"></a>1,00</td><td colspan="2"><a id="p101384"></a>-</td><td><a id="p101385"></a>1,00</td><td><a id="p101386"></a>-</td></tr>
<tr><td colspan="2"><a id="p101387"></a>обеспечен не по всей протяженности:</td><td><a id="p101388"></a>-</td><td colspan="2"><a id="p101389"></a>-</td><td><a id="p101390"></a>-</td><td><a id="p101391"></a>-</td></tr>
<tr><td colspan="2"><a id="p101392"></a>в грунтах с высокой коррозионной (включая биокоррозионную) агрессивностью или при наличии опасного влияния блуждающих токов</td><td><a id="p101393"></a>1,10</td><td colspan="2"><a id="p101394"></a>-</td><td><a id="p101395"></a>-</td><td><a id="p101396"></a>-</td></tr>
<tr><td colspan="2"><a id="p101397"></a>в грунтах с высокой коррозионной (включая биокоррозионную) агрессивностью и при наличии опасного влияния блуждающих токов</td><td><a id="p101398"></a>1,20</td><td colspan="2"><a id="p101399"></a>-</td><td><a id="p101400"></a>-</td><td><a id="p101401"></a>-</td></tr>
<tr><td rowspan="2"><a id="p101402"></a>Перерывы в работе ЭЗУ</td><td colspan="2"><a id="p101403"></a>отсутствуют</td><td><a id="p101404"></a>1,00</td><td colspan="2"><a id="p101405"></a>-</td><td><a id="p101406"></a>1,00</td><td><a id="p101407"></a>-</td></tr>
<tr><td colspan="2"><a id="p101408"></a>свыше допустимых сроков</td><td><a id="p101409"></a>1,05</td><td colspan="2"><a id="p101410"></a>-</td><td><a id="p101411"></a>-</td><td><a id="p101412"></a>-</td></tr>
<tr><td colspan="3" rowspan="2"><a id="p101413"></a>Показатели подземного газопровода</td><td rowspan="2"><a id="p101414"></a>Ki</td><td colspan="2" rowspan="2"><a id="p101415"></a>P(Asi)</td><td colspan="2"><a id="p101416"></a>Результаты</td></tr>
<tr><td><a id="p101417"></a>Ki</td><td><a id="p101418"></a>Количество</td></tr>
<tr><td colspan="8"><a id="p101419"></a>Дефекты и повреждения</td></tr>
<tr><td rowspan="5"><a id="p101420"></a>Защитное покрытие</td><td colspan="2"><a id="p101421"></a>повреждения</td><td><a id="p101422"></a>-</td><td colspan="2"><a id="p101423"></a>0,002</td><td><a id="p101424"></a>-</td><td><a id="p101425"></a>3</td></tr>
<tr><td colspan="2"><a id="p101426"></a>неудовлетворительная адгезия</td><td><a id="p101427"></a>-</td><td colspan="2"><a id="p101428"></a>0,003</td><td><a id="p101429"></a>-</td><td><a id="p101430"></a>2</td></tr>
<tr><td colspan="2"><a id="p101431"></a>отсутствие адгезии</td><td><a id="p101432"></a>-</td><td colspan="2"><a id="p101433"></a>0,030</td><td><a id="p101434"></a>-</td><td><a id="p101435"></a>-</td></tr>
<tr><td colspan="2"><a id="p101436"></a>переходное сопротивление меньше предельно допустимого значения</td><td><a id="p101437"></a>-</td><td colspan="2"><a id="p101438"></a>0,001</td><td><a id="p101439"></a>-</td><td><a id="p101440"></a>2</td></tr>
<tr><td colspan="2"><a id="p101441"></a>полная деструкция</td><td><a id="p101442"></a>-</td><td colspan="2"><a id="p101443"></a>0,005</td><td><a id="p101444"></a>-</td><td><a id="p101445"></a>-</td></tr>
<tr><td rowspan="5"><a id="p101446"></a>Коррозия металла</td><td colspan="2"><a id="p101447"></a>сквозная с диаметром отверстия более 1 миллиметра</td><td><a id="p101448"></a>-</td><td colspan="2"><a id="p101449"></a>0,200</td><td><a id="p101450"></a>-</td><td><a id="p101451"></a>-</td></tr>
<tr><td colspan="2"><a id="p101452"></a>сквозная с диаметром отверстия менее 1 миллиметра</td><td><a id="p101453"></a>-</td><td colspan="2"><a id="p101454"></a>0,100</td><td><a id="p101455"></a>-</td><td><a id="p101456"></a>-</td></tr>
<tr><td colspan="2"><a id="p101457"></a>локальная (язвенная, точечная)</td><td><a id="p101458"></a>-</td><td colspan="2"><a id="p101459"></a>0,015</td><td><a id="p101460"></a>-</td><td><a id="p101461"></a>-</td></tr>
