Приказ Минэнерго РФ от 19.12.2000 № 157

Министерство энергетики Российской Федерации · № 157 от 19.12.2000Утратил силу 19.12.2000

Актуально на 09.11.2026.

Как цитировать: Приказ Минэнерго РФ от 19.12.2000 N 157. 157. 19.12.2000. https://bukva.ai/docs/prikaz-157-2000-minenergo-rossii-ministerstvo

«О введении в действие руководящего документа РД 153-39.1-059-00»

(вместе с «Методикой технического диагностирования газорегуляторных пунктов»)

Внимание

Документ утратил силу в связи с изданием Приказа Минэнерго России от 28.06.2017 № 581. Приказом Ростехнадзора от 06.02.2017 № 48 утверждено руководство по безопасности «Методика технического диагностирования пунктов редуцирования газа». Начало действия документа — 01.01.2001. Окончание действия документа — 27.06.2017. Методика, утвержденная данным документом, введена в действие с 1 января 2001 года. Документ утратил силу в связи с изданием Приказа Минэнерго России от 28.06.2017 № 581.

МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ПРИКАЗ от 19 декабря 2000 г. № 157

О ВВЕДЕНИИ В ДЕЙСТВИЕ РУКОВОДЯЩЕГО

ДОКУМЕНТА РД 153-39.1-059-00

Руководящий документ «Методика технического диагностирования газорегуляторных пунктов» (РД 153-39.1-059-00) разработан головным научно — исследовательским и проектным институтом по использованию газа в народном хозяйстве ОАО «Гипрониигаз» совместно с РАО «Владимироблгаз» ОАО «Росгазификация». Документ согласован с Федеральным горным и промышленным надзором России.

В целях установления правил проведения технического диагностирования технологического газового оборудования газорегуляторных пунктов (ГРП) на предприятиях топливно — энергетического комплекса приказываю:

1. Принять и ввести в действие с 1 января 2001 г. прилагаемый руководящий документ «Методика технического диагностирования газорегуляторных пунктов» (РД 153-39.1-059-00).

2. Генеральному директору ОАО «Гипрониигаз» Шурайцу А.Л. (по согласованию) оказывать предприятиям и организациям ТЭК методическую помощь по внедрению РД 153-39.1-059-00 (тел. 8-8452-21-0164).

3. Поручить ОАО «Росгазификация» (по согласованию) издание и распространение РД 153-39.1-059-00 заинтересованным организациям (тел. 095-203-77-43).

4. Контроль за исполнением настоящего Приказа возложить на руководителя Департамента газовой промышленности и газификации Матюшечкина В.Н.

Министр
А. С. Гаврин

Утверждена
Приказом Минэнерго России
от 19 декабря 2000 г. № 157

Согласована
письмом Госгортехнадзора России
от 16 июня 2000 г. № 03-35/239

Дата введения -
1 января 2001 года

МЕТОДИКА ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ ГАЗОРЕГУЛЯТОРНЫХ ПУНКТОВ

РД 153-39.1-059-00

Предисловие

1. Разработан Головным научно — исследовательским и проектным институтом по использованию газа в народном хозяйстве ОАО «Гипрониигаз», РАО «Владимироблгаз», ООО «Экономгаз», ОАО «Росгазификация».

Внесен ОАО «Росгазификация».

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

3. Принят и введен в действие Приказом Минэнерго России от 19 декабря 2000 г. № 157.

4. Введен впервые.

1. Область применения

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

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

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

2. Нормативные ссылки

ГОСТ 27.002-89. Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения.

ГОСТ 27.004-85. Надежность в технике. Системы технологические. Термины и определения.

ГОСТ 7512-82. Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Радиографический метод.

ГОСТ 23055-78. Классификация сварных соединений по результатам радиографического контроля.

СНиП 3.05.02-88*. Газоснабжение. <*>

СНиП 2.04.08-87*. Газоснабжение. <*>

<*> С учетом внесенных изменений.

СНиП 2.04.12-86. Расчет на прочность стальных трубопроводов.

ПБ 03-246-98. Правила проведения экспертизы промышленной безопасности.

