---
title: "\"РД 12-411-01. Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов\""
number: "28"
issuer: "Федеральный горный и промышленный надзор России"
status: утратил силу
canonical: "https://bukva.ai/docs/instruktsiya-28-gosgortehnadzor-rossii"
---

## "РД 12-411-01. Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов"

# "РД 12-411-01. Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов"

(утв. Постановлением Госгортехнадзора России от 09.07.2001 N 28)

> [!WARNING]
> Документ утратил силу в связи с изданием Приказа Ростехнадзора от 06.02.2017 N 47, утвердившего новую Инструкцию.
> По заключению Минюста РФ данный документ в государственной регистрации не нуждается. - Письмо Минюста РФ от 19.07.2001 N 07/7289-ЮД.
> Документ [введен](#p100009) в действие с 15.09.2001.

> [!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;
```


<div align="right">

<a id="p100008"></a>Утверждена<br>
Постановлением<br>
Госгортехнадзора России<br>
от 9 июля 2001 г. N 28

<a id="p100009"></a>Введена в действие<br>
с 15 сентября 2001 года

</div>


<div align="center">

<a id="p100010"></a>**ИНСТРУКЦИЯ**<br>
**ПО ДИАГНОСТИРОВАНИЮ ТЕХНИЧЕСКОГО**<br>
**СОСТОЯНИЯ ПОДЗЕМНЫХ СТАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ**

<a id="p100011"></a>**РД 12-411-01**

</div>


<a id="p100012"></a>Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов разработана Головным научно - исследовательским и проектным институтом по использованию газа в народном хозяйстве ОАО "ГипроНИИгаз", ОАО "Росгазификация" с участием Уральского научно - исследовательского института трубной промышленности ОАО "УралНИТИ", испытательного центра по сертификации трубной промышленности ООО ИЦСТП "Сертицентруба", предприятия независимой экспертизы труб, трубопроводов и сосудов ООО "ТЭСЧМ" и ООО НПЦ "Композит" при Саратовском государственном университете им. Н.Г. Чернышевского.

<div align="center">

1. <a id="p100013"></a>Область применения

</div>


<a id="p100014"></a>Настоящая Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов (далее - Инструкция) устанавливает виды и порядок проведения диагностирования, основные критерии оценки технического состояния газопроводов, предусматривает методики расчета остаточного срока службы газопроводов по истечении нормативного срока службы и в других случаях.
<a id="p100015"></a>Инструкция устанавливает требования по проведению технического диагностирования подземных стальных газопроводов, по которым природный газ по [ГОСТ 5542-87](https://bukva.ai/docs/gost-5542-87) транспортируется с избыточным давлением не более 1,2 МПа и сжиженный углеводородный газ по ГОСТ 20448-90 с избыточным давлением не более 1,6 МПа. К газопроводам, на которые распространяются требования настоящей Инструкции, относятся подземные межпоселковые и распределительные газопроводы и подземная часть вводов, построенные из труб, изготовленных из малоуглеродистых марок сталей.

<div align="center">

2. <a id="p100016"></a>Термины и определения

</div>


<a id="p100017"></a>Газопровод - часть газораспределительной системы, состоящая из трубопровода для транспортировки природного или сжиженных углеводородных газов, за исключением сооружений и устройств, установленных на нем.
<a id="p100018"></a>Участок газопровода - часть или весь газопровод, построенный по одному проекту и имеющий одинаковые диаметр и толщину стенки труб, марку стали, тип изоляции, метод защиты от коррозии, срок укладки в грунт и ввод в эксплуатацию электрохимической защиты (ЭХЗ).
<a id="p100019"></a>Авария - разрушение сооружений и (или) технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте, неконтролируемый взрыв и (или) выброс опасных веществ.
<a id="p100020"></a>Техническое диагностирование газопровода (диагностирование) - определение технического состояния газопровода, поиск мест и определение причин отказов (неисправностей), а также прогнозирование его технического состояния.
<a id="p100021"></a>Техническое состояние газопровода - соответствие одному из видов технического состояния в данный момент времени (исправен, неисправен, работоспособен, неработоспособен), определяемое по сравнению истинных значений параметров газопровода с установленными нормативно - технической документацией.
<a id="p100022"></a>Базовый шурф - место на участке газопровода, которое предположительно будет находиться в наиболее тяжелых условиях эксплуатации.
<a id="p100023"></a>Предельное состояние газопровода - состояние газопровода, при котором его дальнейшая эксплуатация недопустима и восстановление его работоспособного состояния невозможно исходя из требований промышленной безопасности либо его дальнейшая эксплуатация и восстановление его работоспособного состояния нецелесообразны исходя из экономических критериев.
<a id="p100024"></a>Срок службы газопровода - календарная продолжительность эксплуатации от начала эксплуатации газопровода или ее возобновления после ремонта до перехода в предельное состояние.
<a id="p100025"></a>Остаточный срок службы газопровода - расчетная календарная продолжительность эксплуатации газопровода от момента контроля его технического состояния до перехода в предельное состояние.
<a id="p100026"></a>Напряженно - деформированное состояние (НДС) газопровода - состояние, при котором в металле труб газопровода возникают внутренние напряжения, вызванные воздействием внешних и внутренних нагрузок и воздействий.
<a id="p100027"></a>Дефектный (аномальный) участок газопровода - несоответствие участка газопровода установленным нормам, в том числе участок, имеющий коррозионные повреждения, изменение толщины стенки трубы или испытывающий местное повышенное напряжение стенки трубы.
<a id="p100028"></a>Эксплуатационная организация газораспределительной сети (ГРО) - специализированная организация, осуществляющая эксплуатацию газораспределительной сети и оказывающая услуги, связанные с подачей газа потребителям и их обслуживанием. Эксплуатационной организацией может быть организация - собственник этой сети либо организация, заключившая с организацией - собственником сети договор на ее эксплуатацию.

<div align="center">

3. <a id="p100029"></a>Общие положения

</div>


<a id="p100030"></a>3.1. Определение технического состояния газопроводов с рабочим давлением газа <= 0,6 МПа и участков этих газопроводов при достижении нормативного срока службы должно осуществляться в соответствии с требованиями [ПБ 12-368-00](https://bukva.ai/docs/27-gosgortehnadzor-rossii) и других нормативных документов по определению технического состояния, утвержденных в установленном порядке, за исключением газопроводов:
<a id="p100031"></a>проложенных в грунтах II типа просадочности, чрезмерно и сильнопучинистых грунтах в зоне сезонного промерзания без отсыпки песчаным грунтом, в вечномерзлых грунтах на участках их оттаивания, действующих оползней, территориях, на которых за время эксплуатации зафиксированы землетрясения силой 6 баллов и более или производились горные разработки;
<a id="p100032"></a>на пересечениях с подводными переходами при меженном горизонте 75 м и более и при меньшей ширине, если по продолжительности подтопления и доступности не представляется возможным восстановить газопровод менее чем за сутки;
<a id="p100033"></a>при проявлении аномалий в процессе эксплуатации (вспучивание и искривление трубопровода более нормативного, неоднократные продольные и поперечные перемещения, уменьшения до 0,6 м и менее глубины заложения в местах движения транспорта и другие аномалии).
<a id="p100034"></a>3.2. Остаточный срок службы газопроводов устанавливается организацией, проводившей диагностирование, на основе оценки технического состояния, условий эксплуатации, качества работ по восстановлению работоспособного состояния газопровода.
<a id="p100035"></a>Остаточный срок службы газопроводов, отмеченных в [п. 3.1,](#p100030) устанавливается эксплуатационной организацией, но не более 20 лет либо, по выбору заказчика, устанавливается в соответствии с требованиями настоящей Инструкции организацией, проводившей диагностирование.
<a id="p100036"></a>При наличии выявленных участков коррозии срок службы определяется поверочным расчетом остаточной толщины стенки газопровода.
<a id="p100037"></a>3.3. Определение технического состояния газопроводов после продления нормативного срока службы должно проводиться в объеме и в сроки, установленные [ПБ 12-368-00.](https://bukva.ai/docs/27-gosgortehnadzor-rossii)
<a id="p100038"></a>В зависимости от срока службы газопровода, условий его эксплуатации и технического состояния предусмотрены следующие виды диагностирования: плановое и внеочередное.
<a id="p100039"></a>3.4. Плановое диагностирование осуществляется при достижении нормативного или по истечении продленного по результатам предыдущего диагностирования срока службы газопровода.

#### <a id="p100040"></a>3.5 Внеочередное диагностирование проводится в случаях:

<a id="p100041"></a>перевода газопровода на более высокое давление с подтверждением расчетом возможности такого перевода;
<a id="p100042"></a>аварий, не связанных с механическим повреждением газопровода при проведении земляных работ;
<a id="p100043"></a>воздействия неблагоприятных внешних факторов, которые приводят к деформации грунта, выводящей газопровод за пределы нормативного радиуса упругого изгиба (если R < 500 D, где D - наружный диаметр газопровода);
<a id="p100044"></a>после землетрясения силой свыше 6 баллов.
<a id="p100045"></a>3.6. Для получения информации о динамике изменения характеристик свойств металла и изоляционного покрытия, используемых для расчета остаточного срока службы газопровода, необходимо предусматривать для строящихся газопроводов в местах с наиболее тяжелыми условиями эксплуатации устройство базовых шурфов на стадии строительства, для действующих газопроводов - в процессе диагностирования, в том числе в местах, предусмотренных [п. 4.4.3](#p100150) настоящей Инструкции.
<a id="p100046"></a>Конкретные места базовых шурфов и их количество следует определять:
<a id="p100047"></a>для вновь сооружаемых подземных газопроводов - в соответствии со строительными нормами и правилами;
<a id="p100048"></a>для действующих газопроводов при проведении планового или внеочередного диагностирования и отсутствия базового шурфа - в шурфе или в одном из шурфов, вскрытом (вскрытых) при техническом обследовании, в котором по результатам диагностирования газопровода установлен минимальный срок службы (при нескольких шурфах), - в количестве одного базового шурфа на участок газопровода из одной партии труб, независимо от протяженности участка и назначения.
<a id="p100049"></a>Для вводов газопроводов протяженностью до 200 м предусматривать базовые шурфы не требуется.
<a id="p100050"></a>Если на действующем участке газопровода базовый шурф отсутствует, а по результатам бесшурфового обследования его технического состояния не требуется вскрытия грунта (шурфового диагностирования), размещение базового шурфа следует предусматривать на одном из самых неблагоприятных участков по условиям эксплуатации и воздействию внешних факторов, в том числе:
<a id="p100051"></a>в местах, приведенных в [п. 4.4.3;](#p100150)
<a id="p100052"></a>при наличии грунтов с высокой агрессивностью, блуждающих токов и анодных зон;
<a id="p100053"></a>в местах пересечений с инженерными коммуникациями канальной прокладки;
<a id="p100054"></a>в местах поворотов газопроводов и выхода их из земли;
<a id="p100055"></a>при наличии отказов, зафиксированных при предшествующих проверках, обследованиях и авариях.

#### <a id="p100056"></a>3.7 В базовых шурфах строительной организацией должны быть определены фактические начальные характеристики газопровода:

<a id="p100057"></a>для металла труб - временное сопротивление, предел текучести и при толщине стенки 5 мм и более - ударная вязкость, полученные по данным сертификатов заводов - изготовителей или при их отсутствии - по результатам лабораторных испытаний;
<a id="p100058"></a>для изоляционного покрытия - переходное сопротивление и параметры, характеризующие адгезию.
<a id="p100059"></a>Указанные характеристики должны быть зафиксированы в строительном, а также в техническом эксплуатационном [паспорте](#p100780) газопровода (Приложение А).
<a id="p100060"></a>3.8. Рекомендуется совмещать диагностирование с техническим (приборным) обследованием газопроводов.
<a id="p100061"></a>При диагностировании могут быть использованы данные технического обследования газопровода, срок проведения которого не превышает один год.

<div align="center">

4. <a id="p100062"></a>Диагностирование

</div>


<a id="p100063"></a>4.1. Плановое и внеочередное диагностирование производится в два этапа - без вскрытия грунта (бесшурфовое) и шурфовое.
<a id="p100064"></a>Анализ результатов диагностирования, проводимый ГРО, осуществляется комиссией с оформлением актов [(Приложения А,](#p100737) [Б).](#p101000) Анализ результатов диагностирования, проводимый экспертной организацией, имеющей соответствующую лицензию, осуществляется в порядке, предусмотренном Правилами проведения экспертизы промышленной безопасности (утверждены Постановлением Госгортехнадзора России от 06.11.98 N 64, зарегистрированы в Минюсте России 08.12.98, рег. N 1656).
<a id="p100065"></a>Плановое диагностирование газопровода проводится в последовательности, представленной на [рис. 1,](#p100116) а именно:
<a id="p100066"></a>анализ технической документации (проектной, строительной и эксплуатационной);
<a id="p100067"></a>разработка программы диагностирования газопровода без вскрытия грунта;
<a id="p100068"></a>диагностирование без вскрытия грунта;
<a id="p100069"></a>диагностирование в базовом шурфе;
<a id="p100070"></a>разработка программы шурфового диагностирования (при необходимости);
<a id="p100071"></a>диагностирование по программе шурфового диагностирования;
<a id="p100072"></a>определение технического состояния;
<a id="p100073"></a>расчет остаточного срока службы, выдача заключения.


<a id="p100074"></a><a id="p100115"></a>

```text
 ┌────────────┐
 │   Анализ   │
┌┤технической │
││документации│
│└──────┬─────┘
│      \/
│┌───────────────┐
││Разработка про-│
││граммы диагнос-│
││тирования без  │
││вскрытия грунта│
│└──────┬────────┘
│      \/
│┌────────────────┐ ┌─────────────┐┌──────────┐ ┌─────────┐┌──────────────────┐ ┌────────────────┐
││Диагностирование├─┤ Проверка на ├┤ Проверка ├─┤Проверка ├┤Выявление участков├─┤Определение кор-│
├┤  без вскрытия  │ │герметичность││работы ЭХЗ│ │состояния││ аномалий металла │ │розионной агрес-│
││     грунта     │ └─────────────┘└──────────┘ │изоляции │└──────────────────┘ │сивности среды  │
│└───────┬─────┬──┘                             └─────────┘                     └────────────────┘
│        │     └─────────────┐
│       \/                  \/
│┌───────────────┐   ┌────────────────┐
││Разработка про-│   │Диагностирование│
││граммы шурфово-│   │в базовом шурфе │
││го диагностиро-│   └───────┬────────┘
││вания          │           │
│└────┬──────────┘           │
│     │   ┌──────────────────┘
│    \/  \/
│ ┌──────────┐┌──────────┐┌──────────┐┌──────────┐┌────────┐┌───────────┐┌──────────┐┌───────────┐┌────────────┐
│ │Шурфовое  ││Измерение ││Определе- ││Определе- ││Контроль││Определение││Определе- ││Определение││Определение │
├─┤диагности-├┤защитного ├┤ние состо-├┤ние степе-├┤геомет- ├┤ качества  ├┤ние корро-├┤физико -   ├┤напряженно -│
│ │рование   ││потенциала││яния изо- ││ни корро- ││рических││  сварных  ││зионной   ││механичес- ││деформиро-  │
│ └──────────┘└──────────┘│ляции     ││зионных   ││размеров││  стыков   ││агрессив- ││ких свойств││ванного сос-│
│                         └──────────┘│поврежде- ││трубы   │└───────────┘│ности     ││металла    ││тояния      │
│                                     │ний       │└────────┘             │грунта и  │└───────────┘└────────────┘
│                                     └──────────┘                       │наличие   │
│                                                                        │блуждающих│
│                                                                        │токов     │
│ ┌──────────────────────────────────────────────────┐                   └──────────┘
│ │Определение технического состояния                │
└─┤Расчет остаточного срока службы, выдача заключения│
  └──────────────────────────────────────────────────┘
```


<div align="center">

<a id="p100116"></a>Рис. 1. Схема планового диагностирования<br>
подземных газопроводов

</div>


<a id="p100117"></a>4.2. Анализ проектной, строительной и эксплуатационной документации осуществляется путем изучения всех сведений о техническом состоянии газопровода в объеме данных, предусмотренных техническим эксплуатационным [паспортом](#p100780) подземного газопровода (Приложение А).
<a id="p100118"></a>В случае несоответствия существующего эксплуатационного технического паспорта по содержанию с паспортом, приведенным в Приложении А, он дополняется недостающими формами и данными.
<a id="p100119"></a>На стадии анализа технической документации прослеживаются динамика изменения защитных свойств изоляционного покрытия, режимы работы устройств электрохимической защиты, характер повреждений и аварий газопровода, выявленные при эксплуатации и в результате плановых приборных обследований.
<a id="p100120"></a>Результаты анализа обобщаются и оформляются [актом](#p101000) (Приложение Б).

#### <a id="p100121"></a>4.3 Диагностирование без вскрытия грунта.

<a id="p100122"></a>Программа диагностирования без вскрытия грунта составляется по результатам анализа документации и включает следующие разделы:
<a id="p100123"></a>выбор технических средств диагностирования из перечня, приведенного в [разделе 9](#p100662) настоящей Инструкции;
<a id="p100124"></a>проверку на герметичность в соответствии с порядком, предусмотренным подразделом 3.3 [ПБ 12-368-00;](https://bukva.ai/docs/27-gosgortehnadzor-rossii#p100165)
<a id="p100125"></a>проверку эффективности работы электрохимической защиты (в соответствии с ПБ 12-368-00);
<a id="p100126"></a>проверку состояния изоляции (в соответствии с ПБ 12-368-00), в том числе наличия сквозных повреждений изоляции;
<a id="p100127"></a>выявление участков газопровода с аномалиями металла труб (при наличии индикатора дефектов и напряжений (ИДН) [(Приложение В)](#p101076) или другими приборами (техническими устройствами), разрешенными к применению установленным порядком, позволяющими дистанционно выявить места коррозионных или иных повреждений труб, а также участки повышенных напряжений газопровода);
<a id="p100128"></a>определение коррозионной агрессивности грунта и наличия блуждающих токов на участках с наиболее неблагоприятными условиями по этому показателю, зафиксированных при предшествующих проверках.
<a id="p100129"></a>По полученным результатам диагностирования без вскрытия составляется [акт](#p101156) (Приложение Г) и производится шурфовое диагностирование газопровода в базовом шурфе. При необходимости разрабатывается программа закладки дополнительных шурфов (программа шурфового диагностирования).

#### <a id="p100130"></a>4.4 Шурфовое диагностирование.

<a id="p100131"></a>4.4.1. Если на действующем газопроводе отсутствует базовый шурф, место базового шурфа выбирается в одном из мест обнаружения наиболее значительной аномалии металла или сквозного повреждения изоляции и однозначно в случае их совпадения (критерием, подтверждающим наличие мест аномалий металла, для ИДН является всплеск параметров магнитного поля более чем на 20% по сравнению с фоновым значением).
<a id="p100132"></a>В случае, если на диагностируемом участке газопровода указанных выше отклонений не обнаружено, место базового шурфа выбирается по результатам анализа технической документации с учетом требований [п. 3.6.](#p100045)
<a id="p100133"></a>Основными критериями необходимости разработки программы шурфового диагностирования являются: утечка газа, совпадение показаний приборов проверки состояния изоляции (АНПИ, АНТПИ и др.) с показаниями приборов определения аномалий металла (ИДН и др.), результаты анализа технической документации и совпадение повреждений изоляционного покрытия с местами высокой агрессивности грунта, наличие блуждающих токов.
<a id="p100134"></a>При отсутствии прибора для обнаружения аномалий в металле труб и указанных выше отклонений, в том числе отказов в период эксплуатации, места шурфования и их количество следует предусматривать в соответствии с [ПБ 12-368-00,](https://bukva.ai/docs/27-gosgortehnadzor-rossii) как при приборном техническом обследовании действующих подземных газопроводов. Срок службы в этом случае принимается по результатам обследования в шурфе, в котором установлен минимальный срок службы трубопровода.

##### <a id="p100135"></a>4.4.2 Программа шурфового диагностирования включает:

<a id="p100136"></a>измерение поляризационного и (или) суммарного потенциала;
<a id="p100137"></a>определение внешнего вида, толщины и свойств изоляционного покрытия (переходное сопротивление, адгезия);
<a id="p100138"></a>определение состояния поверхности металла трубы (коррозионные повреждения, вмятины, риски и т.п.);
<a id="p100139"></a>контроль геометрических размеров трубы (наружный диаметр, толщина стенки) при наличии коррозионных повреждений;
<a id="p100140"></a>определение вида и размеров дефектов в сварных швах (монтажных и заводских), если они попали в зону шурфа и при осмотре обнаружены отклонения от нормативных требований;
<a id="p100141"></a>определение коррозионной агрессивности грунта и наличия блуждающих токов;
<a id="p100142"></a>    определение фактических  значений   временного   сопротивления
<a id="p100143"></a>(сигма  ),  предела текучести (сигма  ), при толщине стенки 5 мм и
<a id="p100144"></a>      вф                            тф
<a id="p100145"></a>более - ударной вязкости <*> KCU (a  ) металла,  параметров НДС  в
<a id="p100146"></a>                                   нф
<a id="p100147"></a>кольцевом направлении.

<a id="p100148"></a>

---

<a id="p100149"></a><*> Определение ударной вязкости металла является факультативным.

<a id="p100150"></a>4.4.3. Механические и вязкостные свойства металла и НДС труб, приведенные в [п. 4.4.2,](#p100135) следует определять и учитывать при назначении срока службы для газопроводов давлением свыше 0,6 МПа, а также независимо от давления для участков:
<a id="p100151"></a>проложенных в грунтах II типа просадочности, чрезмерно и сильнопучинистых грунтах в зоне сезонного промерзания без отсыпки песчаным грунтом, вечномерзлых грунтах на участках их оттаивания, действующих оползней, территориях, на которых за время эксплуатации зафиксированы землетрясения силой 6 баллов и более или производились горные разработки;
<a id="p100152"></a>на пересечениях с подводными переходами при меженном горизонте 75 м и более и при меньшей ширине, если по продолжительности подтопления и доступности не представляется возможным восстановить газопровод менее чем за сутки;
<a id="p100153"></a>проявления аномалий в процессе эксплуатации (вспучивание и искривление трубопровода более нормативного, неоднократные продольные и поперечные перемещения, уменьшения до 0,6 м и менее глубины заложения в местах движения транспорта и других случаях по решению эксплуатирующей организации).

##### <a id="p100154"></a>4.4.4 По результатам шурфового диагностирования:

<a id="p100155"></a>составляется [акт](#p101312) по форме 5 (Приложение Д);
<a id="p100156"></a>при необходимости производится ремонт;
<a id="p100157"></a>по критериям предельного состояния, приведенным в [разделе 5](#p100163) настоящей Инструкции, производится расчет остаточного срока службы газопровода в соответствии с [разделом 6](#p100257) и [Приложением Е.](#p101418)

#### <a id="p100158"></a>4.5 Внеочередное диагностирование.

<a id="p100159"></a>ГРО устанавливает:
<a id="p100160"></a>необходимость внеочередного диагностирования - с учетом требований [п. 3.5;](#p100040)
<a id="p100161"></a>объем работ по внеочередному диагностированию - в зависимости от выбора критериев предельного состояния, по которому определяется остаточный срок службы согласно настоящей Инструкции;
<a id="p100162"></a>сроки проведения очередного диагностирования - исходя из результатов приборного обследования.