<tr><td colspan="2"><a id="p101462"></a>общая с остаточной толщиной стенки трубы менее 70 процентов от номинальной</td><td><a id="p101463"></a>-</td><td colspan="2"><a id="p101464"></a>0,010</td><td><a id="p101465"></a>-</td><td><a id="p101466"></a>-</td></tr>
<tr><td colspan="2"><a id="p101467"></a>общая с остаточной толщиной стенки трубы более 70 процентов от номинальной</td><td><a id="p101468"></a>-</td><td colspan="2"><a id="p101469"></a>0,005</td><td><a id="p101470"></a>-</td><td><a id="p101471"></a>2</td></tr>
<tr><td rowspan="3"><a id="p101472"></a>Сварные соединения</td><td colspan="2"><a id="p101473"></a>разрыв</td><td><a id="p101474"></a>-</td><td colspan="2"><a id="p101475"></a>0,200</td><td><a id="p101476"></a>-</td><td><a id="p101477"></a>-</td></tr>
<tr><td colspan="2"><a id="p101478"></a>негерметичность</td><td><a id="p101479"></a>-</td><td colspan="2"><a id="p101480"></a>0,100</td><td><a id="p101481"></a>-</td><td><a id="p101482"></a>-</td></tr>
<tr><td colspan="2"><a id="p101483"></a>потеря прочности</td><td><a id="p101484"></a>-</td><td colspan="2"><a id="p101485"></a>0,700</td><td><a id="p101486"></a>-</td><td><a id="p101487"></a>-</td></tr>
<tr><td colspan="8"><a id="p101488"></a>Динамика дефектов и повреждений</td></tr>
<tr><td colspan="2" rowspan="3"><a id="p101489"></a>Повреждения защитного покрытия</td><td><a id="p101490"></a>ранее не было выявлено</td><td><a id="p101491"></a>1,00</td><td colspan="2"><a id="p101492"></a>-</td><td><a id="p101493"></a>-</td><td><a id="p101494"></a>-</td></tr>
<tr><td><a id="p101495"></a>ранее были выявлены</td><td><a id="p101496"></a>1,05</td><td colspan="2"><a id="p101497"></a>-</td><td><a id="p101498"></a>1,05</td><td><a id="p101499"></a>-</td></tr>
<tr><td><a id="p101500"></a>наблюдается рост количества мест повреждений по сравнению с последним обследованием</td><td><a id="p101501"></a>1,10</td><td colspan="2"><a id="p101502"></a>-</td><td><a id="p101503"></a>-</td><td><a id="p101504"></a>-</td></tr>
<tr><td colspan="2" rowspan="3"><a id="p101505"></a>Сквозные коррозионные повреждения и разрывы сварных соединений</td><td><a id="p101506"></a>ранее не было выявлено</td><td><a id="p101507"></a>1,00</td><td colspan="2"><a id="p101508"></a>-</td><td><a id="p101509"></a>-</td><td><a id="p101510"></a>-</td></tr>
<tr><td><a id="p101511"></a>ранее были выявлены</td><td><a id="p101512"></a>1,05</td><td colspan="2"><a id="p101513"></a>-</td><td><a id="p101514"></a>-</td><td><a id="p101515"></a>-</td></tr>
<tr><td><a id="p101516"></a>наблюдается рост количества мест повреждений по сравнению с последним обследованием</td><td><a id="p101517"></a>2,00</td><td colspan="2"><a id="p101518"></a>-</td><td><a id="p101519"></a>-</td><td><a id="p101520"></a>-</td></tr>
<tr><td colspan="8"><a id="p101521"></a>Допустимость дальнейшей безопасной эксплуатации газопровода при его фактическом техническом состоянии, выявленном в процессе диагностирования</td></tr>
<tr><td colspan="5"><a id="p101522"></a>Корректирующий коэффициент опасности дефектов и повреждений</td><td colspan="3"><a id="p101523"></a>1,2705</td></tr>
<tr><td colspan="5"><a id="p101524"></a>Вероятность возникновения отказа газопровода:</td><td colspan="3"><a id="p101525"></a>-</td></tr>
<tr><td colspan="5"><a id="p101526"></a>при наличии дефектов и повреждений, выявленных при проведении технического диагностирования PТС1</td><td colspan="3"><a id="p101527"></a>0,030</td></tr>
<tr><td colspan="5"><a id="p101528"></a>при условии устранения выявленных дефектов и повреждений PТС2</td><td colspan="3"><a id="p101529"></a>0,013</td></tr>
<tr><td colspan="5"><a id="p101530"></a>установленная в качестве допустимой PД</td><td colspan="3"><a id="p101531"></a>0,05</td></tr>
<tr><td colspan="5"><a id="p101532"></a>Решение о допустимости дальнейшей безопасной эксплуатации газопровода (допустима/недопустима)</td><td colspan="3"><a id="p101533"></a>допустима</td></tr>
</table>