ПБ 12-368-00. Правила безопасности в газовом хозяйстве.

Правила технической эксплуатации и требования безопасности труда в газовом хозяйстве Российской Федерации, согласованные с Госгортехнадзором России 29.08.91 и утвержденные ГП «Росстройгазификация» 20.10.91.

РД-03-131-97. Сосуды, аппараты, котлы и технологические трубопроводы. Акустико — эмиссионный метод контроля.

РД 34.10.130-96. Инструкция по визуальному и измерительному контролю.

РД 204 РСФСР 3.3-87. Техническое состояние подземных газопроводов. Общие требования. Методы оценки.

РД 03-298-99. Положение о порядке утверждения заключений экспертизы промышленной безопасности.

РД 09-102-95. Методические указания по определению остаточного ресурса потенциально опасных объектов, подконтрольных Госгортехнадзору России.

Положение о техническом обслуживании, текущем и капитальном ремонтах газопроводов и сооружений на них, утвержденное и введенное в действие Приказом АООТ «Росгазификация» от 12 мая 1995 г. № 18-П.

3. Основные термины и определения

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

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

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

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

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

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

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

Дефект — каждое отдельное несоответствие установленным требованиям.

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

Отказ — событие, заключающееся в нарушении работоспособного состояния объекта.

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

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

4. Общие положения

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

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

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

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

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

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

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

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

5. Схема диагностирования

5.1 Диагностирование проводится в следующих случаях:

очередное:

первичное — после достижения расчетного срока службы;
последующее (повторное) — в соответствии со сроком, определенным настоящим РД;

внеочередное — по решению владельца ГРП.

5.2 Техническое диагностирование ГРП состоит из следующих этапов:

анализ технической (проектной, исполнительной и эксплуатационной) документации;
контроль функционирования;
контроль технического состояния;
анализ повреждений и параметров технического состояния;
принятие решения о возможности дальнейшей эксплуатации;
оформление результатов диагностирования технического состояния.

Сведения о проведении технического диагностирования заносятся в паспорт ГРП.

5.3 Схема проведения технического диагностирования ГРП приведена в Приложении А.

6. Анализ технической документации

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

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

соответствие оборудования маркам и размерам регуляторов, фильтров, задвижек, предохранительных устройств, труб и т.д. заложенным в проектно — технической документации, согласно паспортным данным на оборудование;
дата ввода в эксплуатацию;
проверка сроков государственной метрологической поверки контрольно — измерительных приборов (манометров) узлов учета расхода газа;
данные о неисправностях и проведенных ремонтах;
сведения о режиме работы в процессе эксплуатации;
принципиальная схема ГРП (приложение Б) <*>.

<*> Не приводится.

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

перечень проанализированной документации;
перечень оборудования и элементов, их технические характеристики и параметры;
режимы работы и условия эксплуатации, перечень повреждений и отказов;
предложения по контролю функционирования и контролю технического состояния.

7. Контроль функционирования

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

Основными параметрами, определяющими техническое состояние при контроле функционирования, являются:

стабильность работы регулятора;
пределы регулирования давления;
пределы срабатывания предохранительных запорных и сбросных клапанов;
внутренняя герметичность предохранительного запорного клапана и регулятора давления.

Контроль функционирования включает в себя следующие работы:

проверка плотности всех соединений, газопроводов и арматуры;
проверка пределов регулирования давления и стабильности работы регулятора давления при изменении расхода;
проверка пределов срабатывания предохранительных запорных и сбросных клапанов;
проверка плотности закрытия предохранительного запорного клапана и рабочего клапана регулятора давления (внутренняя герметичность);
проверка перепада давления на фильтре;
проверка функционирования запорной арматуры.

По результатам оформляется протокол (Приложение Г).

8. Контроль технического состояния

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

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

герметичность;
качество сварных соединений;
коррозионный и механический износ материалов;
прочность труб и оборудования.

8.3 Контроль технического состояния включает в себя:

визуальный и измерительный контроль;
неразрушающий контроль сварных соединений;
замер толщины стенок (толщинометрию) газопроводов;
проверку на прочность;
проверку на герметичность.