<div align="center">

5. <a id="p100163"></a>Определение технического состояния<br>
газопровода и рекомендации по поддержанию<br>
его в работоспособном состоянии

</div>


<a id="p100164"></a>Определение технического состояния газопровода проводится путем сравнения фактических значений параметров технического состояния с критическими значениями соответствующих параметров предельного состояния.

#### <a id="p100165"></a>5.1 Определение эффективности работы электрохимической защиты (ЭХЗ)

<a id="p100166"></a>5.1.1. Требования к ЭХЗ и методы контроля определяются [разделом 5](https://bukva.ai/docs/gost-9-602-89#p100775) "Требования к электрохимической защите и методы контроля" ГОСТ 9.602, [ПБ 12-368-00](https://bukva.ai/docs/27-gosgortehnadzor-rossii) и Инструкцией по защите городских подземных трубопроводов от электрохимической коррозии.

##### <a id="p100167"></a>5.1.2 Оценка состояния ЭХЗ участка газопровода осуществляется по уровню:

<a id="p100168"></a>защищенности участка газопровода по протяженности;
<a id="p100169"></a>защищенности участка газопровода по времени.
<a id="p100170"></a>5.1.3. Защищенность участка газопровода по протяженности определяется как отношение длины участков, имеющих поляризационный или защитный потенциал не менее требуемых значений, определяемых в соответствии с [п. 5.1.1](https://bukva.ai/docs/gost-9-602-89#p100228) ГОСТ 9.602, к общей длине данного газопровода. При соотношении меньше единицы необходимо проверить работоспособность каждого преобразователя, анодного заземления, протекторов и других средств защиты.
<a id="p100171"></a>5.1.4. Защищенность участка газопровода по времени определяется как выраженное в процентах отношение суммарного времени нормальной работы в установленном режиме всех средств защиты за время эксплуатации к длительности периода работы в отсутствии необходимого поляризационного или суммарного защитного потенциала к общему времени эксплуатации. Показатель защищенности, являющийся критерием предельного состояния, должен быть не менее 95%.

#### <a id="p100172"></a>5.2 Определение состояния изоляции

<a id="p100173"></a>5.2.1. Критериями предельного состояния изоляции являются сплошность, сквозные повреждения и значение переходного сопротивления.

##### <a id="p100174"></a>5.2.2 Оценка состояния изоляционного покрытия в шурфе включает следующие параметры:

<a id="p100175"></a>тип, материал изоляции, внешний вид покрытия (наличие, расположение, площадь сквозных повреждений), характер покрытия (бугристость, наличие трещин, толщина по периметру, наличие обертки);
<a id="p100176"></a>адгезию, величина которой определяется по методикам, предусмотренным приложением Б ГОСТ Р 51164-98;
<a id="p100177"></a>величину переходного сопротивления.
<a id="p100178"></a>Одновременно определяется удельное электрическое сопротивление грунта в месте расположения шурфа.
<a id="p100179"></a>5.2.3. Величина переходного сопротивления R определяется по методу, приведенному в [Приложении Ж,](#p101636) или с помощью мегомметра, например, типа М1101М или другого типа с килоомной шкалой и напряжением 100 В.

##### <a id="p100180"></a>5.2.4 Состояние   изоляционного   покрытия   оценивается   по

<a id="p100181"></a>фактическому  переходному   сопротивлению   R    в   сравнении   с
<a id="p100182"></a>                                             ф
<a id="p100183"></a>критическим   (предельным)   R   значением  конечного  переходного
<a id="p100184"></a>                              к
<a id="p100185"></a>сопротивления труба - грунт.  Критическое (предельное)  переходное
<a id="p100186"></a>сопротивление  на  диагностируемом участке газопровода вычисляется
<a id="p100187"></a>решением трансцендентного уравнения:

<a id="p100188"></a>                      ро D      пи h(D - h)R
<a id="p100189"></a>                        г                   к
<a id="p100190"></a>                 R  = ---- ln [----------------],              (1)
<a id="p100191"></a>                  к     2       2            -6
<a id="p100192"></a>                               D H x 0,4 x 10

<a id="p100193"></a>    где:
<a id="p100194"></a>    ро  - удельное электрическое сопротивление грунта, Ом x м;
<a id="p100195"></a>      г
<a id="p100196"></a>    D - наружный диаметр трубопровода, м;
<a id="p100197"></a>    H -  глубина  от  поверхности  земли  до  верхней   образующей
<a id="p100198"></a>трубопровода, м;
<a id="p100199"></a>    h - толщина стенки трубы, м.
<a id="p100200"></a>    Решать уравнение   следует   методом   подбора   значения  R ,
<a id="p100201"></a>                                                                к
<a id="p100202"></a>обеспечивающего  равенство  левой  и  правой  частей  уравнения  с
<a id="p100203"></a>точностью 0,5.
<a id="p100204"></a>    Если фактическое  значение  переходного  сопротивления  меньше
<a id="p100205"></a>критического  (R   <  R ),  делается  вывод  о  полной  деградации
<a id="p100206"></a>                ф      к
<a id="p100207"></a>изоляционного покрытия на данном участке газопровода.
<a id="p100208"></a>    Если 2R   >=  R   >=  R ,  то  покрытие  находится  на пределе
<a id="p100209"></a>           к       ф       к
<a id="p100210"></a>защитных свойств.  Если R  > 2R  и имеется только пассивная защита
<a id="p100211"></a>                         ф     к
<a id="p100212"></a>газопровода,    то    рассчитывается    остаточный   срок   службы
<a id="p100213"></a>изоляционного покрытия в соответствии с [п. 6.1.](#p100258)
<a id="p100214"></a>При определении изоляционного покрытия на участке газопровода как полностью деградировавшего или находящегося на пределе защитных свойств, в случае экономической целесообразности назначается корректировка режимов работы действующих установок ЭХЗ, а при недостаточности принимаемых мер - обустройство на газопроводе дополнительных пассивных и активных средств ЭХЗ.
<a id="p100215"></a>При экономической нецелесообразности дополнительных защитных мероприятий назначаются мероприятия по защите локальных зон и остаточный срок службы газопровода рассчитывается с учетом прогнозируемого уменьшения толщины стенки труб в результате коррозии, исключая защитные свойства изоляции.

#### <a id="p100216"></a>5.3 Определение степени коррозионных повреждений металла

<a id="p100217"></a>Критериями предельного состояния трубы являются сквозное коррозионное повреждение или остаточная толщина стенки трубы, которая не позволяет дальнейшую эксплуатацию газопровода из условий обеспечения прочности.
<a id="p100218"></a>Влияние коррозионного износа на величину остаточного срока службы труб газопровода определяется расчетом в соответствии с п. [п. 6.6,](#p100541) [6.7](#p100606) настоящей Инструкции.
<a id="p100219"></a>По результатам расчета определяется возможность дальнейшей эксплуатации газопровода как без проведения ремонта, так и при условии проведения ремонта методом абразивной зачистки [(Приложение З)](#p101696) или другими допустимыми методами ремонта, в том числе врезкой "катушки".

#### <a id="p100220"></a>5.4 Определение качества сварных стыков

<a id="p100221"></a>5.4.1. Если в процессе эксплуатации утечек через сварные стыки или их разрывов не отмечалось, то стыки признаются годными и их проверка не производится.
<a id="p100222"></a>5.4.2. Если сварной стык попал в зону шурфа и в процессе эксплуатации были выявлены повреждения в стыковом (строительном) или заводском (продольном или спиральном) сварном шве, а также выявлено, что их внешний вид не соответствует требованиям нормативных документов, сварное соединение подлежит проверке методами неразрушающего контроля в соответствии с установленными нормами.

#### <a id="p100223"></a>5.5 Определение физико - механических свойств металла труб

<a id="p100224"></a>При длительной эксплуатации газопровода происходят деградационные изменения свойств металла труб, в том числе:
<a id="p100225"></a>    снижение пластичности,  выраженной в сближении величин предела
<a id="p100226"></a>текучести сигма  и временного сопротивления сигма ;
<a id="p100227"></a>               т                                 в
<a id="p100228"></a>    снижение ударной вязкости a  (KCU).
<a id="p100229"></a>                               н
<a id="p100230"></a>    Допустимые значения  перечисленных  критериев,  приведенных  к
<a id="p100231"></a>температуре 20 °C,  для труб из малоуглеродистой стали должны быть
<a id="p100232"></a>в пределах:
<a id="p100233"></a>    сигма   / сигма   <= 0,9;
<a id="p100234"></a>         тф        вф
<a id="p100235"></a>    a   (KCU)      >= 30 Дж/кв. см.
<a id="p100236"></a>     нф      20 °C
<a id="p100237"></a>    Фактические значения физико  -  механических  свойств  металла
<a id="p100238"></a>определяются:
<a id="p100239"></a>    сигма  , сигма    -  согласно  ГОСТ  10006 и,  как исключение,
<a id="p100240"></a>         тф       вф
<a id="p100241"></a>путем  пересчета  значений   твердости,   полученных   с   помощью
<a id="p100242"></a>переносного    твердомера    или   коэрцитиметра   по   методикам,
<a id="p100243"></a>предусмотренным паспортом соответствующего прибора и [Приложением К](#p101980)
<a id="p100244"></a>настоящей Инструкции;
<a id="p100245"></a>    a   (KCU)   (ударная   вязкость   фактическая)   -   приборным
<a id="p100246"></a>     нф
<a id="p100247"></a>неразрушающим методом согласно [Приложению И](#p101790) настоящей Инструкции
<a id="p100248"></a>или разрушающим методом согласно ГОСТ 9454;
<a id="p100249"></a>    сигма    (кольцевое   напряжение   фактическое)   -  приборным
<a id="p100250"></a>         кцф
<a id="p100251"></a>неразрушающим методом согласно Приложению И  настоящей  Инструкции
<a id="p100252"></a>или расчетом по [формуле (13)](#p100566) настоящей Инструкции.
<a id="p100253"></a>    Предельно допустимые значения фактических кольцевых напряжений
<a id="p100254"></a>(сигма   ) в стенке газопровода должны быть не более 0,75сигма .
<a id="p100255"></a>      кцф                                                     т
<a id="p100256"></a>При достижении любого из перечисленных критериев своего предельного значения участок газопровода назначается на перекладку.

<div align="center">

6. <a id="p100257"></a>Расчет остаточного срока службы газопровода

</div>



#### <a id="p100258"></a>6.1 Расчет остаточного срока службы изоляционного покрытия по

<a id="p100259"></a>переходному сопротивлению (t   , год) проводится по формуле:
<a id="p100260"></a>                            ост

<a id="p100261"></a>                             1       R  - R
<a id="p100262"></a>                                      ф    к
<a id="p100263"></a>                    t    = ----- ln [-------],                 (2)
<a id="p100264"></a>                     ост   альфа        R
<a id="p100265"></a>                                         к

<a id="p100266"></a>                                                              -1
<a id="p100267"></a>    где альфа     -    постоянная    времени   старения   (год  ),
<a id="p100268"></a>рассчитываемая по формуле:

<a id="p100269"></a>                             1      R  - R
<a id="p100270"></a>                                     0    к
<a id="p100271"></a>                    альфа = --- ln [-------],                  (3)
<a id="p100272"></a>                             t      R  - R
<a id="p100273"></a>                              ф      ф    к

<a id="p100274"></a>    где:
<a id="p100275"></a>    R  -   переходное   сопротивление  изоляционного  покрытия  на
<a id="p100276"></a>     0
<a id="p100277"></a>законченном строительством участке  газопровода.  Берется  реально
<a id="p100278"></a>измеренное  R   значение  для  данного участка либо принимается по
<a id="p100279"></a>             0
<a id="p100280"></a>табл. 1;
<a id="p100281"></a>    t  -  фактическое  время  эксплуатации  газопровода  до начала
<a id="p100282"></a>     ф
<a id="p100283"></a>диагностирования, год.

<div align="right">

<a id="p100284"></a>Таблица 1

</div>


<a id="p100285"></a>        ПЕРЕХОДНОЕ СОПРОТИВЛЕНИЕ ИЗОЛЯЦИОННОГО ПОКРЫТИЯ R
<a id="p100286"></a>                                                         0
<a id="p100287"></a>        НА ЗАКОНЧЕННОМ СТРОИТЕЛЬСТВОМ УЧАСТКЕ ГАЗОПРОВОДА


<a id="p100288"></a><a id="p100290"></a><a id="p100293"></a><a id="p100296"></a><a id="p100299"></a><a id="p100302"></a>

| Основа покрытия | Переходное сопротивление, Ом x кв. м |
| --- | --- |
| Битумные мастики | 4 5 x 10 |
| Полимерные рулонные материалы | 5 10 |
| Полиэтилен экструдированный | 5 3 x 10 |
| Стеклоэмаль | 3 10 |


<a id="p100303"></a>[Пример](#p101419) расчета остаточного срока службы изоляционного покрытия приведен в Приложении Е.
<a id="p100304"></a>6.2. За остаточный срок службы газопровода принимается минимальное значение из остаточных сроков службы, рассчитанных по каждому из следующих параметров по соответствующим пунктам настоящей Инструкции:
<a id="p100305"></a>пластичности металла труб [(п. 6.4);](#p100350)
<a id="p100306"></a>ударной вязкости металла [(п. 6.5);](#p100431)
<a id="p100307"></a>НДС при наличии фронтальной коррозии [(п. 6.6);](#p100541)
<a id="p100308"></a>локальному НДС в местах коррозионных язв (питтингов) [(п. 6.7).](#p100606)
<a id="p100309"></a>При ремонте или замене (вырезке) пораженного язвенной или фронтальной коррозией участка расчет остаточного срока службы металла труб по [п. п. 6.6](#p100541), [6.7](#p100606) для этого участка не производится, а определение остаточного срока службы производится по другим параметрам [(п. п. 6.4,](#p100350) [6.5](#p100431)).
<a id="p100310"></a>    Результаты расчета  остаточного  срока  службы  по   настоящей
<a id="p100311"></a>Инструкции   достоверны   при  рабочем  давлении  газа,  создающем
<a id="p100312"></a>напряжения в стенке трубы не более 0,3сигма .
<a id="p100313"></a>                                           в

#### <a id="p100314"></a>6.3 Определение  физико  -   механических   свойств   металла

<a id="p100315"></a>приведено для условий:  температура 20 °C, избыточное давление для
<a id="p100316"></a>природного газа - 1,2 МПа, для паров СУГ - 1,6 МПа. Другие условия
<a id="p100317"></a>эксплуатации  газопровода  учитываются применением соответствующих
<a id="p100318"></a>поправочных коэффициентов k , k , K , K в [формулах (4),](#p100360) [(10).](#p100499)
<a id="p100319"></a>                           1   2   3   4
<a id="p100320"></a>    Исходные механические характеристики  металла  труб  в  начале
<a id="p100321"></a>эксплуатации (сигма  , сигма  , a  ) принимаются по исполнительной
<a id="p100322"></a>                   т0       в0   н0
<a id="p100323"></a>документации на газопровод (данные базового шурфа или  сертификата
<a id="p100324"></a>качества)  и,  как исключение,  при отсутствии их - по минимальным
<a id="p100325"></a>значениям механических характеристик стальных труб,  приведенным в
<a id="p100326"></a>табл.  2,  в  которой  для  упрощения  расчетов  марки сталей всех
<a id="p100327"></a>степеней  раскисления  объединены  в  две   группы   по   близости
<a id="p100328"></a>механических свойств.

<div align="right">

<a id="p100329"></a>Таблица 2

</div>


<div align="center">

<a id="p100330"></a>МИНИМАЛЬНЫЕ ЗНАЧЕНИЯ МЕХАНИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК<br>
СТАЛЬНЫХ ТРУБ (СРЕДНИЕ ПО МАРКАМ СТАЛИ)

</div>



<a id="p100331"></a><a id="p100339"></a><a id="p100344"></a><a id="p100349"></a>

<table>
<colgroup><col width="11%"><col width="18%"><col width="23%"><col width="22%"><col width="26%"></colgroup>
<tr><td rowspan="2">Группа</td><td rowspan="2">Марка стали</td><td colspan="3">Минимальные нормативные механические характеристики</td></tr>
<tr><td>предел текучести сигма , МПа т0</td><td>временное сопротивление сигма , МПа в0</td><td>ударная вязкость a н0 (KCU), Дж/кв. см</td></tr>
<tr><td>А</td><td>Ст3, Ст4 <a href="https://bukva.ai/docs/gost-380-94">ГОСТ 380</a>, сталь 20 <a href="https://bukva.ai/docs/gost-1050-88">ГОСТ 1050</a></td><td>216</td><td>362</td><td>78,4</td></tr>
<tr><td>Б</td><td>Ст2 <a href="https://bukva.ai/docs/gost-380-94">ГОСТ 380</a>, сталь 10 <a href="https://bukva.ai/docs/gost-1050-88">ГОСТ 1050</a></td><td>196</td><td>314</td><td>78,4</td></tr>
</table>



#### <a id="p100350"></a>6.4 Расчет остаточного срока службы газопровода по  изменению

<a id="p100351"></a>пластичности металла.
<a id="p100352"></a>    Снижение пластичности металла труб в результате старения, т.е.
<a id="p100353"></a>зависимость основных механических характеристик  (сигма ,  сигма )
<a id="p100354"></a>                                                       в        т
<a id="p100355"></a>от  времени  эксплуатации  газопровода,  можно  представить в виде
<a id="p100356"></a>функции, значения которой определяются по формуле:

<a id="p100357"></a>                                          2
<a id="p100358"></a>              сигма      сигма   + ct + et
<a id="p100359"></a>                   т          т0
<a id="p100360"></a>        пси = ------ = ----------------------- + k  + k ,      (4)
<a id="p100361"></a>                                             2    1    2
<a id="p100362"></a>              сигма    сигма   + альфа t + bt
<a id="p100363"></a>                   в        в0

<a id="p100364"></a>    где:
<a id="p100365"></a>    альфа, b,  c,  e -  параметры,  отражающие  процесс  старения,
<a id="p100366"></a>значения которых приведены в табл. 3;
<a id="p100367"></a>    k  и k  - поправочные коэффициенты условий эксплуатации.
<a id="p100368"></a>     1    2

<div align="right">

<a id="p100369"></a>Таблица 3

</div>


<div align="center">

<a id="p100370"></a>ПАРАМЕТРЫ ДЛЯ РАСЧЕТА ФАКТИЧЕСКИХ МЕХАНИЧЕСКИХ<br>
СВОЙСТВ МЕТАЛЛА ПО ПЛАСТИЧНОСТИ

</div>



<a id="p100371"></a><a id="p100375"></a><a id="p100377"></a><a id="p100379"></a><a id="p100381"></a><a id="p100383"></a><a id="p100386"></a><a id="p100389"></a><a id="p100392"></a>

<table>
<colgroup><col width="25%"><col width="37%"><col width="38%"></colgroup>
<tr><td rowspan="2">Параметры</td><td colspan="2">Величина для стали</td></tr>
<tr><td>группа А</td><td>группа Б</td></tr>
<tr><td>альфа</td><td>0,4779</td><td>0,56251</td></tr>
<tr><td>b</td><td>0,0046703</td><td>0,005922</td></tr>
<tr><td>c</td><td>0,222073</td><td>0,237626</td></tr>
<tr><td>e</td><td>0,019853</td><td>0,019036</td></tr>
<tr><td>альфа т</td><td>0,00000783</td><td>-0,00000787</td></tr>
<tr><td>b т</td><td>0,000325</td><td>0,000365</td></tr>
<tr><td>c т</td><td>-0,0000105</td><td>-0,0000121</td></tr>
</table>


<a id="p100393"></a>*Примечание.* Параметры таблицы определяются на основе имеющихся экспериментальных данных путем их аппроксимации и в соответствии с критерием подобия процессов деформирования и разрушения металлов одной группы и постоянно уточняются при получении новых данных.

<a id="p100394"></a>    Значения коэффициентов k  и k  для  расчета  пластичности  при
<a id="p100395"></a>                            1    2
<a id="p100396"></a>эксплуатации   газопровода   в   условиях,  отличных  от  базовых,
<a id="p100397"></a>вычисляются по формулам:
<a id="p100398"></a>    при изменении данных по температуре:

<a id="p100399"></a>               k  = (альфа T  + b  + c t) ДЕЛЬТА T,            (5)
<a id="p100400"></a>                1         т ф    т    т

<a id="p100401"></a>    при изменении данных по давлению:

<a id="p100402"></a>                     k  = 0,000625t ДЕЛЬТА P,                  (6)
<a id="p100403"></a>                      2

<a id="p100404"></a>    где:
<a id="p100405"></a>    ДЕЛЬТА T,  °C,  и  ДЕЛЬТА  P,  МПа, -  разность  среднегодовой
<a id="p100406"></a>температуры  грунта  T    на  уровне   заложения   газопровода   и
<a id="p100407"></a>                      ф
<a id="p100408"></a>действующего  давления  P   от базовых значений (20 °C и 1,2 МПа):
<a id="p100409"></a>                         ф
<a id="p100410"></a>ДЕЛЬТА T = T  - 20 °C; ДЕЛЬТА P = P  - 1,2;
<a id="p100411"></a>            ф                      ф
<a id="p100412"></a>    альфа , b ,  c  -  параметры,  учитывающие  влияние  изменения
<a id="p100413"></a>         т   т    т
<a id="p100414"></a>температуры на пластичность, принимаются по [табл. 3.](#p100370)
<a id="p100415"></a>    Определение остаточного   срока   службы,   представленное  на
<a id="p100416"></a>рис. Е.1 и Е.2 [Приложения Е,](#p101418) производится путем построения при
<a id="p100417"></a>помощи ПЭВМ графика функции пси, [формула (4),](#p100360) с интервалом
<a id="p100418"></a>точности (+10%) в виде  двух  кривых: пси и пси  - верхней границы
<a id="p100419"></a>                                               1
<a id="p100420"></a>10-процентного интервала точности кривой пси в координатах "сигма
<a id="p100421"></a>                                                                 т
<a id="p100422"></a>/ сигма  - время" и двух прямых, построенных в тех же координатах,
<a id="p100423"></a>       в
<a id="p100424"></a>параллельных оси  абсцисс: сигма  / сигма  = 0,9 и сигма  / сигма
<a id="p100425"></a>                                т        в              т        в
<a id="p100426"></a>= сигма   / сигма  . Значения сигма   и сигма   получены по данным
<a id="p100427"></a>       тф        вф                тф        вф
<a id="p100428"></a>шурфового контроля согласно [п. 5.5](#p100223) в ходе диагностирования.
<a id="p100429"></a> [Примеры](#p101470) расчета остаточного срока службы по изменению
<a id="p100430"></a>пластичности металла приведены в Приложении Е.

#### <a id="p100431"></a>6.5 Расчет остаточного срока службы газопровода по  изменению

<a id="p100432"></a>ударной вязкости металла.