3. <a id="p101534"></a>Расчет параметров технического состояния.

#### <a id="p101535"></a>3.1 Корректирующий коэффициент опасности дефектов:


<a id="p101536"></a>.

<a id="p101537"></a>3.2. Вероятность возникновения отказа газопровода при наличии дефектов и повреждений, выявленных при проведении технического диагностирования PТС1.
<a id="p101538"></a>В рассматриваемом случае количество типов дефектов si = 4, тогда



<a id="p101540"></a>Таким образом, PТС1 = 0,030 < PД = 0,05, следовательно, дальнейшая безопасная эксплуатация газопровода при рассчитанном значении вероятности возникновения отказа на нем допустима.

#### <a id="p101541"></a>3.3 Количество дефектов и повреждений, необнаруженных по объективным и субъективным причинам:


<a id="p101542"></a>lsi = msi·[(1 - Pд-оп(Bsi))/Pд-оп(Bsi)].

<a id="p101543"></a>Принимаем вероятность обнаружения дефектов Pд-оп = 0,7.

##### <a id="p101544"></a>3.3.1 Количество необнаруженных повреждений изоляции:


<a id="p101545"></a>ls1 = m1·[(1 - Pд-оп)/Pд-оп] = 3·((1 - 0,7)/0,7) = 1,286.


##### <a id="p101546"></a>3.3.2 Количество необнаруженных фактов неудовлетворительной адгезии:


<a id="p101547"></a>ls2 = m2·[(1 - Pд-оп)/Pд-оп] = 2·((1 - 0,7)/0,7) = 0,857.


##### <a id="p101548"></a>3.3.3 Количество необнаруженных фактов, что переходное сопротивление изоляции меньше критического:


<a id="p101549"></a>ls3 = m3·[(1 - Pд-оп)/Pд-оп] = 2·((1 - 0,7)/0,7) = 0,857.


##### <a id="p101550"></a>3.3.4 Количество необнаруженных коррозионных повреждений:


<a id="p101551"></a>ls4 = m4·[(1 - Pд-оп)/Pд-оп] = 2·((1 - 0,7)/0,7) = 0,857.


#### <a id="p101552"></a>3.4 Вероятность возникновения отказа газопровода при условии устранения

<a id="p101553"></a>выявленных дефектов и повреждений PТС2:



<a id="p101555"></a>Таким образом, PТС2 = 0,013 < PД = 0,05, следовательно, дальнейшая безопасная эксплуатация газопровода при рассчитанном значении вероятности возникновения отказа на нем допустима.
4. <a id="p101556"></a>Расчет остаточного ресурса газопровода по критерию вероятности отказов на нем.
<a id="p101557"></a>4.1. Исходные данные, необходимые для расчета, представлены в таблице N 8.

<a id="p101558"></a>Таблица N 8

<a id="p101559"></a>Исходные данные для расчета остаточного
ресурса газопровода по вероятности отказа


| <a id="p101560"></a>Наименование параметра | <a id="p101561"></a>Единица измерения | <a id="p101562"></a>Обозначение | <a id="p101563"></a>Значение |
| --- | --- | --- | --- |
| <a id="p101564"></a>Вероятность возникновения отказа, установленная в качестве допустимой | <a id="p101565"></a>- | <a id="p101566"></a>PД | <a id="p101567"></a>0,05 |
| <a id="p101568"></a>Частота возникновения отказов, обусловленных различными причинами: | <a id="p101569"></a>- | <a id="p101570"></a>- | <a id="p101571"></a>- |
| <a id="p101572"></a>механическими повреждениями | <a id="p101573"></a>1/(километр·год) | <a id="p101574"></a>nМП | <a id="p101575"></a>0,0020 |
| <a id="p101576"></a>заводским браком | <a id="p101577"></a>то же | <a id="p101578"></a>nЗБ | <a id="p101579"></a>0,0001 |
| <a id="p101580"></a>другими причинами | <a id="p101581"></a>" | <a id="p101582"></a>nДР | <a id="p101583"></a>0,0003 |


<a id="p101584"></a>4.2. Расчет остаточного ресурса газопровода при значениях вероятности отказов PТС1 и PТС2 (частотах возникновения отказов nтс1 и nтс2, обусловленных техническим состоянием газопровода):
<a id="p101585"></a>Tпр1 = -ln(1 - PД)/(nтс1 + nмп + nзб + nпр) = -ln(1 - 0,05)/(0,030 + 0,002 + 0,0001 + 0,0003) = 1,6 года.
<a id="p101586"></a>Tпр2 = -ln(1 - PД)/(nтс2 + nмп + nзб + nпр) = -ln(1 - 0,05)/(0,013 + 0,002 + 0,0001 + 0,0003) = 3,3 года.