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

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

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

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

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

состояния металла корпуса (на деталях не должно быть трещин, расслоений, раковин; места изгибов деталей из листового проката не должны иметь трещин, надрывов, короблений);
состояния мембранной коробки, деталей регулирующего клапана (рабочие поверхности седел клапанов не должны иметь острых кромок, забоин, царапин, задиров и других механических повреждений; мембрана должна перемещаться плавно, без заеданий);
состояния уплотнительных поверхностей фланцев (поверхности уплотнительных прокладок должны быть ровными, без вмятин и надрывов);
отсутствия заеданий и перекосов в системе передачи перемещения от мембраны к клапану.

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

отсутствие (наличие) механических повреждений поверхностей;
отсутствие (наличие) формоизменения изделия (деформированные участки, коробление, провисание, выход трубы из ряда и другие отклонения от первоначального расположения);
отсутствие (наличие) трещин и других поверхностных дефектов, образовавшихся в процессе эксплуатации;
отсутствие растрескивания, эрозии и износа сварных швов и участков газопровода.

При измерительном контроле состояния основного материала и сварных соединений определяются:

размеры повреждений и дефектов (длина, ширина и глубина дефектов типа пор, шлаковых включений, непроваров корня шва, вмятин);
размеры деформированных участков основного материала и сварных соединений, возникших в результате деформаций при эксплуатации, включая следующие параметры:

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

б) размеры зон коррозионного повреждения, включая их глубину;

в) эксплуатационные трещины.

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

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

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

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

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

Участки газопроводов ГРП подлежат замене:

с максимальным утонением более 20% от первоначальной толщины стенки при низком и среднем давлении в газопроводе;
с напряжением в металле более 40% от предела текучести металла при высоком давлении газа в газопроводе.

Результаты толщинометрии оформляются протоколом (Приложение Е).

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

ультразвуковая дефектоскопия;
радиографический контроль;
цветная и магнитопорошковая дефектоскопия;
феррозондовый контроль;
акустико — эмиссионный контроль и др.

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

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

Исправление дефектов швов должно выполняться в соответствии с требованиями СНиП 3.05.02.

8.4 Перечень рекомендуемой контрольно — измерительной аппаратуры и оборудования приведен в Приложении Л.

9. Анализ повреждений и параметров технического
состояния ГРП

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

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

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

10. Принятие решения о возможности дальнейшей
эксплуатации ГРП

Дальнейшая эксплуатация ГРП возможна:

при полной укомплектованности и соответствии оборудования и приборов конструкторской (проектной) документации;
при соответствии основных технических характеристик оборудования и приборов техническим условиям;
при положительных результатах испытаний газопроводов и оборудования на прочность и герметичность.

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

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

Остаточный срок службы ГРП:

не более 75% нормативного срока службы, если по результатам диагностирования не обнаружено утонения и других дефектов металла участков газопроводов и корпусов оборудования;
не более 50% нормативного срока службы, если за время предшествующей эксплуатации были случаи аварий или отказов на газопроводе и оборудовании ГРП, включая сварные соединения;
не более 50% нормативного срока службы, если по результатам диагностирования обнаружены утонения участков газопровода и напряжения в металле, допустимые п. 8.3.3 настоящего Руководящего документа.

11. Оформление результатов технического
диагностирования ГРП

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

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

11.2. «Заключение экспертизы промышленной безопасности» должно быть составлено в соответствии с ПБ 03-246-98 «Правила проведения экспертизы промышленной безопасности» и РД 03-298-99 «Положение о порядке утверждения заключений экспертизы промышленной безопасности».

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

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

В документах указываются:

дата проведения;
основание для проведения работ;
наименование диагностируемого объекта, наименование организации, проводящей техническое диагностирование;
данные о контролируемом объекте;
основные параметры технического диагностирования;
анализ данных, полученных при техническом диагностировании.