<a id="p100433"></a>    Снижение трещиностойкости (ударной вязкости)  металла  труб  в
<a id="p100434"></a>результате  старения,  т.е.  зависимость  ударной  вязкости  a  от
<a id="p100435"></a>                                                              н
<a id="p100436"></a>времени эксплуатации газопровода, можно представить в виде:

<a id="p100437"></a>                       2
<a id="p100438"></a>                гамма t  + эта t + a  , 0 <= t < 5
<a id="p100439"></a>          a  = {                    н0                         (7)
<a id="p100440"></a>           н                               3
<a id="p100441"></a>                мю exp (-(лямбда t + бета t )), t >= 5,

<a id="p100442"></a>    где гамма,  эта,  мю,  t, лямбда, бета - параметры, отражающие
<a id="p100443"></a>процесс  старения относительно исходного значения ударной вязкости
<a id="p100444"></a>a  , приведены в табл. 4.
<a id="p100445"></a> н0

<div align="right">

<a id="p100446"></a>Таблица 4

</div>


<div align="center">

<a id="p100447"></a>ПАРАМЕТРЫ, НЕОБХОДИМЫЕ<br>
ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ УДАРНОЙ ВЯЗКОСТИ

</div>



<a id="p100448"></a><a id="p100450"></a><a id="p100453"></a><a id="p100456"></a><a id="p100459"></a><a id="p100462"></a><a id="p100465"></a><a id="p100468"></a><a id="p100471"></a><a id="p100474"></a><a id="p100477"></a>

| Параметр | Группа А | Группа Б |
| --- | --- | --- |
| гамма | -0,002932a н0 | -0,0046572a н0 |
| эта | 0,0127966a н0 | 0,0423572a н0 |
| t | -0,020738a н0 | -0,0623067a н0 |
| мю | 1,025088a н0 | 0,9989a н0 |
| лямбда | 0,0001435a н0 | 0,001612a н0 |
| бета | 0,0000000056a н0 | 0,0000000053a н0 |
| n т | 0,015 | -0,015 |
| u т | 0,0121 | 0,0057 |
| m т | -0,9 | -1 |


<a id="p100478"></a>*Примечание.* Параметры таблицы определяются на основе имеющихся экспериментальных данных путем их аппроксимации и в соответствии с критерием подобия процессов деформирования и разрушения металлов одной группы и постоянно уточняются при получении новых данных.

<a id="p100479"></a>    Исходное значение ударной вязкости a    выбирается  по  данным
<a id="p100480"></a>                                        н0
<a id="p100481"></a>базового шурфа или по [табл. 2.](#p100330)
<a id="p100482"></a>    При эксплуатации газопровода в условиях,  отличных от базовых,
<a id="p100483"></a>расчетные  значения  ударной  вязкости  изменяются   на   величину
<a id="p100484"></a>поправочных   коэффициентов  K   и  K ,  которые  определяются  по
<a id="p100485"></a>                              3      4
<a id="p100486"></a>формулам:
<a id="p100487"></a>    при отличии температуры T  от базовой (T  не равно 20 °C):
<a id="p100488"></a>                             ф              ф

<a id="p100489"></a>                 K  = (n T  + m  + u t ) ДЕЛЬТА T,             (8)
<a id="p100490"></a>                  3     т ф    т    т ф

<a id="p100491"></a>    и при отличии давления от базового P не равно 1,2 МПа (для СУГ
- <a id="p100492"></a>1,6 МПа):

<a id="p100493"></a>                    K  = - 0,08867t ДЕЛЬТА P,                  (9)
<a id="p100494"></a>                     4             ф

<a id="p100495"></a>    где n ,  m ,  u   - параметры,  учитывающие  влияние изменения
<a id="p100496"></a>         т    т    т
<a id="p100497"></a>температуры на ударную вязкость (приведены в [табл. 4).](#p100447)
<a id="p100498"></a>    И тогда:

<a id="p100499"></a>                       a   = a   + K  + K ,                   (10)
<a id="p100500"></a>                        нф    н0    3    4

<a id="p100501"></a>    где a    -  фактическая  величина ударной вязкости материала в
<a id="p100502"></a>         нф
<a id="p100503"></a>точке замера, Дж/кв. см.
<a id="p100504"></a>    Определение остаточного  срока службы,  представленное на рис.
<a id="p100505"></a>Е.3 и Е.4 [Приложения Е,](#p101418) производится путем построения при помощи
<a id="p100506"></a>ПЭВМ графика функции a , [формула (7),](#p100439) с интервалом точности (-10%)
<a id="p100507"></a>                      н
<a id="p100508"></a>в виде двух кривых: a , [формула (7)](#p100439), и a - нижней границы
<a id="p100509"></a>                         н                      1
<a id="p100510"></a>10-процентного интервала точности кривой a  в координатах "ударная
<a id="p100511"></a>                                          н
<a id="p100512"></a>вязкость - время" и двух прямых, построенных в тех же координатах,
<a id="p100513"></a>параллельных оси абсцисс:  a  = 30 Дж/кв.  см;  a  = a  . Значение
<a id="p100514"></a>                            н                    н    нф
<a id="p100515"></a>a получено по данным шурфового контроля согласно [п. 6.5](#p100431) в ходе
<a id="p100516"></a> нф
<a id="p100517"></a>диагностирования.
<a id="p100518"></a>    Пусть t   - абсцисса точки пересечения кривой a  с прямой a  =
<a id="p100519"></a>           кр                                      1           н
<a id="p100520"></a>30 Дж/кв.  см.  Определяем точку пересечения прямых t = t  и a   =
<a id="p100521"></a>                                                         ф    н
<a id="p100522"></a>a  .  В случае, когда указанная точка попадает в интервал точности
<a id="p100523"></a> нф
<a id="p100524"></a>функции по [формуле (7)](#p100439) или в область над кривой a , разность t -
<a id="p100525"></a>                                                 н            кр
<a id="p100526"></a>t  дает искомую величину остаточного срока службы t    = t   - t .
<a id="p100527"></a> ф                                                 ост    кр    ф
<a id="p100528"></a>Если же полученная точка окажется за пределами интервала  точности
<a id="p100529"></a>(в области под кривой a ), следует уточнить параметры [табл. 4,](#p100447)
<a id="p100530"></a>                         1
<a id="p100531"></a>используемых в функции [формулы (7)](#p100439), или вместо t использовать для
<a id="p100532"></a>                                                ф
<a id="p100533"></a>расчета  условно - фактическое время эксплуатации газопровода t  ,
<a id="p100534"></a>                                                               уф
<a id="p100535"></a>равное абсциссе точки пересечения кривой a  с прямой a  =  a  .  В
<a id="p100536"></a>                                          1           н     нф
<a id="p100537"></a>этом случае t    = t   - t  .
<a id="p100538"></a>             ост    кр    уф
<a id="p100539"></a> [Пример](#p101525) расчета остаточного срока службы по изменению ударной
<a id="p100540"></a>вязкости металла приведен в Приложении Е.

#### <a id="p100541"></a>6.6 Расчет  остаточного  срока службы газопровода по величине

<a id="p100542"></a>НДС при действии фронтальной (общей) коррозии металла.
<a id="p100543"></a>    Остаточный срок  службы  t     с  учетом  сплошной  коррозии и
<a id="p100544"></a>                              ост
<a id="p100545"></a>действующих напряжений имеет вид:

<a id="p100546"></a>                               сигма
<a id="p100547"></a>                                    кцф 0,5
<a id="p100548"></a>       t    = t exp (-K  x 0,5(--------)    сигма   ) - t ,   (11)
<a id="p100549"></a>        ост    0       n       сигма             кцр     ф
<a id="p100550"></a>                                    кцр

<a id="p100551"></a>    где:
<a id="p100552"></a>    t  -  максимальное время до разрушения ненапряженного элемента
<a id="p100553"></a>     0
<a id="p100554"></a>конструкции (газопровода) в годах, определяемое по формуле:

<a id="p100555"></a>                          h       сигма
<a id="p100556"></a>                           0           кц0
<a id="p100557"></a>                     t  = -- (1 - --------),                  (12)
<a id="p100558"></a>                      0   V       сигма
<a id="p100559"></a>                           к           кцр

<a id="p100560"></a>    сигма    - фактически действующие кольцевые напряжения, МПа, с
<a id="p100561"></a>         кцф
<a id="p100562"></a>учетом утонения стенки трубы при сплошной коррозии вычисляются  по
<a id="p100563"></a>формуле:

<a id="p100564"></a>                                 P(D - 2h )
<a id="p100565"></a>                                         0
<a id="p100566"></a>                      сигма    = ----------,                  (13)
<a id="p100567"></a>                           кцф      2h
<a id="p100568"></a>                                      т

<a id="p100569"></a>    (здесь D - наружный диаметр газопровода, мм);
<a id="p100570"></a>    сигма    - начальное кольцевое напряжение,  МПа,  определяемое
<a id="p100571"></a>         кц0
<a id="p100572"></a>по формуле:

<a id="p100573"></a>                                 P(D - 2h )
<a id="p100574"></a>                                         0
<a id="p100575"></a>                      сигма    = ----------,                  (14)
<a id="p100576"></a>                           кц0      2h
<a id="p100577"></a>                                      0

<a id="p100578"></a>    (здесь h  - толщина стенки трубы в начале эксплуатации, мм);
<a id="p100579"></a>            0
<a id="p100580"></a>    V  -   средняя  скорость  коррозии,  мм/год,  определяемая  по
<a id="p100581"></a>     к
<a id="p100582"></a>формуле:

<a id="p100583"></a>                               h  - h
<a id="p100584"></a>                                0    т
<a id="p100585"></a>                          V  = -------,                       (15)
<a id="p100586"></a>                           к     t
<a id="p100587"></a>                                  ф

<a id="p100588"></a>    (здесь h  - толщина стенки трубы в зоне наибольших повреждений
<a id="p100589"></a>            т
<a id="p100590"></a>(дефекта), мм);
<a id="p100591"></a>    сигма    - допускаемое рабочее кольцевое напряжение, МПа;
<a id="p100592"></a>         кцр
<a id="p100593"></a>                                     -1
<a id="p100594"></a>    K  - константа рабочей среды, МПа  , определяемая по формуле:
<a id="p100595"></a>     n

<a id="p100596"></a>                                  V
<a id="p100597"></a>                            K  = ---,                         (16)
<a id="p100598"></a>                             n   RT

<a id="p100599"></a>    (здесь: V - мольный объем стали, равный 7,0 куб. см/моль;
<a id="p100600"></a>    R -  универсальная газовая постоянная,  равная 8,31 Дж/(моль x
<a id="p100601"></a>К);
<a id="p100602"></a>    T - температура T  (К), при 20 °C = 293 К).
<a id="p100603"></a>                     ф
<a id="p100604"></a> [Пример](#p101577) расчета остаточного срока службы при действии
<a id="p100605"></a>фронтальной коррозии приведен в Приложении Е.

#### <a id="p100606"></a>6.7 Расчет  остаточного  срока службы газопровода при наличии

<a id="p100607"></a>язвенной (питтинговой) коррозии металла.
<a id="p100608"></a>    Повреждения труб  в виде коррозионных язв (питтингов) приводят
<a id="p100609"></a>к неравномерному распределению напряжений  в  стенке  газопровода,
<a id="p100610"></a>увеличивая их в местах наиболее глубоких повреждений.
<a id="p100611"></a>    Остаточный срок  службы  с   учетом   язвенной   (питтинговой)
<a id="p100612"></a>коррозии и действующих напряжений определяется по формуле:

<a id="p100613"></a>                               h    - h
<a id="p100614"></a>                                деф    тр
<a id="p100615"></a>                        t    = ----------,                    (17)
<a id="p100616"></a>                         ост       V
<a id="p100617"></a>                                    к1

<a id="p100618"></a>    где:
<a id="p100619"></a>    h    - критическая  глубина  дефекта  при  действующем  уровне
<a id="p100620"></a>     деф
<a id="p100621"></a>напряжений, мм;
<a id="p100622"></a>    h   - глубина дефекта в зоне максимальных повреждений, мм;
<a id="p100623"></a>     тр
<a id="p100624"></a> V - скорость коррозии, вычисляемая по [формуле (15)](#p100585) и
<a id="p100625"></a>     к1
<a id="p100626"></a>скорости роста дефекта в плоскости трубы V  = d  / t .
<a id="p100627"></a>                                          д    i    ф

<a id="p100628"></a>                                V  + V
<a id="p100629"></a>                                 к    д
<a id="p100630"></a>                          V   = -------;                      (18)
<a id="p100631"></a>                           к1      2

<a id="p100632"></a>                                   0,19P
<a id="p100633"></a>                                        ф  0,5
<a id="p100634"></a>                   h    = h  - d (--------)   ,               (19)
<a id="p100635"></a>                    деф    0    i сигма
<a id="p100636"></a>                                       max

<a id="p100637"></a>    где:
<a id="p100638"></a>    d  - наибольший размер коррозионной язвы  по  верхней  кромке,
<a id="p100639"></a>     i
<a id="p100640"></a>мм;
<a id="p100641"></a>    сигма    = 0,75сигма .
<a id="p100642"></a>         max            т
<a id="p100643"></a> [Пример](#p101608) расчета остаточного срока службы при наличии язвенной
<a id="p100644"></a>(питтинговой) коррозии приведен в Приложении Е.

<div align="center">

7. <a id="p100645"></a>Анализ результатов диагностирования газопровода

</div>


<a id="p100646"></a>Цель анализа результатов диагностирования - установление текущего состояния газопровода, уровня повреждений, напряженного состояния и остаточного срока службы газопровода. Остаточный срок службы принимается наименьшим из полученных по расчетам, приведенным в [п. п. 6.4](#p100350) - [6.7](#p100606).

<div align="center">

8. <a id="p100647"></a>Оформление результатов диагностирования газопровода

</div>


<a id="p100648"></a>8.1. На выполненные работы по диагностированию технического состояния газопровода организация, их проводящая, составляет первичную документацию (акты, заключения, протоколы, таблицы, фотографии и др.), где отражаются все недостатки, обнаруженные повреждения и дефекты.
<a id="p100649"></a>На основании первичной документации о результатах диагностирования, выполнения расчетов и при необходимости ремонта газопровода составляется отчет.

#### <a id="p100650"></a>8.2 Отчет состоит из следующих разделов:

<a id="p100651"></a>введение - краткая постановка задач;
<a id="p100652"></a>основные сведения о диагностируемом газопроводе (конструкция, технология строительства, рабочие параметры эксплуатации, материал труб и изоляционного покрытия, оборудование ЭХЗ, грунтовые условия, сведения об эксплуатации, ремонте);
<a id="p100653"></a>результаты анализа технической документации;
<a id="p100654"></a>выводы и рекомендации по результатам предыдущих плановых обследований и диагностирования;
<a id="p100655"></a>результаты текущего технического диагностирования;
<a id="p100656"></a>специфические особенности эксплуатации (если таковые имели место);
<a id="p100657"></a>результаты внеочередного диагностирования (если таковое проводилось);
<a id="p100658"></a>расчет остаточного срока службы;
<a id="p100659"></a>заключение;
<a id="p100660"></a>выводы и рекомендации с указанием причин, послуживших основанием для проведения или непроведения ремонта или реконструкции газопровода, а также указания о технических и организационных мероприятиях, необходимых для обеспечения дальнейшей безопасной эксплуатации.
<a id="p100661"></a>8.3. Отчет (заключение по результатам диагностирования) оформляется установленным порядком и прикладывается к техническому эксплуатационному [паспорту](#p100780) подземного газопровода (Приложение А).

<div align="center">

9. <a id="p100662"></a>Перечень рекомендуемого приборного<br>
оснащения для диагностирования подземных газопроводов

</div>



#### <a id="p100663"></a>9.1 Диагностирование с поверхности земли (без вскрытия) осуществляется следующим оборудованием:

<a id="p100664"></a>определители утечки газа:
<a id="p100665"></a>а) ЛОУГ (передвижная лаборатория);
<a id="p100666"></a>б) Вариотик;
<a id="p100667"></a>в) ГИВ-М;
<a id="p100668"></a>измерители потенциалов электрохимической защиты:
<a id="p100669"></a>а) мультиметр 43313 ЭВ 2234;
<a id="p100670"></a>б) АИП;
<a id="p100671"></a>в) ПКИ-2 (измерительный комплекс);
<a id="p100672"></a>проверка сплошности изоляционного покрытия на засыпанных участках газопровода:
<a id="p100673"></a>а) АНПИ;
<a id="p100674"></a>б) КАОДИ;
<a id="p100675"></a>в) ИПИ-95;
<a id="p100676"></a>г) ТИЕТИ-03;
<a id="p100677"></a>д) ИПИТ-2;
<a id="p100678"></a>е) "Поиск-2";
<a id="p100679"></a>ж) АНТПИ(У);
<a id="p100680"></a>з) C-Scan;
<a id="p100681"></a>и) ТИСПИ;
<a id="p100682"></a>определитель участков дефектов и напряжений:
<a id="p100683"></a>а) ИДН.
<a id="p100684"></a>9.2. Контактное (шурфовое) диагностирование на вскрытом участке (очищенном от грунта) осуществляется следующим оборудованием:
<a id="p100685"></a>измерение коррозионной агрессивности грунта:
<a id="p100686"></a>а) ИКАГ;
<a id="p100687"></a>б) АКГК;
<a id="p100688"></a>определение толщины и адгезии изоляции:
<a id="p100689"></a>а) АР-2;
<a id="p100690"></a>б) СМ-1;
<a id="p100691"></a>в) УКТ-2;
<a id="p100692"></a>г) ИА-1;
<a id="p100693"></a>д) УКАП-1-100;
<a id="p100694"></a>е) АМЦ2-20;
<a id="p100695"></a>контроль глубины коррозии (остаточной толщины стенки трубы):
<a id="p100696"></a>а) УТ-93П;
<a id="p100697"></a>б) УТ-65М;
<a id="p100698"></a>в) "Кварц";
<a id="p100699"></a>определение дефектов металла труб:
<a id="p100700"></a>а) Уд-2-12;
<a id="p100701"></a>определение мест концентрации напряжений:
<a id="p100702"></a>а) ИКН-1М;
<a id="p100703"></a>б) ИКН-1М-4;
<a id="p100704"></a>контроль качества сварных стыков:
<a id="p100705"></a>а) ИКН-1М;
<a id="p100706"></a>б) ИКН-1М-4;
<a id="p100707"></a>в) МИРА 2Д;
<a id="p100708"></a>измерение механических свойств и напряженно - деформированного состояния металла трубы:
<a id="p100709"></a>а) твердомеры переносные:
1) <a id="p100710"></a>Темп-2;
2) <a id="p100711"></a>ИТ50;
3) <a id="p100712"></a>ДИТ-02;
4) <a id="p100713"></a>EQVOTIP;
5) <a id="p100714"></a>коэрцитиметр (структуроскоп КРМ-ЦК-2 и др.);
<a id="p100715"></a>б) измерители НДС:
1) <a id="p100716"></a>ПИОН-01;
2) <a id="p100717"></a>"Stresscan-50";
3) <a id="p100718"></a>"Уралец".

#### <a id="p100719"></a>9.3 Внутритрубное диагностирование:

1) <a id="p100720"></a>УКТ-1.
<a id="p100721"></a>9.4. Допускается использование другого диагностического оборудования и приборов, назначение и технические характеристики которых обеспечивают достоверность результатов.

<div align="center">

10. <a id="p100722"></a>Нормативные ссылки

</div>


<a id="p100723"></a>В настоящем документе использованы ссылки на следующие нормативные документы:
<a id="p100724"></a>[ГОСТ 9.602-89](https://bukva.ai/docs/gost-9-602-89). Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии;
<a id="p100725"></a>[ГОСТ 27.002-89](https://bukva.ai/docs/gost-27-002-89). Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения;
<a id="p100726"></a>[ГОСТ 380-94](https://bukva.ai/docs/gost-380-94). Сталь углеродистая обыкновенного качества;
<a id="p100727"></a>[ГОСТ 1050-88](https://bukva.ai/docs/gost-1050-88). Прокат сортовой, калиброванный, со специальной отделкой поверхности из углеродистой качественной конструкционной стали. Общие технические условия;
<a id="p100728"></a>ГОСТ Р 51164-98. Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии;
<a id="p100729"></a>ГОСТ 9454-78. Металлы. Метод испытания на ударный изгиб при пониженных, комнатной и повышенных температурах;
<a id="p100730"></a>ГОСТ 10006-80. Трубы металлические. Методы испытания на растяжение;
<a id="p100731"></a>[ГОСТ 5542-87](https://bukva.ai/docs/gost-5542-87). Газы горючие природные для промышленного и коммунально - бытового назначения. Технические условия;
<a id="p100732"></a>ГОСТ 20448-90. Газы углеводородные сжиженные топливные для коммунально - бытового потребления. Технические условия;
<a id="p100733"></a>[ГОСТ 25100-95](https://bukva.ai/docs/gost-25100-95). Грунты. Классификация;
<a id="p100734"></a>Правила безопасности в газовом хозяйстве [(ПБ 12-368-00),](https://bukva.ai/docs/27-gosgortehnadzor-rossii) утверждены [Постановлением](https://bukva.ai/docs/27-gosgortehnadzor-rossii) Госгортехнадзора России от 26.05.00 N 27, прошли юридическую экспертизу Минюста России (письмо от 30.06.00 N 5165-ЭР);
<a id="p100735"></a>Правила проведения экспертизы промышленной безопасности, утверждены Постановлением Госгортехнадзора России от 06.11.98 N 64, зарегистрированы в Минюсте России 08.12.98, рег. N 1656.






<div align="right">

<a id="p100736"></a>Приложение А

</div>


<div align="center">

<a id="p100737"></a>ТЕХНИЧЕСКИЙ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЙ ПАСПОРТ<br>
ПОДЗЕМНОГО ГАЗОПРОВОДА (ПРИМЕРНАЯ ФОРМА)

<a id="p100738"></a>А.1. Общие положения

</div>


<a id="p100739"></a>А.1.1. Технический эксплуатационный паспорт газопровода (далее - паспорт) является документом, отражающим текущее техническое состояние газопровода, и включает основные сведения из проектной, исполнительной и эксплуатационной документации на газопровод.
<a id="p100740"></a>А.1.2. Ведение паспорта осуществляется эксплуатирующими газопровод организациями. Специалисты предприятий подземметаллозащиты и других специализированных организаций по результатам проводимых ими обследований представляют необходимые сведения для включения их в паспорт.

<div align="center">

<a id="p100741"></a>А.2. Организационно - технические мероприятия<br>
для ведения паспорта

</div>


<a id="p100742"></a>А.2.1. Для обеспечения работ по ведению паспорта проводятся следующие мероприятия:
<a id="p100743"></a>назначение лиц из числа компетентных сотрудников ГРО, ответственных за ведение эксплуатационной документации, подготовку измерительной аппаратуры, инструмента, а также непосредственно за проведение плановых приборных обследований;
<a id="p100744"></a>сбор и классификация данных по проведенным за время эксплуатации приборным обследованиям и ремонтам;
<a id="p100745"></a>осуществление замеров паспортизируемых данных в процессе эксплуатации;
<a id="p100746"></a>определение места базового шурфа с обозначением его на карте - схеме;
<a id="p100747"></a>обработка результатов и оформление соответствующих протоколов и актов.