#### <a id="p101587"></a>4.3 Результаты расчетов представлены в таблице N 9.


<a id="p101588"></a>Таблица N 9

<a id="p101589"></a>Результаты расчетов остаточного
ресурса газопровода по вероятности отказа


| <a id="p101590"></a>Наименование параметра | <a id="p101591"></a>Единица измерения | <a id="p101592"></a>Обозначение | <a id="p101593"></a>Значение |
| --- | --- | --- | --- |
| <a id="p101594"></a>При наличии дефектов и повреждений, выявленных при проведении технического диагностирования: | <a id="p101595"></a>- | <a id="p101596"></a>- | <a id="p101597"></a>- |
| <a id="p101598"></a>вероятность возникновения отказа | <a id="p101599"></a>- | <a id="p101600"></a>PТС1 | <a id="p101601"></a>0,030 |
| <a id="p101602"></a>остаточный ресурс газопровода | <a id="p101603"></a>год | <a id="p101604"></a>TПР1 | <a id="p101605"></a>1,6 |
| <a id="p101606"></a>При условии устранения выявленных дефектов и повреждений: | <a id="p101607"></a>- | <a id="p101608"></a>- | <a id="p101609"></a>- |
| <a id="p101610"></a>вероятность возникновения отказа | <a id="p101611"></a>- | <a id="p101612"></a>PТС2 | <a id="p101613"></a>0,013 |
| <a id="p101614"></a>остаточный ресурс газопровода | <a id="p101615"></a>год | <a id="p101616"></a>TПР2 | <a id="p101617"></a>3,3 |


5. <a id="p101618"></a>Выводы по результатам расчетов:
1) <a id="p101619"></a>Дальнейшая эксплуатация газопровода до прогнозируемого его перехода в предельное состояние допустима, т.к. PТСj < PД.
2) <a id="p101620"></a>Остаточный ресурс газопровода составляет:
- <a id="p101621"></a>при наличии дефектов и повреждений, выявленных при проведении технического диагностирования,

<a id="p101622"></a>Tпр1 = 1,6 года;

- <a id="p101623"></a>при условии устранения выявленных дефектов и повреждений,

<a id="p101624"></a>Tпр2 = 3,3 года.

<a id="p101625"></a>Расчет произвел:
  ___________________________________  ______________  ____________________
  должность, наименование организации  личная подпись   инициалы, фамилия





<a id="p101626"></a>Приложение N 19
к Руководству по безопасности
"Инструкция по техническому
диагностированию подземных
стальных газопроводов",
утвержденному приказом
Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 6 февраля 2017 г. N 47

<a id="p101627"></a>**МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА ГАЗОПРОВОДА**
**ПО КОРРОЗИОННОМУ УТОНЕНИЮ СТЕНОК И ИЗМЕНЕНИЮ МЕХАНИЧЕСКИХ**
**ХАРАКТЕРИСТИК МЕТАЛЛА ТРУБ ГАЗОПРОВОДА**

1. <a id="p101628"></a>Определение остаточного ресурса газопровода по критерию коррозионного утонения стенок и изменению механических характеристик металла труб производится на основании полученной при проведении технического диагностирования информации о фактических параметрах коррозионных дефектов и физико-механических характеристиках труб.
2. <a id="p101629"></a>Для участков газопровода, на которых при проведении диагностирования обнаружены обширные коррозионные утонения стенок и изменения механических характеристик металла труб, остаточный ресурс Tпр следует определять по формуле:

<a id="p101630"></a>Tпр = (cф - cд)/wср, (1)

<a id="p101631"></a>где:
<a id="p101632"></a>cф - фактическая глубина коррозионного повреждения, мм, измеренная при проведении технического диагностирования газопровода (см. приложение N 9);
<a id="p101633"></a>cд - допустимая глубина коррозионного повреждения, миллиметры, значение которой рассчитывается по формуле (2);
<a id="p101634"></a>wср - средняя скорость коррозии, миллиметры в год, оцениваемая либо по формуле (3), либо по экспериментальным или справочным данным.
3. <a id="p101635"></a>Значение допустимой глубины коррозионного повреждения cд, миллиметры, зависит как от геометрических размеров трубы, так и от изменения механических характеристик металла трубы и рассчитывается по формуле:

<a id="p101636"></a>, (2)

<a id="p101637"></a>где:
 - <a id="p101638"></a>номинальная толщина стенки трубы, миллиметров;
<a id="p101639"></a>P - проектное давление на участке газопровода, мегапаскаль;
<a id="p101640"></a>DН - наружный диаметр трубы, миллиметров;
 - <a id="p101641"></a>фактический предел текучести металла трубы, мегапаскаль.
4. <a id="p101642"></a>При наличии данных о глубине коррозионных повреждений, измеренных на участке газопровода в различные годы, среднюю скорость коррозии wср, миллиметры в год, следует оценивать по формуле:

<a id="p101643"></a>wср = (ct2 - ct1)/(t2 - <sub>t1</sub>), (<sub>3</sub>)

<a id="p101644"></a>где:
<a id="p101645"></a>ct1, ct2 - глубина коррозионного повреждения, зафиксированная при первом и втором измерениях, миллиметр;
<a id="p101646"></a>t1, t2 - продолжительность эксплуатации газопровода до проведения первого и второго измерений, год.
5. <a id="p101647"></a>В случае отсутствия данных о произведенных в предыдущие годы измерениях глубины коррозионных повреждений на диагностируемом участке газопровода допустимо оценивать значение средней скорости коррозии wср, миллиметры в год, по экспериментальным (см. таблицу N 10) или справочным (см. таблицу N 11) данным.

<a id="p101648"></a>Таблица N 10

<a id="p101649"></a>Данные о среднем значении скорости коррозии
по результатам полевых испытаний


<table>
<colgroup><col width="33%"><col width="24%"><col width="24%"><col width="19%"></colgroup>
<tr><td rowspan="3"><a id="p101650"></a>Вид грунта</td><td colspan="3"><a id="p101651"></a>Результаты исследований</td></tr>
<tr><td><a id="p101652"></a>в течение 6 лет</td><td colspan="2"><a id="p101653"></a>в течение 12 лет</td></tr>
<tr><td><a id="p101654"></a>скорость коррозии w<sub>max</sub>, миллиметры в год</td><td><a id="p101655"></a>скорость коррозии wmax, миллиметры в год</td><td><a id="p101656"></a>диапазон разброса</td></tr>
<tr><td><a id="p101657"></a>Песок</td><td><a id="p101658"></a>0,133</td><td><a id="p101659"></a>0,030</td><td><a id="p101660"></a>0,015 - 0,120</td></tr>
<tr><td><a id="p101661"></a>Смесь глины и песка (в соотношении 1:1)</td><td><a id="p101662"></a>0,250</td><td><a id="p101663"></a>0,080</td><td><a id="p101664"></a>0,020 - 0,140</td></tr>
<tr><td><a id="p101665"></a>Глина</td><td><a id="p101666"></a>0,300</td><td><a id="p101667"></a>0,180</td><td><a id="p101668"></a>0,080 - 0,400</td></tr>
</table>


<a id="p101669"></a>Таблица N 11

<a id="p101670"></a>Средняя скорость коррозии стали в различных грунтах


<table>
<colgroup><col width="29%"><col width="19%"><col width="27%"><col width="25%"></colgroup>
<tr><td><a id="p101671"></a>Грунт</td><td><a id="p101672"></a>Значение pH</td><td><a id="p101673"></a>Удельное сопротивление грунта, ом на метр</td><td><a id="p101674"></a>Скорость коррозии, миллиметры в год</td></tr>
<tr><td rowspan="2"><a id="p101675"></a>Суглинок</td><td><a id="p101676"></a>7,6</td><td><a id="p101677"></a>17,7</td><td><a id="p101678"></a>0,062</td></tr>
<tr><td><a id="p101679"></a>7,3</td><td><a id="p101680"></a>298</td><td><a id="p101681"></a>0,082</td></tr>
<tr><td rowspan="2"><a id="p101682"></a>Супесь</td><td><a id="p101683"></a>4,5</td><td><a id="p101684"></a>114</td><td><a id="p101685"></a>0,066</td></tr>
<tr><td><a id="p101686"></a>5,9</td><td><a id="p101687"></a>450</td><td><a id="p101688"></a>0,085</td></tr>
<tr><td><a id="p101689"></a>Песок мелкий</td><td><a id="p101690"></a>4,7</td><td><a id="p101691"></a>205</td><td><a id="p101692"></a>0,087</td></tr>
<tr><td><a id="p101693"></a>Известковый суглинок</td><td><a id="p101694"></a>6,8</td><td><a id="p101695"></a>4,8</td><td><a id="p101696"></a>0,314</td></tr>
<tr><td><a id="p101697"></a>Торфяные полосы</td><td><a id="p101698"></a>4,2</td><td><a id="p101699"></a>12,7</td><td><a id="p101700"></a>0,308</td></tr>
<tr><td><a id="p101701"></a>Глина</td><td><a id="p101702"></a>7,6</td><td><a id="p101703"></a>3,5</td><td><a id="p101704"></a>0,251</td></tr>
<tr><td><a id="p101705"></a>Щелочной грунт</td><td><a id="p101706"></a>7,4</td><td><a id="p101707"></a>2,63</td><td><a id="p101708"></a>0,290</td></tr>
</table>