12. Правила безопасности при проведении технического
диагностирования ГРП

12.1. Работы по техническому диагностированию ГРП необходимо проводить в соответствии с требованиями ПБ 12-368-00 «Правила безопасности в газовом хозяйстве», «Правил технической эксплуатации и требований безопасности труда в газовом хозяйстве Российской Федерации», ведомственных инструкций по проведению работ неразрушающими методами контроля, а также других нормативных документов.

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

Приложение А

СХЕМА
ПРОВЕДЕНИЯ ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ ГРП

Анализ технической (проектной, исполнительной и эксплуатационной) документации

┌────┴─────┐ ┌────────┐ ┌────────┐ ┌────────┐ ┌────────┐ ┌────────┐ ┌────────┐
<pre class="legal-pre">│Контроль  │ │Проверка│ │Проверка│ │Проверка│ │Проверка│ │Проверка│ │Проверка│
│функциони-│ │плотнос-│ │стабиль-│ │срабаты-│ │перепада│ │сроков  │ │функц.  │
│рования   ├>┤ти всех ├>┤ности   ├>┤вания   ├>┤давления├>┤госпро- ├>┤запор.  │
│(оператив-│ │соедине-│ │работы  │ │ПСК, ПЗК│ │   на   │ │верки   │ │арматуры│
│ная диаг- │ │ний     │ │регуля- │ │        │ │фильтре │ │КИП     │ │        │
│ностика)  │ │        │ │тора    │ │        │ │        │ │        │ │        │
│          │ │        │ │давления│ │        │ │        │ │        │ │        │</pre>
└────┬─────┘ └────────┘ └────────┘ └────────┘ └────────┘ └────────┘ └────────┘
    \/
┌────┴─────┐ ┌──────────┐ ┌──────────┐ ┌────────┐ ┌────────┐ ┌────────┐
<pre class="legal-pre">│Контроль  │ │Визуальный│ │Неразруша-│ │Толщино-│ │Проверка│ │Проверка│
│техничес- │ │и измери- │ │ющий конт-│ │метрия  │ │на проч-│ │на гер- │
│кого со-  ├>┤тельный   ├>┤роль свар-├>┤газопро-├>┤ность   ├>┤метич-  │
│стояния   │ │контроль  │ │ных соеди-│ │водов   │ │        │ │ность   │
│(эксперт- │ │          │ │нений     │ │        │ │        │ │        │
│ное обсле-│ │          │ │          │ │        │ │        │ │        │
│дование)  │ │          │ │          │ │        │ │        │ │        │</pre>
└────┬─────┘ └──────────┘ └──────────┘ └────────┘ └────────┘ └────────┘

Анализ повреждений и параметров технического состояния ГРП

Принятие решения о возможности и сроках дальнейшей эксплуатации

Оформление результатов диагностирования

Приложение В
(рекомендуемое)

ФОРМА

ПРОТОКОЛА АНАЛИЗА ТЕХНИЧЕСКОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ

ПРОТОКОЛ

ПО РЕЗУЛЬТАТАМ АНАЛИЗА ТЕХНИЧЕСКОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ

ГАЗОРЕГУЛЯТОРНОГО ПУНКТА

Дата проведения контроля: ________________________________________

Основание: _______________________________________________________

Место проведения контроля: _______________________________________

__________________________________________________________________

Организация, проводившая контроль: _______________________________

__________________________________________________________________

№ лицензии Госгортехнадзора _____ от _____________________________

__________________________________________________________________

Объект контроля: _________________________________________________

__________________________________________________________________

Перечень анализируемой документации ______________________________

__________________________________________________________________

Перечень оборудования:

Наименование оборудования	Технические характеристики	Режимы работы и условия эксплуатации	Замена и ремонт основных элементов

Выводы и рекомендации: ___________________________________________

__________________________________________________________________

Руководитель работ _________________ /__________/

Исполнитель _____________________ /__________/

Приложение Г
(рекомендуемое)

ФОРМА

ПРОТОКОЛА ФУНКЦИОНАЛЬНОЙ ДИАГНОСТИКИ

ПРОТОКОЛ

ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ФУНКЦИОНАЛЬНОЙ ДИАГНОСТИКИ