<a id="p100748"></a>А.2.2. Ведение паспорта осуществляется с момента пуска газопровода в эксплуатацию и в течение всего периода его работы.

<div align="center">

<a id="p100749"></a>А.3. Перечень документов, входящих в паспорт

</div>


<a id="p100750"></a>А.3.1. Включению в паспорт подлежат элементы проектной и другой технической документации, имеющейся на газопровод, в том числе:
<a id="p100751"></a>акт приемки в эксплуатацию;
<a id="p100752"></a>эксплуатационный паспорт системы ЭХЗ;
<a id="p100753"></a>техническая документация (сертификаты, паспорта и пр.) на оборудование и материалы;
<a id="p100754"></a>строительная (исполнительная) документация на вновь сооружаемые искусственные преграды и коммуникации, прокладываемые параллельно или пересекающие газопровод, с указанием степени их влияния;
<a id="p100755"></a>протоколы измерений и акты технического состояния.
<a id="p100756"></a>А.3.2. Для обобщения сведений о техническом состоянии газопровода составляется его карта - схема в масштабе, удобном для нанесения необходимых отметок. На карту - схему должны быть нанесены:
<a id="p100757"></a>трасса прохождения газопровода со сквозным делением протяженности в метрах, начиная от начала газопровода до его конца, с привязкой всех существующих пикетов к расстоянию от начала трассы и указанием мест базовых шурфов;
<a id="p100758"></a>места расположения всех сооружений на газопроводе, включая колодцы, запорную арматуру, станции катодной защиты, контрольно - измерительные пункты, отводы и врезки, с указанием расстояния (в метрах) от ближайшего пикета;
<a id="p100759"></a>места пересечения газопровода со всеми коммуникациями, а также с естественными и искусственными преградами;
<a id="p100760"></a>места проведения ремонтных и других работ, места аварий и повреждений.

<div align="center">

<a id="p100761"></a>А.4. Контроль параметров во время эксплуатации

</div>


<a id="p100762"></a>При эксплуатации в соответствии с требованиями действующих нормативных документов контролируются следующие технические показатели:
<a id="p100763"></a>герметичность газопровода - с помощью штатных газоанализаторов (газоиндикаторов);
<a id="p100764"></a>состояние изоляционного покрытия - методом проверки на контакт с грунтом и измерением электрического переходного сопротивления (приборы типа АНТПИ, C-Scan, "Поиск-2" и др.);
<a id="p100765"></a>состояние средств защиты от коррозии;
<a id="p100766"></a>эффективность работы системы ЭХЗ - в соответствии с [ГОСТ 9.602](https://bukva.ai/docs/gost-9-602-89).

<div align="center">

<a id="p100767"></a>А.5. Контроль параметров во время проведения<br>
ремонтных работ

</div>


<a id="p100768"></a>А.5.1. При выполнении ремонтных работ на газопроводе, связанных со вскрытием грунта по причине повреждения изоляционного покрытия, по методикам, предусмотренным настоящей Инструкцией, определяются:
<a id="p100769"></a>фактическое значение переходного электрического сопротивления и адгезия изоляционного покрытия;
<a id="p100770"></a>величина коррозионного износа (при его наличии);
<a id="p100771"></a>остаточная толщина стенки в местах коррозионных повреждений;
<a id="p100772"></a>качество сварных стыков (при наличии в зоне шурфа) физическими методами;
<a id="p100773"></a>механические свойства и НДС в местах коррозионных повреждений.

<div align="center">

<a id="p100774"></a>А.6. Оформление технического паспорта

</div>


<a id="p100775"></a>А.6.1. Паспорт газопровода оформляется по [форме 1](#p100780) с приложением документов, оговоренных в [п. п. А.3.1](#p100750) и [А.3.2,](#p100756) актов и протоколов плановых приборных обследований и ремонтных работ, а также актов, протоколов и заключений по оценке технического состояния в соответствии с настоящей Инструкцией.
<a id="p100776"></a>А.6.2. Допускается возможность хранения паспортных данных в электронном виде и обработка при помощи компьютерных программ, учитывающих требования настоящей Инструкции. Распечатка данных должна соответствовать [форме 1.](#p100780)
<a id="p100777"></a>А.6.3. Для более углубленного определения технического состояния газопровода и его остаточного срока службы в более сложных, например особых грунтовых и пр., условиях допускается включение в форму 1 других дополнительных параметров и данных.
<a id="p100778"></a>А.6.4. Оформленный паспорт утверждается главным инженером ГРО.


<div align="right">

<a id="p100779"></a>Форма 1

</div>


<a id="p100780"></a>               ТЕХНИЧЕСКИЙ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЙ ПАСПОРТ
<a id="p100781"></a>         ГАЗОПРОВОДА (ДЛЯ ВНОВЬ СТРОЯЩИХСЯ ГАЗОПРОВОДОВ)

<a id="p100782"></a>    Эксплуатационная организация (владелец) ______________________
<a id="p100783"></a>    Место прокладки газопровода __________________________________
<a id="p100784"></a>    Назначение газопровода _______________________________________
<a id="p100785"></a>    Протяженность ________ м, давление расчетное ____________ МПа,
<a id="p100786"></a>рабочее __________ МПа
<a id="p100787"></a>    Проект N ______ от /___ /_________ / 19__ г. разработан ______
<a id="p100788"></a>    Проект системы  ЭХЗ  N  _______  от  /___ /_________ / 19__ г.
<a id="p100789"></a>разработан _________

<a id="p100790"></a>    Способ      ___________ на участке от _________ до _________ м
<a id="p100791"></a>    прокладки   ___________ на участке от _________ до _________ м
<a id="p100792"></a>    газопровода ___________ на участке от _________ до _________ м
<a id="p100793"></a>    (подземный, ___________ на участке от _________ до _________ м
<a id="p100794"></a>    наземный,   ___________ на участке от _________ до _________ м
<a id="p100795"></a>    надземный,
<a id="p100796"></a>    подводный)

<a id="p100797"></a>    Диаметр     ________ мм на участке от _________ до _________ м
<a id="p100798"></a>    и толщина   ________ мм на участке от _________ до _________ м
<a id="p100799"></a>    стенки труб ________ мм на участке от _________ до _________ м
<a id="p100800"></a>    газопровода ________ мм на участке от _________ до _________ м
<a id="p100801"></a>    (D  x h )   ________ мм на участке от _________ до _________ м
<a id="p100802"></a>      н    0

<a id="p100803"></a>    Дата          /__ /______ / 19__ г. на участке от ___ до ___ м
<a id="p100804"></a>    завершения    /__ /______ / 19__ г. на участке от ___ до ___ м
<a id="p100805"></a>    строительства /__ /______ / 19__ г. на участке от ___ до ___ м
<a id="p100806"></a>                  /__ /______ / 19__ г. на участке от ___ до ___ м
<a id="p100807"></a>                  /__ /______ / 19__ г. на участке от ___ до ___ м

<a id="p100808"></a>    Дата пуска  /__ /________ / 19__ г. на участке от ___ до ___ м
<a id="p100809"></a>    системы ЭХЗ /__ /________ / 19__ г. на участке от ___ до ___ м
<a id="p100810"></a>                /__ /________ / 19__ г. на участке от ___ до ___ м
<a id="p100811"></a>                /__ /________ / 19__ г. на участке от ___ до ___ м
<a id="p100812"></a>                /__ /________ / 19__ г. на участке от ___ до ___ м

<div align="center">

<a id="p100813"></a>ОБОРУДОВАНИЕ ГАЗОПРОВОДА

</div>



<a id="p100814"></a><a id="p100819"></a><a id="p100820"></a><a id="p100821"></a><a id="p100822"></a>

| Участок газопровода - пикет (ПК) | Назначение | Тип установки | Наименование (марка) | Условный проход | Материал основных элементов | Нормативный документ (проект) | Дата установки и замены |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |


<a id="p100823"></a>*Примечание.* В графе "Тип установки" указать: в колодце, в помещении, на открытом воздухе, подземно.

<div align="center">

<a id="p100824"></a>ПЕРЕСЕЧЕНИЕ И ПАРАЛЛЕЛЬНАЯ ПРОКЛАДКА<br>
С ЕСТЕСТВЕННЫМИ ПРЕГРАДАМИ

</div>



<a id="p100825"></a><a id="p100831"></a><a id="p100832"></a><a id="p100833"></a><a id="p100834"></a>

<table>
<colgroup><col width="14%"><col width="8%"><col width="6%"><col width="12%"><col width="9%"><col width="15%"><col width="8%"><col width="11%"><col width="17%"></colgroup>
<tr><td rowspan="3">Наименование преграды</td><td colspan="3" rowspan="2">Расположение по карте - схеме</td><td rowspan="3">Тип прокладки</td><td rowspan="3">Количество (шаг) опор, пригрузов</td><td colspan="3">Обнаруженные изменения</td></tr>
<tr><td rowspan="2">дата</td><td rowspan="2">характеристика</td><td rowspan="2">работы по восстановлению</td></tr>
<tr><td>от</td><td>до</td><td>длина, м</td></tr>
</table>


<a id="p100835"></a>*Примечание.* В графе "Тип прокладки" указать, как проложен газопровод - на опорах, переходах, конструкцию пригруза и т.д.

<div align="center">

<a id="p100836"></a>ПЕРЕСЕЧЕНИЕ И ПАРАЛЛЕЛЬНАЯ ПРОКЛАДКА<br>
С ИСКУССТВЕННЫМИ ПРЕГРАДАМИ И КОММУНИКАЦИЯМИ

</div>



<a id="p100837"></a><a id="p100846"></a><a id="p100847"></a><a id="p100848"></a><a id="p100849"></a>

<table>
<colgroup><col width="15%"><col width="8%"><col width="6%"><col width="12%"><col width="23%"><col width="12%"><col width="11%"><col width="12%"></colgroup>
<tr><td rowspan="3">Наименование пересекаемой или параллельной коммуникации</td><td colspan="2" rowspan="2">Расположение по карте - схеме (ПК)</td><td colspan="2">Глубина заложения (от уровня земли), м</td><td rowspan="3">Условия прокладки</td><td colspan="2">Характеристика преграды, коммуникации</td></tr>
<tr><td rowspan="2">газопровода</td><td rowspan="2">пересекающей (параллельной) коммуникации, преграды</td><td rowspan="2">дата и номер проекта</td><td rowspan="2">начало и окончание работ</td></tr>
<tr><td>от</td><td>до</td></tr>
</table>


<a id="p100850"></a>*Примечания.* 1. В графе "Расположение по карте - схеме" в случае пересечения с коммуникацией заполняется только столбец "До", в случае параллельной прокладки - столбцы "От" и "До".
2. <a id="p100851"></a>В графе "Условия прокладки" указать, как проложен газопровод - в футляре, кожухе, на опорах и т.д.

<div align="center">

<a id="p100852"></a>ХАРАКТЕРИСТИКИ ТРУБ

</div>



<a id="p100853"></a><a id="p100865"></a><a id="p100866"></a><a id="p100867"></a><a id="p100868"></a>

<table>
<colgroup><col width="4%"><col width="4%"><col width="8%"><col width="8%"><col width="6%"><col width="6%"><col width="6%"><col width="8%"><col width="3%"><col width="4%"><col width="4%"><col width="3%"><col width="3%"><col width="10%"><col width="10%"><col width="10%"><col width="6%"></colgroup>
<tr><td colspan="2" rowspan="2">Участок газопровода (ПК)</td><td rowspan="3">Наружный диаметр труб, мм</td><td rowspan="3">Толщина стенки, мм</td><td rowspan="3">Нормативный документ на трубы</td><td rowspan="3">Марка стали</td><td rowspan="3">Дата и место выпуска</td><td rowspan="3">N сертификата качества (базового шурфа)</td><td colspan="5">Химический состав, %</td><td colspan="4">Механические свойства</td></tr>
<tr><td rowspan="2">C</td><td rowspan="2">Mn</td><td rowspan="2">Si</td><td rowspan="2">P</td><td rowspan="2">S</td><td rowspan="2">сигма , в МПа</td><td rowspan="2">сигма , т МПа</td><td rowspan="2">дельта, %</td><td rowspan="2">KCU, Дж / кв. см</td></tr>
<tr><td>от</td><td>до</td></tr>
</table>


<a id="p100869"></a>*Примечания.* 1. В графе "Участок газопровода" для ответвления заполняется только столбец "От".
2. <a id="p100870"></a>В графах "Химический состав" и "Механические свойства" для базового шурфа указать реально измеренные значения, место шурфа отмечается записью в графе "Участок газопровода", столбец "До".

<div align="center">

<a id="p100871"></a>ХАРАКТЕРИСТИКИ ГРУНТА НА УРОВНЕ ЗАЛОЖЕНИЯ

</div>



<a id="p100872"></a><a id="p100878"></a><a id="p100879"></a><a id="p100880"></a><a id="p100881"></a>

<table>
<colgroup><col width="11%"><col width="11%"><col width="25%"><col width="21%"><col width="16%"><col width="18%"></colgroup>
<tr><td colspan="2">Участок газопровода (ПК)</td><td rowspan="2">Класс и разновидность грунта по <a href="https://bukva.ai/docs/gost-25100-95">ГОСТ 25100-95</a></td><td rowspan="2">Максимальная и минимальная глубина заложения, м</td><td rowspan="2">Удельное сопротивление грунта, Ом x м</td><td rowspan="2">Источник аномалий</td></tr>
<tr><td>от</td><td>до</td></tr>
</table>


<a id="p100882"></a>*Примечания.* 1. В графе "Класс и разновидность грунта по ГОСТ 25100-95" в случае, если грунт подстилающего слоя отличается от основного грунта трассы, следует указать и его характеристики.
2. <a id="p100883"></a>В графе "Источник аномалий" указать характер их возникновения - электрифицированный транспорт, подъем грунтовых вод, сезонное промерзание, сейсмическая активность, подрабатываемая территория.
3. <a id="p100884"></a>В графе "Особые условия" указать величину блуждающих токов, максимальный прогнозируемый уровень грунтовых вод, глубину промерзания, степень пучинистости (просадочности, набухаемости).

<div align="center">

<a id="p100885"></a>ХАРАКТЕРИСТИКА ИЗОЛЯЦИОННОГО ПОКРЫТИЯ

</div>



<a id="p100886"></a><a id="p100894"></a><a id="p100895"></a><a id="p100896"></a><a id="p100897"></a>

<table>
<colgroup><col width="7%"><col width="7%"><col width="13%"><col width="11%"><col width="13%"><col width="11%"><col width="13%"><col width="13%"><col width="13%"></colgroup>
<tr><td colspan="2">Участок газопровода (ПК)</td><td rowspan="2">Протяженность, м</td><td rowspan="2">Место изоляции</td><td rowspan="2">Тип, структура и материалы</td><td rowspan="2">Общая толщина, мм</td><td rowspan="2">Переходное сопротивление, Ом x кв. м</td><td rowspan="2">Адгезия к трубе, МПа</td><td rowspan="2">Прочность при ударе, Дж</td></tr>
<tr><td>от</td><td>до</td></tr>
</table>


<a id="p100898"></a>*Примечания.* 1. В графе "Тип, структура и материалы" указать послойно использованные материалы.
2. <a id="p100899"></a>Если при заполнении таблицы показатели адгезии и прочности при ударе будут иметь другую размерность, то ее указать особо.
3. <a id="p100900"></a>В графе "Место изоляции" указать: стыковой шов или металл трубы.
4. <a id="p100901"></a>Для базового шурфа указать реально измеренные значения.

<div align="center">

<a id="p100902"></a>ХАРАКТЕРИСТИКА СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКОЙ ЗАЩИТЫ

</div>



<a id="p100903"></a><a id="p100911"></a><a id="p100912"></a><a id="p100913"></a><a id="p100914"></a>

<table>
<colgroup><col width="17%"><col width="14%"><col width="14%"><col width="15%"><col width="22%"><col width="9%"><col width="9%"></colgroup>
<tr><td rowspan="2">Дата измерения величины защитного потенциала</td><td rowspan="2">Тип и марка устройства электрозащиты</td><td colspan="2">Место расположения по карте - схеме (ПК)</td><td rowspan="2">Контрольно - измерительный пункт (КИП) N</td><td colspan="2">Величина защитного потенциала, В</td></tr>
<tr><td>устройства ЭХЗ</td><td>точки измерения</td><td>фи n</td><td>фи SUM</td></tr>
</table>


<a id="p100915"></a>    Примечания. 1.  При вводе  пассивных  устройств  электрозащиты
<a id="p100916"></a>(протекторов)  в   графе   "Дата  измерения   величины   защитного
<a id="p100917"></a>потенциала" эта дата отмечается обязательно.
    2. <a id="p100918"></a>В  графе  "Величина   защитного   потенциала"   указываются
<a id="p100919"></a>измеренные  значения  поляризационного  или  суммарного потенциала
<a id="p100920"></a>(фи  или фи   ) во всех контрольно - измерительных пунктах участка
<a id="p100921"></a>   n       SUM
<a id="p100922"></a>защиты.

<div align="center">

<a id="p100923"></a>СВЕДЕНИЯ О ВЫПОЛНЕНИИ РЕМОНТНЫХ<br>
И ПРОФИЛАКТИЧЕСКИХ РАБОТ

</div>



<a id="p100924"></a><a id="p100929"></a><a id="p100930"></a><a id="p100931"></a><a id="p100932"></a>

| Дата | Место расположения по карте - схеме (ПК) | Способ обнаружения | Вид повреждения | Описание выполненных ремонтных и профилактических работ |
| --- | --- | --- | --- | --- |


<a id="p100933"></a>*Примечание.* Для плановых работ в графе "Способ обнаружения" указать наименование работы. Графа "Вид повреждения" в этом случае не заполняется.






<div align="right">

<a id="p100934"></a>Приложение Б

</div>


<div align="center">

<a id="p100935"></a>АНАЛИЗ ТЕХНИЧЕСКОЙ<br>
(ПРОЕКТНОЙ, ИСПОЛНИТЕЛЬНОЙ И ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ)<br>
ДОКУМЕНТАЦИИ СТАЛЬНЫХ ПОДЗЕМНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

<a id="p100936"></a>Б.1. Общие положения

</div>


<a id="p100937"></a>Целью анализа проектной, исполнительной и эксплуатационной документации является изучение технического состояния стального подземного газопровода.
<a id="p100938"></a>По результатам анализа документации определяется перечень недостающей информации и объем работ для технического диагностирования газопровода без вскрытия.
<a id="p100939"></a>Анализ проводится с использованием карты - схемы газопровода, содержащей следующие сведения:
<a id="p100940"></a>трассу прохождения газопровода со сквозным делением протяженности в метрах начиная от начала с привязкой всех пикетов (ПК) к расстоянию от начала трассы. Погрешность нанесения на карту - схему условных обозначений не должна превышать 3 м для межпоселковых и 1 м для внутрипоселковых газопроводов;
<a id="p100941"></a>расположение всех сооружений на газопроводе, включая контрольно - измерительные пункты, колодцы, запорную арматуру, станции катодной защиты, отводы и врезки;
<a id="p100942"></a>места параллельной прокладки и пересечения со всеми коммуникациями, а также с естественными и искусственными преградами;
<a id="p100943"></a>места проведения ремонтных работ.

<div align="center">

<a id="p100944"></a>Б.2. Перечень документов, подлежащих анализу

</div>


<a id="p100945"></a>Б.2.1. Анализу подлежит проектная и техническая документация, имеющаяся на газопровод, в том числе:
<a id="p100946"></a>рабочий проект газопровода;
<a id="p100947"></a>строительный паспорт газопровода;
<a id="p100948"></a>эксплуатационный паспорт газопровода;
<a id="p100949"></a>рабочий проект системы ЭХЗ;
<a id="p100950"></a>эксплуатационный паспорт системы ЭХЗ;
<a id="p100951"></a>акты и протоколы предшествующих приборных обследований, аварий, диагностирований и т.п.
<a id="p100952"></a>Б.2.2. При анализе учитываются обязательные требования действующих нормативных документов, в том числе:
<a id="p100953"></a>[ГОСТ 9.602](https://bukva.ai/docs/gost-9-602-89). Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии;
<a id="p100954"></a>[СНиП 2.04.08-87*](https://bukva.ai/docs/snip-2-04-08-87). Газоснабжение. Нормы проектирования;
<a id="p100955"></a>[СНиП 2.04.12-86](https://bukva.ai/docs/snip-2-04-12-86). Расчет на прочность стальных газопроводов;
<a id="p100956"></a>[СНиП 3.05.02-88](https://bukva.ai/docs/snip-3-05-02-88). Газоснабжение;
<a id="p100957"></a>Правила безопасности в газовом хозяйстве [(ПБ 12-368-00).](https://bukva.ai/docs/27-gosgortehnadzor-rossii)

<div align="center">

<a id="p100958"></a>Б.3. Основные характеристики анализа

</div>


<a id="p100959"></a>Б.3.1. Характеристики газопровода:
<a id="p100960"></a>сведения о месте прокладки газопровода должны включать указания о начальном и конечном пунктах, сфере обслуживания (межпоселковый, поселковый и т.д.) и назначении газопровода;
<a id="p100961"></a>диаметр газопровода по условному проходу (в случае если газопровод построен из труб разного диаметра, то в анализе должны рассматриваться участки каждого диаметра в отдельности, за исключением случаев, когда используются трубы одного и того же условного прохода, например 159 и 168 мм, 57 и 60 мм);
<a id="p100962"></a>общая протяженность газопровода и отдельно по участкам, если используются трубы разного диаметра;
<a id="p100963"></a>рабочее давление газопровода расчетное и фактическое на момент обследования;
<a id="p100964"></a>дата пуска в эксплуатацию.
<a id="p100965"></a>Б.3.2. Характеристики трассы:
<a id="p100966"></a>места параллельной прокладки и пересечений с естественными (реки, овраги, ручьи и т.д.) и искусственными (мосты, тоннели, автомобильные и железные дороги) преградами;
<a id="p100967"></a>места параллельной прокладки и пересечений с коммуникациями всех типов с указанием пересечений, учтенных при проектировании, и пересечений, произведенных во время работы газопровода;
<a id="p100968"></a>врезки в газопровод (с указанием диаметра и даты врезки);
<a id="p100969"></a>наличие пригрузов, футляров, колодцев и других сооружений на газопроводе с привязкой к проектным отметкам;
<a id="p100970"></a>глубина заложения газопровода проектная и фактическая (в случае, если глубина заложения не является постоянной, указывается ее минимальное и максимальное значение с привязкой участков к проектным отметкам).