<a id="p101709"></a>Приложение N 20
к Руководству по безопасности
"Инструкция по техническому
диагностированию подземных
стальных газопроводов",
утвержденному приказом
Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 6 февраля 2017 г. N 47

<a id="p101710"></a>(Рекомендуемый образец)

<a id="p101711"></a>                                 ПРОТОКОЛ
                ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА ГАЗОПРОВОДА
               ПО КОРРОЗИОННОМУ УТОНЕНИЮ СТЕНОК И ИЗМЕНЕНИЮ
            МЕХАНИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК МЕТАЛЛА ТРУБ ГАЗОПРОВОДА

<a id="p101712"></a>Дата обследования "__" ______ 20__ г.
<a id="p101713"></a>Имущественная принадлежность газопровода __________________________________
<a id="p101714"></a>Адрес газопровода и N исполнительного чертежа _____________________________
<a id="p101715"></a>Назначение газопровода ____________________________________________________
<a id="p101716"></a>Общая протяженность ____ метров, диаметр ____ миллиметров,
рабочее давление ____ мегапаскаля.

1. <a id="p101717"></a>Исходные данные


<table>
<colgroup><col width="48%"><col width="18%"><col width="10%"><col width="6%"><col width="6%"><col width="6%"><col width="6%"></colgroup>
<tr><td rowspan="2"><a id="p101718"></a>Параметр</td><td rowspan="2"><a id="p101719"></a>Единица измерения</td><td rowspan="2"><a id="p101720"></a>Обозначение</td><td colspan="4"><a id="p101721"></a>Значение в шурфе</td></tr>
<tr><td><a id="p101722"></a>1</td><td><a id="p101723"></a>2</td><td><a id="p101724"></a>...</td><td><a id="p101725"></a>n</td></tr>
<tr><td><a id="p101726"></a>Проектное давление газа в газопроводе</td><td><a id="p101727"></a>мегапаскаль</td><td><a id="p101728"></a>P</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101729"></a>Наружный диаметр трубы</td><td><a id="p101730"></a>миллиметр</td><td><a id="p101731"></a>Dн</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101732"></a>Номинальная толщина стенки трубы</td><td><a id="p101733"></a>"</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101735"></a>Фактический предел текучести металла</td><td><a id="p101736"></a>мегапаскаль</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101738"></a>Глубина коррозионного повреждения:</td><td rowspan="2"><a id="p101739"></a>миллиметр</td><td rowspan="2"><a id="p101740"></a>ct<sub>1</sub></td><td rowspan="2"></td><td rowspan="2"></td><td rowspan="2"></td><td rowspan="2"></td></tr>
<tr><td><a id="p101741"></a>при первом измерении</td></tr>
<tr><td><a id="p101742"></a>при втором измерении</td><td><a id="p101743"></a>"</td><td><a id="p101744"></a>ct<sub>2</sub></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101745"></a>Продолжительность эксплуатации газопровода:</td><td rowspan="2"><a id="p101746"></a>год</td><td rowspan="2"><a id="p101747"></a>t1</td><td rowspan="2"></td><td rowspan="2"></td><td rowspan="2"></td><td rowspan="2"></td></tr>
<tr><td><a id="p101748"></a>до проведения первого измерения</td></tr>
<tr><td><a id="p101749"></a>до проведения второго измерения</td><td><a id="p101750"></a>"</td><td><a id="p101751"></a>t2</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
</table>


2. <a id="p101752"></a>Результаты расчетов


<table>
<colgroup><col width="48%"><col width="18%"><col width="10%"><col width="6%"><col width="6%"><col width="6%"><col width="6%"></colgroup>
<tr><td rowspan="2"><a id="p101753"></a>Параметр</td><td rowspan="2"><a id="p101754"></a>Единица измерения</td><td rowspan="2"><a id="p101755"></a>Обозначение</td><td colspan="4"><a id="p101756"></a>Значение в шурфе</td></tr>
<tr><td><a id="p101757"></a>1</td><td><a id="p101758"></a>2</td><td><a id="p101759"></a>...</td><td><a id="p101760"></a>n</td></tr>
<tr><td><a id="p101761"></a>Средняя скорость коррозии</td><td><a id="p101762"></a>миллиметр в год</td><td><a id="p101763"></a>wСР</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101764"></a>Допустимая глубина коррозионного повреждения</td><td><a id="p101765"></a>миллиметр</td><td><a id="p101766"></a>cД</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101767"></a>Остаточный ресурс газопровода</td><td><a id="p101768"></a>год</td><td><a id="p101769"></a>TПР</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
</table>


<a id="p101770"></a>Измерения и расчет произвели:
  ___________________________________  ______________  ____________________
  должность, наименование организации  личная подпись   инициалы, фамилия