<a id="p100971"></a>Б.3.3. Характеристики труб:
<a id="p100972"></a>наружный диаметр и толщина стенки труб (в случае, когда при строительстве использовались трубы с различной толщиной стенки, учитываются все толщины, при возможности с привязкой к конкретным участкам трассы газопровода);
<a id="p100973"></a>нормативный документ на трубы (стандарт, технические условия). В случае, когда при строительстве использовались трубы, изготовленные по разным нормативным документам, учитываются трубы по всем нормативным документам, при возможности с привязкой к конкретным участкам трассы газопровода;
<a id="p100974"></a>сертификационные данные на трубы (марка стали, при возможности с указанием механических свойств и химического состава).
<a id="p100975"></a>Б.3.4. Характеристики грунта:
<a id="p100976"></a>тип грунта (грунтов, в случае если грунты по трассе имеют разный состав);
<a id="p100977"></a>наличие подстилающего слоя, отличного от основного грунта, в траншее газопровода;
<a id="p100978"></a>наличие грунта засыпки (присыпки) газопровода, отличного от основного грунта;
<a id="p100979"></a>удельное электрическое сопротивление грунта по трассе газопровода;
<a id="p100980"></a>удельное электрическое сопротивление грунта засыпки газопровода;
<a id="p100981"></a>разность потенциалов между газопроводом и землей на всех этапах эксплуатации по всем как защищенным, так и незащищенным участкам газопровода;
<a id="p100982"></a>наличие участков с пучинистыми, просадочными, набухающими и другими грунтами и участков, проходящих по карстовым и подрабатываемым территориям;
<a id="p100983"></a>наличие участков с высоким уровнем грунтовых вод с указанием максимального, минимального и среднегодового уровня относительно оси газопровода.
<a id="p100984"></a>Б.3.5. Характеристики изоляционного покрытия:
<a id="p100985"></a>тип изоляции труб и сварных стыков; если при строительстве на разных участках применялись разные типы изоляции, их следует указать с разбивкой по участкам;
<a id="p100986"></a>марки применяемых изоляционных материалов, использованных как при строительстве, так и при ремонте газопровода;
<a id="p100987"></a>переходное электрическое сопротивление и напряжение пробоя изоляционного покрытия (указываются как данные на момент строительства, так и данные последующих замеров, произведенных в случае ремонта);
<a id="p100988"></a>механическая прочность покрытия (величина адгезии, сопротивление сдвигу и т.д.).
<a id="p100989"></a>Б.3.6. Характеристики системы электрохимической защиты:
<a id="p100990"></a>тип примененных установок катодной защиты с указанием проектных отметок мест установки;
<a id="p100991"></a>поляризационные потенциалы между участками газопровода и землей с указанием значений на момент пуска и последних замеров;
<a id="p100992"></a>защитные потенциалы между участками газопровода и землей с указанием значений на момент пуска и последних замеров (для газопроводов, защищенных ЭХЗ).
<a id="p100993"></a>Б.3.7. Характеристики ремонтных работ:
<a id="p100994"></a>сведения о всех ремонтных работах на газопроводе с указанием вида повреждения, его расположения на схеме газопровода и методов ремонта;
<a id="p100995"></a>сведения о внесении изменений в систему ЭХЗ в течение всего срока эксплуатации и ремонтных работах, связанных с системой ЭХЗ.
<a id="p100996"></a>Б.3.8. Рассмотренные выше данные по диагностируемому газопроводу должны быть внесены в технический эксплуатационный [паспорт](#p100780) (Приложение А настоящей Инструкции).
<a id="p100997"></a>Б.3.9. По завершении работы по анализу документации составляется акт с указанием и подписью лица, ее проводившего (форма 2).
<a id="p100998"></a>Б.3.10. По результатам анализа разрабатывается программа диагностирования газопровода без вскрытия грунта.


<div align="right">

<a id="p100999"></a>Форма 2

</div>


<a id="p101000"></a>                               АКТ
<a id="p101001"></a>                 АНАЛИЗА ТЕХНИЧЕСКОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ
<a id="p101002"></a>                 ПОДЗЕМНОГО СТАЛЬНОГО ГАЗОПРОВОДА

<a id="p101003"></a>    Организация - владелец _______________________________________
<a id="p101004"></a>    Место прокладки газопровода __________________________________
<a id="p101005"></a>    Назначение газопровода _______________________________________
<a id="p101006"></a>    Общая протяженность _______ м, рабочее давление __________ МПа
<a id="p101007"></a>    Перечень рассмотренной
<a id="p101008"></a>    документации:                           ______________________
<a id="p101009"></a>                                            ______________________
<a id="p101010"></a>                                            ______________________
<a id="p101011"></a>                                            ______________________

<div align="center">

<a id="p101012"></a>МЕСТА ВОЗМОЖНОГО ПОДКЛЮЧЕНИЯ КОНТАКТНЫХ<br>
ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ПРИБОРОВ

</div>



<a id="p101013"></a><a id="p101016"></a><a id="p101017"></a><a id="p101018"></a><a id="p101019"></a>

| Место (ПК) | Вид установки | Наименование (марка) оборудования газопровода |
| --- | --- | --- |


<div align="center">

<a id="p101020"></a>ДАННЫЕ ДЛЯ ПРИБОРОВ БЕСКОНТАКТНОГО ИЗМЕРЕНИЯ

</div>



<a id="p101021"></a><a id="p101026"></a><a id="p101027"></a><a id="p101028"></a><a id="p101029"></a>

<table>
<colgroup><col width="13%"><col width="42%"><col width="44%"></colgroup>
<tr><td colspan="2">Расположение участка на карте - схеме</td><td rowspan="2">Диаметр и толщина стенки труб</td></tr>
<tr><td>ПК</td><td>протяженность, м</td></tr>
</table>


<a id="p101030"></a>*Примечание.* Графа "Диаметр и толщина стенки труб" заполняется, если газопровод построен из труб разных геометрических размеров.

<div align="center">

<a id="p101031"></a>ПЕРЕСЕЧЕНИЕ С ИСКУССТВЕННЫМИ И ЕСТЕСТВЕННЫМИ ПРЕГРАДАМИ

</div>



<a id="p101032"></a><a id="p101036"></a><a id="p101037"></a><a id="p101038"></a><a id="p101039"></a>

<table>
<colgroup><col width="51%"><col width="11%"><col width="38%"></colgroup>
<tr><td>Наименование и характеристика пересекающей (параллельной)</td><td colspan="2">Расположение по карте - схеме</td></tr>
<tr><td>преграды</td><td>ПК</td><td>протяженность, м</td></tr>
</table>


<div align="center">

<a id="p101040"></a>ХАРАКТЕРИСТИКА ГРУНТА

</div>



<a id="p101041"></a><a id="p101045"></a><a id="p101046"></a><a id="p101047"></a><a id="p101048"></a>

<table>
<colgroup><col width="17%"><col width="40%"><col width="42%"></colgroup>
<tr><td colspan="2">Расположение по карте - схеме</td><td rowspan="2">Класс или тип грунта по <a href="https://bukva.ai/docs/gost-25100-95">ГОСТ 25100-95</a></td></tr>
<tr><td>ПК</td><td>протяженность, м</td></tr>
</table>


<div align="center">

<a id="p101049"></a>СИСТЕМА ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКОЙ ЗАЩИТЫ

</div>



<a id="p101050"></a><a id="p101056"></a><a id="p101057"></a><a id="p101058"></a><a id="p101059"></a>

<table>
<colgroup><col width="18%"><col width="18%"><col width="25%"><col width="40%"></colgroup>
<tr><td colspan="2">Зона действия катодной установки</td><td colspan="2">Отклонение величины защитного потенциала от требуемых по стандарту</td></tr>
<tr><td>от ПК</td><td>до ПК</td><td>КИП N</td><td>значение, В</td></tr>
</table>


<div align="center">

<a id="p101060"></a>СВЕДЕНИЯ ОБ АНАЛИЗЕ РЕМОНТНЫХ И ПРОФИЛАКТИЧЕСКИХ РАБОТ

</div>



<a id="p101061"></a><a id="p101064"></a><a id="p101065"></a><a id="p101066"></a><a id="p101067"></a>

| Дата | Место расположения по карте - схеме, ПК | Причины повреждений |
| --- | --- | --- |


<a id="p101068"></a>    Анализ провела
<a id="p101069"></a>    комиссия в составе: __________________________________________
<a id="p101070"></a>                               (должность, Ф.И.О., подпись)
<a id="p101071"></a>                        __________________________________________
<a id="p101072"></a>                               (должность, Ф.И.О., подпись)
<a id="p101073"></a>                        __________________________________________
<a id="p101074"></a>                               (должность, Ф.И.О., подпись)






<div align="right">

<a id="p101075"></a>Приложение В

</div>


<div align="center">

<a id="p101076"></a>БЕСКОНТАКТНАЯ МАГНИТОМЕТРИЧЕСКАЯ ДИАГНОСТИКА<br>
ПОДЗЕМНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ<br>
ИНДИКАТОРА ДЕФЕКТОВ И НАПРЯЖЕНИЙ (ИДН)

<a id="p101077"></a>В.1. Общие положения

</div>


<a id="p101078"></a>Целью бесконтактного магнитометрического обследования является определение дефектных участков трубопроводов, мест повышенных напряжений и совместно с результатами приборной оценки состояния изоляционного покрытия назначение мест шурфования для выборочного ремонта подземных трубопроводов.
<a id="p101079"></a>С помощью индикатора дефектов и напряжений (ИДН) или другого прибора, разрешенного для применения в установленном порядке, производится выявление и локализация мест коррозионных и деформационных повреждений, а также мест повышенных напряжений подземных трубопроводов без изменения технологических режимов их работы.
<a id="p101080"></a>Преимуществом метода бесконтактной магнитометрической диагностики (БМД) является определение и уточнение местоположения прогнозируемых дефектов с поверхности земли. Предварительного намагничивания и (или) подключения наружных генераторов, как правило, не требуется (кроме сложных условий поселковых или городских застроек).
<a id="p101081"></a>Основное достоинство метода бесконтактной магнитометрической диагностики - возможность обнаружения дефектов без прямого доступа к поверхности металла (без шурфования, без снятия изоляции и без зачисток поверхности труб). Поэтому метод БМД позволяет высокопроизводительно и интегрально оценивать состояние обследуемого трубопровода.
<a id="p101082"></a>Физическая сущность метода основана на естественном намагничивании металла под действием динамико - механических нагрузок и изменении величины магнитного поля в результате старения и коррозии металла труб. Под действием нагрузок при эксплуатации в металле трубопровода происходят процессы, приводящие к перераспределению магнитного поля. Причем чем больше эти изменения, тем выше градиент вызванной аномалии в магнитном поле. Чем резче аномалия, которая генерируется дефектом в области его развития, тем надежнее регистрируются подобные экстремальные участки с помощью измерительной аппаратуры.

<div align="center">

<a id="p101083"></a>В.2. Измерительная аппаратура

</div>


<a id="p101084"></a>Индикатор дефектов и напряжений (ИДН) состоит из регистрирующего блока - двух соосно расположенных феррозондовых датчиков магнитного поля; электронного измерительного блока, обрабатывающего сигналы датчиков (информация оцифровывается и выдается на электронное табло). Исследуемый параметр - напряженность собственного магнитного поля трубопровода и ее изменения.

<div align="center">

<a id="p101085"></a>В.3. Подготовка к диагностированию

</div>


<a id="p101086"></a>Выбор участков обследования осуществляется в соответствии с планом технического диагностирования, по итогам анализа технической документации, где уточняются условия залегания и эксплуатации (диаметр, рабочее давление и т.д.) трубопровода. На сложных и сильно измененных в процессе эксплуатации трассах ИДН возможно использовать в режиме поиска и уточнения заглубленного положения труб.
<a id="p101087"></a>При подготовке к обследованию необходимо обеспечить:
<a id="p101088"></a>для межпоселковых трубопроводов (за исключением расположения под высоковольтными ЛЭП):
<a id="p101089"></a>а) уточнение фактического положения трубопровода и его обозначение на местности пронумерованными пикетами (по возможности долгосрочными);
<a id="p101090"></a>б) привязку на местности начала участка обследования к наземным ориентирам трассы (маркерам, КИПам, километровым столбам) при помощи рулетки или иных средств измерений;
<a id="p101091"></a>в) локализацию мест пересечения обследуемого трубопровода с другими подземными коммуникациями (и их натурное пикетирование в плане);
<a id="p101092"></a>г) свободное прохождение вдоль обследуемого участка газопровода;
<a id="p101093"></a>д) возможности подзарядки аппаратуры (напряжением ~ 220 В) в процессе обследования;
<a id="p101094"></a>для внутрипоселковых трубопроводов:
<a id="p101095"></a>а) использование детальной строительной документации (коммуникационных планшетов) для сокращения непроизводительных затрат времени и для общего повышения эффективности измерений;
<a id="p101096"></a>б) жесткую привязку основных пунктов, в том числе при долговременных наблюдениях, к исследуемым объектам;
<a id="p101097"></a>в) согласование выполняемого мониторинга с графиками ремонтных и профилактических работ на соседствующих технологических и коммунальных трассах (если появляется необходимость их отключения);
<a id="p101098"></a>г) подключение генераторов переменного напряжения стандартных модификаций (типа АНТПИ(У) или других, более современных, используемых для поиска заглубленных трасс) для дополнительного усиления магнитометрического профиля стальных труб;
<a id="p101099"></a>д) создание базы данных по фактическому состоянию коммуникаций с дальнейшим развитием работ в режиме долгосрочного мониторинга (статистическое накапливание исходной информации необходимо в целях подготовки основ для прогнозирования ресурсов трубопроводов).

<div align="center">

<a id="p101100"></a>В.4. Подготовка аппаратуры к работе

</div>


<a id="p101101"></a>Перед выездом на объект измерений необходимо обеспечить бесперебойное электроснабжение прибора, для чего следует произвести зарядку ИДН от зарядного устройства, которое отключается автоматически по достижении полной зарядки.
<a id="p101102"></a>Непосредственная подготовка прибора к измерениям состоит в подключении датчиков к электронному блоку, включении ИДН и проверки его работы в различных режимах в соответствии с инструкцией по эксплуатации прибора.
<a id="p101103"></a>Тарировка прибора на конкретные условия происходит по следующему алгоритму:
<a id="p101104"></a>расположить датчики параллельно оси трубопровода;
<a id="p101105"></a>перемещаясь вдоль трубопровода на предполагаемом бездефектном участке, определить границы диапазона изменения магнитных параметров (например, 920 - 1500 усл. ед.);
<a id="p101106"></a>если максимальные и минимальные значения магнитных параметров в определенном диапазоне чередуются хаотично, то рекомендуется выбрать для подготовительных работ другой участок трубопровода;
<a id="p101107"></a>так как численные значения диапазона зависят от ориентации труб, т.е. при повороте трубопровода на угол более 20 - 30° в горизонтальной плоскости, диапазон уточняется заново.
<a id="p101108"></a>*Примечания.* 1. Периодические экстремумы магнитных параметров, повторяющиеся через 10 - 12 м и имеющие вид острых пиков с амплитудой 15% значения диапазона, следует считать сварными (монтажными) стыками.
2. <a id="p101109"></a>Признаком нарушения состояния металла труб следует считать резкие скачки поля на коротких (до 2 - 3 м) линейных отрезках.
3. <a id="p101110"></a>Необходима дополнительная проверка при изменении диапазона допустимых значений на участке без смены пространственной ориентации плети.
4. <a id="p101111"></a>В случае повторяемости экстремумов магнитного сигнала по длине трубы необходима проверка на наличие спирально - шовных труб.

<a id="p101112"></a>Не рекомендуется пользоваться аппаратурой более 20 минут после загорания сигнала "Заряди батареи", так как показания теряют достоверность.
<a id="p101113"></a>При сигнале "Заряди батареи" рекомендуется закончить измерения и подключить ИДН к зарядному устройству.

<div align="center">

<a id="p101114"></a>В.5. Порядок проведения обследования

</div>


<a id="p101115"></a>В бланк протокола [(форма 3)](#p101134) заносятся характеристики объекта измерений и показания замеров.
<a id="p101116"></a>Измерение магнитных параметров осуществляется путем перемещения блока датчиков параллельно оси трубы по ходу продукта на расстоянии 15 - 20 см от поверхности земли.
<a id="p101117"></a>Диапазон фоновых значений определяется эмпирически в зависимости от диаметра и ориентации трубопровода. Граничные значения диапазона заносятся в бланк протокола.
<a id="p101118"></a>При изменении диапазона фоновых значений делается запись в протоколе с указанием пикета и новых граничных условий.
<a id="p101119"></a>Найденные аномалии магнитного поля фиксируются на местности вешками, их абсолютные значения заносятся в протокол с указанием привязок по карте - схеме.
<a id="p101120"></a>При необходимости на аномальном участке делаются дополнительные измерения перпендикулярной и радиальной составляющих магнитного поля, о чем делается запись в протоколе.
<a id="p101121"></a>Аномальными считаются локальные участки трубопровода, параметры магнитного поля которых более чем на 20% отличаются от установленных фоновых значений.
<a id="p101122"></a>По ходу обследования выделяются зоны с хаотичным изменением магнитных параметров, которые рекомендуется дополнительно обследовать другими методами диагностики или произвести непосредственный осмотр поверхности металла трубопровода в шурфах.

<div align="center">

<a id="p101123"></a>В.6. Режим трассоискателя

</div>


<a id="p101124"></a>Последовательность работы трассоискателя:
<a id="p101125"></a>переключить тумблер "Режим" в положение "1";
<a id="p101126"></a>перемещать блок датчиков в сторону перпендикулярно трубе на расстояние 10 м от предполагаемого ее положения;
<a id="p101127"></a>точка максимального градиента изменения магнитных параметров определяется с точностью половины наружного диаметра трубы от оси трубопровода.

<div align="center">

<a id="p101128"></a>В.7. Обработка результатов обследования и отчетность

</div>


<a id="p101129"></a>По результатам работ составляются протоколы [(форма 3)](#p101134) и схемы распределения магнитных полей трубопровода на обследованных участках, на основании чего:
<a id="p101130"></a>делается предварительное ранжирование трубопровода на безопасные участки и участки возможного местоположения аномальных повреждений (коррозионных или других дефектов и повышенных напряжений);
<a id="p101131"></a>по характеру деформации магнитного поля делается вывод о степени дефектности аномальных мест.
<a id="p101132"></a>Протоколы и схемы прилагаются к отчету.


<div align="right">

<a id="p101133"></a>Форма 3

</div>


<div align="center">

<a id="p101134"></a>ПРОТОКОЛ N ___<br>
ОБСЛЕДОВАНИЯ МАГНИТОМЕТРИЧЕСКИМ ПРИБОРОМ ИДН

</div>


<a id="p101135"></a>Адрес трубопровода ___________________________________________
<a id="p101136"></a>Протяженность обследуемого участка трубопровода ______________
<a id="p101137"></a>Дата обследования ____________________________________________
<a id="p101138"></a>Фоновый диапазон магнитного поля ______________ усл. ед. шкалы


<a id="p101139"></a><a id="p101142"></a><a id="p101143"></a><a id="p101144"></a><a id="p101145"></a>

| N аномалии | Показания индикатора | Привязка к местности | Примечание |
| --- | --- | --- | --- |


<a id="p101146"></a>    Измерения
<a id="p101147"></a>    провел
<a id="p101148"></a>    специалист ___________________ _______________________________
<a id="p101149"></a>                  (наименование      (должность, Ф.И.О., подпись)
<a id="p101150"></a>                   предприятия)
<a id="p101151"></a>               ___________________ _______________________________
<a id="p101152"></a>                  (наименование      (должность, Ф.И.О., подпись)
<a id="p101153"></a>                   предприятия)






<div align="right">

<a id="p101154"></a>Приложение Г

<a id="p101155"></a>Форма 4

</div>


<div align="center">

<a id="p101156"></a>АКТ<br>
ДИАГНОСТИРОВАНИЯ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ<br>
ПОДЗЕМНОГО ГАЗОПРОВОДА БЕЗ ВСКРЫТИЯ ГРУНТА

</div>


<a id="p101157"></a>Организация - владелец _______________________________________
<a id="p101158"></a>Место прокладки газопровода __________________________________
<a id="p101159"></a>Назначение газопровода _______________________________________
<a id="p101160"></a>Общая протяженность ________ м, рабочее давление _________ МПа
<a id="p101161"></a>Дата обследования: ______________ 200_ г.

<div align="center">

<a id="p101162"></a>Г.1. Выбор технических средств<br>
для проведения диагностирования

</div>



<a id="p101163"></a><a id="p101166"></a><a id="p101167"></a><a id="p101168"></a><a id="p101169"></a>

| Наименование прибора | Шифр прибора | Назначение | Примечание |
| --- | --- | --- | --- |


<div align="center">

<a id="p101170"></a>Г.2. Проверка на герметичность

</div>


<a id="p101171"></a>При наличии утечек разрабатывается схема участка газопровода с указанием мест утечек с текстовым описанием процесса обнаружения и рекомендаций о методиках и сроках их устранения. При отсутствии утечек в акте об этом делается отметка.

<div align="center">

<a id="p101172"></a>Г.3. Оценка эффективности работы<br>
электрохимической защиты

</div>


<a id="p101173"></a>Г.3.1. Определяется коррозионная агрессивность грунта. Составляется протокол измерений удельного электрического сопротивления грунта.

<div align="center">

<a id="p101174"></a>ПРОТОКОЛ ИЗМЕРЕНИЯ УДЕЛЬНОГО<br>
ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО СОПРОТИВЛЕНИЯ ГРУНТА

</div>



<a id="p101175"></a><a id="p101183"></a><a id="p101185"></a><a id="p101187"></a>

<table>
<colgroup><col width="11%"><col width="11%"><col width="23%"><col width="11%"><col width="9%"><col width="9%"><col width="14%"><col width="12%"></colgroup>
<tr><td>N пункта измерения</td><td>Место пункта измерения</td><td>Характеристика грунта по <a href="https://bukva.ai/docs/gost-25100-95">ГОСТ 25100-95</a></td><td>Разнос электродов, м</td><td>Диапазон измерения прибора</td><td>Показание прибора, Ом</td><td>Удельное электрическое сопротивление грунта, Ом x м</td><td>Коррозионная агрессивность грунта</td></tr>
<tr><td rowspan="2">1</td><td rowspan="2"></td><td rowspan="2"></td><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 rowspan="2">2</td><td rowspan="2"></td><td rowspan="2"></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
</table>


<a id="p101188"></a>По [табл. 1](https://bukva.ai/docs/gost-9-602-89#p100061) ГОСТ 9.602 определяется коррозионная агрессивность грунта, которая отражается диаграммой.

<div align="center">

<a id="p101189"></a>ДИАГРАММА УДЕЛЬНОГО СОПРОТИВЛЕНИЯ ГРУНТА

</div>


<a id="p101190"></a>Газопровод ___________________________________________


<a id="p101191"></a><a id="p101193"></a><a id="p101195"></a><a id="p101197"></a><a id="p101199"></a><a id="p101201"></a><a id="p101203"></a><a id="p101205"></a><a id="p101207"></a><a id="p101209"></a><a id="p101211"></a>

| сопро- 100 тивление |
| --- |
| грунта, 90 Ом x м |
| 80 |
| 70 |
| 60 |
| 50 |
| 40 |
| 30 |
| 20 |
| 10 |

<a id="p101212"></a>         0  1  2  3  4  5  6  7  8  9  10 11 12 13 14 15 16 17 18

<a id="p101213"></a>                        Расстояние в единицах длины

<a id="p101214"></a>На карте - схеме указываются измеренные защитные потенциалы. В примечании может отмечаться, в каком случае потенциал при измерении изменялся (проходил трамвай...), защищен или незащищен газопровод по всей трассе (по участкам).
<a id="p101215"></a>Производится измерение потенциала при изменении величины выходного напряжения катодной станции и определяются возможность станции по защите газопровода и запасу мощности, а также качество изоляции по участкам (адрес участка указывается).
<a id="p101216"></a>Г.3.2. Определяется наличие блуждающих токов по замерам потенциалов между трубопроводом и электродом сравнения при определении опасности постоянных блуждающих токов. Степень их опасности определяется согласно [ГОСТ 9.602](https://bukva.ai/docs/gost-9-602-89). Оформляется протоколом.

<div align="center">

<a id="p101217"></a>ПРОТОКОЛ ИЗМЕРЕНИЯ СМЕЩЕНИЯ РАЗНОСТИ ПОТЕНЦИАЛОВ<br>
МЕЖДУ ТРУБОПРОВОДОМ И ЭЛЕКТРОДОМ СРАВНЕНИЯ<br>
ПРИ ОПРЕДЕЛЕНИИ ОПАСНОСТИ БЛУЖДАЮЩИХ ТОКОВ

</div>


<a id="p101218"></a>Город ________________________________________________________
<a id="p101219"></a>Вид подземного сооружения и пункта измерения _________________
<a id="p101220"></a>Дата _________________________________________________________
<a id="p101221"></a>Время измерения: начало ___________ конец ____________________
<a id="p101222"></a>Тип и N прибора ______________________________________________

<div align="center">

<a id="p101223"></a>ДАННЫЕ ИЗМЕРЕНИЙ, МВ

</div>



<a id="p101224"></a><a id="p101226"></a><a id="p101231"></a><a id="p101233"></a><a id="p101238"></a>

<table>
<colgroup><col width="6%"><col width="17%"><col width="6%"><col width="6%"><col width="7%"><col width="7%"><col width="7%"><col width="7%"><col width="7%"><col width="7%"><col width="6%"><col width="6%"><col width="6%"><col width="6%"></colgroup>
<tr><td colspan="2">t, мин.</td><td>0</td><td>5</td><td>10</td><td>15</td><td>20</td><td>25</td><td>30</td><td>35</td><td>40</td><td>45</td><td>50</td><td>55</td></tr>
<tr><td rowspan="2">1</td><td>U изм</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>ДЕЛЬТА U</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td colspan="2" rowspan="2">...</td><td></td><td></td><td></td><td></td><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><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td rowspan="2">10</td><td>U изм</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>ДЕЛЬТА U</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
</table>


<a id="p101239"></a>Измерил ____________________ Проверил ________________________

<div align="center">

<a id="p101240"></a>ПРОТОКОЛ ИЗМЕРЕНИЯ СМЕЩЕНИЯ<br>
ПОТЕНЦИАЛА ТРУБОПРОВОДА ПРИ ОПРЕДЕЛЕНИИ<br>
ОПАСНОГО ВЛИЯНИЯ ПЕРЕМЕННОГО ТОКА

</div>


<a id="p101241"></a>Город ________________________________________________________
<a id="p101242"></a>Вид подземного сооружения и пункта измерения _________________
<a id="p101243"></a>Дата _________________________________________________________
<a id="p101244"></a>Время измерения: начало ______________ конец _________________
<a id="p101245"></a>Тип и N прибора ______________________________________________
<a id="p101246"></a>Измеренное значение стационарного потенциала вспомогательного электрода ВЭ относительно МЭС ____________________________________

<div align="center">

<a id="p101247"></a>ДАННЫЕ ИЗМЕРЕНИЙ, МВ

</div>



<a id="p101248"></a><a id="p101250"></a><a id="p101255"></a><a id="p101257"></a><a id="p101262"></a><a id="p101264"></a><a id="p101268"></a><a id="p101269"></a>

<table>
<colgroup><col width="6%"><col width="14%"><col width="5%"><col width="5%"><col width="5%"><col width="6%"><col width="6%"><col width="6%"><col width="6%"><col width="6%"><col width="5%"><col width="5%"><col width="5%"><col width="5%"><col width="17%"></colgroup>
<tr><td colspan="2">t, мин.</td><td>0</td><td>5</td><td>10</td><td>15</td><td>20</td><td>25</td><td>30</td><td>35</td><td>40</td><td>45</td><td>50</td><td>55</td><td>Примечание</td></tr>
<tr><td rowspan="2">1</td><td>U изм</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>ДЕЛЬТА U</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td rowspan="2">...</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><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><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td rowspan="2">10</td><td>U изм</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>ДЕЛЬТА U</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td colspan="15">Контрольная обработка измерений</td></tr>
<tr><td colspan="10">число сумма средняя измерений мгновенных величина значений</td><td colspan="5">среднее значение смещения</td></tr>
</table>


<a id="p101270"></a>Измерил __________________
<a id="p101271"></a>Обработал ________________ Проверил __________________________

<a id="p101272"></a>Определяются зоны на газопроводе опасные и не опасные по блуждающим токам.

<div align="center">

<a id="p101273"></a>Г.4. Проверка состояния изоляции

</div>


<a id="p101274"></a>На карте - схеме газопровода отмечаются места сквозных повреждений изоляции с привязкой их к местности.
<a id="p101275"></a>Разрабатывается график переходного сопротивления (при наличии бесконтактной приборной техники).
<a id="p101276"></a>Составляется протокол обнаружения сквозных повреждений.

<div align="center">

<a id="p101277"></a>ПРОТОКОЛ ОБСЛЕДОВАНИЯ ИЗОЛЯЦИОННОГО ПОКРЫТИЯ<br>
ГАЗОПРОВОДА НА КОНТАКТ С ГРУНТОМ

</div>



<a id="p101278"></a><a id="p101281"></a><a id="p101282"></a><a id="p101283"></a><a id="p101284"></a>

| N сквозного повреждения | Привязка к местности | Вид повреждения |
| --- | --- | --- |


<div align="center">

<a id="p101285"></a>Г.5. Выявление участков газопровода с аномалиями<br>
металла труб (при наличии прибора ИДН)

</div>


<a id="p101286"></a>Разрабатывается схема газопровода с нанесением аномалий. Заполняется протокол обследования магнитометрическим прибором.

<div align="center">

<a id="p101287"></a>ПРОТОКОЛ ОБСЛЕДОВАНИЯ МАГНИТОМЕТРИЧЕСКИМ ПРИБОРОМ ИДН

</div>



<a id="p101288"></a><a id="p101293"></a><a id="p101294"></a><a id="p101295"></a><a id="p101296"></a>

<table>
<colgroup><col width="20%"><col width="31%"><col width="49%"></colgroup>
<tr><td colspan="2">Показания индикатора</td><td rowspan="2">Привязка к местности</td></tr>
<tr><td>фоновое значение</td><td>условные единицы шкалы</td></tr>
</table>


<a id="p101297"></a>*Примечание.* В графе "Примечание" указывается протяженность аномалии, наличие помехообразующих сооружений.

<div align="center">

<a id="p101298"></a>Г.6. Общие выводы и заключение

</div>


<a id="p101299"></a>По результатам диагностирования без вскрытия делаются общие выводы и предварительное заключение по техническому состоянию газопровода.
<a id="p101300"></a>Составляется при необходимости план шурфового контроля.
<a id="p101301"></a>    Акт составила
<a id="p101302"></a>    комиссия в составе: __________________________________________
<a id="p101303"></a>                               (должность, Ф.И.О., подпись)
<a id="p101304"></a>                        __________________________________________
<a id="p101305"></a>                               (должность, Ф.И.О., подпись)
<a id="p101306"></a>                        __________________________________________
<a id="p101307"></a>                               (должность, Ф.И.О., подпись)
<a id="p101308"></a>                        __________________________________________
<a id="p101309"></a>                               (должность, Ф.И.О., подпись)






<div align="right">

<a id="p101310"></a>Приложение Д

<a id="p101311"></a>Форма 5

</div>


<div align="center">

<a id="p101312"></a>АКТ<br>
РЕЗУЛЬТАТОВ ШУРФОВОГО КОНТРОЛЯ<br>
ПРИ ДИАГНОСТИРОВАНИИ ТЕХНИЧЕСКОГО<br>
СОСТОЯНИЯ ПОДЗЕМНОГО ГАЗОПРОВОДА

</div>


<a id="p101313"></a>Организация - владелец _______________________________________
<a id="p101314"></a>Место прокладки газопровода __________________________________
<a id="p101315"></a>Назначение газопровода _______________________________________
<a id="p101316"></a>Общая протяженность _______ м, рабочее давление __________ МПа
<a id="p101317"></a>Дата обследования: _______________________ 200_ г.

<div align="center">

1. <a id="p101318"></a>СОСТОЯНИЕ ИЗОЛЯЦИОННОГО ПОКРЫТИЯ

</div>



<a id="p101319"></a><a id="p101325"></a><a id="p101326"></a><a id="p101327"></a><a id="p101328"></a>

<table>
<colgroup><col width="10%"><col width="12%"><col width="12%"><col width="10%"><col width="14%"><col width="14%"><col width="19%"><col width="10%"></colgroup>
<tr><td rowspan="2">N шурфа</td><td rowspan="2">Основа покрытия</td><td rowspan="2">Тип покрытия</td><td rowspan="2">Армирующий материал</td><td colspan="2">Толщина покрытия, мм</td><td rowspan="2">Переходное сопротивление, Ом x кв. м</td><td rowspan="2">Адгезия</td></tr>
<tr><td>минимальная</td><td>максимальная</td></tr>
</table>


<div align="center">

2. <a id="p101329"></a>ЭФФЕКТИВНОСТЬ РАБОТЫ СИСТЕМЫ ЭХЗ

</div>



<a id="p101330"></a><a id="p101337"></a><a id="p101338"></a><a id="p101339"></a><a id="p101340"></a>

<table>
<colgroup><col width="9%"><col width="9%"><col width="11%"><col width="9%"><col width="11%"><col width="17%"><col width="18%"><col width="15%"></colgroup>
<tr><td rowspan="2">N шурфа</td><td rowspan="2">Тип и марка установки</td><td colspan="3">Фактические параметры установки</td><td rowspan="2">Расстояние до шурфа, м</td><td colspan="2">Величина защитного потенциала, В</td></tr>
<tr><td>U , вых В</td><td>I , вых А</td><td>фи , др В</td><td>поляризационного фи n</td><td>суммарного фи SUM</td></tr>
</table>


<div align="center">

3. <a id="p101341"></a>КОРРОЗИОННОЕ СОСТОЯНИЕ МЕТАЛЛА ТРУБЫ

</div>



<a id="p101342"></a><a id="p101346"></a><a id="p101347"></a><a id="p101348"></a><a id="p101349"></a>

| N шурфа | Тип дефекта <*> | Глубина дефекта (уменьшение толщины стенки), мм | Толщина стенки на неповрежденных участках, мм | Размер дефекта, мм |
| --- | --- | --- | --- | --- |



<a id="p101350"></a>

---

<a id="p101351"></a><*> В графе "Тип дефекта" указать вид коррозии: фронтальная, язвенная, трещиноподобный дефект.

<div align="center">

4. <a id="p101352"></a>МЕХАНИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА МЕТАЛЛА ТРУБЫ

</div>



<a id="p101353"></a><a id="p101364"></a><a id="p101366"></a><a id="p101367"></a><a id="p101368"></a><a id="p101369"></a>

<table>
<colgroup><col width="9%"><col width="14%"><col width="15%"><col width="12%"><col width="12%"><col width="17%"><col width="20%"></colgroup>
<tr><td rowspan="3">N шурфа</td><td colspan="4">По измерениям твердости</td><td colspan="2">По измерениям магнитного шума</td></tr>
<tr><td colspan="2">твердость</td><td>сигма , в</td><td>сигма , т</td><td rowspan="2">среднее значение в кольцевом направлении, МШ t</td><td rowspan="2">фактическое значение ударной вязкости a , нф Дж/кв. см</td></tr>
<tr><td>среднее значение</td><td>ед. измерения</td><td>МПа</td><td>МПа</td></tr>
<tr><td>1</td><td>2</td><td>3</td><td>4</td><td>5</td><td>6</td><td>7</td></tr>
</table>


<a id="p101370"></a>    Примечание. При    непосредственном   измерении   механических
<a id="p101371"></a>характеристик  (сигма ,  сигма ,  KCU)  столбцы  2,  3  и   6   не
<a id="p101372"></a>                     в        т
<a id="p101373"></a>заполняются.

<div align="center">

5. <a id="p101374"></a>НАПРЯЖЕННО - ДЕФОРМИРОВАННОЕ СОСТОЯНИЕ<br>
МЕТАЛЛА ТРУБЫ

</div>



<a id="p101375"></a><a id="p101383"></a><a id="p101384"></a><a id="p101385"></a><a id="p101386"></a>

<table>
<colgroup><col width="9%"><col width="20%"><col width="25%"><col width="20%"><col width="26%"></colgroup>
<tr><td rowspan="2">N шурфа</td><td colspan="2">Среднее значение магнитно - шумового сигнала</td><td colspan="2">Фактическое напряжение в стенке трубы, МПа</td></tr>
<tr><td>в осевом направлении, МШ z</td><td>в окружном направлении, МШ t</td><td>в осевом направлении сигма ос</td><td>в кольцевом направлении сигма окр</td></tr>
</table>


<div align="center">

6. <a id="p101387"></a>СОСТОЯНИЕ СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ

</div>



<a id="p101388"></a><a id="p101392"></a><a id="p101393"></a><a id="p101394"></a><a id="p101395"></a>

<table>
<colgroup><col width="11%"><col width="30%"><col width="30%"><col width="30%"></colgroup>
<tr><td rowspan="2">N шурфа</td><td colspan="2">Внешний вид</td><td rowspan="2">Вид дефекта</td></tr>
<tr><td>монтажный шов</td><td>заводской шов</td></tr>
</table>


<div align="center">

7. <a id="p101396"></a>ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОРРОЗИОННОЙ АГРЕССИВНОСТИ ГРУНТОВ<br>
ПО ОТНОШЕНИЮ К УГЛЕРОДИСТОЙ И НИЗКОЛЕГИРОВАННОЙ СТАЛИ

</div>



<a id="p101397"></a><a id="p101404"></a><a id="p101405"></a><a id="p101406"></a><a id="p101407"></a>

<table>
<colgroup><col width="12%"><col width="29%"><col width="33%"><col width="27%"></colgroup>
<tr><td rowspan="2">N шурфа</td><td colspan="2">Удельное сопротивление грунта, Ом x м</td><td rowspan="2">Средняя плотность катодного тока, А/кв. м</td></tr>
<tr><td>определенное в полевых условиях</td><td>определенное в лабораторных условиях</td></tr>
</table>


<a id="p101408"></a>    Акт составила
<a id="p101409"></a>    комиссия в составе: __________________________________________
<a id="p101410"></a>                               (должность, Ф.И.О., подпись)
<a id="p101411"></a>                        __________________________________________
<a id="p101412"></a>                               (должность, Ф.И.О., подпись)
<a id="p101413"></a>                        __________________________________________
<a id="p101414"></a>                               (должность, Ф.И.О., подпись)
<a id="p101415"></a>                        __________________________________________
<a id="p101416"></a>                               (должность, Ф.И.О., подпись)






<div align="right">

<a id="p101417"></a>Приложение Е

</div>


<div align="center">

<a id="p101418"></a>ПРИМЕРЫ РАСЧЕТА<br>
ОСТАТОЧНОГО СРОКА СЛУЖБЫ

<a id="p101419"></a>Е.1. Расчет остаточного срока службы<br>
изоляционного покрытия

</div>


<a id="p101420"></a>    В результате диагностирования было определено:
<a id="p101421"></a>    газопровод из стальных труб наружным диаметром D = 0,219  м  и
<a id="p101422"></a>толщиной  стенки  трубы  h  =  0,006  м  проложен в грунте средней
<a id="p101423"></a>коррозионной активности  удельным  сопротивлением ро  = 12  Ом x м
<a id="p101424"></a>                                                    г
<a id="p101425"></a>на глубине Н = 1 м.  Его  переходное  сопротивление,  замеренное в
<a id="p101426"></a>шурфе, R  = 100 Ом x кв.  м,  а  исходное значение, принимаемое по
<a id="p101427"></a>        ф
<a id="p101428"></a>                    4
<a id="p101429"></a>[табл. 1,](#p100285) R = 5 x 10 Ом x кв. м. Время эксплуатации t = 30 лет.
<a id="p101430"></a>          0                                           ф
<a id="p101431"></a> Подставляем имеющиеся значения в [формулу (1):](#p100190)

<a id="p101432"></a>            12 x 0,219     3,14 x 0,006(0,219 - 0,006)R
<a id="p101433"></a>                                                       к
<a id="p101434"></a>       R  = ---------- ln [-----------------------------],
<a id="p101435"></a>        к       2                  2               -6
<a id="p101436"></a>                              0,219  x 1 x 0,4 x 10

<a id="p101437"></a>    после арифметических упрощений имеем:

<a id="p101438"></a>                     R  = 16,098 + 1,314ln R .
<a id="p101439"></a>                      к                     к

<a id="p101440"></a>    Решаем полученное  уравнение  методом  подбора  с точностью не
<a id="p101441"></a>ниже 0,5 Ом x кв. м.


<a id="p101442"></a><a id="p101445"></a><a id="p101448"></a>

| Значение R для левой части уравнения к | 18,0 | 20,0 |
| --- | --- | --- |
| Соответствующее значение R в правой части уравнения к | 19,89 | 20,03 |


<a id="p101449"></a>    Принимаем величину критического переходного сопротивления R  =
<a id="p101450"></a>                                                               к
<a id="p101451"></a>20,0 Ом x кв. м.
<a id="p101452"></a>    Проверяем выполнение условия 2R  <  R   :  2  x  20,0  <  100,
<a id="p101453"></a>                                   к     ф
<a id="p101454"></a>условие выполняется.
<a id="p101455"></a> По [формулам (3)](#p100271) и [(2)](#p100263) проводим расчет остаточного срока службы
<a id="p101456"></a>изоляционного покрытия:

<a id="p101457"></a>                               4
<a id="p101458"></a>                  1      5 x 10  - 20,0             -1
<a id="p101459"></a>          альфа = -- ln [--------------] = 0,21 года  ;
<a id="p101460"></a>                  30       100 - 20,0

<a id="p101461"></a>                     1       100 - 20,0
<a id="p101462"></a>             t    = ---- ln [----------] = 6,60 года.
<a id="p101463"></a>              ост   0,21        20,0

<a id="p101464"></a>    Таким образом,  по результатам расчета,  по истечении семи лет
<a id="p101465"></a>на продиагностированном  участке  газопровода  ожидается  снижение
<a id="p101466"></a>переходного  сопротивления  изоляционного  покрытия  за допустимые
<a id="p101467"></a>пределы   и   должно   быть   принято   решение    о    дальнейших
<a id="p101468"></a>противокоррозионных   мероприятиях,  в  том  числе  с  применением
<a id="p101469"></a>пассивной и активной электрохимической защиты.

<a id="p101470"></a>         Е.2. Расчет остаточного срока службы газопровода
<a id="p101471"></a>                по изменению пластичности металла

<a id="p101472"></a>    Пример 1 (рис. Е.1) <*>.
<a id="p101473"></a>    --------------------------------
<a id="p101474"></a>    <*> Здесь и далее рисунки не приводятся.

<a id="p101475"></a>    При обследовании технического  состояния  участка  газопровода
<a id="p101476"></a>наружным диаметром 273 мм установлено:  материал - Ст4 (группа А),
<a id="p101477"></a>сигма   = 332 МПа, сигма   = 384 МПа, сигма   = 435 МПа, сигма   =
<a id="p101478"></a>     то                 тф                 во                 вф
<a id="p101479"></a>480 МПа,  h  = 9 мм,  внутреннее давление 0,005 МПа, температура в
<a id="p101480"></a>           0
<a id="p101481"></a>шурфе трубопровода 10 °C, время эксплуатации t  = 46 лет.
<a id="p101482"></a>                                              ф
<a id="p101483"></a> Строим график функции пси по [формуле (4)](#p100360) с интервалом точности
<a id="p101484"></a>(+10%) в виде двух кривых:  пси и пси  =  пси  +  0,1  пси  и  три
<a id="p101485"></a>                                     1
<a id="p101486"></a>прямые: сигма  / сигма  = 0,9; сигма  / сигма  = сигма   / сигма
<a id="p101487"></a>             т        в             т        в        тф        вф
<a id="p101488"></a>= 0,8 и t = t  = 46 лет (рис. Е.1).
<a id="p101489"></a>             ф
<a id="p101490"></a>    Находим абсциссу  точки  пересечения  кривой  пси   с   прямой
<a id="p101491"></a>                                                     1
<a id="p101492"></a>сигма  / сигма  = 0,9, t   = 63 года. Определяем точку пересечения
<a id="p101493"></a>     т        в         кр
<a id="p101494"></a>прямой t = t  и сигма  / сигма  = сигма   / сигма  , Z . Точка  Z
<a id="p101495"></a>            ф        т        в        тф        вф   ф          ф
<a id="p101496"></a>попадает  в  интервал  точности функции пси,  уточнения параметров
<a id="p101497"></a>функции пси не требуется, следовательно: t    = t   - t  = 63 - 46
<a id="p101498"></a>                                          ост    кр    ф
<a id="p101499"></a>= 17 лет - остаточный срок службы по пластичности.
<a id="p101500"></a>    Пример 2 (рис. Е.2).
<a id="p101501"></a>    При обследовании   2-го  участка  газопровода  с  аналогичными
<a id="p101502"></a>параметрами получены следующие данные:  сигма   = 309 МПа, сигма
<a id="p101503"></a>                                             то                 тф
<a id="p101504"></a>= 384 МПа, сигма   = 435 МПа, сигма   = 463 МПа.