<a id="p101771"></a>Приложение N 21
к Руководству по безопасности
"Инструкция по техническому
диагностированию подземных
стальных газопроводов",
утвержденному приказом
Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 6 февраля 2017 г. N 47

<a id="p101772"></a>*ПРИМЕР* РАСЧЕТА ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА ГАЗОПРОВОДА
**ПО КОРРОЗИОННОМУ УТОНЕНИЮ СТЕНОК И ИЗМЕНЕНИЮ**
**МЕХАНИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК МЕТАЛЛА ТРУБ ГАЗОПРОВОДА**

<a id="p101773"></a>Дата обследования: 23.07.2013 г.
<a id="p101774"></a>Имущественная принадлежность газопровода: ОАО "Газпром газораспределение Владимир".
<a id="p101775"></a>Адрес газопровода: г. Костерево, Владимирская область.
<a id="p101776"></a>Назначение газопровода: распределительный.
<a id="p101777"></a>Общая протяженность 0,5 километров, диаметр 219 миллиметров, рабочее давление 0,6 мегапаскаля.

1. <a id="p101778"></a>Исходные данные


<table>
<colgroup><col width="48%"><col width="18%"><col width="10%"><col width="6%"><col width="6%"><col width="6%"><col width="6%"></colgroup>
<tr><td rowspan="2"><a id="p101779"></a>Параметр</td><td rowspan="2"><a id="p101780"></a>Единица измерения</td><td rowspan="2"><a id="p101781"></a>Обозначение</td><td colspan="4"><a id="p101782"></a>Значение в шурфе</td></tr>
<tr><td><a id="p101783"></a>1</td><td><a id="p101784"></a>2</td><td><a id="p101785"></a>...</td><td><a id="p101786"></a>n</td></tr>
<tr><td><a id="p101787"></a>Проектное давление газа в газопроводе</td><td><a id="p101788"></a>мегапаскаль</td><td><a id="p101789"></a>P</td><td><a id="p101790"></a>0,6</td><td><a id="p101791"></a>0,6</td><td></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101792"></a>Наружный диаметр трубы</td><td><a id="p101793"></a>миллиметр</td><td><a id="p101794"></a>Dн</td><td><a id="p101795"></a>219</td><td><a id="p101796"></a>219</td><td></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101797"></a>Номинальная толщина стенки трубы</td><td><a id="p101798"></a>"</td><td></td><td><a id="p101800"></a>5,0</td><td><a id="p101801"></a>5,0</td><td></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101802"></a>Фактический предел текучести металла</td><td><a id="p101803"></a>мегапаскаль</td><td></td><td><a id="p101805"></a>240</td><td><a id="p101806"></a>240</td><td></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101807"></a>Глубина коррозионного повреждения:</td><td rowspan="2"><a id="p101808"></a>миллиметр</td><td rowspan="2"><a id="p101809"></a>ct1</td><td rowspan="2"><a id="p101810"></a>0,0</td><td rowspan="2"><a id="p101811"></a>0,1</td><td rowspan="2"></td><td rowspan="2"></td></tr>
<tr><td><a id="p101812"></a>при первом измерении</td></tr>
<tr><td><a id="p101813"></a>при втором измерении</td><td><a id="p101814"></a>"</td><td><a id="p101815"></a>ct2</td><td><a id="p101816"></a>0,3</td><td><a id="p101817"></a>0,6</td><td></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101818"></a>Продолжительность эксплуатации газопровода:</td><td rowspan="2"><a id="p101819"></a>год</td><td rowspan="2"><a id="p101820"></a>t1</td><td rowspan="2"><a id="p101821"></a>0</td><td rowspan="2"><a id="p101822"></a>20</td><td rowspan="2"></td><td rowspan="2"></td></tr>
<tr><td><a id="p101823"></a>до проведения первого измерения</td></tr>
<tr><td><a id="p101824"></a>до проведения второго измерения</td><td><a id="p101825"></a>"</td><td><a id="p101826"></a>t2</td><td><a id="p101827"></a>40</td><td><a id="p101828"></a>40</td><td></td><td></td></tr>
</table>