<a id="p101505"></a>                во                 вф
<a id="p101506"></a> Строим графики аналогично [примеру 1.](#p101472)
<a id="p101507"></a>    Точка Z   в  этом  случае  оказалась  за  пределами  интервала
<a id="p101508"></a>           ф
<a id="p101509"></a>точности функции пси (в области над кривой  пси ),  следовательно,
<a id="p101510"></a>                                               1
<a id="p101511"></a>величину остаточного срока службы t    определяем с использованием
<a id="p101512"></a>                                   ост
<a id="p101513"></a>условно -   фактического  времени  эксплуатации  газопровода  t  ,
<a id="p101514"></a>                                                               уф
<a id="p101515"></a>равного абсциссе точки  пересечения  кривой пси  с прямой сигма  /
<a id="p101516"></a>                                               1               т
<a id="p101517"></a>сигма  = сигма   / сигма  . В этом случае t    = t   - t  .
<a id="p101518"></a>     в        тф        вф                 ост    кр    уф
<a id="p101519"></a> Из графиков аналогично [примеру 1](#p101472) получаем: t = 76 лет, t =
<a id="p101520"></a>                                                кр            уф
<a id="p101521"></a>55 лет,  следовательно:  t    = t   - t   = 76 - 55  =  21  год  -
<a id="p101522"></a>                          ост    кр    уф
<a id="p101523"></a>остаточный    срок   службы   данного   участка   газопровода   по
<a id="p101524"></a>пластичности.

<a id="p101525"></a>               Е.3. Расчет остаточного срока службы
<a id="p101526"></a>                  по изменению ударной вязкости

<a id="p101527"></a>    Пример 1 (рис. Е.3).
<a id="p101528"></a>    При обследовании технического состояния  участка  трубопровода
<a id="p101529"></a>диаметром  273  мм установлено:  материал - Ст4 (группа А),  a   =
<a id="p101530"></a>                                                              но
<a id="p101531"></a>78,4 Дж/кв. см, a   = 39 Дж/кв. см, h  = 9 мм, внутреннее давление
<a id="p101532"></a>                 нф                  0
<a id="p101533"></a>0,005   МПа,   температура  в  шурфе  трубопровода  10  °C,  время
<a id="p101534"></a>эксплуатации t  = 46 лет.
<a id="p101535"></a>              ф
<a id="p101536"></a> Строим график функции a по [формуле (7)](#p100439) с интервалом точности
<a id="p101537"></a>                           н
<a id="p101538"></a>(-10%) в виде двух кривых: a  и a  = a  - 0,1a  и три прямые: a  =
<a id="p101539"></a>                            н    1    н       н                н
<a id="p101540"></a>30 Дж/кв.  см,  a  = a   = 38 Дж/кв.  см и t = t  = 46  лет  (рис.
<a id="p101541"></a>                 н    нф                        ф
<a id="p101542"></a>Е.2).
<a id="p101543"></a>    Находим абсциссу точки пересечения кривой a  с прямой a  =  30
<a id="p101544"></a>                                               1           н
<a id="p101545"></a>Дж/кв.  см,  t   = 61 год. Определяем точку пересечения прямой t =
<a id="p101546"></a>              кр
<a id="p101547"></a>t  и a  = a  ,  Z .  Точка Z  попадает в интервал точности функции
<a id="p101548"></a> ф    н    нф    ф          ф
<a id="p101549"></a>a ,  уточнения параметров функции a  не требуется,  следовательно:
<a id="p101550"></a> н                                 н
<a id="p101551"></a>t    = t   - t  = 61 - 46 = 15 лет -  остаточный  срок  службы  по
<a id="p101552"></a> ост    кр    ф
<a id="p101553"></a>ударной вязкости.
<a id="p101554"></a>    Пример 2 (рис. Е.4).
<a id="p101555"></a>    При обследовании  2-го  участка  газопровода  с   аналогичными
<a id="p101556"></a>параметрами получены следующие данные: a   = 78,4 Дж/кв. см, a   =
<a id="p101557"></a>                                        но                    нф
<a id="p101558"></a>38 Дж/кв. см. Строим графики аналогично [примеру 1.](#p101527)
<a id="p101559"></a>    Точка Z   в  этом  случае  оказалась  за  пределами  интервала
<a id="p101560"></a>           ф
<a id="p101561"></a>точности  функции  a   (в  области под кривой a ),  следовательно,
<a id="p101562"></a>                    н                          1
<a id="p101563"></a>величину остаточного срока службы t    определяем с использованием
<a id="p101564"></a>                                   ост
<a id="p101565"></a>условно -  фактического  времени  эксплуатации  газопровода   t  ,
<a id="p101566"></a>                                                               уф
<a id="p101567"></a>равного абсциссе точки пересечения кривой a  с прямой a  =  a  . В
<a id="p101568"></a>                                           1           н     нф
<a id="p101569"></a>этом случае t    = t   - t  .
<a id="p101570"></a>             ост    кр    уф
<a id="p101571"></a> Из графиков аналогично [примеру 1](#p101527) получаем: t = 61 год, t =
<a id="p101572"></a>                                                кр            уф
<a id="p101573"></a>47  лет,  следовательно:  t     =  t    - t   = 61 - 47 = 14 лет -
<a id="p101574"></a>                           ост      кр     уф
<a id="p101575"></a>остаточный срок службы  данного  участка  газопровода  по  ударной
<a id="p101576"></a>вязкости.

<a id="p101577"></a>         Е.4. Расчет остаточного срока службы газопровода
<a id="p101578"></a>                при действии фронтальной коррозии

<a id="p101579"></a>    При обследовании технического состояния  участка  трубопровода
<a id="p101580"></a>диаметром 219 мм установлено:  материал - Ст3 (группа А), сигма  =
<a id="p101581"></a>                                                               т
<a id="p101582"></a>216 МПа,  сигма  - 362 МПа, h  = 6 мм, внутреннее давление P = 1,2
<a id="p101583"></a>               в             0
<a id="p101584"></a>МПа,  время эксплуатации t  = 30 лет, грунт - суглинок, обнаружена
<a id="p101585"></a>                          ф
<a id="p101586"></a>общая  (фронтальная)  коррозия,  толщина  стенки  трубы   в   зоне
<a id="p101587"></a>наибольших повреждений (дефекта) h  = 3,84 мм.
<a id="p101588"></a>                                  т
<a id="p101589"></a> Определяем по [формулам (14)](#p100575) и [(13)](#p100566) начальное кольцевое и
<a id="p101590"></a>фактически  действующее  кольцевое  напряжения  с  учетом утонения
<a id="p101591"></a>стенки трубы:

<a id="p101592"></a>  сигма    = 1,2 x (0,219 - 2 x 0,006) / (2 x 0,006) = 20,7 МПа;
<a id="p101593"></a>       кц0

<a id="p101594"></a>сигма    = 1,2 x (0,219 - 2 x 0,006) / (2 x 0,00384) = 32,34 МПа.
<a id="p101595"></a>     кцф

<a id="p101596"></a> По [формуле (15)](#p100585) определяем среднюю скорость коррозии:

<a id="p101597"></a>                  V  = 2,16 / 30 = 0,072 мм/год.
<a id="p101598"></a>                   к

<a id="p101599"></a> Определяем по [формуле (12)](#p100557) максимальное время "жизни"
<a id="p101600"></a>ненапряженного элемента:

<a id="p101601"></a>        t  = (6 / 0,072) x (1 - 20,7 / 162 ) = 72,7 года.
<a id="p101602"></a>         0

<a id="p101603"></a> Согласно [формуле (11)](#p100548) находим остаточный срок службы:

<a id="p101604"></a>         t    = 72,2 ехр (-7 / (8,31 x 293) x 0,5 x 162 x
<a id="p101605"></a>          ост

<a id="p101606"></a>                        0,5
<a id="p101607"></a>         x (32,34 / 162)   ) - 30 = 65,9 - 30 = 35,9 лет.

<a id="p101608"></a>               Е.5. Расчет остаточного срока службы
<a id="p101609"></a>           при наличии язвенной (питтинговой) коррозии

<a id="p101610"></a>    При обследовании  технического  состояния участка трубопровода
<a id="p101611"></a>диаметром 219 мм установлено:  материал - Ст3 (группа А), сигма  =
<a id="p101612"></a>                                                               т
<a id="p101613"></a>216 МПа, сигма  = 362 МПа, h  = 6 мм, внутреннее давление P  = 1,2
<a id="p101614"></a>              в             0                              ф
<a id="p101615"></a>МПа,  время эксплуатации t  = 30 лет, грунт - суглинок, обнаружена
<a id="p101616"></a>                          ф
<a id="p101617"></a>точечная  (питтинговая)  коррозия,  толщина  стенки  трубы в месте
<a id="p101618"></a>коррозионного дефекта h  = 3,84 мм с размером (по верхней  кромке)
<a id="p101619"></a>                       т
<a id="p101620"></a>d  = 4 мм.
<a id="p101621"></a> i
<a id="p101622"></a>    Определим сигма    = 0,75сигма  = 162 МПа.
<a id="p101623"></a>                   max            т
<a id="p101624"></a> Определяем по [формуле (19)](#p100634) критическую глубину дефекта:

<a id="p101625"></a>                                           0,5
<a id="p101626"></a>          h    = 6 - 4 x (0,19 x 1,2 / 162)    = 5,8 мм.
<a id="p101627"></a>           деф

<a id="p101628"></a>    Аналогично предыдущему  примеру  скорость  коррозии V  = 0,072
<a id="p101629"></a>                                                         к
<a id="p101630"></a>мм/год. V  = 0,13, V   = 0,103.
<a id="p101631"></a>         д          к1

<a id="p101632"></a> Согласно [формуле (17)](#p100615) определим остаточный срок службы:

<a id="p101633"></a>             t    = (5,8 - 2,16) / 0,103 = 35,3 года.
<a id="p101634"></a>              ост






<div align="right">

<a id="p101635"></a>Приложение Ж

</div>


<div align="center">

<a id="p101636"></a>ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПЕРЕХОДНОГО СОПРОТИВЛЕНИЯ<br>
ИЗОЛЯЦИОННОГО ПОКРЫТИЯ

<a id="p101637"></a>Ж.1. Общие положения

</div>


<a id="p101638"></a>Целью определения электрического переходного сопротивления изоляционного покрытия стального газопровода является уточнение величины переходного сопротивления, измеренного с поверхности земли, и определение на его основании состояния изоляционного покрытия.
<a id="p101639"></a>Измерения проводятся в поперечном сечении трубопровода, по центру шурфа, на поверхности, не имеющей сквозных повреждений изоляции.
<a id="p101640"></a>Размеры шурфа должны обеспечивать возможность визуального осмотра изоляционного покрытия и проведение измерений.

<div align="center">

<a id="p101641"></a>Ж.2. Измерительная аппаратура и материалы

</div>


<a id="p101642"></a>Источник постоянного тока (аккумуляторная батарея) с выходным напряжением не ниже 30 В.
<a id="p101643"></a>Вольтметр, класс точности 1,5 (например, М 4202).
<a id="p101644"></a>Микроамперметр, класс точности 1,5 (например, М 4257).
<a id="p101645"></a>Резистор переменный с мощностью рассеивания 1 Вт и величиной сопротивления до 1,5 кОм.
<a id="p101646"></a>Электрический соединительный провод типа БПВЛ сечением 0,75 кв. мм.
<a id="p101647"></a>Металлический электрод - бандаж шириной не менее 0,3 м и длиной, обеспечивающей обхват газопровода по наружному диаметру (l = пи D, где D - наружный диаметр трубопровода).
<a id="p101648"></a>Полотно тканевое площадью, равной площади электрода.

<div align="center">

<a id="p101649"></a>Ж.3. Подготовка к измерениям

</div>


<a id="p101650"></a>Перед проведением испытания на участке измерения переходного сопротивления с поверхности изоляционного покрытия газопровода тщательно удаляются загрязнение и влага.
<a id="p101651"></a>Приготавливается 3-процентный раствор соды (Na2CO3) в дистиллированной воде и им смачивается тканевое полотно.
<a id="p101652"></a>На изоляционное покрытие 4 по всему периметру накладывается смоченное тканевое полотно 3. Поверх устанавливается металлический электрод - бандаж 2, плотно облегающий тканевое полотно.
<a id="p101653"></a>Собирается электрическая схема по рис. Ж.1.
<a id="p101654"></a>Отрицательный полюс источника питания G посредством механического контакта 1 присоединяется к зачищенному до металла участку трубы 5.

<div align="center">

<a id="p101655"></a>Ж.4. Проведение измерений

</div>


<a id="p101656"></a>Измерения проводятся по схеме, показанной на рис. Ж.1, не менее трех раз при разных режимах.
<a id="p101657"></a>Резистором R отбирается от источника питания G рабочее напряжение в пределах 10 - 30 В, которое контролируется по вольтметру U.
<a id="p101658"></a>По амперметру А фиксируется сила тока.

<div align="center">

<a id="p101659"></a>Ж.5. Обработка результатов

</div>


<a id="p101660"></a>Величина переходного сопротивления R, Ом x кв. м, вычисляется по формуле:

<a id="p101661"></a>                                 US
<a id="p101662"></a>                             R = ---,                        (Ж.1)
<a id="p101663"></a>                                  I

<a id="p101664"></a>где:
<a id="p101665"></a>U - рабочее напряжение, В;
<a id="p101666"></a>I - сила тока, А;
<a id="p101667"></a>S - площадь металлического электрода - бандажа, кв. м.
<a id="p101668"></a>Величина переходного сопротивления вычисляется для каждого значения измеряемой силы тока.
<a id="p101669"></a>Результаты измерений заносятся в протокол (форма 6).


<div align="right">

<a id="p101670"></a>Форма 6

</div>


<div align="center">

<a id="p101671"></a>ПРОТОКОЛ<br>
ИЗМЕРЕНИЙ ПЕРЕХОДНОГО СОПРОТИВЛЕНИЯ<br>
ИЗОЛЯЦИОННОГО ПОКРЫТИЯ ПОДЗЕМНОГО ГАЗОПРОВОДА

</div>


<a id="p101672"></a>Место прокладки газопровода __________________________________
<a id="p101673"></a>Дата обследования ____________________________________________
<a id="p101674"></a>Номер шурфа _______. Расположение по карте - схеме ___________
<a id="p101675"></a>Наружный диаметр трубы ___. Толщина стенки трубы _____________
<a id="p101676"></a>Вид, тип и конструкция изоляционного покрытия ________________


<a id="p101677"></a><a id="p101682"></a><a id="p101684"></a><a id="p101686"></a><a id="p101688"></a>

| Визуальная оценка изоляционного покрытия | Минимальная толщина покрытия, мм | Рабочее напряжение, В | Сила тока, А | Переходное сопротивление, Ом x кв. м | Примечание |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| 1 |  |  |  |  |  |
| 2 |  |  |  |  |  |
| 3 |  |  |  |  |  |


<a id="p101689"></a>Измерения
<a id="p101690"></a>провел
<a id="p101691"></a>специалист __________________________ ____________________________
<a id="p101692"></a>           (наименование предприятия) (должность, Ф.И.О., подпись)
<a id="p101693"></a>           __________________________ ____________________________
<a id="p101694"></a>           (наименование предприятия) (должность, Ф.И.О., подпись)






<div align="right">

<a id="p101695"></a>Приложение З

</div>


<div align="center">

<a id="p101696"></a>ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГЛУБИНЫ ДЕФЕКТОВ МЕТАЛЛА<br>
ТРУБ И ИХ РЕМОНТ МЕТОДОМ АБРАЗИВНОЙ ЗАЧИСТКИ

<a id="p101697"></a>З.1. Общие положения

</div>


<a id="p101698"></a>Целью определения глубины дефектов металла труб стального газопровода является измерение величины дефектов и последующий ремонт методом абразивной зачистки.
<a id="p101699"></a>Настоящая методика регламентирует основные положения, касающиеся проведения работ.

<div align="center">

<a id="p101700"></a>З.2. Оборудование для определения дефектов

</div>


<a id="p101701"></a>В качестве основных приборов для замера глубины дефектов используется мерительный инструмент с точностью измерений не менее 0,1 мм: штангенциркули, штангенглубиномеры, индикаторы часового типа с игловидными наконечниками и ультразвуковые толщиномеры металла (типа "Кварц", УТ-93П и др.). Расстояние между соседними дефектами измеряется при помощи линейки, рулетки или штангенциркуля.
<a id="p101702"></a>При использовании для замеров индикаторов типа ИЧ-10 следует использовать специальную оправку, эскиз которой представлен на рис. З.1.
<a id="p101703"></a>Оправка состоит из основания 1, индикатора часового типа 2 с ценой деления 0,1 мм, закрепленного стопорным винтом 3. При установке приспособления на трубу ножки 4 не должны попадать на поврежденные места. Установку нулевого показания индикатора в приспособлении следует производить на неповрежденном месте трубы, создавая натяг с обеспечением замеров наиболее глубоких дефектов. Отсчет глубины дефектов затем производится по разнице показаний. Сменная игла 5 позволяет замерять глубину трещин и язв.

<div align="center">

<a id="p101704"></a>З.3. Подготовка объекта к измерениям

</div>


<a id="p101705"></a>Перед проведением замеров на участке повреждения изоляции с трубы газопровода удаляется изоляционное покрытие по всему периметру (ширина кольца должна составлять два диаметра трубы, но не менее 0,5 м).
<a id="p101706"></a>Для обеспечения достоверности замеров необходимо тщательно очистить поверхность трубы от имеющихся продуктов коррозии. Удаление продуктов коррозии осуществляется шабером, металлической щеткой или шкурками с абразивом различной крупности.

<div align="center">

<a id="p101707"></a>З.4. Проведение измерений

</div>


<a id="p101708"></a>Первоначально с помощью ультразвукового толщиномера измеряется фактическая толщина стенки трубы газопровода вне зоны дефекта. Замеры производятся в четырех точках поперечного сечения трубы (на 0, 90, 180, 270° от верхней точки).
<a id="p101709"></a>Далее с помощью мерительного инструмента измеряется глубина каждого коррозионного и трещиноподобного дефекта в данном шурфе.
<a id="p101710"></a>Значения всех измеренных величин заносятся в протокол [(форма 7).](#p101751)

<div align="center">

<a id="p101711"></a>З.5. Предельные размеры локальных<br>
утонений стенок для абразивного ремонта

</div>


<a id="p101712"></a>Ремонту подлежат следующие дефекты труб газопровода:
<a id="p101713"></a>а) пятна коррозии (фронтальная, питтинговая, трещиноподобная);
<a id="p101714"></a>б) задиры, царапины;
<a id="p101715"></a>в) поверхностные трещины.
<a id="p101716"></a>Предельно допустимые размеры локальных утонений стенок труб газопроводов определяются по табл. З.1, размеры участка зачистки 2a, 2b - в соответствии с рис. З.2.

<div align="right">

<a id="p101717"></a>Таблица З.1

</div>



<a id="p101718"></a><a id="p101727"></a><a id="p101729"></a><a id="p101731"></a><a id="p101733"></a><a id="p101735"></a><a id="p101737"></a><a id="p101739"></a><a id="p101741"></a><a id="p101743"></a>

<table>
<colgroup><col width="11%"><col width="15%"><col width="14%"><col width="14%"><col width="14%"><col width="14%"><col width="18%"></colgroup>
<tr><td colspan="2">Размер трубы, мм</td><td rowspan="3">Максимально допустимая глубина дефекта h , мм деф</td><td colspan="2" rowspan="2">Размеры осей эллипса зачистки, мм</td><td colspan="2" rowspan="2">Радиус выборки при зачистке, мм</td></tr>
<tr><td rowspan="2">наружный диаметр D</td><td rowspan="2">толщина стенки h 0</td></tr>
<tr><td>2a</td><td>2b</td><td>в осевом направлении</td><td>в окружном направлении</td></tr>
<tr><td>57</td><td>4,5</td><td>1,8</td><td>25</td><td>45</td><td>50</td><td>150</td></tr>
<tr><td>114</td><td>5,0</td><td>2,0</td><td>55</td><td>90</td><td>200</td><td>510</td></tr>
<tr><td>159</td><td>6,0</td><td>2,4</td><td>55</td><td>140</td><td>160</td><td>1030</td></tr>
<tr><td>168</td><td>6,0</td><td>2,4</td><td>55</td><td>150</td><td>160</td><td>1180</td></tr>
<tr><td>219</td><td>7,0</td><td>2,8</td><td>75</td><td>170</td><td>260</td><td>1300</td></tr>
<tr><td>325</td><td>8,0</td><td>3,2</td><td>100</td><td>240</td><td>400</td><td>2260</td></tr>
<tr><td>426</td><td>8,0</td><td>3,2</td><td>135</td><td>340</td><td>720</td><td>4520</td></tr>
<tr><td>530</td><td>9,0</td><td>3,6</td><td>135</td><td>400</td><td>640</td><td>5560</td></tr>
</table>


<a id="p101744"></a>*Примечание.* Радиус выборки контролируется специально изготовленным шаблоном.

<div align="center">

<a id="p101745"></a>З.6. Проведение ремонта методом абразивной зачистки

</div>


<a id="p101746"></a>Оборудованием для ремонта дефектов служат абразивные и другие металлорежущие инструменты: шлифмашинки, напильники и т.п., обеспечивающие шероховатость не ниже Rz = 40. Скорость резания не должна оказывать влияние на структуру металла (исключить перегрев).
<a id="p101747"></a>Зачищенные участки должны иметь форму эллипса (рис. З.2), одна из осей которого по направлению совпадает с образующей трубы. Края зачищаемого участка плавно выводятся на поверхность трубы.
<a id="p101748"></a>Не допускается производить зачистку продольных и кольцевых швов, а также околошовной зоны сварного соединения.
<a id="p101749"></a>После ремонта наиболее глубокое место зачистки с помощью ультразвукового толщиномера подвергается контролю по определению остаточной толщины. Результаты замеров заносятся в протокол (форма 7).