2. <a id="p101829"></a>Результаты расчетов


<table>
<colgroup><col width="42%"><col width="18%"><col width="10%"><col width="9%"><col width="9%"><col width="6%"><col width="6%"></colgroup>
<tr><td rowspan="2"><a id="p101830"></a>Параметр</td><td rowspan="2"><a id="p101831"></a>Единица измерения</td><td rowspan="2"><a id="p101832"></a>Обозначение</td><td colspan="4"><a id="p101833"></a>Значение в шурфе</td></tr>
<tr><td><a id="p101834"></a>1</td><td><a id="p101835"></a>2</td><td><a id="p101836"></a>...</td><td><a id="p101837"></a>n</td></tr>
<tr><td><a id="p101838"></a>Средняя скорость коррозии</td><td><a id="p101839"></a>миллиметр в год</td><td><a id="p101840"></a>wСР</td><td><a id="p101841"></a>0,0075</td><td><a id="p101842"></a>0,025</td><td></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101843"></a>Допустимая глубина коррозионного повреждения</td><td><a id="p101844"></a>миллиметр</td><td><a id="p101845"></a>cД</td><td><a id="p101846"></a>4,73</td><td><a id="p101847"></a>4,73</td><td></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101848"></a>Остаточный ресурс газопровода</td><td><a id="p101849"></a>год</td><td><a id="p101850"></a>TПР</td><td><a id="p101851"></a>590,7</td><td><a id="p101852"></a>165,2</td><td></td><td></td></tr>
</table>


<a id="p101853"></a>Измерения и расчет произвели:
  ___________________________________  ______________  ____________________
  должность, наименование организации  личная подпись   инициалы, фамилия





<a id="p101854"></a>Приложение N 22
к Руководству по безопасности
"Инструкция по техническому
диагностированию подземных
стальных газопроводов",
утвержденному приказом
Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 6 февраля 2017 г. N 47

<a id="p101855"></a>(Рекомендуемый образец)

<a id="p101856"></a>                                 ПРОТОКОЛ
               УСТАНОВЛЕНИЯ ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА ГАЗОПРОВОДА

<a id="p101857"></a>Дата "__" ______ 20__ г.
<a id="p101858"></a>Имущественная принадлежность газопровода __________________________________
<a id="p101859"></a>Адрес газопровода и N исполнительного чертежа _____________________________
<a id="p101860"></a>Назначение газопровода ____________________________________________________
<a id="p101861"></a>Общая протяженность ____ метров, диаметр ____ миллиметров,
рабочее давление ____ мегапаскаля.

1. <a id="p101862"></a>Исходные данные:
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________

2. <a id="p101863"></a>Результаты   расчетов   остаточного  ресурса  газопровода  по  различным
критериям:


| <a id="p101864"></a>Критерии (методы) расчета остаточного ресурса газопровода | <a id="p101865"></a>Рассчитанное значение остаточного ресурса газопровода, год |
| --- | --- |
| <a id="p101866"></a>1. По вероятности возникновения отказов газопровода |  |
| <a id="p101867"></a>2. По коррозионному утонению стенок и изменению механических характеристик металла труб газопровода |  |
| <a id="p101868"></a>3. По другим методам и критериям |  |


3. <a id="p101869"></a>Установленное значение остаточного ресурса газопровода:
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________

<a id="p101870"></a>Эксперт:
  ___________________________________  ______________  ____________________
  должность, наименование организации  личная подпись   инициалы, фамилия



<a id="p101871"></a>

---



## Иллюстрации

$(\sigma_{\text{вф}})$

$(\sigma_{\text{тф}})$

$\sigma_{\text{тф}}/\sigma_{\text{вф}}>0,9$

$\sigma_{\text{тф}}$

$\sigma_{\text{вф}}$

$\sigma_{\text{тф}}/\sigma_{\text{вф}} \leq 0,9$

![](https://i.bukva.ai/XCMBm2Mz/img_0.png)

$P_{\text{ТС}1} = 1 - \prod_{si = 1}^{s} [1 - K_{\Sigma}P(A_{si})]^{m_{s}}$

$P_{\text{ТС}2} = 1 - \prod_{si = 1}^{s} [1 - K_{\Sigma}P(A_{si})]^{l_{s}}$

$K_{\Sigma}$

$K_{\Sigma} = \prod_{i = 1}^{n} K_{i}$

$P(A_{si}) = \frac{1}{N_{si}}$

$K_{i} = K_{\text{в}} \cdot \frac{N_{i}}{N_{min}}$

$\sigma_{\text{тф}}/\sigma_{\text{вф}}>0,9$

$\sigma_{\text{тф}}/\sigma_{\text{вф}}>0,9$

$K_{\Sigma}$

$\sigma_{\text{тф}}/\sigma_{\text{вф}}>0,9$

$K_{\Sigma}$

$K_{i = 1\Sigma}^{n} = \text{П}K_{i} = 1,05 \cdot 1,1 \cdot 1,1 \cdot 1,0 \cdot 1,0 \cdot 1,0 \cdot 1,0 = 1,2705$

![](https://i.bukva.ai/XCMBm2Mz/img_1.png)

![](https://i.bukva.ai/XCMBm2Mz/img_2.png)

$c_{\text{д}} = \delta - \frac{P \cdot D_{\text{Н}}}{2 \cdot (\sigma_{\text{тф}} + P)}$

$\delta$

$\sigma_{\text{тф}}$

$\delta$

$\sigma\text{тф}$

$\delta$

$\sigma\text{тф}$