<div align="right">

<a id="p101750"></a>Форма 7

</div>


<div align="center">

<a id="p101751"></a>ПРОТОКОЛ<br>
ИЗМЕРЕНИЙ СТЕПЕНИ КОРРОЗИОННОГО ИЗНОСА ПОВЕРХНОСТИ<br>
МЕТАЛЛА ТРУБ ПОДЗЕМНОГО ГАЗОПРОВОДА

</div>


<a id="p101752"></a>Место прокладки газопровода __________________________________
<a id="p101753"></a>Дата обследования ____________________________________________
<a id="p101754"></a>Номер шурфа ________. Расположение по карте - схеме __________
<a id="p101755"></a>Наружный диаметр трубы _______________________________________
<a id="p101756"></a>Толщина стенки трубы по проекту ______________________________


<a id="p101757"></a><a id="p101759"></a><a id="p101761"></a><a id="p101762"></a><a id="p101763"></a>

<table>
<colgroup><col width="15%"><col width="20%"><col width="18%"><col width="18%"><col width="28%"></colgroup>
<tr><td colspan="5">Фактическая толщина стенки, мм</td></tr>
<tr><td>0°</td><td>90°</td><td>180°</td><td>270°</td><td>среднее значение</td></tr>
</table>




<a id="p101764"></a><a id="p101766"></a><a id="p101770"></a><a id="p101772"></a><a id="p101774"></a><a id="p101776"></a>

<table>
<colgroup><col width="6%"><col width="17%"><col width="15%"><col width="18%"><col width="20%"><col width="23%"></colgroup>
<tr><td colspan="6">Дефект</td></tr>
<tr><td>вид</td><td>глубина, мм</td><td>размер, мм</td><td>пространственная ориентация</td><td>толщина стенки вне зоны дефекта</td><td>остаточная толщина стенки после ремонта</td></tr>
<tr><td>1</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>2</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>3</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
</table>


<a id="p101777"></a>Измерения
<a id="p101778"></a>провел
<a id="p101779"></a>специалист __________________________ ____________________________
<a id="p101780"></a>           (наименование предприятия) (должность, Ф.И.О., подпись)
<a id="p101781"></a>           __________________________ ____________________________
<a id="p101782"></a>           (наименование предприятия) (должность, Ф.И.О., подпись)
<a id="p101783"></a>Ремонт
<a id="p101784"></a>провел
<a id="p101785"></a>специалист __________________________ ____________________________
<a id="p101786"></a>           (наименование предприятия) (должность, Ф.И.О., подпись)
<a id="p101787"></a>           __________________________ ____________________________
<a id="p101788"></a>           (наименование предприятия) (должность, Ф.И.О., подпись)






<div align="right">

<a id="p101789"></a>Приложение И

</div>


<div align="center">

<a id="p101790"></a>ОПРЕДЕЛЕНИЕ НАПРЯЖЕННО - ДЕФОРМИРОВАННОГО СОСТОЯНИЯ<br>
И ВЯЗКОСТНЫХ СВОЙСТВ МЕТАЛЛА ТРУБОПРОВОДА<br>
МАГНИТНО - ШУМОВЫМ МЕТОДОМ

<a id="p101791"></a>И.1. Общие положения

</div>


<a id="p101792"></a>И.1.1. Данное Приложение содержит основные положения по определению магнитно - шумовым методом неразрушающего контроля напряженно - деформированного состояния (НДС) и вязкостных свойств (ударной вязкости KCU) металла трубопровода.

<div align="center">

<a id="p101793"></a>И.2. Оборудование для определения НДС и ударной<br>
вязкости (KCU) металла трубопровода

</div>


<a id="p101794"></a>И.2.1. Для определения НДС и KCU металла трубопровода в качестве основных приборов используются магнитно - шумовые приборы "Уралец" или "ПИОН-01". Возможно использование магнитно - шумового прибора "Stresscan-50". В настоящей методике описываются работы по диагностированию с использованием прибора "ПИОН-01".
<a id="p101795"></a>И.2.2. Магнитно - шумовой прибор "ПИОН-01", представленный на рис. И.1, предназначен для неразрушающего контроля НДС и вязкостных свойств металла KCU трубопровода.
<a id="p101796"></a>И.2.3. Технические характеристики магнитно - шумового прибора "ПИОН-01":
<a id="p101797"></a>    минимальная фиксируемая величина
<a id="p101798"></a>    напряжений, МПа (кгс/кв. мм) .............................. 10
<a id="p101799"></a>    продолжительность одного замера, с ............... не более 10
<a id="p101800"></a>    диапазон рабочих температур, °C ................. от 50 до -20
<a id="p101801"></a>    индексация рабочего сигнала ......................... цифровая
<a id="p101802"></a>    питание прибора ......................... переменный ток 220 В
<a id="p101803"></a>    габаритные размеры, мм ....................... 270 x 260 x 110
<a id="p101804"></a>    масса, кг ............................................... 6,5.
<a id="p101805"></a>И.2.4. Работа с прибором "ПИОН-01" возможна при температуре стенки газопровода не ниже -10 °C, а температуре окружающей среды - не ниже -20 °C.
<a id="p101806"></a>И.2.5. Для каждого прибора "ПИОН-01" создаются тарировочные таблицы по определению НДС (форма 8) <*> и графики по определению KCU металла по маркам стали (рис. И.2, И.3). Графики и таблицы являются индивидуальными для конкретного прибора и для другого экземпляра "ПИОН-01" не пригодны. Тарировка осуществляется специализированными центрами.

<a id="p101807"></a>

---

<a id="p101808"></a><*> Не приводится.

<a id="p101809"></a>И.2.6. К работе с магнитно - шумовыми приборами допускаются лица, предварительно обученные работе с ними и прошедшие инструктаж по технике безопасности при работе с электроизмерительными приборами.
<a id="p101810"></a>И.2.7. В процессе работы корпус прибора должен быть заземлен.

<div align="center">

<a id="p101811"></a>И.3. Подготовка объекта для диагностирования

</div>


<a id="p101812"></a>И.3.1. Для проведения замеров магнитно - шумовых сигналов с трубопровода удаляют наружную изоляцию по всему периметру (ширина кольца должна быть не менее 200 мм), а поверхность замера в форме круга диаметром не менее 50 мм согласно схеме, приведенной на рис. И.4, зачищают шлифовальной шкуркой.
<a id="p101813"></a>Зачищаемая поверхность стенки трубы для установки накладного датчика не должна иметь глубоких рисок от наждачной бумаги.
<a id="p101814"></a>И.3.2. Места замера должны иметь привязку к проектным отметкам на схеме трубопровода.

<div align="center">

<a id="p101815"></a>И.4. Подготовка прибора "ПИОН-01" для диагностирования

</div>


<a id="p101816"></a>И.4.1. Накладной датчик 1 на рис. И.1 с помощью соединительного кабеля 2 через соответствующие разъемы подсоединяется к прибору 3.
<a id="p101817"></a>С помощью кабеля питания 4 прибор подключается к источнику питания. При нажатии кнопки 5 загораются контрольная лампа и индикаторные лампы на всех цифровых табло. Для выхода прибора на рабочий режим прибор прогревается в течение 10 - 15 мин.
<a id="p101818"></a>И.4.2. Измерения на реальном объекте осуществляются после проверки и настройки магнитно - шумового прибора "ПИОН-01" на эталонном образце, изготовленном из соответствующей марки стали.
<a id="p101819"></a>И.4.3. Проверка и настройка прибора осуществляется в такой последовательности.
<a id="p101820"></a>Переключатель выбора марки стали 13 (рис. И.1), расположенный на боковой стенке прибора, устанавливается в положение, соответствующее марке стали, указанной на эталонном образце (рис. И.5). Кнопками 6 устанавливается коэффициент усиления, указанный на эталонном образце и фиксируемый на цифровом индикаторном табло 7.
<a id="p101821"></a>    Нажатием кнопки 8 при загорании  индикаторной  лампы  9  (рис.
<a id="p101822"></a>И.1)  устанавливается  автоматический  режим  работы  прибора  для
<a id="p101823"></a>фиксации  максимального  сигнала.  Накладной   датчик   1   плотно
<a id="p101824"></a>устанавливается  на  поверхности эталонного образца таким образом,
<a id="p101825"></a>чтобы его наибольшая ось,  помеченная  на  датчике,  располагалась
<a id="p101826"></a>вдоль  оси  t  эталонного образца (рис.  И.5),  имитирующего замер
<a id="p101827"></a>магнитного шума в окружном направлении.  Для  произведения  замера
<a id="p101828"></a>следует:  нажать и отпустить кнопку 10 на датчике или кнопку 11 на
<a id="p101829"></a>передней панели прибора;  слегка покачивая  датчик,  снять  отсчет
<a id="p101830"></a>показаний на цифровом табло 12. Эта операция должна повториться не
<a id="p101831"></a>менее трех раз.  Значение  сигнала  МШ   в  фиксируемом  положении
<a id="p101832"></a>                                      t
<a id="p101833"></a>датчика  определяется как средняя величина по результатам не менее
<a id="p101834"></a>трех  измерений.  Затем  датчик  устанавливается  на   поверхность
<a id="p101835"></a>эталонного образца вдоль оси Z перпендикулярно направлению оси t и
<a id="p101836"></a>аналогичным образом замеряются значения сигнала в направлении  оси
<a id="p101837"></a>Z (МШ ).
<a id="p101838"></a>     z
<a id="p101839"></a>Если полученные значения магнитно - шумовых сигналов на эталонном образце в направлении осей t и Z не отличаются от указанных на эталонном образце более чем на семь единиц магнитно - шумового сигнала, прибор готов к выполнению работ по диагностированию объекта обследования. При отклонении показаний за пределы данных диапазонов прибор отправляют на переаттестацию.

<div align="center">

<a id="p101840"></a>И.5. Проведение замеров и обработка результатов

</div>


<a id="p101841"></a>И.5.1. Перед проведением замеров прибором "ПИОН-01" в целях выявления дефектов (утонения, расслоения) стенки трубопровода с помощью толщиномера УТ-93П или другого прибора проводятся контрольные измерения толщины стенки в подготовленных зонах.
<a id="p101842"></a>И.5.2. Определение НДС.
<a id="p101843"></a>Переключателями выбора марки стали 13 и выбора режима 14 и кнопкой установки коэффициента усиления 6 (рис. И.1) по таблице соответствия магнитно - шумового сигнала и НДС в стенке трубы, приведенной в форме 8, устанавливается режим замера НДС.
<a id="p101844"></a>И.5.3. Измерение НДС в трубопроводе прибором "ПИОН-01" осуществляется в каждой точке замера (рис. И.4), при этом выполняются следующие операции:
<a id="p101845"></a>накладной датчик 1 (рис. И.1) своей наибольшей осью устанавливается на подготовленную поверхность контролируемой зоны трубопровода в кольцевом, затем в осевом направлении, как это показано на рис. И.6;
<a id="p101846"></a>кнопкой 11 на передней панели прибора или 10 на накладном датчике следует обнулить показания прибора;
<a id="p101847"></a>кнопкой 8 установить автоматический режим;
<a id="p101848"></a>слегка покачивая датчик, снять показания значений максимального сигнала на цифровом табло 12 прибора при горящей индикаторной лампе 9 на передней панели прибора;
<a id="p101849"></a>отвести накладной датчик 1 от поверхности трубы;
<a id="p101850"></a>операции повторяются не менее трех раз по каждой оси замера;
<a id="p101851"></a>    полученные фактические   значения   замеров   толщины  стенки,
<a id="p101852"></a>магнитно - шумовых сигналов и определение НДС по таблице  формы  8
<a id="p101853"></a>заносятся в протокол N 1 [формы 9.](#p101880) Графу и строку для определения
<a id="p101854"></a>НДС выбирают по максимальной из средних величин замеров МШ  и  МШ
<a id="p101855"></a>                                                          t      z
<a id="p101856"></a>в четырех точках.
<a id="p101857"></a>И.5.4. Определение ударной вязкости (KCU).
<a id="p101858"></a>Переключателем выбора режима 14 и кнопкой установки коэффициента усиления 6 в соответствии с графиками зависимости ударной вязкости металла трубы от магнитно - шумового сигнала (рис. И.2, И.3) устанавливается режим замеров для той марки стали, из которой изготовлен обследуемый трубопровод.
<a id="p101859"></a>И.5.5. Измерение значений KCU в трубопроводе осуществляется в каждой точке замера (рис. И.4) в последовательности, приведенной в [п. 6.3,](#p100314) но только в одном кольцевом направлении, как показано на рис. И.6.
<a id="p101860"></a>И.5.6. Полученные фактические значения замеров магнитно - шумовых сигналов и ударной вязкости заносятся в протоколы N 1, 2 [(формы 9,](#p101880) [10).](#p101944)
<a id="p101861"></a>И.5.7. Результаты, полученные по протоколам N 1 и 2, учитываются при расчете остаточного ресурса трубопровода согласно настоящей Инструкции.

<div align="center">

<a id="p101862"></a>И.6. Пример расчета

</div>


<a id="p101863"></a>    Величина НДС сигма ,  сигма ,  МПа,  определяется в ячейке  на
<a id="p101864"></a>                      t        z
<a id="p101865"></a>пересечении полученных значений магнитно - шумовых сигналов МШ  (в
<a id="p101866"></a>                                                              z
<a id="p101867"></a>вертикальных графах) и МШ  (в горизонтальных строках)  (см.  форму
<a id="p101868"></a>                         t
<a id="p101869"></a>8).
<a id="p101870"></a>    Так, например, при замерах получены значения:

<a id="p101871"></a>                       МШ  = 48; МШ  = 96.
<a id="p101872"></a>                         z         t

<a id="p101873"></a>    Тогда из ячейки  на  пересечении  "графа  -  строка"  формы  8
<a id="p101874"></a>получаем:

<a id="p101875"></a>                сигма  = 157 МПа; сигма  = 57 МПа.
<a id="p101876"></a>                     z                 t

<a id="p101877"></a>    Отсутствие знака  перед  цифрой  в  ячейке  означает:  "+"   -
<a id="p101878"></a>напряжение растяжения, а знак "-" - напряжение сжатия.


<div align="right">

<a id="p101879"></a>Форма 9

</div>


<div align="center">

<a id="p101880"></a>ПРОТОКОЛ N 1<br>
ЗАМЕРОВ И РАСЧЕТА НАПРЯЖЕННО - ДЕФОРМИРОВАННОГО<br>
СОСТОЯНИЯ

</div>


<a id="p101881"></a>Наименование объекта _________________________________________
<a id="p101882"></a>Дата обследования ____________________________________________
<a id="p101883"></a>Номер шурфа __________________________________________________
<a id="p101884"></a>Проектная отметка места шурфования ___________________________
<a id="p101885"></a>Магнитно - шумовой прибор: марка________, зав. N _____________
<a id="p101886"></a>Диаметр трубы _________. Марка стали трубы ___________________

<div align="center">

<a id="p101887"></a>РЕЗУЛЬТАТЫ ЗАМЕРОВ

</div>



<a id="p101888"></a><a id="p101891"></a>

<table>
<colgroup><col width="72%"><col width="8%"><col width="6%"><col width="6%"><col width="8%"></colgroup>
<tr><td rowspan="2">Фактическая толщина стенки в точке замера, мм</td><td>1</td><td>2</td><td>3</td><td>4</td></tr>
</table>




<a id="p101892"></a><a id="p101897"></a>

<table>
<colgroup><col width="42%"><col width="17%"><col width="22%"><col width="20%"></colgroup>
<tr><td rowspan="2">Положение клавиш настройки при замере напряженно - деформированного состояния</td><td>Силы тока</td><td>Частоты магнитного поля</td><td>Коэффициента усиления</td></tr>
</table>




<a id="p101898"></a><a id="p101902"></a><a id="p101911"></a><a id="p101920"></a>

<table>
<colgroup><col width="46%"><col width="15%"><col width="9%"><col width="9%"><col width="11%"><col width="9%"></colgroup>
<tr><td colspan="2" rowspan="2">Результаты замеров магнитно - шумового сигнала при определении НДС</td><td colspan="4">Точка замера</td></tr>
<tr><td>1</td><td>2</td><td>3</td><td>4</td></tr>
<tr><td rowspan="4">в продольном направлении МШ z</td><td>1-й замер</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>2-й замер</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>3-й замер</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>среднее значение</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td rowspan="4">в кольцевом направлении МШ t</td><td>1-й замер</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>2-й замер</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>3-й замер</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>среднее значение</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
</table>


<div align="center">

<a id="p101921"></a>РЕЗУЛЬТАТЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ НДС<br>
(СРЕДНИЕ ЗНАЧЕНИЯ)

</div>



<a id="p101922"></a><a id="p101928"></a><a id="p101930"></a><a id="p101932"></a><a id="p101934"></a><a id="p101936"></a>

<table>
<colgroup><col width="29%"><col width="38%"><col width="32%"></colgroup>
<tr><td rowspan="2">Точка замера</td><td colspan="2">Напряжение в стенке трубы, МПа</td></tr>
<tr><td>в продольном направлении, сигма ос</td><td>в кольцевом направлении, сигма кц</td></tr>
<tr><td>1</td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>2</td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>3</td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>4</td><td></td><td></td></tr>
</table>


<a id="p101937"></a>    Подпись лица,
<a id="p101938"></a>    проводившего замеры ________________ (_______________________)
<a id="p101939"></a>                                              (фамилия, и.о.)
<a id="p101940"></a>    Подпись лица,
<a id="p101941"></a>    проводившего расчет ________________ (_______________________)
<a id="p101942"></a>                                              (фамилия, и.о.)


<div align="right">

<a id="p101943"></a>Форма 10

</div>


<div align="center">

<a id="p101944"></a>ПРОТОКОЛ N 2<br>
ЗАМЕРОВ И РАСЧЕТА УДАРНОЙ ВЯЗКОСТИ (KCU) МЕТАЛЛА ТРУБ

</div>


<a id="p101945"></a>Наименование объекта _________________________________________
<a id="p101946"></a>Дата обследования __________________. Номер шурфа ____________
<a id="p101947"></a>Проектная отметка места шурфования ___________________________
<a id="p101948"></a>Магнитно - шумовой прибор: марка ________, зав. N ____________
<a id="p101949"></a>Диаметр трубы ________________. Марка стали трубы ____________

<div align="center">

<a id="p101950"></a>РЕЗУЛЬТАТЫ ЗАМЕРОВ

</div>



<a id="p101951"></a><a id="p101954"></a><a id="p101955"></a>

| Положение клавиш настройки при замере KCU | Режим работы (KCU) | Марка стали | Коэффициент усиления |
| --- | --- | --- | --- |




<a id="p101956"></a><a id="p101960"></a><a id="p101969"></a><a id="p101972"></a>

<table>
<colgroup><col width="45%"><col width="15%"><col width="9%"><col width="11%"><col width="11%"><col width="9%"></colgroup>
<tr><td colspan="2" rowspan="2">Результаты замеров магнитно - шумового сигнала при определении KCU</td><td colspan="4">Точка замера</td></tr>
<tr><td>1</td><td>2</td><td>3</td><td>4</td></tr>
<tr><td rowspan="4">В кольцевом направлении МШ t</td><td>1-й замер</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>2-й замер</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>3-й замер</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td>среднее значение</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td colspan="2">Результаты расчета KCU по графикам рис. И.2, И.3, Дж/кв. см</td><td colspan="4"></td></tr>
</table>


<a id="p101973"></a>    Подпись лица,
<a id="p101974"></a>    проводившего замеры ________________ (_______________________)
<a id="p101975"></a>                                              (фамилия, и.о.)
<a id="p101976"></a>    Подпись лица,
<a id="p101977"></a>    проводившего расчет ________________ (_______________________)
<a id="p101978"></a>                                              (фамилия, и.о.)






<div align="right">

<a id="p101979"></a>Приложение К

</div>


<div align="center">

<a id="p101980"></a>ОПРЕДЕЛЕНИЕ МЕХАНИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ОСНОВНОГО МЕТАЛЛА<br>
ГАЗОПРОВОДА С ПОМОЩЬЮ ПЕРЕНОСНОГО ТВЕРДОМЕРА

</div>


<a id="p101981"></a>    К.1. Методика    используется   для   определения   временного
<a id="p101982"></a>сопротивления сигма  и предела  текучести  сигма   газопровода  по
<a id="p101983"></a>                   в                            т
<a id="p101984"></a>показателям твердости металла.
<a id="p101985"></a>К.2. Для замера твердости используются переносные твердомеры ИТ50, ДИТ-02, Темп-2 и EQVOTIP швейцарской фирмы "Процек". Технические характеристики, рекомендации по проверке и обслуживанию приборов для замера твердости приведены в инструкциях на них. Использование переносных твердомеров других конструкций разрешается при условии проведения предварительной тарировки прибора и корректировки расчетных зависимостей по определению механических свойств.
<a id="p101986"></a>К.3. Поверхность трубы очищается от изоляции, масла, грязи и окалины для снижения возможности ошибочных измерений. Глубина зачистки поверхности не должна превышать 1 - 2% толщины стенки. Зачистку поверхности можно производить шлифовальным кругом, напильником, шкуркой. При этом необходимо принять меры против возможного нагрева поверхности, чтобы не изменилась твердость замеряемой зоны.
<a id="p101987"></a>Чистота обработки поверхности должна быть не более Rа = 2 мкм, не допускаются на поверхности риски от воздействия инструмента.
<a id="p101988"></a>К.4. Измерение твердости производится по периметру трубы газопровода или в локальных зонах по ее длине. Количество замеров твердости в локальной зоне должно быть не менее трех. Измерение твердости не производится дважды в одной точке. Если разброс показаний прибора превышает +/- 15 единиц твердости, проверяется правильность подготовки поверхности и установки датчика.
<a id="p101989"></a>    К.5. Фактическая твердость L  (по Лейбу) материала газопровода
<a id="p101990"></a>                                ф
<a id="p101991"></a>рассчитывается по формуле:

<a id="p101992"></a>                  L  = L  + 2,21(D / S - 12,7).              (К.1)
<a id="p101993"></a>                   ф    0

<a id="p101994"></a>    Если D / S = 12,7, то L  = L ,
<a id="p101995"></a>                           ф    0
<a id="p101996"></a>    где:
<a id="p101997"></a>    L  -  среднее  арифметическое  значение твердости,  замеренной
<a id="p101998"></a>     0
<a id="p101999"></a>непосредственно на газопроводе;
<a id="p102000"></a>    D - наружный газопровод, мм;
<a id="p102001"></a>    S - толщина стенки трубы, мм.
<a id="p102002"></a>    К.6. Временное  сопротивление  сигма    и   предел   текучести
<a id="p102003"></a>                                        в
<a id="p102004"></a>сигма     металла по величине твердости (по Лейбу) рассчитывают по
<a id="p102005"></a>     0,2
<a id="p102006"></a>следующим формулам:

<a id="p102007"></a>                                     -6    3         -3    2
<a id="p102008"></a>    сигма  = 9,55[149 + 1,22(2,8 x 10   x L  - 3 x 10   x L  +
<a id="p102009"></a>         в                                 ф               ф

<a id="p102010"></a>            + 1,797L  - 275,125) - 12,22], кгс/кв. мм;       (К.2)
<a id="p102011"></a>                    ф

<a id="p102012"></a>                                  -6    3         -3    2
<a id="p102013"></a>      сигма    = К x 1,22(2,8 x 10   x L  - 3 x 10   x L  +
<a id="p102014"></a>           0,2                          ф               ф

<a id="p102015"></a>                + 1,797L  - 275,125), кгс/кв. мм,            (К.3)
<a id="p102016"></a>                        ф

<a id="p102017"></a>    где К = 0,2 - для углеродистых сталей.
<a id="p102018"></a>    К.7. Результаты замеров твердости и  расчетов  по  определению
<a id="p102019"></a>механических  свойств  материала трубопровода заносятся в протокол
<a id="p102020"></a>замеров [(форма 5](#p101312) Приложения Д настоящей Инструкции).
<a id="p102021"></a>    К.8. С   помощью   прибора   Темп-2    определяют    временное
<a id="p102022"></a>сопротивление   сигма    по  показаниям  твердости  по  программе,
<a id="p102023"></a>                     в
<a id="p102024"></a>заложенной в память прибора.



<a id="p102025"></a>

---